600MW 機組凝汽器結垢原因分析及處理

侯問喬 華能云南滇東能源有限責任公司

1凝汽器結垢原因分析

1.1 結垢情況

某電廠4 號600MW 號600MW 機組停機后，對凝汽器水側進行檢查，發(fā)現A 凝汽器A 側水室壁面及支撐、凝汽器換熱不銹鋼管及管板等與循環(huán)冷卻水接觸的部位都出現了較為嚴重的結垢現象，垢厚度達0.4mm 左右，其它地方未見結垢，取樣分析垢樣中碳酸鈣含量為90.51%。

1.2 凝汽器結垢原因排查

1.2.1 循環(huán)水運行指標情況

該電廠循環(huán)水處理采用連續(xù)加緩蝕阻垢劑、加硫酸，定期加氯錠、加季銨鹽方式處理，主要指標控制為硬度≤10mmol/L、全堿度≤8mmol/L、pH8.3 ～8.8、濃縮倍率3.0 ～3.8、總磷≤1mg/L。

1.2.1.1 藥劑情況

循環(huán)水緩蝕阻垢劑主要采用了陜西安得科技股份有限公司和濟寧新格瑞水處理有限公司的含膦阻垢劑，要求保證循環(huán)水濃縮倍率低于4.5 的情況機組長期運行不發(fā)生結垢，超過4.5 時保證24h 內不發(fā)生結垢。

1.2.1.2 循環(huán)水指標情況

查閱近幾年的循環(huán)水運行分析情況，查看報表發(fā)現循環(huán)水指標異常情況主要3 個方面。①2013.4.15、2013.4.23、2013.05.27、2013.06.03、2013.06.17 檢測循環(huán)水總磷含量為0.07mg/L、0.06mg/L、0.12 mg/L、0.37 mg/L、0.22 mg/L，低于正常值，期間多次出現加藥泵故障、Y 型過濾器堵塞等情況。②2015.5 和2016.6 分別出現一次連續(xù)3d 循環(huán)水濃縮倍率高于3.8的情況，但均低于4.5。③4 號600MW 機組循環(huán)水指標偶有濃縮倍率和總磷短時超標情況。

1.2.2 4 號600MW 機組運行期間膠球投入情況

從2016 ～2017 年膠球投入情況看，運行人員均能夠按期投入膠球系統(tǒng)，但是收球率相對偏低，主要是膠球質量較差，膠球不規(guī)則且較軟，彈性較差，其尺寸和外觀相差較大。檢查收球網沒有發(fā)現問題，其動作靈活無卡澀，關閉嚴密，網間距無變化，收球管道和收球泵運行正常。

1.2.3 4 號600MW 機組運行期間端差變化情況

從運行記錄統(tǒng)計的情況看，2015 年端差平均值1.25，2016 年端差平均值3.2，2017 年端差平均值3.0（2017 年只運行3 個月）。

1.2.4 4 號600MW 機組運行期間與其有關的參數

從與凝汽器端差有關的數據上看，凝汽器真空隨溫度變化較大，凝汽器冷卻效果變化不大，但是凝汽器的溫升相對較大，最高達13.5℃。

1.2.5 4 號600MW 機組運行期間循環(huán)水泵運行情況

4 號600MW 機組在2016 年4 月4 日至5月20 日之間循環(huán)水泵高低速搭配運行，2016 年10 月至2017年間循環(huán)水泵長期用低速泵運行。

1.2.6 其它問題

A 凝汽器與本體擴容器相連，在啟停機過程中該處溫度較高，另外由于低壓缸排汽沿凝汽器壁下來，其靠近A 凝汽器A 側的溫度比A 凝汽器B 側的溫度要高，且該處為循環(huán)水出水端，導致管束溫度較高，因此A 凝汽器A 側循環(huán)水溫比A 凝汽器B 側高。

1.3 凝汽器結垢原因綜合分析

1.3.1 本次結垢過程比較緩慢

2014 ～2015 年間即已發(fā)現有輕微結垢情況。本次結垢主要出現在凝汽器熱負荷區(qū)（A 凝汽器A 側），且呈現之前已結垢的部位結垢逐漸加重、不結垢的部位仍不結垢的現象。通過水質情況分析，如存在水質異常造成結垢的可能，那么2013.3.3 ～2013.7.5 運行區(qū)間內出現的指標異常情況可能性最大，其它年份的水質指標情況難以說明對凝汽器有造成結垢的可能。

1.3.2 膠球質量較差

膠球清洗系統(tǒng)收球率較低，膠球損失較大，輕微結垢情況下自行清除效果較差，導致結垢加重。

1.3.3 端差平均值影響

2015 年端差平均值1.25,2016 年端差平均值3.2，2017 年端差平均值3.0（2017 年只運行3 個月），說明凝汽器結垢在增長加重。

1.3.4 循環(huán)水泵長期低速運行

因4 號600MW 機組循環(huán)水泵長期低速運行，凝汽器循環(huán)水入口壓力較低，其在凝汽器內的流速較慢，循環(huán)水流量較少，循環(huán)水溫升較大，在A 凝汽器循環(huán)水出口端容易造成積垢。

