56·江西石油化工1999年汽器铜管结垢与处理九江炼油股份有限责任公司丝!(332004)摘要：针对12MW汽轮机组固凝汽器铜菅姑垢造成真空下降，介绍凝汽器机械清洗与酸洗处理垃果进行分析与探计。关键词竺坚竺兰生翌堕一1噜是、，刖昌汽轮发电机凝汽器真空的高低直接影响到机组的安全性与经济性。我厂两台33—12一I型汽轮机组是上海汽轮机厂1978年生产，于1980年投产运行。原配套凝汽器均为N一975一IV型，后由于铜管堵漏根数太多，#2凝汽器于1994年l0月整体更换为N一975一I型凝汽器，#l凝汽器于1995年5月全部更换新铜管。冷却水也于1996年5月由原来的长江供水的开式循环改为Ⅱ循环水场供水的闭式循环，运行情况基本正常。但从1998年5月起，发现两台凝汽器真空均下降，端差增大，且日趋明显。经分析并查找原因，发现是由于铜管内脏污、结垢引起的。先后对#1凝汽器进行了机械清洗和酸洗，消除了垢物．使其真空平均提高约25～3KPa，较好地满足汽机安全经济运行。1真空下降的原因#1、2凝汽器均为对分制双流程回热式凝汽●●⋯●¨¨●㈨●⋯I●⋯●⋯●⋯●⋯●I1．⋯●l¨『●⋯●ll¨●⋯●●●㈨●II●⋯I●⋯I●¨作者简介目范光华1971年生，助理工程师。1993年毕业于江苏化工学院。现就职于九江炼油股份有限责任公司，从事热工技术工作。收稿日期：1999—0718丁＼、7并器，每台有铜管3420根，管径为o20×1，材质为HSn70一l，循环水量较去年略有增加，每台约为34[】(】吨／，J、时。从1998年5月起，发现凝汽器真空较去年同期下降2～3KPa，排汽温度上升4～6'C．端差升高了4～6℃，参数比较见表1。随着气温和冷却水温的升高，真空愈加恶化．严重影响机组满负荷运行，给安全生产带来不利。为查找凝汽器真空下降的原因，对真空系统严密性、凝结水泵、汽轮机低压端轴封和射水抽气器工作情况进行检查、分析，认为均不是影响真空的主要原因。后根据凝汽器端差较大，且两台凝汽器真空同时下降等现象．判断真空下降是因为凝汽器铜管内脏污、结垢所致。该型凝汽器为对分制，其内部装设垂直隔板，使冷却水进口分成独立的两半，当铜管脏污时，汽轮机可不停机进行机械清洗。在运行中停运#1凝汽器半边．开小盖检查铜管内表面清洁度。发现有近1／5铜管被塑料片、小石子和泥沙堵塞。铜管内表面结了一层薄的灰白色垢，表面较松软，用手能抠下，呈粉末状，紧贴管壁层较坚硬。积垢在换热面上附加r一层导热热阻，使凝汽器平均换热系数下降20-30％，其有效的传热面积仅为清洁状态的2／3，严重影响换热效果，导致凝汽器真空下降。取垢样并进行分析，数据见表2。从分析数据中可看出，CaO与的含量所占比重大，在铜管表面形成了钙垢与磷垢。其原因是Ⅱ循环水场进行水质处理过程中，所选用LN一120水稳剂的主要成分是聚磷酸盐，在有水存在的情况下，会有部分聚磷酸盐水解生成正磷酸盐。而正磷酸盐缓蚀作用较小，且易与水中的钙离子生成凝，＼，，)一>维普资讯http://www.cqvip.com第3期凝汽器铜管结垢与处理()2沉淀物循环水中正磷含量为2．5～3．5mg／I，几乎占总磷量(5～7mgA)的50％，而且扛1凝汽器内水垢成分中含有23．4％的P2O5垢，因此可看出LN一120水稳剂的稳定性较差，遇热易分解为磷酸盐，并析出沉积。同时，循环水浓倍长时间控制在4～5之间运行．加速了垢的形成。表1同期参数比较表2垢样分析数据表SiO2CaOMgOFe22P2q％％％％％％域量900℃5．0612．671．941．931．3823．352处理及效果2．1机械清洗及效果6月19日，分别停运#2凝汽器半边，用消防水冲洗铜管。由于水压低、垢质硬，清洗效果甚激，真空变化很小7月14日，#1汽轮机停运．开凝汽器两进水侧大盖，进行人工机械清洗。方法是：在细铜捧的顶头装上一个较铜管内径大1rm的橡胶头．由人工对所有铜管逐一捅洗，最后用高压消防水冲洗所有被堵塞的铜管均琉通，铜管内松垢基本消除。#1机投入运行后，对凝汽器机械清洗前后在相同工况下的参数作一比较，见表3。表3机械清洗前后比较从表3可看出，机组在基本相同的工况下，清洗后凝汽器真空仅提高了0．6KPa，端差仅减小l℃，清洗的效果不明显。主要是机械捅洗对硬垢作用较小，仍有大部分硬垢附在管壁，影响铜管换热...
