超超临界机组锅炉清洗及防腐技术研究
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉采用高温高压工作状态，在运行过程中容易出现水冷壁高温腐蚀问题。
水冷壁高温腐蚀是指锅炉水冷壁在高温条件下与燃烧物质中的腐蚀性物质发生化学反应，导致水冷壁材料表面的腐蚀和损伤。
水冷壁高温腐蚀主要有火室侧和渣穴侧两种腐蚀形式。
火室侧高温腐蚀主要由固定在内部火室墙面上的眼镜体、硅酸盐等成分的高背渣和泥浆形成的粘结层、金属表面钙镁砂浆发生的化学反应而引起。
火室侧温度较高，氧气含量较低，硅酸盐和其他腐蚀性物质在高温下会与金属表面发生反应，产生腐蚀产物，从而导致水冷壁表面的腐蚀和材料损伤。
渣穴侧高温腐蚀主要是由与碱性渣浆反应生成电解质、生成高背渣所带入的渣浆、金属表面的氧化膜等因素共同作用形成的。
渣穴侧的高温腐蚀主要发生在锅炉的低温侧，渣浆中的高背渣与金属表面的化学反应可以导致水冷壁表面的腐蚀和损伤。
1. 改变炉膛结构：通过调整燃烧器布置、增加河底避流板、调整布风、增加保温层等措施，减少火室侧高温腐蚀。
2. 优化燃烧工艺：通过优化燃烧工艺参数，提高燃烧效率，减少可燃物质残留和产生的腐蚀性物质。
3. 加强渣穴清理：定期清理渣穴中的渣块和高背渣，防止其与金属表面发生反应。
4. 选择抗高温腐蚀材料：选择更高质量的材料，如合金材料，具有抗高温腐蚀性能，降低水冷壁的腐蚀程度。
5. 增强金属表面保护：在金属表面形成一层保护膜，防止腐蚀性物质直接与金属表面接触。
6. 加强水质管理：合理控制锅炉给水中的杂质含量，避免腐蚀物质进入水冷壁。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀主要由火室侧和渣穴侧两种腐蚀形式构成，并可能导致水冷壁表面的腐蚀和损伤。
针对这一问题，可以通过改变炉膛结构、优化燃烧过程、加强渣穴清理、选材和表面保护等措施来减轻腐蚀程度，提高水冷壁的使用寿命。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉是一种高效、节能的发电设备，但是在运行过程中，锅炉水冷壁会受到高温腐蚀的影响，降低了锅炉的运行效率和寿命。
本文将对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因进行分析，并提出改造措施。
1. 高温烟气腐蚀：超临界锅炉的烟气温度较高，使得烟气中的酸性物质（尤其是SOx 和Cl-）对水冷壁产生腐蚀作用。
当烟气内的酸性物质与水冷壁表面的水蒸气接触时，会发生气—液两相间的化学反应，产生酸性溶液并对水冷壁表面进行腐蚀。
2. 氧化腐蚀：锅炉水冷壁内部存在着氧气，当水冷壁内部的金属表面与氧气接触时，会发生氧化反应，使金属表面产生氧化物。
氧化物的形成会导致水冷壁金属的腐蚀，在高温和高压的环境下，氧化物会与金属内部形成一个保护膜，阻碍了金属的继续腐蚀，但是当膜层破裂时，金属表面又会重新暴露在氧气中，导致腐蚀加剧。
3. 热应力腐蚀：循环水由于运行中的温度和压力变化，使得水冷壁受到热应力的影响，从而产生应力腐蚀。
热应力腐蚀会导致水冷壁金属的晶粒形状发生变化，表面出现裂纹或剥落，进而加剧了水冷壁的腐蚀。
1. 酸洗处理：定期对水冷壁进行酸洗处理，清除表面的铁锈和氧化物，恢复金属表面的光洁度，降低腐蚀的可能性。
2. 材料改进：选用耐蚀性能较好的材料，如抗氧化、耐高温、耐酸性等特性的材料，改善水冷壁的抗腐蚀能力。
3. 防腐涂层：在水冷壁表面涂覆一层耐高温、耐腐蚀性能好的保护层，形成一层保护膜，防止水冷壁表面与高温烟气接触，降低腐蚀的风险。
4. 水质控制：控制锅炉循环水的水质，减少酸碱物质的含量，降低水冷壁的腐蚀速率。
5. 过量空气控制：控制锅炉的燃料供给和排烟系统，避免烟气中含有过多的酸性物质，减少水冷壁的酸蚀。