1.3.5 小結

綜上分析，循環(huán)水泵長期低速運行，凝汽器循環(huán)水入口壓力較低，其在凝汽器內的流速較慢，循環(huán)水流量較少，循環(huán)水溫升較大，在A 凝汽器循環(huán)水出口端容易造成積垢，同時膠球質量較差，膠球清洗系統(tǒng)收球率偏低，輕微結垢情況下自行清除效果較差，導致4 號600MW 機組機凝汽器結垢進一步加重。

2 解決辦法

為提高凝汽器的換熱效率，確保凝汽器的安全、經濟運行，對凝汽器水側用氨基磺酸(NH2SO3H)進行化學清洗。

2.1 清洗設計及流程

將B 凝汽器左、右前水室人孔門用Ф377×9 臨時母管進行連接，在A 凝汽器左、右后水室人孔門處分別接Ф377×9 臨時進出水母管，結合A 凝汽器左前水室、B 凝汽器右后水室和A 凝汽器右前水室、B 凝汽器左后水室的正式聯(lián)絡管，使A 凝汽器左側、B 凝汽器右側、B 凝汽器左側、A 凝汽器右側形成一串聯(lián)回路。

提高清洗流速，清洗過程中采用2 臺泵同時參與循環(huán)，且臨時系統(tǒng)設計為可以進行正反方向循環(huán)。正向循環(huán)時A 凝汽器右側、B 凝汽器左側水流方向與凝汽器運行時水流方向一致；反向循環(huán)時A 凝汽器左側、B 凝汽器右側水流方向與凝汽器運行時水流方向一致（機組正常運行水流方向為“B 凝汽器右側→A凝汽器左側，B 凝汽器左側→A 凝汽器右側”）。

在B 凝汽器的左、右側循環(huán)水進口管喉部格柵板處加裝臨時堵板，在A 凝汽器左、右側循環(huán)水出口隔離門與膠球清洗裝置收球網之間加裝臨時堵板進行焊接隔離，以確保膠球收球網也能進行化學清洗。

保證排氣管路暢通，有效排出化學清洗中產生的大量氣體，防止氣塞影響清洗效果，凝汽器8 個水室頂部的排氣門在排氣時直接排放至凝結水坑?；瘜W清洗系統(tǒng)見圖1。

2.2 凝汽器鋼管水側清洗效果

4 號600MW 機組凝汽器化學清洗結束后，對換熱管進行檢查，管內基本清洗干凈，無殘留物，除垢率98.6%；通過懸掛不銹鋼試環(huán)，測得平均腐蝕速率為0.0034g/（m2.h），腐蝕總量為0.1428g/m2（清洗時間按24h 計算）,均達到《火力發(fā)電廠凝汽器化學清洗及成膜導則》（DL/T 957-2017）中的要求。

2018 年5 月2 日4 號600MW 機組啟動后，與之前同樣的負荷（360MW）,低速循泵運行,循環(huán)水入口溫度在26.3℃時，凝汽器端差1.5℃，循環(huán)水溫升11.2℃，過冷度0.8℃，凝汽器平均真空-81kPa，凝汽器各項指標運行良好。

3 預防凝汽器結垢的措施

3.1 控制好循環(huán)水水質

加強循環(huán)水硬度（≤10mmol/L）、全堿度（≤8mmol/L）、pH 值（8.3 ～8.8）、濃縮倍率（3.0 ～3.8）、總磷（≤1mg/L）等指標的取樣化驗工作，發(fā)現指標異常及時分析原因并進行調整。根據循環(huán)水濃縮倍率、機組負荷及時調整循環(huán)水排污量，原則上先開冷卻塔底部排污部分，再對冷卻塔側部排污流量進行細調，控制好濃縮倍率在正常值范圍內。將加藥管道改成由暗管道改走明管道，避免加藥管道漏,藥品未能及時加入循環(huán)水中而不能及時被發(fā)現。

3.2 提高凝汽器清洗膠球收球率

改善膠球清洗裝置收球網的工作特性。根據機組凝汽器鋼管的設計內徑及臟污程度，采用合適尺寸的膠球進行鋼管清洗。及時將損壞的膠球分出并補足，重新投入膠球裝置運行。

3.3 控制好循環(huán)水溫升

根據循環(huán)水溫升情況（≥13.5℃），保持高速循泵或雙循泵運行。

4 結語

凝汽器結垢的原因一般主要由循環(huán)水質、循環(huán)水流速、循環(huán)水膠球系統(tǒng)運行異常等引起，因此機組日常運行時要注意加強循環(huán)水水質的監(jiān)測調整，并確保循環(huán)水膠球裝置正常投入運行，保證其收球率在95%以上。同時，加強循環(huán)水端差、循環(huán)水溫升參數的監(jiān)視，發(fā)現異常及時分析原因并處理。由于氨基磺酸是中等強度的固體無機酸，具有不揮發(fā)、便于運輸、性質穩(wěn)定、水中溶解性能好的特點，對金屬的腐蝕性小，對鈣鎂垢清洗能力強，可徹底清除換熱管內壁的結垢沉積物，對解決凝汽器嚴重結垢問題具有很好的推廣意義。