锅炉水冷壁管结垢原因解析总结计划及处理有效措施.docx

精品文档 #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 表一、 #31 炉水冷壁管结垢腐蚀检查 割管部位 管样安 结垢量 结垢率 腐蚀坑深 装年数 （克 /米 2） （克/米 2 年） （毫米） 前墙 A→B 数第 81 4 向： 725.58 181.4 约 0.3 根（高 16 米） 背： 112.38 28.1 约 0.1 前墙 A→B 数第 85 4 向： 632.75 158.2 根（高 16 米） 背： 121.45 30.4 后墙 A→B 数第 根 4 向： 429.16 107.3 约 0.2 （高 30 米） 背： 118.26 29.56 约 0.1 A 侧墙炉前→ 4 向： 306.34 76.58 约 0.2 炉后第根（高 20 米） 背： 165.6 41.4 约 0.1 B 侧墙炉前→炉后 向： 360.30 90.1 约 0.15 数第 140 根（高 244 背： 129.04 32.26 约 0.1 米） 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 表二 #31 炉水冷壁管垢样成分分析 氧 化 Al 2O3 SiO2 P2O5 SO3 K 2O CaO TiO 2 Cr2O3 MnO 2 Fe2O3 ZnO 物 含 8.6 3.6 1.6 0.5 5.4 0.9 1.1 1.5 70.6 0.7 5.5 量 . 精品文档 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 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（μ g/L） 7.8/2.7 100 100 导电率（μ s/cm） 0.142/0.052 100 2 给水 溶解氧（μ g/L ） 20/7 94.01 97.26 PH 9.30/9.02 100 二氧化硅（μ g/L） 24.4/5.5 92.30 铁（μ g/L ） 13.9/11.2 100 铜（μ g/L ） 0.3/0.1 100 3 凝结水 溶解氧（μ g/L ） 30/10 100 98.82 导电率（μ s/cm） 0.337/0.221 96.48 硬度 （μ mol/L ） 0 100 4 炉水 二氧化硅（μ g/L） 182.6/27.4 100 100 磷酸盐（ mg/L ） 1.0/0.23 100 PH 9.52/9.10 100 5 饱和蒸汽 二氧化硅（μ g/L） 33.5/6.4 92.30 95.97 导电率（μ s/cm） 0.1 100 钠（μ g/L ） 9.37/3.25 95.62 6 过热蒸汽 二氧化硅（μ g/L） 29.2/6.2 93.16 96.26 导电率（μ s/cm） 0.12 100 钠（μ g/L ） 6.48/2.35 95.62 7 发电机定冷水 导电率（μ s/cm） 0.104/0.096 100 100 PH 8.27/8.02 100 硬度 （μ mol/L ） 0 100 8 循环水 100 100 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， . 精品文档 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 2h 4h 6h 8h 始 硬度（≤ 5umol/L ） 0.6 0.4 0.4 0.4 0.4 给 SiO （≤ 80ug/L） 396.4 171.2 89.5 87.4 56.2 2 水 溶氧（≤ 30ug/L） 50 50 50 50 50