600MW 机组凝汽器结垢原因分析及处理

侯问乔 华能云南滇东能源有限责任公司

1凝汽器结垢原因分析

1.1 结垢情况

某电厂4 号600MW 号600MW 机组停机后，对凝汽器水侧进行检查，发现A 凝汽器A 侧水室壁面及支撑、凝汽器换热不锈钢管及管板等与循环冷却水接触的部位都出现了较为严重的结垢现象，垢厚度达0.4mm 左右，其它地方未见结垢，取样分析垢样中碳酸钙含量为90.51%。

1.2 凝汽器结垢原因排查

1.2.1 循环水运行指标情况

该电厂循环水处理采用连续加缓蚀阻垢剂、加硫酸，定期加氯锭、加季铵盐方式处理，主要指标控制为硬度≤10mmol/L、全碱度≤8mmol/L、pH8.3 ～8.8、浓缩倍率3.0 ～3.8、总磷≤1mg/L。

1.2.1.1 药剂情况

循环水缓蚀阻垢剂主要采用了陕西安得科技股份有限公司和济宁新格瑞水处理有限公司的含膦阻垢剂，要求保证循环水浓缩倍率低于4.5 的情况机组长期运行不发生结垢，超过4.5 时保证24h 内不发生结垢。

1.2.1.2 循环水指标情况

查阅近几年的循环水运行分析情况，查看报表发现循环水指标异常情况主要3 个方面。①2013.4.15、2013.4.23、2013.05.27、2013.06.03、2013.06.17 检测循环水总磷含量为0.07mg/L、0.06mg/L、0.12 mg/L、0.37 mg/L、0.22 mg/L，低于正常值，期间多次出现加药泵故障、Y 型过滤器堵塞等情况。②2015.5 和2016.6 分别出现一次连续3d 循环水浓缩倍率高于3.8的情况，但均低于4.5。③4 号600MW 机组循环水指标偶有浓缩倍率和总磷短时超标情况。

1.2.2 4 号600MW 机组运行期间胶球投入情况

从2016 ～2017 年胶球投入情况看，运行人员均能够按期投入胶球系统，但是收球率相对偏低，主要是胶球质量较差，胶球不规则且较软，弹性较差，其尺寸和外观相差较大。检查收球网没有发现问题，其动作灵活无卡涩，关闭严密，网间距无变化，收球管道和收球泵运行正常。

1.2.3 4 号600MW 机组运行期间端差变化情况

从运行记录统计的情况看，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 年只运行3 个月）。

1.2.4 4 号600MW 机组运行期间与其有关的参数

从与凝汽器端差有关的数据上看，凝汽器真空随温度变化较大，凝汽器冷却效果变化不大，但是凝汽器的温升相对较大，最高达13.5℃。

1.2.5 4 号600MW 机组运行期间循环水泵运行情况

4 号600MW 机组在2016 年4 月4 日至5月20 日之间循环水泵高低速搭配运行，2016 年10 月至2017年间循环水泵长期用低速泵运行。

1.2.6 其它问题

A 凝汽器与本体扩容器相连，在启停机过程中该处温度较高，另外由于低压缸排汽沿凝汽器壁下来，其靠近A 凝汽器A 侧的温度比A 凝汽器B 侧的温度要高，且该处为循环水出水端，导致管束温度较高，因此A 凝汽器A 侧循环水温比A 凝汽器B 侧高。

1.3 凝汽器结垢原因综合分析

1.3.1 本次结垢过程比较缓慢

2014 ～2015 年间即已发现有轻微结垢情况。本次结垢主要出现在凝汽器热负荷区（A 凝汽器A 侧），且呈现之前已结垢的部位结垢逐渐加重、不结垢的部位仍不结垢的现象。通过水质情况分析，如存在水质异常造成结垢的可能，那么2013.3.3 ～2013.7.5 运行区间内出现的指标异常情况可能性最大，其它年份的水质指标情况难以说明对凝汽器有造成结垢的可能。

1.3.2 胶球质量较差

胶球清洗系统收球率较低，胶球损失较大，轻微结垢情况下自行清除效果较差，导致结垢加重。

1.3.3 端差平均值影响

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 年只运行3 个月），说明凝汽器结垢在增长加重。

1.3.4 循环水泵长期低速运行

因4 号600MW 机组循环水泵长期低速运行，凝汽器循环水入口压力较低，其在凝汽器内的流速较慢，循环水流量较少，循环水温升较大，在A 凝汽器循环水出口端容易造成积垢。

