新疆某发电有限责任公司2×135 MW 机组凝汽器由上海电气设备有限公司生产，2 号机组于2006 年10 月投产。在投产发电一段时间后，由于种种原因，凝汽器不锈钢管内发生严重的结垢问题，经检查不锈钢管结垢厚度为0.5～0.8 mm，凝汽器甲乙侧上室出水侧不锈钢管壁均结有一层硬垢。对垢的分析结果表明，其主要为碳酸钙垢及少量生物黏泥和硅酸盐垢。2 号机组凝汽器不锈钢管结垢严重，造成机组端差上升，效率下降，煤耗上升，导致资源的大量浪费。此外，凝汽器不锈钢管存在的垢下腐蚀也严重威胁着机组的安全稳定运行。
为在最短时间内使2 号机组安全、稳定、经济地运行，决定利用2 号机组停车小修期间，采用新型酸洗工艺，对2 号机组凝汽器甲、乙两侧进行酸洗，清除管内垢类物质。
1 凝汽器技术参数及清洗范围
根据凝汽器的结垢情况，确定酸洗范围为甲、乙两侧凝汽器水侧，及进出水室和连通室内壁。通过凝汽器设计尺寸计算可得，凝汽器单侧系统水容积为 80 m3(包括凝汽器水侧、进出水水室、连通室及凝汽器循环水进出口阀门前后管道)。2 号机组凝汽器的有关技术参数为：凝汽器结构，对分双流程表面式;凝汽器主凝区管径，D 25 mm×0.5 mm; 凝汽器空抽区管径，D 25 mm×0.7 mm; 凝汽器管材质，不锈钢 TP316L;不锈钢管根数，9 836 根(单侧);冷却面积， 7 600 m2(单侧)。
2 化学清洗药剂的选择
2 号机组凝汽器换热管材质为不锈钢TP316L，参照《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》(DL/T 957—2005)〔1〕，对于不锈钢TP316L 材质凝汽器可选择氨基磺酸和硝酸2 种清洗方法。由于现场凝汽器结垢严重，为使酸洗工作在最短时间内完成，并保证酸洗腐蚀速率和除垢效果，通过实验室酸洗腐蚀实验和除垢效果实验确定了酸洗所用药剂。
2.1 酸洗腐蚀实验
选用碳钢、不锈钢2 种试片进行酸洗腐蚀实验〔2〕，碳钢试片材质为A3(Q235A)，尺寸为50 mm× 25 mm ×2 mm，面积为28 cm2; 不锈钢材质为 1Cr18Ni9Ti，尺寸为50 mm×25 mm×2 mm，面积为 28 cm2。酸洗腐蚀实验结果如表 1 所示。
2.2 酸洗除垢实验
采用2 号机组凝汽器产生的垢进行酸洗除垢实验。实验结果表明，采用5%硝酸+0.25%TS-151 缓蚀剂进行清洗，除垢率可达95%以上。
根据上述实验结果，最终确定采用复合硝酸清洗剂作为酸洗药剂，药剂投加量为2.5%～5.0%硝酸+0.25%TS-151 缓蚀剂;清洗时间为6～8 h;清洗方式为动态循环清洗。
3 新型酸洗工艺制定及流程
3.1 凝汽器常规清洗工艺介绍
《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》(DL/T 957—2005)中明确了凝汽器常规酸洗工艺，其工艺在火力发电厂凝汽器酸洗工作中使用较为普遍，技术较为成熟。但该工艺存在一定的缺点：(1)清洗工作需配备独立清洗泵及碳钢管路系统;(2)清洗管路焊接复杂，需在凝汽器进出水室外壁临时打孔后焊接安装，清洗结束后还需将凝汽器复原;(3)需配备独立大容积药剂箱，配合清洗泵循环使用;(4)清洗过程造价较高，耗时长。
3.2 新型酸洗工艺的制定
2 号机组凝汽器酸洗工作安排在机组小修期间，电力系统机组正常小修规定为14 d 左右，时间上不允许使用上述常规清洗方法。针对2 号机组凝汽器的自身结构，结合其自身特点，经与厂方技术人员探讨商议，确定了2 号机组凝汽器清洗方案。
(1)关闭单侧凝汽器循环水进出口阀门，使单侧凝汽器成为一个密闭的容器，进行单侧循环清洗。
