锅炉水冷壁
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2023年3月19日发(作者：冲锋号简谱)#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：约
背：约
前墙A→B数第85
根（高16米）
4
向：
背：
后墙A→B数第根
（高30米）
4
向：约
背：约
A侧墙炉前→炉
后第根（高20米）
4
向：约
背：约
B侧墙炉前→炉后
数第140根（高24
米）
4
向：约
背：约
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/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
Al
2
O
3
SiO
2
P
2
O
5
SO
3
K
2
OCaOTiO
2
Cr
2
O
3
MnO
2
Fe
2
O
3
ZnO
含
量
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）
100100
导电率（μs/cm）
100
2
给水溶解氧（μg/L）
20/7
PH100
二氧化硅（μg/L）
铁（μg/L）
100
铜（μg/L）
100
3
凝结水溶解氧（μg/L）
30/10100
导电率（μs/cm）
硬度（μmol/L）
0100
4
炉水二氧化硅（μg/L）
100100
磷酸盐（mg/L）
100
PH100
5
饱和蒸汽二氧化硅（μg/L）
导电率（μs/cm）
100
钠（μg/L）
6
过热蒸汽二氧化硅（μg/L）
导电率（μs/cm）
100
钠（μg/L）
7
发电机定冷水导电率（μs/cm）
100100
PH100
硬度（μmol/L）
0100
8
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（≤5umol/L）
SiO2（≤80ug/L）
溶氧（≤30ug/L）
5050505050
凝
结
水
硬度（≤10umol/L）
蒸
汽
钠（≤20ug/L）
SiO2（≤60ug/L）
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cm，合格率为％。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cm，合格率为％。
3、2009年4月份凝结水导电率有21次大于cm，合格率为％。
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0umol/L。硬度合格率为％。凝结水导电率11次
超标（大于cm），导电率的合格率为％
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
cm，超标71次，合格率为％.
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的固相易溶盐附着物，其
析出过程的化学反应为：
Na3PO4＋→这个反应式表明，当的固相物从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/T794-2001《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。