330MW凝汽器銅管結垢原因及分析

王振東

摘要：浙能長興電廠4號330MW亞臨界機組在運行過程中發現凝汽器端差在相同條件下比以往正常值偏大。后來在機組調停期間，檢查發現下水室銅管內壁正常，上水室銅管內壁有結垢現象。對垢樣的垢量、成分進行了分析。從凝汽器端差、膠球清洗裝置投運情況、循環水水質分析、化學加藥（數量、頻次）等幾個方面入手展開排查分析。

關鍵詞：330MW 凝汽器 結垢

1. 引言

浙能長興電廠4號330MW亞臨界燃煤發電機組，其配套凝汽器為上海動力設備有限公司生產，型號為N-17650-11。該凝汽器為單殼體，對分雙流程、表面式、安裝時呈橫向布置。換熱管材質主要為黃銅管和白銅管，后期改造時將空抽區下方約2500根銅管更換為TP316不銹鋼管。

2. 缺陷描述

2016年12月15日，浙能長興電廠4號機組擴大性B修后最后一次并網，連續運行至2018年4月29日機組調停，5月16日復役。調停啟動后，在運行參數分析中發現該機組凝汽器端差相同條件下比正常值偏大，現場檢查膠球清洗裝置運行正常。2018年6月15日，機組調停，檢查發現凝汽器下水室銅管內壁正常，上水室銅管內壁有結垢現象，使用高壓水槍清洗上水室銅管內壁，垢不能去除。

3. 原因分析

3.1. 機組真空及凝汽器端差

整理2017年4月份至2018年6月份該機組凝汽器端差數據分析發現：

因冬天循環水溫度低，該機組凝結器端差在11月～2月這個時間段會明顯高于其他月份，而該機組的凝汽器端差在2018年4月中旬左右較2018年3月份有明顯升高，且基本接近甚至大于11月～2月間的端差，發生了明顯的變化。

在2018年4月中旬后，該機組在200MW負荷下凝結器端差5.5℃左右，在250MW負荷下端差在6.4℃左右，在300MW負荷下端差在7.2℃左右。而2017年的4號機在200MW負荷下凝結器端差4.1℃左右，在250MW負荷下端差在4.6℃左右，在300MW負荷下端差在5.4℃左右。由此可見該機組的凝結器端差在4月份各負荷下較去年都明顯增大。

3.2. 垢樣分析

垢樣厚度主要集中0.24～0.28 mm，最小0.17 mm，平均厚度0.25 mm，結垢顏色呈淺黃色，較難剝落。根據《火力發電廠大修化學檢查導則（DL/T1115-2009）》，結垢情況評價為二級。

經分析，垢樣中鈣、氧元素在占比最大。ICP結果顯示，鈣元素的質量濃度達到366 mg/g，如將鈣元素全部換算為碳酸鈣（CaCO3）形式，則碳酸鈣在垢樣中的質量分數將達到91.5%。

從上述結果中可以得出結論：該機組凝汽器結垢主要成分為碳酸鈣。

3.3. 凝汽器膠球清洗裝置使用情況

浙能長興電廠4號機組凝汽器清洗裝置由以色列CQM公司生產，使用的膠球為德國施邁斯品牌，型號28RB20M0。膠球更換周期為2個月一次，一次加入新膠球5000個。在迎峰度夏期間，膠球更換周期調整為每月一次。機組運行期間膠球清洗裝置保持投運狀態，未發生異常。

3.4. 循環水水質分析

3.3.1循環水濃縮倍率

以循環水氯根濃度/補水氯根濃度計算（以氯根計算的濃縮倍率有可能比實際的濃縮倍率偏高，濃縮倍率數據僅作為參考），統計了自2017-2018年度濃縮倍率。

在2018年4月中旬至5月，該機組循環水濃縮倍率持續偏高，最大值達到5倍左右，循環水水質較濃縮倍率低時較差，存在易結垢的傾向。根據阻垢劑廠家動態試驗報告，該機組循環水水質濃縮到2倍以上會有結垢傾向。

