冶金自备电厂凝汽器化学清洗实践

郝晓玲，闫树清，左兴堂，柳丙轩

（北京首钢股份有限公司，河北迁安 064404）

1 系统概况

首钢迁钢公司2×50 MW CCPP发电机组2014年投产，机组配套汽机额定功率21 MW，凝汽器为N-2800 型，双进双出，管束材质为0Cr18Ni9 不锈钢管。运行过程中，发现凝汽器换热管水侧不断结垢，沿冷却水流程方向呈加重趋势，垢层厚度达到0.3～0.5 mm，将金属管壁全部遮盖。受换热管结垢影响，凝汽器运行端差增大，真空度下降，机组效率下降，夏季平均端差11.6 ℃，真空-90.0 kPa，汽机负荷20.5 MW，影响机组运行经济性。

针对结垢问题，现场曾采用金刚砂胶球在线清洗、循环水系统加药在线清洗，高压水枪离线清洗等措施，均未取得预期改善。为恢复机组效率，提高运行经济性，决定利用机组大修机会，采用化学清洗的方式清除凝汽器换热管积存水垢。

2 介质选择

为确定清洗介质类别，首先取现场垢样进行溶解性试验，垢样在室温环境下，6%浓度酸性溶液中经浸泡可完全溶解，判断水垢主要成分为碳酸盐垢。鉴于该厂凝汽器换热管为不锈钢材质，盐酸会对其产生晶间腐蚀，无法选用盐酸作清洗介质。

氨基磺酸为白色斜方晶体，是一种固体有机酸，其分子式为NH2SO3H，氨基磺酸极易溶于水，其水溶液酸性与盐酸、硫酸相似，有固体硫酸之称[1]。氨基磺酸及其盐类与多种金属化合物均生成可溶性盐类，具有在水中溶解度高、不析出沉淀而对金属腐蚀小的特点。其反应方程式为[2]：

初步选定氨基磺酸作为清洗介质后，对取自现场的垢样进行静态试验，分别配置3%、6%、8%浓度氨基磺酸溶液，在30 ℃环境下，垢样均在45 min内全部溶解。

另外进行挂片静态腐蚀试验，试片表面积28 cm2，与换热管同材质均为不锈钢，配置3%、6%、8%浓度氨基磺酸溶液，添加缓蚀剂（0.3%乌洛托品），溶液温度控制（30±5）℃，浸泡时间为4 h，试验结果如表1所列。

表1 挂片静态腐蚀试验

经试验确定，3%～8%浓度的氨基磺酸可充分溶解系统水垢，且试片表面清洁，腐蚀轻微，腐蚀速率＜1g/(m2h)，满足《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》(DL/T 957-2005)规范要求。经综合分析，确定清洗方案，选择质量分数6%的氨基磺酸作为清洗剂，添加0.3%乌洛托品作为缓蚀剂及适量消泡剂。

3 系统建立

结合机组大修，采用凝汽器半侧逐一清洗的方式进行离线清洗，临时清洗系统水容积总计约65 m3，为保证清洗系统循环充分，管内清洗流速达到规范要求的0.1～0.25 m/s，选用一台大流量低扬程管道泵（Q=300 m3/h，H=20 m）,清洗系统水容积构成如表2所列。

表2 清洗系统水容积构成

为最大限度降低费用，减少设备改造，充分利用凝汽器系统现有装置，现场利用收球网人孔作为清洗系统回水管接点，利用凝汽器水室排气管作为排气门，利用凝汽器进/回水门进行系统隔断，仅需在凝汽器现有进水管道开孔预接清洗进水门，即可完成临时清洗系统的构建。清洗系统如图1所示。

图1 清洗系统图

4 方案实施

4.1 系统准备

估算清洗药品用量，准备氨基磺酸4 t，缓蚀剂0.5 t，消泡剂0.1 t，中和用碱3 t。机组检修停运前，凝汽器两侧分别投运胶球，清除换热管积垢表面附着的絮状粘泥；机组停运后，凝汽器汽侧灌水查漏，检查封堵泄漏点位，同时将凝汽器水室内杂物清理干净。

