330MW机组不锈钢管凝汽器化学清洗

1、330mw机组不锈钢管凝汽器化学清洗2008年4月第36卷第2期(总第195期)吉林电力jilinelectricpowerapr.2008vo1.36no.2(ser.no.195)330mw机组不锈钢管凝汽器化学清洗chemicalcleaningforstainlesssteeltubecondenserof330mwunit徐敬玮,姜国策(1.江苏华电扬州发电有限公司,江苏扬州225002;2.西安热工研究院有限公司,陕西西安710032)摘要:针对330mw机组不锈钢管凝汽器运行中结垢导致机组效率下降,煤耗上升的问题,采用化学清洗工艺对6,7号机组凝汽器进行酸洗后,不锈钢管内结垢被完

2、全清除,机组启动后,凝汽器端差降低明显,真空度上升,经济效益显着.关键词:化学清洗;凝汽器tp304不锈钢管中图分类号:tk268.2文献标识码:b文章编号:10095306(2008)02004104近年来不锈钢管材在我国火力发电厂凝汽器上得到大量应用,由于其所具备的良好的机械性能和耐蚀性能,使凝汽器泄露的问题得到有效遏制,发电机组汽水合格率得到大幅提高.但由于不锈钢管的传热系数比铜管低815,与之相对应影响真空0.2o.5kpa,端差上升约1.凝汽器不锈钢管一旦发生结垢的问题,将对机组的经济运行产生较大影响,所以及时准确地选择对凝汽器进行化学清洗,对提高火电企业经济效益显得非常必要.江苏华

3、电扬州发电有限公司(以下简称扬电公司)6,7号机组分别投产于2005年5月和8月,冷却水采用敞开式循环冷却水系统,凝汽器为n一174003型单背压,单壳体,对分双流程,表面式,传热面积17400m,不锈钢管材质为tp304,不锈钢管尺寸25mm0.5mm10800mm,共计20792根.运行机组2年,凝汽器不锈钢管表面产生了结垢现象,这些物质在机组运行过程中降低了凝汽器传热效率,致使凝汽器端差上升,真空度下降,机组煤耗上升.为了保证机组安全,稳定,经济运行,决定于2007年9月利用机组调停的机会对2台330mw机组的凝汽器不锈钢管进行化学清洗.1清洗工艺的选择1.1凝汽器结垢情况凝汽器因多种原

4、因引起结垢,6,7号机组曾于2006年1o月和5月停机时经超高压水射流清洗,但因垢质坚硬,造成清洗不彻底,照片显示结垢较重并且极不均匀,垢层有花状脱落.进水侧和出水侧结垢厚度和硬度亦有较大差别,出水侧因湍流影响结垢情况稍微严重.经检查凝汽器管内垢为约0.2mm厚硬垢,以传热面积17400m,垢密度2.7g/cm.计算,1台机组凝汽器约有垢10t.根据2006年1o月取样分析,垢主要成分为碳酸钙和少量磷酸钙,具体见表1.表1凝汽器垢样成分分析1.2除垢反应和药剂用量由于该凝汽器为tp304不锈钢管,结合垢样的主要成分,依据dl/t9572o05火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则,选择硝酸为主要成

5、分的专用清洗药剂,反应式为:2hno3+caco3ca(no3)2+co2十+h2o根据计算,需用清洗酸20t,专用lan一826不锈钢缓蚀剂1t,以及适量水垢剥离剂.清洗前通过小型试验测定清洗剂溶垢性能和氯离子含量均合格.1.3清洗步骤及控制指标整个清洗过程分为酸洗前水冲洗,酸洗,水冲洗等步骤,详细工艺如表2所示.收稿日期:20071226作者简介:徐敬玮(1977一),男,工程师,从事电厂化学专业技术工作.?41?2008年4月吉林电力apr.2008第36卷第2期(总第195期)jilinelectricpowervo1.36no.2(ser?no?195)1系统隔离2临时系统安装消防水