3.3.2 鈣硬度+全堿度

國家標準《工業循環冷卻水處理設計規范（GB/T 50050-2017）》中，鈣硬度+全堿度也是衡量是否存在結垢傾向的一個指標，因此統計了2017-2018年度該機組循環水的鈣硬度+全堿度。

國標中要求鈣硬+全堿度應控制不超過11mmol/L，根據阻垢劑動態試驗報告，極限濃縮情況可以達到17mmol/L。從統計數據中發現從4月份開始至6月初，該機組循環水數據比之前的數據比明顯偏大，最大達到約15.3 mmol/L，已明顯高于國標建議的11mmol/L。該時間段內濃縮倍率偏高，鈣硬+全堿數據亦偏高，導致結垢傾向明顯。

3.3.3 阻垢劑加藥系統分析

自2018年4月以來，該機阻垢劑加藥泵和管道存在故障和漏液問題：

（1）該機組循環水加藥口處存在間歇性冒水現象，冒水頻次和水量較大，可能有部分藥劑隨之冒出，導致循環水加藥量不足。

（2）5月11日發現該機組阻垢劑溶藥箱泄漏，循環水阻垢劑加藥量可能不足;且阻垢劑溶藥箱泄漏后無備品，缺陷一直待機，由于只有一個溶藥箱，本應不低于20h持續加藥的藥劑總量，基本在10h時間內全部投加完畢，運行模式變為類似沖擊性投加的模式。

綜合以上分析，浙能長興電廠4號330MW機組結垢基本判斷發生在4-5月份，結垢的原因應該是綜合性的，由于相關人員對循環水濃縮倍率不敏感，未能及時增大溢流降低濃縮倍率;維護人員消缺及時性及消缺質量存在問題，設備管理人員監督消缺不力，導致加藥系統缺陷率高，客觀上影響了加藥效果。最終在循環水濃縮倍率較大時，加藥裝置運行不正常，導致阻垢劑實際加藥量小于理論需求量，最終導致該機組凝汽器回水側結垢。

4. 處理情況

4.1 根據該機組結垢情況，在機組C修階段對凝汽器進行酸洗處理，酸洗過程有西安熱工院研究有限公司負責，結合垢樣分析和設備材質，采用氨基磺酸清洗，硫酸亞鐵成膜?；瘜W清洗后，銅管內表面已清洗干凈，無殘余硬垢，除垢率大于95%，宏觀檢查膜均勻致密，滴溶檢驗膜的耐蝕性試驗，溶膜時間為51S。各項指標均達到DL/T957-2017《火力發電廠凝汽器化學清洗及成膜導則》中規定的優良標準。

4.2 制定循環水專項加藥及水質控制制度，加強化學藥品加藥的管理工作，確保藥劑科學的、可靠的投入系統中，嚴格控制循環水濃縮倍率及水質指標。

4.3循環水阻垢劑加藥系統實施設備整治，更換加藥泵和加藥罐，并將加藥口改為明管，直接加藥到冷卻塔水池內;增加加藥裝置的遠程反饋和控制，保證設備管理人員及時掌握加藥量。

5. 結論

經過上述處理，該機組真空和凝汽器端差比清洗有明顯好轉，由于凝汽器運行狀態對機組的經濟性和安全性有著極其的重要作用，因此要高度重視凝汽器的清潔運行，防止凝汽器嚴重結垢的發生。

（1）循環水水質惡化是造成凝汽器結垢的直接原因，因此控制循環水的水質指標是防范的主要措施，各單位要根據實際情況完善加藥專項管理制度，加強化學藥品制度的執行及監督，確保各項加藥工作科學可靠進行;做好化學指標的日常分析，及時采取應對措施。

（2）加強關注機組膠球清洗裝置的使用情況，在機組循環水投運后應立馬投入膠球系統，使凝汽器銅管一直保持較高的清潔度。

（3）各專業人員應加強對機組的真空及凝汽器端差的監視與分析，及早發現異常，及時處理。

參考文獻

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