通过采取上述改造措施，可以有效地降低超临界锅炉水冷壁的高温腐蚀现象，延长锅炉的使用寿命，提高运行效率。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是指在超临界锅炉运行过程中，锅炉水冷壁表面受到高温腐蚀的现象。
该现象主要由锅炉工作条件、水冷壁材料和水质等因素共同引起。
本文旨在分析超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的原因，并提出相应的改造措施。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的原因主要包括以下几个方面：
1. 锅炉工作参数的影响：超临界锅炉工作参数高于常规锅炉，如高温、高压和高通量等条件都会增加水冷壁的高温腐蚀风险。
2. 水冷壁材料的选择：超临界锅炉水冷壁材料选择应能够适应高温、高压和腐蚀环境，一些低合金钢材料在超临界锅炉中容易发生高温腐蚀。
3. 水质的影响：超临界锅炉中水质具有较高的碱度和硅酸盐含量，这些物质会在高温下与水冷壁内外表面形成腐蚀性化合物，加速水冷壁的腐蚀。
2. 优化水冷壁材料：选择合适的高温合金材料作为水冷壁，具有较高的耐高温和抗腐蚀性能，延缓水冷壁的高温腐蚀。
还可以采用喷涂保护技术、涂层改性技术和防蚀涂层技术等措施来增强水冷壁的耐高温和抗腐蚀性能，延长水冷壁的使用寿命。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是由多种因素共同作用引起的，需要通过改变锅炉工作参数、优化水冷壁材料和控制水质等措施来降低高温腐蚀的风险，并采取涂层和喷涂技术来提高水冷壁的耐高温和抗腐蚀性能，从而延长水冷壁的使用寿命。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是锅炉运行过程中的一个重要问题，对于保障锅炉的安全稳定运行具有重要意义。
本文从高温腐蚀的原因及改造措施两个方面对其进行分析。
一、高温腐蚀原因分析1. 高温气体的化学腐蚀作用在超临界锅炉燃烧室内，燃料燃烧所产生的高温气体含有大量的酸性气体，如NOx、SOx等，这些酸性气体会在水冷壁表面吸附并与金属产生化学反应，进而导致高温气体的化学腐蚀作用。
此外，某些燃料的组成中还含有Cl、S等有害元素，这些元素在锅炉运行过程中也会促进水冷壁的腐蚀作用。
2. 氧化还原作用水冷壁被加热后会产生富气层，而富气层中氧分压高，同时金属又处于高温状态，从而产生氧化还原反应，其中金属表面的氧化物被还原成金属，这种还原过程导致水冷壁受到一定的腐蚀作用。
此外，水冷壁受到机械损伤或化学腐蚀后会形成一定的氧化物层，氧化物层的产生和脱落也会导致水冷壁的高温腐蚀。
3. 热应力引起的金属疲劳及低周疲劳作用超临界锅炉水冷壁在高温及高压的工作环境下，由于存在温差、收缩差及机械力等因素，会受到强烈的热应力作用，导致金属表面出现疲劳及低周疲劳现象，进而形成高温腐蚀。
此外，由于水冷壁的设备结构与材料等因素不同，也会影响其受到热应力影响的程度。
二、改造措施1. 选用优质金属材料钢材的耐温性能、刚度及韧性等素质都会影响到超临界锅炉水冷壁的腐蚀程度。
因此，在锅炉生产过程中，需要选用耐高温、抗热应力, 延展性好的技术材料，如P92钢、P122钢等。
2. 进行防腐保护为抵抗水冷壁的化学腐蚀作用，可以对其进行防腐保护，这里常常使用的是涂层技术。
锅炉生产过程中，可以在水冷壁表面覆盖一层抗腐蚀涂层，以提高钢材的抗氧化、抗化学腐蚀和耐水蚀性能。
3. 实施排渣措施由于水冷壁表面有大量的灰渣和残礁，如果不及时清理，会影响到水冷壁的热传递和流量等问题，同时也会加重水冷壁的腐蚀。
因此，需要加强科学的排渣措施，保证水冷壁表面清洁。
