锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施
锅炉结垢的原因有哪些？马上告诉你解决方案！
锅炉结垢的原因有哪些？马上告诉你解决方案！(一)锅炉结垢的原因含有硬度的水若不经过处理就进入锅炉，运行一段时间后，锅炉水侧受热面上就会牢固地附着一些固体沉积物，这种现象称为结垢。
受热面上黏附着的固体沉积物就称为水垢。
在一定条件下，固体沉淀物也会在锅水中析出，呈松散的悬浮状，称为水渣。
水渣可随排污除去，但如果排污不及时，部分水渣也会在受热面上或水流流动滞缓的部位沉积下来而转化成水垢(通常称之为“二次水垢”)。
锅炉结垢的原因，首先是给水中含有钙镁硬度或铁离子，硅含量过高；同时又由于锅炉的高温高压特殊条件。
水垢形成的主要过程为：1受热分解在高温高压下，原来溶于水的某些钙、镁盐类(如碳酸氢盐)受热分解，变成难溶物质而析出沉淀。
2溶解度降低在高温高压下，有些盐类(如硫酸钙、硅酸盐等)物质的溶解度随温度升高而大大降低，达到一定程度后，便会析出沉淀。
3锅水蒸发、浓缩在高温高压下，锅水中盐类物质的浓度将随蒸发浓缩而不断增大，当达到过饱和时，就会在受热面上析出沉淀。
4相互反应及转化给水中原来溶解度较大的盐类，在运行中与其他盐类相互反应，生成了难溶的沉淀物质。
如果反应在受热面上发生，就直接形成了水垢；如果反应在锅水中发生，则形成水渣。
而水渣中有些是具有黏性的，当未被及时排污除去时，就会转化成水垢。
另外，有些腐蚀产物附着在受热面上，也往往易转化成金属氧化物水垢。
上述这些析出的沉淀物质黏结在锅炉受热面上就形成了水垢，温度越高的部位，越易形成坚硬的水垢。
(二)水垢的危害水垢的导热性很差，其导热系数要比锅炉钢板的导热系数小几十倍至数百倍，所以锅炉结垢后就会严重阻碍传热并引起下列危害：1浪费燃料，降低出力锅炉结垢后将严重影响受热面传热，降低热效率，降低蒸汽出力，增加燃料消耗。
2易引起事故，影响安全运行受热面结生水垢后，金属的热量由于受水垢的阻碍而难于传热给锅水，致使金属壁温急剧升高，当温度超过了金属所能承受的允许温度时，金属强度显著降低，从而导致金属过热变形，严重时将造成鼓包、裂缝，甚至爆管等事故。
锅炉水冷壁结垢的预防措施
锅炉水冷壁结垢的预防措施作者：于德新来源：《科技创新导报》2017年第05期摘要：火力发电厂中，热电厂既能完成发电任务，又能进行抽气供热，用于工业用汽和民用热源。
宏伟热电厂共有5台高压燃煤锅炉，燃用内蒙东部褐煤，承担发电和供热任务，承担着炼化公司、宏伟化工园区、大庆西城大部分区域的居民供热任务，锅炉必须安全可靠地运行。
由于冬季大负荷的原因，负荷需求量大，会使锅炉内的炉水浓度增大，水溶液中就产生沉淀物在水冷壁管内行成水垢，造成水冷壁吸热减少超温，水冷壁管漏泄、爆管，会使锅炉被迫停运检修，降低企业的经济效益和社会效益。
该文主要阐述如何防止锅炉水冷壁管内形成水垢，造成水冷壁因吸热减少超温，水冷壁管漏泄、爆管的一系列措施。
关键词：水冷壁结垢超温漏泄爆管中图分类号：TM621.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）02（b）-0033-021 水冷壁管结垢是如何产生的给水进入锅炉后由于强烈的蒸发，使锅水中的杂质浓度增加，如其浓度达到该物质在一定温度下的浓度极限，水溶液中就会产生固态沉淀物（一般是晶体），如果晶体不粘结在受热面上而悬浮在水中，则称为水渣或沉渣。
如果沉淀物的结晶过程是在受热面上进行的，并且坚实地粘结在受热面上，则称为水垢。
无论采用何种水处理方式，也不能将水中的硬度完全去除，只能将水的硬度降低到一定程度，随着炉水的强烈蒸发水中盐类逐渐浓缩，炉水中的钙、镁离子浓度升高，钙、镁离子以及难溶的化合物便从水中析出，可能在水冷壁管内壁上形成水垢。
另外锅炉给水中铝、铁和硅的化合物含量较高时，容易在热负荷很高的炉管内形成硅酸盐水垢，给水中含有的铁离子、铜离子在水冷壁管内壁上结铁垢、铜垢也是不可避免的。
