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 | ||
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 |
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 | |||
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 | .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。 | ||||||
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↑+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。
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，以全面掌握凝汽器铜管的腐蚀情况，并对管壁已经腐蚀穿透或快要穿透的管子进行堵管或更换。同时建议：通过収资论证，在可能的条件下，尽早安排将凝汽器铜管更换为不锈钢管。
2、由于目前汽水取样间的在线仪表非常落后，精度也很差，根本不能满足现代大型机组对水汽质量的更高要求，建议对在线仪表进行更换。
3、对锅炉炉水进行优化处理试验，以最大限度减少蒸汽的溶解携带。
4、严格按照化学监督导则和水汽质量标准的要求，做好机组启动期间的化学监督工作，杜绝不合格的给水进入锅炉，以最大限度的减少锅炉的腐蚀结垢速率。
5、做好机组的停用保养工作，以最大限度的减少机组热力系统管道、容器等设备的停用腐蚀。
6、EPRI最新的研究结果表明，热负荷最高的位置腐蚀结垢速率不一定最高。因此水冷壁割管检查时，最好选取几个不同标高的位置进行割管，以便较全面掌握水冷壁管的腐蚀结垢情况，及早发现问题。
7、核实汽包水位，加强水位控制，以确保机组的安全可靠运行。
8、将锅炉定期排污门、连续排污门（手动门、电动门）和排污扩容器列入缝停必检项目，保证排污系统正常。下载本文