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理摘要：介绍了某600MW超临界锅炉高温腐蚀状况，通过增加锅炉水冷壁贴壁风，通过燃烧试验结果以及锅炉冷热态试验分析得出水冷壁侧墙壁面强还原性氛围得到有效控制，达到降低锅炉水冷壁高温腐蚀目的。
关键词：超临界锅炉;水冷壁;高温腐蚀;燃烧器一、概述某电厂600MW超临界锅炉存在严重的水冷壁高温腐蚀问题。
2012年7月份，委托西安热工院对#1、2炉进行燃烧调整试验，发现两侧墙水冷壁煤粉气流刷墙情况严重，贴壁呈现强还原性气氛，摸底工况下燃烧器至燃烬风区域侧墙含氧量均小于0.3%，CO含量大于10000ppm，H2S含量大于1200 ppm，NOx排放量小于300 mg/Nm3。
比对同为前后墙对冲燃烧方式的电厂，燃烧系统使用三井巴布科克LNASB燃烧器，多年运行均未出现水冷壁高温腐蚀问题。
其燃烧器结构与HT-NR3燃烧器相比，二次风和中心风的通流面积很大，燃烧器区域燃烧较充分，缺氧脱氮深度不及东方日立HT-NR3燃烧器。
该厂的NOx排放量大于500 mg/Nm3，但是通过调整二次风挡板开度，NOx的排放量可控制不超过450 mg/Nm3。
鉴于通过运行调节无法降低水冷壁贴壁还原性气氛，需要采取其他措施控制解决。
二、燃烧调整情况介绍#1锅炉入炉煤质年度平均含硫量为0.6%，在锅炉水冷壁高温腐蚀专项调整试验中，主要针对还原性气氛和煤粉气流刷墙进行，试验中以还原性气体H2S和CO、壁面附近氧浓度、贴壁面煤粉量为参考指标。
（1）摸底工况，在两侧墙高温腐蚀最严重区域共装设15个测点（即中层燃烧器标高至炉膛下层吹灰器标高），测试表明两侧墙贴壁氧量均在0.1%～0.3%，CO和H2S浓度较大，大部分已经超过仪器仪表量程（CO 和H2S量程上限分别为10000ppm和1203ppm），且抽出气体中含有大量煤粉，两侧墙煤粉气流刷墙严重，NOx排放量为217mg/Nm3。
（2）外二次风旋流调整试验，在运行氧量不变前提下外二次风开度为100%/50%/30%/30%/50%/100%。
1000MW超超临界机组锅炉酸洗实例分析
1000MW超超临界机组锅炉酸洗实例分析摘要：介绍了某台1000MW超超临界锅炉的特点及其构造、汽水系统结垢情况。
介绍了一起1000MW超超临界锅炉的化学清洗实例。
讨论了化学清洗的范围、清洗工艺和参数等。
对清洗效果进行总结。
关键词：化学清洗柠檬酸工艺引言锅炉运行过程中水冷壁沉积量高，将产生炉管传热不良和沉积物下腐蚀等问题，影响锅炉热效率，严重时引发锅炉爆管；水冷壁沉积量高还会增加水、汽流动阻力，锅炉运行压差升高，给水泵的动力消耗增加。
对锅炉进行化学清洗，清除锅炉受热面沉积物，保持受热面内表面清洁，改善锅炉运行状况，提高机组运行安全性和经济性。
1 机组概况某台机组为1000MW超超临界燃煤机组为变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
过热器出口蒸汽温度605℃，压力26.15MPa，2010年转为加氨加氧的联合水处理方式。
该机组于2009年投入运行， 2012年大修，化学测量水冷壁向火侧结垢量最大为226.5g/m2，达到《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）规定的直流锅炉化学清洗沉积量200g/m2以上的条件。
为保证机组的安全、稳定、经济运行，在2016年机组A修期间，对锅炉进行化学清洗，清除锅炉受热面沉积物，改善锅炉运行状况，提高机组运行安全性和经济性。
2 酸洗方案本次化学清洗采用柠檬酸清洗、柠檬酸漂洗和双氧水钝化的清洗工艺。
清洗剂配制、往炉内上药与循环清洗以化学清洗泵作动力。
化学清洗范围包括省煤器、水冷壁、顶棚、后烟道包墙、汽水分离器、贮水箱等锅炉本体部分。
炉本体化学清洗回路为：清洗箱→清洗泵→临时管道→给水操作台旁路→省煤器→水冷壁→汽水分离器→贮水箱→临时管道→清洗箱。
