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(fā)現(xiàn)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(diào)停期間，檢查發(fā)現(xiàn)下水室銅管內(nèi)壁正常，上水室銅管內(nèi)壁有結(jié)垢現(xiàn)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(huán)水水質(zhì)分析、化學加藥（數(shù)量、頻次）等幾個方面入手展開排查分析。

關鍵詞：330MW 凝汽器 結(jié)垢

1. 引言

浙能長興電廠4號330MW亞臨界燃煤發(fā)電機組，其配套凝汽器為上海動力設備有限公司生產(chǎn)，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(zhì)主要為黃銅管和白銅管，后期改造時將空抽區(qū)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(wǎng)，連續(xù)運行至2018年4月29日機組調(diào)停，5月16日復役。調(diào)停啟動后，在運行參數(shù)分析中發(fā)現(xiàn)該機組凝汽器端差相同條件下比正常值偏大，現(xiàn)場檢查膠球清洗裝置運行正常。2018年6月15日，機組調(diào)停，檢查發(fā)現(xiàn)凝汽器下水室銅管內(nèi)壁正常，上水室銅管內(nèi)壁有結(jié)垢現(xiàn)象，使用高壓水槍清洗上水室銅管內(nèi)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(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)：

因冬天循環(huán)水溫度低，該機組凝結(jié)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(fā)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(jié)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(jié)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(jié)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(jié)垢顏色呈淺黃色，較難剝落。根據(jù)《火力發(fā)電廠大修化學檢查導則（DL/T1115-2009）》，結(jié)垢情況評價為二級。

經(jīng)分析，垢樣中鈣、氧元素在占比最大。ICP結(jié)果顯示，鈣元素的質(zhì)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(zhì)量分數(shù)將達到91.5%。

從上述結(jié)果中可以得出結(jié)論：該機組凝汽器結(jié)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(chǎn)，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(diào)整為每月一次。機組運行期間膠球清洗裝置保持投運狀態(tài)，未發(fā)生異常。

3.4. 循環(huán)水水質(zhì)分析

3.3.1循環(huán)水濃縮倍率

以循環(huán)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(shù)據(jù)僅作為參考），統(tǒng)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(huán)水濃縮倍率持續(xù)偏高，最大值達到5倍左右，循環(huán)水水質(zhì)較濃縮倍率低時較差，存在易結(jié)垢的傾向。根據(jù)阻垢劑廠家動態(tài)試驗報告，該機組循環(huán)水水質(zhì)濃縮到2倍以上會有結(jié)垢傾向。

3.3.2 鈣硬度+全堿度

國家標準《工業(yè)循環(huán)冷卻水處理設計規(guī)范（GB/T 50050-2017）》中，鈣硬度+全堿度也是衡量是否存在結(jié)垢傾向的一個指標，因此統(tǒng)計了2017-2018年度該機組循環(huán)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(jù)阻垢劑動態(tài)試驗報告，極限濃縮情況可以達到17mmol/L。從統(tǒng)計數(shù)據(jù)中發(fā)現(xiàn)從4月份開始至6月初，該機組循環(huán)水數(shù)據(jù)比之前的數(shù)據(jù)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(nèi)濃縮倍率偏高，鈣硬+全堿數(shù)據(jù)亦偏高，導致結(jié)垢傾向明顯。

3.3.3 阻垢劑加藥系統(tǒng)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(huán)水加藥口處存在間歇性冒水現(xiàn)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(huán)水加藥量不足。

（2）5月11日發(fā)現(xiàn)該機組阻垢劑溶藥箱泄漏，循環(huán)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(xù)加藥的藥劑總量，基本在10h時間內(nèi)全部投加完畢，運行模式變?yōu)轭愃茮_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(jié)垢基本判斷發(fā)生在4-5月份，結(jié)垢的原因應該是綜合性的，由于相關人員對循環(huán)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(zhì)量存在問題，設備管理人員監(jiān)督消缺不力，導致加藥系統(tǒng)缺陷率高，客觀上影響了加藥效果。最終在循環(huán)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(cè)結(jié)垢。

4. 處理情況

4.1 根據(jù)該機組結(jié)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(jié)合垢樣分析和設備材質(zhì)，采用氨基磺酸清洗，硫酸亞鐵成膜?；瘜W清洗后，銅管內(nèi)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(fā)電廠凝汽器化學清洗及成膜導則》中規(guī)定的優(yōu)良標準。

4.2 制定循環(huán)水專項加藥及水質(zhì)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(tǒng)中，嚴格控制循環(huán)水濃縮倍率及水質(zhì)指標。

4.3循環(huán)水阻垢劑加藥系統(tǒng)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(nèi);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(jié)論

經(jīng)過上述處理，該機組真空和凝汽器端差比清洗有明顯好轉(zhuǎn)，由于凝汽器運行狀態(tài)對機組的經(jīng)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(jié)垢的發(fā)生。

（1）循環(huán)水水質(zhì)惡化是造成凝汽器結(jié)垢的直接原因，因此控制循環(huán)水的水質(zhì)指標是防范的主要措施，各單位要根據(jù)實際情況完善加藥專項管理制度，加強化學藥品制度的執(zhí)行及監(jiān)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(huán)水投運后應立馬投入膠球系統(tǒng)，使凝汽器銅管一直保持較高的清潔度。

（3）各專業(yè)人員應加強對機組的真空及凝汽器端差的監(jiān)視與分析，及早發(fā)現(xiàn)異常，及時處理。

參考文獻

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