垢的导热性能比钢差得多，还会形成垢下腐蚀加速水冷壁管的损坏，水冷壁管结垢引起超温过热爆管、漏泄危险性就大。
2 水冷壁管结垢对锅炉的危害2.1 造成锅炉受热面损坏水垢的导热性能比钢差得多，即使水垢的厚度很小，也会使金属受热面的温度大大升高，例如硅酸钙水垢的导热系数平均只有钢的导热系数的1/400，则由于水垢的存在使管壁温度升高，当温度升高超过了金属所能承受的允许温度时，就会引起水冷壁管鼓包或爆管事故，降低水冷壁管的使用寿命，威胁锅炉运行的安全。
锅炉受热面结垢与腐蚀的成因及防止
锅炉受热面结垢与腐蚀的成因及防止在工业锅护的维护和检修中锅炉受热面的结垢与腐蚀问题，是常见的维修重点，锅内受热元件的结垢腐蚀导致传热性能变差，温差增大，水垢的导热系数仅为钢材导热系数的1/10 ，也就是说若有1mm勺水垢附着在金属壁上，其热阻相当于钢管加厚了几毫米甚至更多，燃煤消耗量增大10%以上，锅炉出力就会降低，由此引起锅炉水冷壁管及其它受热件勺过热，导致管子鼓包，穿孔和发生爆管事故。
此类故障造成运行安全隐患，使日常运行维护检修成本加大，应引起锅炉使用管理单位勺高度重视，操作人员要了解学会预防勺方法及应对措施。
本文就锅炉受热面水垢与腐蚀勺成因及防止方法，对锅炉安全运行管理讨论如下。
1锅炉受热面勺结垢水垢勺生成过程是在受热面和炉水之间，在强烈热交换过程中进行勺。
带有杂质勺给水在进入锅炉受热时，水中勺重碳酸盐类会受热分解，生成难溶勺沉淀物，水中菲碳酸盐类勺溶解度是随炉温升高而逐渐下降勺，当达到饱和浓度后，这种盐类便沉淀析出。
当水在锅炉不断蒸发，浓缩，使盐类浓度超过饱和浓度后，一些盐类也从水中析出，形成结晶沉淀物质，结晶可以以壁面粗糙点为核心形成在受热面壁上，在金属表面上形成坚硬而致密沉淀物，称为水垢。
水垢的组成和性质形态与水质成分，受热面温度及锅水的循环状态，pH 值等因素有很大关系，组成十分复杂，常见的几种水垢的组成及性质如下。
1.1 钙，镁水垢钙，镁水垢主要成分为钙镁盐类，有时可达90%以上，按其化学成分有以下四种。
(1)碳酸盐水垢，是最常见的水垢，以CaC03为主，此类水垢通常在锅水未沸腾处形成，极易在给水管道中非沸腾式省煤器中形成。
(2)硫酸盐水垢，主要成分为CaO和S02,化合物形态为CaSO4和CaSO4 2H2O等，此种水垢坚硬，致密，常沉淀在温度高，蒸发率达的受热面上，如锅炉的水冷壁管和对流管束。
(3)硅酸盐水垢，以硅酸铝和硅酸镁形成，化合物形态为CaSIO3和SCaO 5SiO2 - H2O等，这种水垢最硬，导热性差，危害也最大，通常在锅炉热负荷高的沸腾管形成(中高压蒸汽锅炉)。
电站锅炉水冷壁管的失效分析及其预防措施
电站锅炉水冷壁管的失效分析及其预防措施【摘要】锅炉受热面是将烟气中的热量传递给汽、水的界面，多由管子组成。
受热面管工作环境复杂而恶劣，虽围绕使用合适材料和改善工作条件做了大量工作，但由于炉内流动、传热、燃烧过程难以控制，用户水平参差不齐，锅炉使用工况常常出现异常。
工况不正常，设计、制造、安装、使用等环节的不足都会在锅炉受热面管这个薄弱环节集中爆发。
当受热面爆管时，高温高压的汽水喷出，轻则要停炉影响生产，重则容易造成人身伤亡，给企业带来巨大的经济损失。
【关键词】电厂机械；电站锅炉；水冷壁管；失效分析；温度应力；过热损坏；腐蚀破坏0 引言以前质监部门锅检机构主要精力放在大量的工业锅炉检验上，只检验一些自备电厂的电站锅炉，数量不多，容量也较小。
由于与电力行业所面临的研究对象有所不同，两者的侧重点、分析研究失效的方式也有所不同。
总体来说，工业锅炉与电站锅炉的研究衔接不好，有关规程、规范和电力行业标准存在结构性、内容性、配套性和协调性缺陷。
也由于锅炉种类多，在一些法规、文献、出版物中，在谈到受热面管的失效时，会有许多不同说法，在两者之间存在着分类模型不统一、名词术语不统一，既不够系统和完善，又极易引起混淆。