表1化学清洗工艺参数柠檬酸酸洗60分钟进、出口30分钟 进、出口3 化学清洗过程3.1预冲洗及升温试验3.1.1水冲洗启动清洗泵，用除盐水对临时管道进行冲洗，采用开式循环冲洗至出口水质澄清、透明，无杂物。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉作为目前燃煤发电厂常见的一种锅炉，其水冷壁高温腐蚀问题一直是工程技术人员面临的难题之一。
针对这一问题，需要对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因进行深入分析，并提出有效的改造措施，以保障锅炉的安全稳定运行。
一、高温腐蚀原因分析1. 微观组织和化学成分分析超临界锅炉水冷壁高温腐蚀通常是由于水冷壁材料内部微观组织和化学成分的不均匀性导致的。
通常情况下，水冷壁材料中的金属固溶体和非金属夹杂物成分不均匀，导致局部的晶粒细化或过粗，这就易于形成结构缺陷，诱发高温腐蚀。
2. 温度梯度和气流流速超临界锅炉工作条件下，水冷壁表面存在很大的温度梯度和气流流速梯度，这就容易造成水冷壁表面的非均匀受热和冷却，进而导致腐蚀的不均匀性。
3. 燃烧过程中燃料和灰渣的影响燃煤发电厂使用的煤质和燃料不同，燃烧过程中产生的灰渣成分和温度也会不同，这些都会对水冷壁的高温腐蚀造成影响。
燃料中的硫、钠等元素也会对水冷壁材料造成腐蚀作用。
二、改造措施1. 优化材料和工艺针对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题，可以通过优化水冷壁材料和工艺，提高材料的抗氧化、抗腐蚀性能，降低微观组织和化学成分的不均匀性，以增强水冷壁的耐腐蚀性能。
2. 加强监测和维护建立完善的水冷壁高温腐蚀监测体系，通过定期的检测和维护，及时发现和解决水冷壁高温腐蚀问题，确保锅炉的安全运行。
3. 改善燃料燃烧技术4. 加强尾气净化设施通过加强烟气的脱硫、脱硝等净化工艺，减少烟气中有害物质对水冷壁的腐蚀作用，以降低水冷壁的高温腐蚀风险。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题是一个复杂的工程问题，需要从材料、工艺、燃料和运行管理等多个方面进行综合分析和改进。
只有通过不断的技术创新和管理改进，才能有效解决水冷壁高温腐蚀问题，确保超临界锅炉的安全稳定运行。
超临界机组锅炉受热面EDTA清洗工艺研究及应用
超临界机组锅炉受热面EDTA清洗工艺研究及应用发布时间：2021-12-20T01:21:50.543Z 来源：《中国电业》2021年21期作者：刘宝满[导读] 本文深入分析研究超临界机组直流锅炉水冷壁、省煤器受热面化学清洗问题，依据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》刘宝满河北国华定州发电有限责任公司河北定州 073000摘要：本文深入分析研究超临界机组直流锅炉水冷壁、省煤器受热面化学清洗问题，依据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）对锅炉化学清洗的条件，研究EDTA化学清洗工艺，探索施工过程风险管控措施。
通过垢量检测、小试分析、现场模拟、数据分析等环节，测定受热面腐蚀速率和垢量，确保化学清洗质量结果优良，提高锅炉热效率、降低能耗，防止锅炉运行中受热面因结垢引起的垢下腐蚀及管壁超温引起的爆管事故，提高锅炉安全运行可靠性。
关键词：直流锅炉；化学清洗；EDTA；垢下腐蚀1 情况简介3号机组于2009年12月22日投产运行，至2020年2月3号机组运行年限已达10年，2019年3号机组C级检修化学监督检测水冷壁垢量181.44g/m2。
根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）对锅炉化学清洗的条件为：直流炉水冷壁垢量＞200g/m2或运行5至10年，对3号锅炉省煤器、水冷壁、汽水分离器、联箱及附属管道等部件进行化学清洗。