6、3凝汽器水冲洗4凝汽器酸洗5水冲洗6恢复系统消防水体积分数为46合成清洗酸;质量分数0.20.8缓蚀剂;lan一826还原剂,消泡剂适量消防水循环水管焊接堵板并经试验不漏水循环水进,出口水管的大阀门关死,临时系统和所有正式设备连接可靠无泄漏每30min测定一次浊度,浊度不大于50ntu每2omin测定一次清洗酸浓度;清洗除垢6-8h,当酸浓度连续1h稳定不变,进出口酸液无气体产生,可结束酸洗每小时测定一次ph值,直到排水ph值不小于4.32清洗系统的建立2.1清洗系统容积计算以及清洗用泵的选型清洗系统容积vs一0.14r.ln+2abh+v+v-式中:r为列管内半径;l为列管长度;为列管根数l

7、a为凝汽器封头长;6为凝汽器封头纵向长度;h为凝汽器封头高度;v为配液循环槽容积;v.为系统管线和余量容积.经计算,清洗系统容积为250m.根据dl/t9572o05的要求,清洗用泵采用大流量低扬程的循环泵.凝汽器管单管流速为0.1o0.15m/s;凝汽器单体单程截面积为2.37m.;泵的流量为8521278m./h.2.2清洗系统流程清洗采用单流程方式,即凝汽器两侧分别进行清洗,使清洗流通面积为总不锈钢管根数的流通面积的1/4,以保证清洗液在不锈钢管内的流速合适.330mw机组凝汽器水侧水容积约为300m.,不锈钢管总截流面积为1o.20m.,单流程时截流面积约为2.55m.,系统中清洗箱为

8、15m.,总水容积约315m.清洗液在凝汽器清洗时为下进上出流动方式,不锈钢管内流速最佳应达0.1o0.25m/s.清洗系统流程为:清洗箱一清洗泵一x2号凝汽器入口一x2号凝汽器出口一x1号凝汽器入口一x1号凝汽器出口一清洗箱(x代表6或7号机组).2.3清洗系统的建立凝汽器化学清洗系统如图1所示.清洗时将凝汽器冷却水进出管口用堵板焊死,通过凝汽器人孑l重新建立循环系统.对凝汽器东,西两侧进行逐个清洗,清洗流程与运行流程以并联方式连接,清洗液从?42?凝汽器西侧的下人孔门进,从东侧上人孔门排出.为了保证清洗工作顺利进行,清洗平台上装有2台泵,其中1台运行,1台备用.清洗前在水室内将循环冷却水进

9、出管口用堵板封死,焊牢.酸洗废液经机组排水槽排放到工业废水处理站,处理合格后回用.图1凝汽器化学清洗系统3凝汽器清洗步骤3.1清洗前技术交底由扬电公司依据技术措施,向参加凝汽器清洗的有关人员进行技术措施交底;消防水,除盐水和电源落实到位;落实安全措施,并对清洗过程中的协调工作逐项落实,明确协调人和清洗时间.3.2安装,准备工作按技术方案进行酸洗临时系统的连接;凝汽器水室内循环水管道进,出口用堵板封死,焊牢,加固完毕;完成化验分析仪器,酸洗药品准备及化验验收工作;清洗泵试转完成,运转良好.当循环水系统停运后立即开始焊接堵板,一般需要2天时间.3.3凝汽器汽侧注水查漏6号机组查漏时发现有2个抽真空

10、管道上的临2008年4月第36卷第2期(总第195期)吉林电力jilinelectricpowerapr.2008vo1.36no.2(ser.no.195)时温度测点泄漏,其2号凝汽器上水室有1根凝汽器管有泄漏,这与停机前凝结水水质异常相吻合,及时消除漏点.3.4清洗前系统的检查在凝汽器清洗前组织有关部门人员对清洗临时系统进行检查,并分别在清洗箱和凝汽器两侧水室挂上腐蚀指示片.腐蚀指示片使用与扬电公司凝汽器管相同材质的tp304标准指示片,表面积为0.0028m.3.5清洗步骤3.5.1严密性试验及水冲洗向凝汽器水侧上满消防水,开启放空气门见水后,消除系统漏点,动态控制水箱水位冲洗2h,保证

11、清洗系统无泄漏,冲洗出水浊度应达到不大于50ntu的标准,停止水冲洗.3.5.2加酸清洗水冲洗合格后系统开始进行酸洗,向清洗箱内投加1tlan一826缓蚀剂循环1h,凝汽器管内结大量碳酸盐垢时,经化学清洗会产生大量泡沫.为防止酸箱溢流大量泡沫影响环境,应使用消泡剂,利用小型手持喷雾器向泡沫表面喷洒.缓蚀剂均匀后开始向清洗系统加入清洗酸20t.酸洗过程中化验酸浓度,6,7号凝汽器清洗酸浓度变化趋势如图2,图3所示.时刻图26号凝汽器清洗酸浓度变化趋势图时刻图37号凝汽器清洗酸浓度变化趋势图3.5.3排酸及中和处理清洗液酸浓度趋于平稳,保持1h不变,凝汽器顶部排气口无气体产生,可结束酸洗.酸洗结束