1.3.5 小结

综上分析，循环水泵长期低速运行，凝汽器循环水入口压力较低，其在凝汽器内的流速较慢，循环水流量较少，循环水温升较大，在A 凝汽器循环水出口端容易造成积垢，同时胶球质量较差，胶球清洗系统收球率偏低，轻微结垢情况下自行清除效果较差，导致4 号600MW 机组机凝汽器结垢进一步加重。

2 解决办法

为提高凝汽器的换热效率，确保凝汽器的安全、经济运行，对凝汽器水侧用氨基磺酸(NH2SO3H)进行化学清洗。

2.1 清洗设计及流程

将B 凝汽器左、右前水室人孔门用Ф377×9 临时母管进行连接，在A 凝汽器左、右后水室人孔门处分别接Ф377×9 临时进出水母管，结合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联络管，使A 凝汽器左侧、B 凝汽器右侧、B 凝汽器左侧、A 凝汽器右侧形成一串联回路。

提高清洗流速，清洗过程中采用2 台泵同时参与循环，且临时系统设计为可以进行正反方向循环。正向循环时A 凝汽器右侧、B 凝汽器左侧水流方向与凝汽器运行时水流方向一致；反向循环时A 凝汽器左侧、B 凝汽器右侧水流方向与凝汽器运行时水流方向一致（机组正常运行水流方向为“B 凝汽器右侧→A凝汽器左侧，B 凝汽器左侧→A 凝汽器右侧”）。

在B 凝汽器的左、右侧循环水进口管喉部格栅板处加装临时堵板，在A 凝汽器左、右侧循环水出口隔离门与胶球清洗装置收球网之间加装临时堵板进行焊接隔离，以确保胶球收球网也能进行化学清洗。

保证排气管路畅通，有效排出化学清洗中产生的大量气体，防止气塞影响清洗效果，凝汽器8 个水室顶部的排气门在排气时直接排放至凝结水坑。化学清洗系统见图1。

2.2 凝汽器钢管水侧清洗效果

4 号600MW 机组凝汽器化学清洗结束后，对换热管进行检查，管内基本清洗干净，无残留物，除垢率98.6%；通过悬挂不锈钢试环，测得平均腐蚀速率为0.0034g/（m2.h），腐蚀总量为0.1428g/m2（清洗时间按24h 计算）,均达到《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》（DL/T 957-2017）中的要求。

2018 年5 月2 日4 号600MW 机组启动后，与之前同样的负荷（360MW）,低速循泵运行,循环水入口温度在26.3℃时，凝汽器端差1.5℃，循环水温升11.2℃，过冷度0.8℃，凝汽器平均真空-81kPa，凝汽器各项指标运行良好。

3 预防凝汽器结垢的措施

3.1 控制好循环水水质

加强循环水硬度（≤10mmol/L）、全碱度（≤8mmol/L）、pH 值（8.3 ～8.8）、浓缩倍率（3.0 ～3.8）、总磷（≤1mg/L）等指标的取样化验工作，发现指标异常及时分析原因并进行调整。根据循环水浓缩倍率、机组负荷及时调整循环水排污量，原则上先开冷却塔底部排污部分，再对冷却塔侧部排污流量进行细调，控制好浓缩倍率在正常值范围内。将加药管道改成由暗管道改走明管道，避免加药管道漏,药品未能及时加入循环水中而不能及时被发现。

3.2 提高凝汽器清洗胶球收球率

改善胶球清洗装置收球网的工作特性。根据机组凝汽器钢管的设计内径及脏污程度，采用合适尺寸的胶球进行钢管清洗。及时将损坏的胶球分出并补足，重新投入胶球装置运行。

3.3 控制好循环水温升

根据循环水温升情况（≥13.5℃），保持高速循泵或双循泵运行。

4 结语

凝汽器结垢的原因一般主要由循环水质、循环水流速、循环水胶球系统运行异常等引起，因此机组日常运行时要注意加强循环水水质的监测调整，并确保循环水胶球装置正常投入运行，保证其收球率在95%以上。同时，加强循环水端差、循环水温升参数的监视，发现异常及时分析原因并处理。由于氨基磺酸是中等强度的固体无机酸，具有不挥发、便于运输、性质稳定、水中溶解性能好的特点，对金属的腐蚀性小，对钙镁垢清洗能力强，可彻底清除换热管内壁的结垢沉积物，对解决凝汽器严重结垢问题具有很好的推广意义。