锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施

#31机组锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施

一、水冷壁管结垢腐蚀检查

从表一可知：1)结垢量最大在标16m，24－30m结垢量基本接近，都大于结垢量300克/米2，水冷壁管垢量已经超过DL/T 794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的清洗要求，应进行化学清洗。2)水冷壁管去垢后点蚀现象不明显，发现一根水冷壁管盐酸酸洗去垢后，水冷壁管镀铜明显，根据经验，在水冷壁管垢量超标同时有铜垢的情况，很容易导致因超温爆管事故的发生。3）垢量测定的结果表明，各炉墙向火侧的垢量很高，且垢量很不均匀。结垢速率与热负荷有直接的关系，一般结垢速率高的地方，热负荷就高，结垢速率的巨大差别表明水冷壁管的热负荷不均匀。

二、#31炉水冷壁管垢样成分分析

从表二垢成分分析结果表明：1）垢主要成分为铁的氧化物，水冷壁氧化铁垢沉积主要是由于铁的腐蚀沉积而致。腐蚀原因主要由于机组保养、机组启动期间水质差、正常运行期间因凝汽器腐蚀泄漏、锅炉运行燃烧调整及排污控制等原因引起的。2）垢成分中硅、磷、钙、硫酸根含量也较大，说明凝汽器泄漏而导致凝结水、给水和炉水变差，只有加大磷酸盐处理形成水渣通过排污才能保证炉水水质合格。磷、钙的沉积表明锅炉排污的及时性不够。

三、正常运行水质分析

不能完全真实反映水汽质量。

四、#31机组启动初期水质报告

五、#31机组凝结水水质异常情况

1、2009年2月凝结水导电率有56次大于0.30us/cm ，合格率为6.67％。判断凝结器可能有泄漏。2月6日＃31机组停运，凝结器查漏堵漏2根。

2、2009年3月份凝结水导电率有86次大于0.30us/cm ，合格率为70.03％。

3、2009年4月份凝结水导电率有21次大于0.30us/cm ，合格率为93.91％。

4、2010年6月13日＃31机组停运，凝汽器查漏堵漏甲侧2根。

5、2010年7月30日＃31机组启动初期并网8小时后，凝结水、给水仍有硬度在2umol/L ，20小时后硬度为0 umol/L。硬度合格率为95.26％。凝结水导电率11次超标（大于0.30us/cm），导电率的合格率为95.69％

6、2011年7月 9日＃31机组启动初期，凝结水、给水有硬度，连续超标14小时。

7、2011年8月23日～9月1日＃31机组运行期间，凝结水导电率上涨并超过0.30us/cm，超标71次，合格率为62.43％.

六、原因分析：

1、凝汽器泄漏。由于凝汽器的泄漏，循环冷却水进入给水系统，循环冷却水中的碳酸盐进入给水中，这些碳酸盐进入锅炉后，由于炉水温度高，会发生下列反应：

2HCO3-→CO2↑+O H-

Ca(HCO3) →CaCO3↓+ CO2↑+H2O

2、机组启动频繁，启动初期水质差，凝结水未完全合格就回收，引起炉水水质恶化。虽加强加药及排污处理，但仍存在炉水水质和蒸汽品质不及时合格现象，一般均需48h后才能合格（导则要求：机组启动并网后8h，水质应达到运行控制标准）。

3、由于锅炉采用强制循环，锅炉下联箱底部定期排污门仅有一个，启动初期进行了排污。但机组运行正常、水质合格后，锅炉运行人员很少开启底部排污门进行底部排污，炉水处理过程中生产的水渣无法正常排出，在水冷壁管内形成二次结垢。

5、机组在线化学仪表准确率、投入率偏低，不能真实检测水汽质量，造成判断误差。

6、机组停备用保养有时存在不及时现象。热力系统的腐蚀产物随给水进入锅炉，而锅炉排污系统因本身原因又无法及时排除，引起二次结垢。

7、由于近年来煤质变化和燃烧器改造，锅炉热负荷中心发生位移，引起锅炉局部过热，极易造成水冷壁管结垢。

8、“盐类隐藏”现象的发生，易造成高热负荷的水冷壁管结垢腐蚀。当Na3PO4发生暂时消失现象时，在高热负荷的炉管管壁上会形成Na2.85H0.15PO4的固相易溶盐附着物，其析出过程的化学反应为：

Na3PO4＋0.15H2O→Na2.85H0.15PO4↓＋0.15NaOH

这个反应式表明，当Na2.85H0.15PO4的固相物从Na3PO4溶液中析出时，在炉管管壁边界层的液相中，有游离NaOH产生。

9、垢量测定的结果表明，各炉墙向火侧的垢量很高，且垢量很不均匀。结垢速率与热负荷有直接的关系，一般结垢速率高的地方，热负荷就高，结垢速率的巨大差别表明水冷壁管的热负荷不均匀。

七、处理措施

1、由于水冷壁管垢量已经超过DL/T 794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的清洗要求，应尽快对锅炉进行化学清洗。

2、由于机组运行已经二十年，已达到铜管的使用寿命，即铜管因水侧电偶腐蚀、点蚀及汽侧氨蚀而引起泄漏的现象不可避免，目前水冷壁管结垢量大主要也是由于凝汽器泄漏所致。根据其他厂（如广安31#、32#）经验，用不锈钢管取代铜管是可行的，效果良好，这也是根本解决凝汽器泄漏的最佳措施。

3、加强化学在线仪表的维护及改造工作。特别是关系到凝结水、给水、炉水质量监测的电导率表、PH表以及凝结水、给水溶解氧表必须尽可能准确可靠。

4、加强机组启动前的系统冲洗和换水。机组启动后，加强凝结水、给水、炉水的取样监督化验、加药处理和锅炉排污（定排和连续排污）。机组正常运行后，锅炉连续排污门必须保证一定的排污开度进行连续排污，每天在低负荷时时对锅炉炉水定排一次。

5、机组运行期间，加强凝结水水质监督，发现凝汽器泄漏立即汇报并组织堵漏，同时加强炉水处理和锅炉排污（定排、连排）。加强凝汽器缝停必检工作，尽可能减少机组运行期间凝汽器泄漏。

6、认真抓好机组停备用期间机组的保养工作。特别是采用热炉放水进行锅炉保养时，必须按照火力发电厂停备用热力设备防锈蚀导则（DL/T956-2005）的要求进行。

7、由于水冷壁管腐蚀结垢速率与热负荷有直接关系，热负荷高的地方，水冷壁管的腐蚀结垢速率就会显著提高，因此，调整改善锅炉的燃烧工况，最大限度地消除水冷壁管的局部过热，从而降低水冷壁管的局部腐蚀结垢速率过高现象。

8、加强机组运行期间的水汽质量监督。严格按照火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量控制标准（GB/T-2008）要求进行监督和控制，发现异常立即汇报并处理。

八、建议

1、在下次停机或机组检修期间对凝汽器铜管进行涡流探伤，以全面掌握凝