搭建临时清洗系统：关闭凝汽器进/回水门，与运行系统进行隔断；在凝汽器进水管道开孔接清洗进水门，利用收球装置人孔接清洗回水门，完成临时管道连接；清洗泵试运正常，运行良好。

4.2 循环清洗

采用凝汽器半侧逐一清洗的方式进行清洗，打开清洗侧清洗进水、回水门，稍开凝汽器水室排气门，通过工业水带完成系统注水，在清洗水箱设置检测试片。启动清洗泵，动态控制清洗水箱液位，检查消除系统漏点，投入加热蒸汽，提高控制水箱温度，按预定比例，投入质量分数0.3%缓蚀剂，清洗系统循环30 min使缓蚀剂分布均匀。

按预定比例，投加柠檬酸12.5 kg，氨基磺酸2.5 t，初始投药后反应生成气体多，排气量大，有气流冲击声，适当调整开大排气门开度，充分排除反应气体。控制半侧循环清洗时间4 h 左右，每30 min 取样分析清洗液pH 值、酸浓度及铁离子含量，清洗过程中，根据铁离子含量分析结果，适当添加还原剂二甲基酮肟，保护系统碳钢管道，根据酸浓度分析结果适当补充加酸，如果酸浓度连续稳定不降低，说明垢已除净，30 min 后可结束酸洗。清洗过程中酸浓度随时间变化曲线如图2所示。

图2 清洗过程中酸浓度随时间变化曲线

4.3 排酸冲洗查漏

酸洗完成后，迅速排出酸洗废液，添加30%浓度NaOH 溶液中和，调整pH 值至6.5～7.0；废液经中和处理后送往厂区配套污水处理厂，对COD、氨氮等污染物完成进一步深度处理。

酸洗废液排出后，关闭清洗进水、回水门，将清洗系统退出，之后打开清洗侧凝汽器进/回水门，将凝汽器接入循环水系统进行循环冲洗，同时投入胶球，通过胶球擦洗清除换热管内壁残留泥垢；胶球清洗完成后，退出循环水，凝汽器汽侧灌水查漏。检查无异常后完成半侧清洗，依照相同技术方案完成凝汽器另外半侧清洗。

5 效果评价

5.1 除垢效果检查

凝汽器两侧清洗完成后，打开人孔，凝汽器管板管束完全呈现金属光泽，配合内窥镜进行换热管内部检查，管束内部干净，无残留物，除垢率≥95%，达到优良水平。换热管清洗前后表面状态对比如图3所示。

图3 换热管清洗前后表面状态对比

5.2 试片/换热管腐蚀情况检查

清洗过程中，设置试片进行检测，经测量平均腐蚀速度为0.021 g/(m2h)，小于1 g/(m2h)，总腐蚀量为0.08 g/m2，小于10 g/m2，满足《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》(DL/T 957-2005)的规范要求；清洗结束后，凝汽器灌水查漏，未见异常，经内窥镜检查，换热管内部无腐蚀、无过洗现象；经运行验证，凝汽器换热管运行良好，未发生泄露问题，整个清洗操作过程安全可靠。试片腐蚀速率测定如表3所示。

表3 试片腐蚀速率测定

5.3 经济效益提升

凝汽器清洗完成后，机组运行经济性取得显著提升，凝汽器运行端差降低3.0 ℃，排汽温度降低2.5 ℃，真空度提升1.8 kPa，机组效率提高2.9%。机组夏季额定工况运行数据均值对比如表4所示。

表4 机组夏季额定工况运行数据均值对比

6 结语

经运行验证，通过综合评价得出结论：此次凝汽器离线化学清洗方案科学合理，全面清除管内积存水垢，同时保证系统安全可靠，换热管腐蚀轻微；清洗完成后大幅提高凝汽器换热效率，机组运行经济性取得显著提升，达到了理想的清洗效果。