12、后立即进行清洗液排放.3.5.4酸洗后水冲洗清洗液排放结束后,向系统中注满消防水,并启动清洗泵进行大流量循环冲洗和排放,共冲洗3遍,最终测定冲洗排水ph值不小于4.3,符合dl/t9572o05要求,水冲洗结束.3.5.5系统恢复冲洗水排放结束,开始系统恢复.3.6清洗后凝汽器管查漏10月2日向6号凝汽器汽侧上除盐水查漏,发现其1号凝汽器南侧抽空气管热控临时温度测点有泄漏,已采取封堵处理.经分析该部位泄漏为清洗前封堵处理不完全所致.9月19日向7号凝汽器汽侧上除盐水查漏,发现其1号凝汽器下部靠近抽真空管下部有1根不锈钢管泄漏,已采取堵管处理.经分析该部位泄漏为2006年大修中遗留旧伤所致.3.

13、7系统恢复机组凝汽器清洗结束后,清洗公司对凝汽器水室分别进行了清理,并恢复系统验收合格.4清洗效果评价4.1除垢效果检查2台330mw机组化学清洗后,用内窥镜深入到凝汽器不锈钢管内部进行检查.发现清洗后凝汽器不锈钢管内表面清洁,无腐蚀,无过洗现象,基本上无残留硬垢,只有少量软垢附着在不锈钢管内壁上.残余的少量软垢将在机组投入运行后用胶球清洗装置清除掉,除垢率不小于95%,达到优良水平.4.2指示片监督效果检查表3为6,7号机组凝汽器清洗指示片腐蚀速度的对比,其中试片面积均为0.0028m,试片酸浸泡时间分别为8h和9h.从中可见,由于6号机组凝汽器结垢量比7号机组凝汽器结垢量多,相应使用清洗酸

14、浓度也较高,所以总腐蚀量和腐蚀速率均比7号机组高,但仍然在dl/t9572o05标准规定的腐蚀速率小于1g/(m?h),总腐蚀量小于10g/m的范围内.在本次清洗中固定系统的阀门和管道没有受到损伤.?43?2008年4月吉林电力apr.2008第36卷第2期(总第195期)jilinelectricpowervo1.36no.2(ser.no.195)5经济效益分析扬电公司6,7号机组通过2次凝汽器化学清洗,基本清除了凝汽器不锈钢管内的结垢,凝汽器传热效率得到有效提高,7号机组凝汽器化学清洗前后相关参数变化情况见表4.表47号机组凝汽器化学清洗前后主要运行参数对比表注:循环水进口温度,压力为t

15、p,出口温度,压力为tz.pz.从表中可见,机组负荷300mw时,凝汽器酸洗前后端差由4.8下降至2.9,下降了1.9.低压缸排汽温度由44.9下降至41.8,下降了3.1,排汽压力下降1.420kpa.统筹考虑凝汽器酸洗前后环境温度发生了变化,9月21日凝汽器循环水进水温度同9月上旬比下降了1左右,经测算影响排汽温度0.6o.8,故凝汽器酸洗效果带来的排汽压力下降值实际为1.0501.150kpa.按照1kpa影响标准煤耗3.6g/(kw?h)计算,年可节省近千万元.6结束语a.扬电公司330mw发电机组循环冷却水运行方式是敞开式循环系统,循环水处理各项参数控制的是否合适直接影响着机组的安全经济运行,所以通过不断的技术攻关逐渐摸索出行之有效的控制条件,确保循环水系统不再发生严重的结垢是做好节能降耗工作的首要任务.b.通过化学清洗彻底清除凝汽器管壁附着物可提高机组运行效率,降低煤耗,保证机组出力不低于额定值,还可防止凝汽器管发生垢下腐蚀,避免发出水质故障,具有多重效益.随着节能减排要求的进一步提高,循环水系统向着高浓缩倍率方向发展的趋势