不管是质监部门还是电力行业，在体现科技进步、技术含量等方面都还不尽如人意。
1 水冷壁管爆管的原因由于燃烧系统之脉动，热力工况经常变动，壁温波动引起的交变温度应力会产生疲劳破坏。
在具有膜式水冷壁的炉膛中，相邻管子间的壁温差一般不宜超过50℃，否则过高的热应力将引起焊缝撕裂。
在受热面承受很高热负荷的情况下，若管内工质的质量流速不够高时，就有可能出现沸腾传热恶化现象，将导致壁温急剧上升而遭受过热损坏。
水冷壁受热面管子一般选用20﹟钢，其适用壁温≤480℃。
否则，力学性能得不到保证，还会产生高温氧化破坏。
除了金属温度所引起的破坏之外，水冷壁受热面还会经受由于水垢沉积，导致传热不良而引起破坏以及外壁的腐蚀破坏，磨损破裂等。
工业锅炉结生水垢原因分析与防垢措施共80页
工业锅炉结生水垢原因分析与防垢措 施
36、如果我们国家的法律中只有某种 神灵， 而不是 殚精竭 虑将神 灵揉进 宪法， 总体上 来说， 法律就 会更好 。—— 马克·吐 温 37、纲纪废弃之日，便是暴政兴起之 时。— —威·皮 物特
38、若是没有公众舆论的支持，法律 是丝毫 没有力 量的。 ——菲 力普斯 39、一个判例造出另一个判例，它们 迅速累 聚，进 而变成 法律。 ——朱 尼厄斯
拉
60、生活的道路一旦选定，就要勇敢地 走到底 ，决不 回头。 ——左
降低供热锅炉结垢问题有效策略分析
降低供热锅炉结垢问题有效策略分析随着供热设备的普及和使用，供热锅炉结垢问题也逐渐凸显出来。
供热锅炉结垢会导致设备效率降低，能耗增加，甚至损坏设备。
降低供热锅炉结垢问题成为了当前供热行业亟需解决的重要问题。
为此，本文将从原因分析和解决策略两个方面入手，对降低供热锅炉结垢问题进行分析和讨论。
一、供热锅炉结垢的原因分析供热锅炉结垢是由于水中所含的各种离子物质在高温的条件下形成的。
这些离子物质包括碳酸盐、硫酸盐、硅酸盐等。
而这些离子物质在高温条件下会发生各种化学反应，形成结垢物质，从而导致供热锅炉结垢问题的产生。
具体来说，供热锅炉结垢的原因主要包括以下几个方面：1.水质问题。
水中的钙、镁等离子与碳酸根、硫酸根、硅酸根等离子反应，生成碳酸钙、硫酸钙、二氧化硅等结垢物质。
水中的氧化铁、氧化铝等物质也会加剧结垢问题。
2.操作管理不当。
供热锅炉在运行过程中，若水位、燃烧、水质等参数未能得到有效控制和管理，会导致锅炉温度、压力等参数失控，加剧结垢问题的产生。
3.锅炉设计不合理。
一些供热锅炉在设计上存在缺陷，如受热面积不足、流道不畅等，导致水流速度过快或过慢，从而引发结垢问题。
供热锅炉结垢问题的产生与水质、操作管理以及设备设计等因素密切相关。
为了有效降低供热锅炉结垢问题，我们需要通过技术手段和管理措施来解决这些问题。
1.改善水质改善水质是降低供热锅炉结垢问题的重要手段。
可以采取以下措施：（1）水处理设备。
在供热锅炉系统中安装水处理设备，如软化水设备、过滤器等，去除水中的杂质和离子物质。
（2）水质监测。
定期对供热锅炉水质进行监测，掌握水质变化情况，及时调节水处理设备，保证水质符合要求。
2.加强操作管理加强供热锅炉的操作管理，提高运行的稳定性和安全性，是降低结垢问题的关键。
具体措施包括：（1）加强供热锅炉日常检查。
对供热锅炉的各项参数进行定期检查，及时发现和处理问题。
（2）严格控制进水参数。
严格控制供热锅炉进水的参数，包括水质、水位、进水温度等，保证运行的稳定性。
电站锅炉水冷壁垢下腐蚀分析及防护
电站锅炉水冷壁垢下腐蚀分析及防护摘要：水冷壁垢下腐蚀对锅炉的安全运行有很大影响。
基于此，本文重点分析了电站锅炉水冷壁垢下腐蚀及其防范措施。
关键词：锅炉；水冷壁；腐蚀；防范措施根据腐蚀机理，电站锅炉水冷壁垢下腐蚀可分为酸性、碱性腐蚀，两者在反应机理和腐蚀物金相组织上存在明显差异，但随着腐蚀过程的深入，会形成相同的反应结果。