2 清洗范围EDTA与系统内垢中的金属离子络合，生成可溶的盐，将垢溶解，从基体上清除；酸洗中加入的缓蚀剂可使酸液与设备基体的反应减缓；加还原剂，使酸洗液中的三价铁离子还原为二价铁离子，避免三价铁离子与基体反应，通过化学小试确定清洗工艺配方及具体控制参数：EDTA：6-8%、缓蚀剂：0.3-0.4%、联胺：0.15-0.2%、pH：8.5-9.5、温度：120℃。
3 施工方案3.1 将汽水分离器引出管切除，并焊接加装堵板，使清洗系统与主汽系统完全隔离，断开启动分离器进扩容器电动闸板阀前管道上接口堵头，作为化学清洗出口，接Φ219×6临时管做为酸洗回液管道。
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超超临界机组锅炉清洗及防腐技术研究发表时间：2019-12-06T11:33:26.237Z 来源：《电力设备》2019年第16期作者：王宣德[导读] 摘要：锅炉的化学清洗，是使受热面内表面清洁、防止受热面因腐蚀和结垢引起事故的必要措施，同时也是提高锅炉热效率、改善机组水汽品质的有效措施之一。
（神华国华寿光发电有限责任公司山东寿光 262714）摘要：锅炉的化学清洗，是使受热面内表面清洁、防止受热面因腐蚀和结垢引起事故的必要措施，同时也是提高锅炉热效率、改善机组水汽品质的有效措施之一。
关键词：机组投产；锅炉清洗；防腐技术引言为了缩短机组点火启动阶段水冲洗时间和减少冲洗用水量，保证机组启动试运期间的水汽品质尽快达到标准要求，使机组能够安全、达标投产，根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）、《过热器和再热器化学清洗导则》（T/CEC144-2018）、《火力发电厂超／超超临界机组化学清洗导则》（Q/GH002-2008），超超临界机组对热力系统受热面内表面清洁度和运行系统水汽品质要求很高，机组在制造、储藏、安装和长期运行过程中，在金属受热面内表面会产生氧化皮、焊渣、油污、腐蚀结垢等产物，通过机组的化学清洗，使机组热力系统的受热面内表面清洁，防止因腐蚀和结垢而引起事故，提高机组的热效率和改善机组水汽品质，以确保机组顺利投产和安全经济地运行。
现以寿光电厂百万机组为例，对机组投产前锅炉清洗、防腐技术进行探讨。
1 锅炉水汽流程自给水管路出来的水由炉侧一端进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱中部两个引入口，水流经水平布置的省煤器蛇形管后由叉型管引出省煤器吊挂管至顶棚以上的省煤器出口集箱。
由省煤器出口集箱两端引出集中下水管进入位于锅炉左、右两侧的集中下降管分配头，再通过下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱。
工质经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离。
循环运行时从分离器分离出来的水从下部排进储水罐，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。
转直流运行后水冷壁出口工质已全部汽化，汽水分离器仅做为蒸汽通道用。
2 清洗工艺的选择根据火力发电厂锅炉化学清洗导则，在超超临界机组化学清洗中可以使用的清洗介质有氨化柠檬酸、EDTA、羟基乙酸甲酸复合有机酸。
在这三种清洗介质中EDTA除垢能力最弱，根据小型试验发现采用EDTA清洗工艺不能有效彻底的清洗干净管头部分的腐蚀产物。
氨化柠檬酸除垢能力较EDTA强，经过小型试验发现氨化柠檬酸可以清洗干净整个系统的腐蚀产物。
