锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施

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1、#31机组锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施-、水冷壁管结垢腐蚀检查表一、#31炉水冷壁管结垢腐蚀检查割管部位管样安装年数结垢量结垢率腐蚀坑深（克/米2）（克咪2年）（毫米）前墙A-B数第81根（高16米）4向：725.58181.4约0.3背：112.382&1约0」前墙A-B数第85根（高16米）4向：632.7515&2背：121.4530.4后墙A-B数第根（高30米）4向：429.16107.3约0.2背：118.2629.56约0」A侧墙炉前一炉后第根（高20米）4向：306.3476.58约0.2背：165.641.4约

2、0」B侧墙炉前一炉后数第140根（高24米）4向：360.3090.1约0.15背：129.0432.26约0.1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/米彳，水冷壁管垢量已经超过DL/T794-2001《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

3、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表二#31炉水冷壁管垢样成分分析氧化物ai203SiO2P2O5SO3K2OCaOTiO2&2。3MnO2Fe2（）3ZnO含量5.58.63.61.60.55.40.91.11.570.60.7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、止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

4、因引起的。2）垢成分屮硅、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，只有加人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、正常运行水质分析序号项目结果（最大/最小）合格率平均合格率1除盐水二氧化硅（Ug/L）7.8/2.7100100导电率（［1s/cm）0.142/0.0521002给水溶解氧（ug/L）20/794.0197.26PH9.30/9.02100二氧化硅（Ug/L）24.4/5.592.30铁（ug/L）13.9/11.2100铜（ug/L）0.3

5、/0.11003凝结水溶解氧（ug/L）30/1010098.82导电率（［1s/cm）0.337/0.22196.48硬度（umol/L）01004炉水二氧化硅（Pg/L）182.6/27.4100100磷酸盐（mg/L）1.0/0.23100PH9.52/9.101005饱和蒸汽二氧化硅（》g/L）33.5/6.492.3095.97导电率（［xs/cm）0.1100钠（Mg/L）9.37/3.2595.626过热蒸汽二氧化硅（Ug/L）29.2/6.293.1696.26导电率（xs/cm）0.12100钠（Ug/L）6.48

6、/2.3595.627发电机定冷水导电率（［1s/cm）0.104/0.096100100PH8.27/8.02100硬度（Umol/L）01008循环水100100从表三可知：正常运行水质合格率高。但在线化学仪表的准确性和投入率偏低,不能完全真实反映水汽质量。四、#31机组启动初期水质报告表四#31机组启动初期水质报告测定项目测定结果启动开始2h4h6h8h给水硬度(W5umol/L)0.60.40.40.40.4SiO2(W80ug/L)396.4171.289.587.456.2溶氧(W30ug/L)5050505050凝结水硬

7、度(W10umol/L)0.40.40.40.40.4蒸汽钠(W20ug/L)11.0SiO2(W60ug/L)284.3142.690.830.829.6注：第8h的测定结果达到正常运行时的标准，本次计为合格。从表四可看出：机组启动初期水质合格率低。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

8、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口#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