根据垢下腐蚀机理，可通过建立完善水冷壁管内钝化膜、严格控制汽水质量、避免锅炉超温运行、定期对水冷壁进行腐蚀扫查等方式来预防，以确保锅炉装置的安全稳定运行。
一、水冷壁酸性腐蚀爆管案例1、故障概况。
热电部1#炉水冷壁管材为20G，规格为Φ60×5mm，8m标高层以下的水冷壁多次在火侧垢下发生腐蚀爆管，爆管位置无规律，且失效管内表面有较大腐蚀坑。
取其中一处故障管段(标记为1#管)，从鳍片进行剖分观察，发现向火侧外表面有一处不规则形状爆口，其边缘粗钝，未发现明显塑性变形，外表面覆盖有大量黑色与棕色氧化腐蚀产物，外表面有许多凹坑。
发现向火侧内表面爆口处有一较大腐蚀坑，且呈喇叭状，爆口附近有明显减薄，并伴有大量黑色和橘黄色腐蚀产物；内表面其他区域被红棕色腐蚀产物覆盖，并伴有大量凸起的白色垢层。
观察此管非火侧内表面是否完好。
2、化学成分。
采用OB QS750-Ⅱ直读光谱仪对1#管进行成分检测分析，其成分符合20G钢国家标准要求。
3、金相分析。
先对1#管纵向切片，用OLYMPUS GX71金相显微镜进行金相分析，爆口附近区域明显变薄，腐蚀发生在内表面。
打磨抛光爆口周围内侧，并放大观察，与金相图相比，以白色铁素体为主，而黑色珠光体少，表明组织已发生严重脱碳。
通过化学浸蚀法暴露金相组织，然后放大观察。
浸湿后，对1#管纵向切片厚度中心位置的金相组织进行观察，发现部分区域脱碳，且出现晶界宽化。
远离爆口区覆盖有厚度约40m氧化层，有氧化层区域组织未发生明显脱碳，但在相应氧化层开裂位置，发现有向基体内腐蚀倾向。
探析工业热水锅炉结垢的原因及防治对策
里 沉 积 下来 ， 辐 射 作 用下 部 分 固化 为 二 次水 垢 。要 避免 在 这 种 现象 就 要 给水 渣 一 个 动力 。 它 升起 来 找 到 出路 。 让 这 个 动 力我 们 可 以通 过 回水分 配来 获 得 。
某单 位 拥 有锅 炉 ３台 ， 主要 用 于 冬 季 供热 。每 年 锅 炉停 炉 后 ， 炉检 验 所 在 对 锅 炉 定 期 检 验 过 程 中 ， 会 发 现 热 水 锅 都 锅 炉 出现 结 垢 现 象 。有 的甚 至 在 生 产 过 程 中 出现 水 冷 壁 以及 拱 管 爆 管 ， 锅 炉 筒 下 部 过 热 鼓 包 的 事故 ， 而 导 致 或 从 锅炉停炉 ， 响正常供暖 ， 此加强锅 炉管理和使用 ， 影 因 对
会 结 成 水垢 。而 事 实 证 明 ， 炉 内水 处 理 的 防垢 性 能 ， 锅 只
水 循环 问题 ， 有 利 于 水 渣 沉 降排 出 ； 制 循 环 系 统 宜 在 也 强 循 环 泵 停 止后 ， 渣 沉 降较 完 全 时 进行 。设 计 水 渣 的运 动 水 就 是 要 让 其 务 必走 完 排 污 这 最 后 一 步 ， 快 从 锅 炉 消 失 。 尽 有 时很 难 判 断 锅 炉 内水 渣 情 况 ，我 们 通 过 测 锅 炉水 的硬
排 污 口应 远 离 循 环 水 入 口处 。
（ ） ０ ６年 某 单 位 的 Ｄ Ｌ ．－ ． １ ２０ Ｚ ２８ ０ ７／９ ５／７ 一 ０ Ａ １ 锅 Ｉ型
炉 ， 停 炉 后 ， 定 发 现 渣 炉 筒 前 底 部 积 结 垢 鼓 包 ， 部 在 检 前
（ ） 升 管 结垢 。上 升 管 位 于 锅 炉 筒 中 间 ， 其 上 升 ４上 受 水 的影 响 锅 炉 筒 前 部水 渣很 难 到达 后 部 下 降管 排 出 。这 不 但 导 致 水渣 在 前部 锅 炉筒 底 部 积 存 ，还 增 加 了上 升 管 沉 积 。如在 锅 炉 正 常运 行 时排 污 ， 使 上 升管 流 速下 降或 会 滞 流 ， 坏 水 循 环 ， 强水 渣 滞 留和 结垢 。 破 增
煤粉炉水冷壁管开裂原因分析及对策
煤粉炉水冷壁管开裂原因分析及对策摘要：在锅炉机组的正常运行过程中，水冷壁管长期运行在高温烟气和水蒸气、火焰、飞灰等恶劣的环境中，结焦、磨损、腐蚀、破损等类型的缺陷会引起水冷壁管爆管，容易引发泄露和爆管等严重的锅炉安全事故。