但是由于氨化柠檬酸清洗过程中由于受铁离子浓度、剩余柠檬酸浓度、pH值影响存在产生柠檬酸铁沉淀的风险，而且随着机组容量、负荷越来越高，受热面积与水容积比也越来越大，风险也越来越高，所以一般不采用氨化柠檬酸清洗。
羟基乙酸甲酸复合有机酸清洗工艺不仅完全可以替代各种常规清洗介质，而且为各种特殊情况下唯一可选择的清洗介质。
因为该复合有机酸中无机阴离子的含量极低，故对锅炉受热面腐蚀产生裂纹、腐蚀坑等缺陷的情况，常规清洗介质往往束手无策，而复合有机酸不仅可以有效彻底清除缺陷处的腐蚀产物或沉积物，而且可有效防止缺陷的加剧或扩展。
另外，对于含有合金钢的设备或系统的清洗，如过热器、再热器，该有机酸也是唯一可选择的有效清洗介质。
通过实验发现羟基乙酸甲酸复合有机酸清洗工艺以清洗干净整个系统的腐蚀产物。
并且由于主要清洗介质全部为液体，没有水不容物，清洗过程中也不会产生沉淀；羟基乙酸甲酸复合有机酸是小分子有机物，其清洗工艺安全环保，其废液处理远比EDTA及柠檬酸容易实现，所以使用了羟基乙酸甲酸复合有机酸清洗工艺是符合新建锅炉要求的。
3 清洗试验3.1 配方试验在备品仓库取得最严重的带垢的管样，对半刨开，用3%羟基乙酸甲酸有机混合酸清洗，直到管子完全被清洗干净，计算耗酸量。
试验条件：3%羟基乙酸甲酸有机混合酸+0.3%有机酸缓蚀剂，清洗温度90℃。
试验结果见表1：表1清洗配方试验表3.2 动态试验清洗介质：3%羟基乙酸复合有机酸＋0.3%缓蚀剂＋0.1%高价铁离子腐蚀抑制剂；水容积：25L；流速：0.1m/s、0.2m/s、0.3m/s 挂管样和腐蚀指示片；管样：备品仓库取得最严重的带垢的管样。
管样挂在透明监视管内，清洗过程中观察清洗效果，清洗干净后取出，计时。
试验结果见表2：表2 动态试验结果表试验结束后检查管样清洗情况，检查结果表明，清洗流速在0.1m/s以上时，均能清洗干净省煤器及水冷壁管样的沉积物，但流速较低时清洗时间较长，清洗流速较高时腐蚀速率增大。
4 清洗范围酸洗的范围包括：除氧器水箱、高压给水管道、#1～#3高压加热器及旁路、省煤器及其联箱、水冷壁及其联箱、汽水分离器、储水箱及部分下降管。
5 清洗流速计算及清洗泵的选择5.1 炉本体部件不同清洗流速下对应流量：炉本体部件不同清洗流速下对应流量见表3：表3 炉本体部件不同清洗流速下对应流量5.2 清洗循环泵选择为了保证清洗效果，省煤器流速要达到0.2m/s以上，根据以上计算结果，清洗泵流量必须达到1125t/h以上，水冲洗和除油清洗使用汽动给水泵前置泵作为动力，其额定流量为1715t/h，扬程为100m。
锅炉酸洗使用3台ZA250-560清洗泵（600t/h，扬程98m）作为清洗泵。
当省煤器清洗流速在1100t/h时，如不采取措施，水冷壁清洗流速超过清洗规定流速，所以采取在炉底接临时排放管路回到除氧器分流，保证水冷壁流速不大于700t/h。
6 清洗工艺6.1 水冲洗除氧器补水至高水位，启动前置泵，按清洗回路对系统进行逐路水冲洗。
冲洗时，在维持除氧器水位、贮水箱水位的情况下，冲洗流量控制在800t/h~1700t/h。
对高压加热器系统进行冲洗时，先冲洗旁路，再冲洗主路。
当排水澄清无杂物、浊度差小于0.1NTU时完成水冲洗。
6.2 过热器上保护液采用在加药箱中加入分析纯氨水调节pH>9.5，用加药泵加入除氧器，加药系统如下：除氧器→前置泵→高加加热器主路→主给水管路→BCP过冷管→储水罐→分离器→过热器。
6.3 加热模拟试验水冲洗结束后系统切换至循环。
并投入除氧器的加热蒸汽，开始循环升温试验。
升温速率控制在15～20℃/h可以达到要求。
当温度升至50℃时，减小加热蒸汽量，维持温度，检查系统各处是否存在内漏情况。
循环过程中严格控制贮水箱的液位，检查结束后，系统继续升温至90℃～95℃。
6.4 系统除油清洗及水冲洗通过临时系统向除氧器加入除油剂，循环流量控制在1100t/h~1200t/h，维持温度进行循环清洗6～8h。