(2)利用凝汽器连通室上部排气门作为清洗液进口门，与加药泵出水管线相连，清洗药液利用加药泵通过连通室上排气门直接打入凝汽器内部，同时打开上出水室上排气门，作为酸洗排气出口。
(3)利用单侧凝汽器胶球泵作为酸洗循环泵，清洗时打开胶球泵，利用胶球泵使凝汽器内药液循环流动，免去安装独立循环泵。
(4)以凝汽器进水管排气门作为取样点，对药液浓度和钙离子浓度进行分析，以分析结果判定清洗终点。
清洗循环流程示意如图 1 所示。
4 清洗过程
4.1 人工清洗
2 号机组停机后，打开凝汽器人孔，进入水室发现，凝汽器上下室约一半数量的管内存有大量黑色黏泥，且较松软，用手可轻轻扣出。为使酸洗达到良好的效果，决定先用人工清洗的办法，清除凝汽器管内壁上的黏泥，使管内垢类完全暴露，保证与清洗液充分接触，彻底清除结垢。
4.2 注水试漏
人工清洗结束后，对凝汽器进行灌水试漏。因未对进出水室出入口进行封堵，所以检查凝汽器的严密性十分重要。如进出口阀门关闭不严，清洗过程中势必会造成清洗液外漏，导致药剂浓度不够，清洗不彻底。如阀门关严后仍有水泄漏的情况出现，则需要计算出单位时间内漏出水量的大小，以便清洗过程中补入和漏量等体积的药液，保持清洗过程中清洗液液位恒定。
打开凝汽器上室出水侧人孔，向凝汽器中注水，使水位达到人孔位置以下，观察水室液位变化情况，当液位基本维持不变后，可确定凝汽器内部不漏。实际测量中，阀门关严后水室液位仍然下降，通过下降液位计算得知大约每30 min 凝汽器漏出水量为 400 L。
4.3 酸洗
酸洗过程为：
(1)凝汽器一侧注水至上室出口人孔位置，关闭人孔，打开上出水室上排气口进行排气。加入TS- 151 缓蚀剂，打开胶球泵进行循环。
(2)循环均匀后，加入硝酸。加酸完毕后，继续注水，直至上室出口排气管有水排出，证明凝汽器内部水位已满。每30 min 补入400 L 药液，以保证凝汽器中的液位不变。
(3)检测酸洗液中的酸浓度及钙离子浓度，当其基本维持不变时，可判定酸洗结束。单次循环酸洗约 6～8 h。
(4)酸洗结束后，打开循环水进出口阀门，启动循环水循环泵，对凝汽器残留酸液进行清洗，循环约 2 h 后，酸液直接排入循环塔池中。排空凝汽器进出水室存水，打开人孔进行检查。
4.4 酸洗过程中酸洗液钙离子、酸浓度的变化
甲、乙两侧酸洗过程中酸洗液中的钙离子变化如图 2 所示。
甲、乙两侧酸洗过程中酸洗液中的酸浓度变化如图 3 所示。
从加酸时刻开始，即对凝汽器甲、乙两侧酸洗液中的钙和酸浓度进行检测，以此对清洗终点进行判断。硝酸利用加酸泵，从凝汽器连通室上排气器口连续打入，加酸过程中开启胶球泵，通过胶球泵循环使酸浓度逐渐均匀，凝汽器管内垢类逐渐被溶解。
4.5 水枪冲洗及试漏
酸洗结束后，打开人孔，采用高压水枪人工冲洗，对残留在不锈钢管内的余垢进行彻底清除。冲洗结束后，对凝汽器汽侧灌水查漏，未发现不锈钢管出现泄漏现象。
5 清洗效果
清洗结束后，对清洗效果进行了检查，结果表明：甲、乙两侧上下进出水室、不锈钢换热管内及档板目测无垢，与清洗前对比效果明显。上下进出水室底部有厚厚一层清洗后脱落下来的硬垢，进出水室内壁基本清洗干净。
2 号机组开车发电后，凝汽器端差由洗前的 11 ℃下降到5 ℃以下，经计算，酸洗后可使机组煤耗降低3.6 g/(kW·h)，经济效益显著。。
根据电力行业凝汽器化学清洗标准〔1〕，对酸洗腐蚀速率进行了检测，结果表明，酸洗腐蚀速率为 0.221 g/(m2·h)，远小于腐蚀速率≤1 g/(m2·h)的指标要求。
6 总结
(1)针对2 号机组凝汽器自身特点，利用现有管路及设备采用新型清洗工艺进行循环清洗。清洗结果表明，清洗效果明显，且清洗费用相对于常规凝汽器清洗方法节省20%，为厂家节约了资金。
(2)本次清洗所用方法在国内火力发电厂凝汽器清洗中，尚属少数案例，其成功经验，有利于此种快速便捷的清洗方法的广泛推广。