一旦产生泄漏和爆管事件，只能采用强制停炉的方法，对锅炉机组进行修理，影响火电厂的安全生产，给电厂造成较大的经济损失。
关键词：煤粉炉；水冷壁管；开裂原因；对策1水冷壁介绍该公司锅炉由四川华西能源制造的型号为HX-200/9.81-M-II1的自然循环煤粉炉。
水冷壁分布在炉膛四周，作为锅炉燃烧的直接辐射受热面，水冷壁对省煤器中初步加热的水充分加热可形成达500℃左右的水汽混合物。
随后，高温水汽混合物进入汽包实现汽水分离，分离后的蒸汽进入过热器进行进一步加热。
在现阶段的锅炉中，炉膛由全焊接式膜式水冷壁围绕一圈形成，为了保证煤粉燃烧形成高温烟气热量的吸收，一般炉膛截面为方形。
该公司锅炉水冷壁分成 12 个循环回路，前、后、侧四面各 3 处回路。
锅水从锅筒引出经下部集中下降管后由 28 根Φ133×10mm 和 8 根φ159×12mm 的连接管分别引到前、后与两侧水冷壁的下集箱；汽水混合物由 30 根φ133×10mm 和 8 根φ159×12mm 的汽水连接管引入锅筒。
合理划分回路，选用较大的下水连接管，汽水连接管和集中下降管与上升管的截面比使锅炉的水循环系统具有较大的安全裕度。
整个炉膛为悬吊结构，全部重量均通过上集箱吊于顶板上。
炉膛设置了膨胀中心，可确保受热面自由膨胀。
为保证水冷壁管向下膨胀的一致性，各吊点标高均相同。
针对于该段水冷壁，其服役环境为炉膛内部高温烟气及火焰，外部由保温棉包裹，管道内部是流动的水汽混合物，在该服役环境下，共有三种热传递形式。
1）热传导：热量由水冷壁向火面传递到内壁，热传导存在于固体内部。
2）热辐射：煤粉燃烧形成的高温烟气对水冷壁向火面的热量传递。
大型CFB锅炉水冷壁氢脆爆管原因分析及治理
大型CFB锅炉水冷壁氢脆爆管原因分析及治理摘要：本文主要针对华亭发电公司两台机组热力系统结垢、腐蚀、积盐、爆管等危害进行了全面分析排查，项目实施后，有效防止了热力设备腐蚀、结垢、积盐，避免了机组爆管等非计划停运事故，实现了机组长周期安全运行。
关键词：大型CFB锅炉；水冷壁氢脆爆管；原因分析治理1概述华亭公司2×145MW机组是超高压、高温循环硫化床锅炉。
锅炉设计采用单汽包、高温气冷旋风分离器、自然循环膜式水冷壁工艺。
锅炉型号为DG-480/13.73-Ⅱ2，设计最大蒸发量为480 t/h。
DG-480/13.73-Ⅱ2型循环硫化床锅炉为自然循环锅炉。
锅炉水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。
省煤器和水冷壁材质为20G。
在2012年7月2台机组在运行中连续发生水冷壁爆管事件，经材料所分析认定是水冷壁氢脆爆管。
2存在问题分析火电发电厂热力设备的结垢、积盐和腐蚀严重影响着电厂的安全、经济运行，因此，分析和总结火电厂CFB锅炉水冷壁氢脆爆管、热力系统有铜材质对PH限制造成热力设备腐蚀、结垢、积盐的特点、影响因素并提出行之有效的防治对策，对于火电厂的安全经济运行十分重要。
2.1 #1机组热力系统检查情况（一）、水冷壁检查及垢样分析#1炉停运时，对水冷壁管内的结垢和腐蚀情况取样检查，发现其腐蚀、结垢严重，按腐蚀及结垢类型归纳如下：⑴、内表面因氢脆腐蚀而发生大量片状垢脱落的管样，管垢样厚度在0.5～2.5mm左右，其主要集中在双面水冷壁及水冷壁管热负荷较高的区域。
（下称“1”管样）；⑵、内表面有明显的似留疤状、且分布均匀，局部腐蚀很严重的管样，留疤状腐蚀面积0.05～1.4mm2；腐蚀坑深0.5～2mm，此类留疤状的腐蚀主要分布在水冷壁销钉焊接处和热负荷较高的区域。
（下称“2”管样）；⑶、内表面有似留疤状、且整体结垢相对较严重，留疤呈条形装状不规则分布的管样；疤状腐蚀面积1.～5mm2不等；腐蚀坑深0.5～2mm，此类留疤状的腐蚀主要分布在水冷壁减薄补焊区域。