清洗结束后，打开除氧器溢放水管至临时排放系统临时门进行清洗液的排放。
除油清洗过程的工艺参数如下：除油剂浓度：0.5%～1.0%清洗温度：90℃～95℃除油清洗结束后，向锅炉继续上水，并对碱洗系统进行冲洗，直至出水pH值小于9无明显泡沫后排尽。
6.5 预缓蚀停前置泵，关闭前置泵出入口门，启动清洗泵。
通过临时加药系统向除氧器加入缓蚀剂，加入浓度为0.3%～0.5%，加入后循环0.5h。
6.6 复合酸清洗启动临时加药泵，按比例向系统中加入羧基乙酸和甲酸。
循环流量控制在1100t/h~1200t/h，调整加热蒸汽，维持系统温度在90℃～95℃的范围，同时进行Fe3+、Fe2+、有机酸浓度的测定。
当混合有机酸的浓度达清洗工艺要求值，停止加酸，进行循环清洗。
酸洗期间每30min 取样分析Fe3+、Fe2+、混合有机酸的浓度，记录系统进出口温度，并控制在要求范围内。
当系统进出口总铁的浓度达到平衡后，再清洗1～2h后停止酸洗清洗泵停止后。
复合酸清洗过程的工艺参数如下：有机酸浓度：3%羟基乙酸甲酸（保证剩余浓度不低于1%）缓蚀剂：0.3%～0.5%清洗助剂浓度：0.05%～0.1%清洗温度：90℃～95℃清洗时间：6h~10h。
6.7 酸洗后水冲洗清洗结束后，排放干净除氧器清洗液，当排放结束后，向除氧器上水至高水位，启动前置泵进行系统水冲洗，冲洗流量控制在800t/h~1700t/h，其中高压给水系统的酸洗液在水冲洗时由高加旁路的临时管排出，整个系统的水冲洗直至排放液中的ΣFe＜50mg/L，pH≥4.0时结束。
6.8 漂洗水冲洗结束后，系统切换至循环，循环流量控制在1100t/h~1200t/h，打开除氧器加热蒸汽，同时通过临时系统向除氧器水箱加入柠檬酸进行漂洗。
具体工艺参数如下：柠檬酸浓度：0.2％～0.5％缓蚀剂浓度：0.05％～0.1％漂洗温度：70～80℃漂洗时间：2h～4h具体根据柠檬酸浓度、铁含量而定。
6.9 钝化漂洗结束后，清洗系统继续循环，循环流量控制在1100t/h~1200t/h。
通过加药泵向除氧器加入氨水调节系统溶液的pH＞9.5，同时向清洗箱中加入联胺进行钝化。
具体工艺参数如下：钝化液：0.5％～1.0％柠檬酸 + 氨水 + 联氨（500ppm）钝化液pH值：9.5～10.5钝化温度：90℃～95℃钝化时间：24h钝化结束后，按排放清洗液的方式进行钝化液的排放。
6.10 高压给水系统的水冲洗由于高压给水系统的钝化液无法有效排出，故在其余系统钝化液排放后，向除氧器补水，并调整pH值大于9.5，先启动临时清洗泵进行冲洗，然后启动前置泵进行冲洗，并从主给水的临时管排放。
7 结论化学清洗结束后，经过水冷壁和省煤器割管检查，被清洗系统或设备均已清洗干净，两台机组省煤器受热面平均残余垢量为5.976g/m2、6.293 g/m2。
，两台机组水冷壁受热面平均残余垢量5.831 g/m2、5.831 g/m2。
两台机组腐蚀指示片的平均腐蚀总量分别为17.29g/m2，21.32g/m2，平均腐蚀速度分别为1.738g/（m2∙h），2.132 g/（m2∙h）远远小于《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2001）、国华超超临界机组化学清洗导则《火力发电厂超／超超临界机组化学清洗导则》（Q/GH002-2008）规定腐蚀总量60g/m2，腐蚀速度6g/（m2.h）的要求。
清洗后金属表面形成完整的钝化膜，钝化效果良好。
参考文献：[1]李兴.火力发电厂锅炉化学清洗技术[J].清洗世界，2017（09）：30.[2]于志勇，夏涛.锅炉化学清洗工艺的改进与应用[J].浙江电力，2013：12.[3]关树芳.锅炉化学清洗中的安全及防护[J].科技风，2014：09.作者简介：王宣德（1980-）男，汉族，山东人，热能动力工程师、化学高级技师，大学本科，从事燃煤电厂化学、除灰脱硫运行工作。