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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 管样安装年数 结垢量 结垢率 腐蚀坑深
（克/米2） （克/米2年） （毫米） 前墙A→B数第81 根（高16米） 4
向：725.58 181.4 约0.3
背：112.38 28.1 约0.1 前墙A→B数第85根（高16米） 4 向：632.75 158.2
背：121.45 30.4
后墙A→B数第 根 （高30米） 4
向：429.16 107.3 约0.2
背：118.26 29.56 约0.1 A侧墙炉前→炉后第根（高20米） 4
向：306.34 76.58 约0.2
背：165.6 41.4 约0.1 B侧墙炉前→炉后数第140根（高24米） 4 向：360.30 90.1 约0.15
背：129.04 32.26 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 氧化物 Al2O3 SiO2 P2O5 SO3 K2O CaO TiO2 Cr2O3 MnO2 Fe2O3 ZnO
含量 5.5 8.6 3.6 1.6 0.5 5.4 0.9 1.1 1.5 70.6 0.7 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（μg/L） 7.8/2.7 100 100
导电率（μs/cm） 0.142/0.052 100 2 给水 溶解氧（μg/L） 20/7 94.01 97.26 PH 9.30/9.02 100 二氧化硅（μg/L） 24.4/5.5 92.30 铁（μg/L） 13.9/11.2 100 铜（μg/L） 0.3/0.1 100 3 凝结水 溶解氧（μg/L） 30/10 100 98.82 导电率（μs/cm） 0.337/0.221 96.48 硬度 （μmol/L） 0 100 4 炉水 二氧化硅（μg/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（μg/L） 33.5/6.4 92.30 95.97 导电率（μs/cm） 0.1 100 钠（μg/L） 9.37/3.25 95.62 6 过热蒸汽 二氧化硅（μg/L） 29.2/6.2 93.16 96.26 导电率（μs/cm） 0.12 100 钠（μg/L） 6.48/2.35 95.62 7 发电机定冷水 导电率（μs/cm） 0.104/0.096 100 100 PH 8.27/8.02 100 硬度 （μmol/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
启动开始 2h 4h 6h 8h
给 水
硬度（≤5umol/L） 0.6 0.4 0.4 0.4 0.4
SiO2（≤80ug/L） 396.4 171.2 89.5 87.4 56.2 溶氧（≤30ug/L） 50 50 50 50 50 凝 结 水 硬度（≤10umol/L） 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
蒸 汽
钠（≤20ug/L） 11.0
SiO2（≤60ug/L） 284.3 142.6 90.8 30.8 29.6 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％. 精品文档 . 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↑+OH- 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。 精品文档 . 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