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600MW机组钛管凝汽器化学清洗钛具有优良的耐腐蚀性能和钛表面氧化膜的浸润性很差、表面光滑不易结垢的特性，在发电厂作为凝汽器管材得到越来越广泛的应用。
但是循环冷却水水质恶化导致凝汽器结垢是不可避免的。
由于钛材设备的化学清洗有别于碳钢和铜材，在进行凝汽器化学清洗时，采取针对垢型和适合钛材安全、高效的清洗配方和工艺，在除垢的同时能有效抑制凝汽器钛管的腐蚀与吸氢，防止重大的设备损坏事故的发生非常重要[1]。
钛之所以具有较好的耐蚀性，是因为它是一种高钝化性的金属，在空气和水中，其表面极容易形成氧化物膜。
依靠这层膜的保护，钛基体不受进一步的腐蚀。
如果在溶液中，表面氧化膜不断受到破坏，则腐蚀将持续不断。
因此，钛材的化学清洗必需选择一种不破坏氧化膜的介质。
钛材的主要损坏形式是氢致损坏。
钛的活性很大，在含氢氛围中它极易吸氢，钛的吸氢量达到150ppm时[2]，就极有可能产生氢脆，导致损坏。
本文针对内蒙古岱海发电有限责任公司2号机组凝汽器的化学清洗实践，讨论高效复合酸在钛管凝汽器化学清洗的应用问题。
1. 清洗工艺的确定内蒙古岱海发电有限责任公司2号机组是上海汽轮机厂生产的600MW 凝汽式汽轮机组，于2005年投产，其凝汽器管材为钛管，冷却方式为开式循环，冷却水采用岱海湖水。
由于岱海湖水水质逐年变差，机组运行4年后，凝汽器钛管表面产生严重的结垢现象，在2009年的一次大修中通过抽管检查发现凝汽器钛管内结垢厚达2～3mm，垢层表面并附着大量沉积物，凝汽器真空度下降，机组效率下降，严重影响机组的安全经济稳定运行，按照DL/T 957-2005《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》的规定[3]，应对凝汽器钛管进行化学清洗。
化学清洗的目的是在不损坏设备的前提下，除去受热面表面的锈垢等杂物，维持受热面内表面的清洁状态，并将被清洗金属的腐蚀速率控制在允许的安全范围之内。
因此，进行科学的论证和小试，找出适合于钛材的清洗工艺是至关重要的。
汽轮机凝汽器酸洗工作总结凝汽器是汽轮机的一个重要附属设备，他的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。
而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。
凝汽器的真空水平对汽轮机发电机组的经济性有着直接影响，因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空，是每个发电厂节能的重要内容。
我公司汽轮机凝汽器投产使用近五年有余，每年虽然没有达到全年运行小时数，但是，随着时间的推移，凝汽器的工作效果逐年恶化，并已成为影响该机组带负荷的重要原因，凝汽器换热程度的好坏，直接影响到汽轮机组的运行效率。
我公司凝汽器的冷却水是地下水，未进行处理而且重复使用，尤其近两年凝汽器铜管结垢问题越发严重，目前已经成为影响经济效益的“瓶颈”问题，为了安全、切实有效的解决凝汽器铜管结垢这一主要问题，近年来，栾德惠主任曾经组织汽机专业人员对凝汽器铜管进行逐根清除淤泥工作，运行起来后效果还不是很理想。
要想达到理想的清洗效果，还是采用化学清洗去除污垢的方法，其效果好，设备腐蚀小，并且清洗时间短。
经领导班子讨论决定在六月初进行凝汽器酸洗。
两年前，我公司聘请专业酸洗队对凝汽器铜管进行过一次酸洗，有几根铜管被洗漏，检修人员将洗漏的铜管堵上。
而且请专业酸洗队酸洗一次，资金也是很昂贵的。
这次栾德惠主任为了给公司节省下这部分资金，将资金用在其他更需要的地方，向领导请示要求由发电车间自己来进行凝汽器铜管酸洗，在酸洗前，栾主任认真细致查阅大量资料，并与其他单位联系借鉴他们的酸洗经验，与此同时李宽付主任也与有一定酸洗经验的十万锭发电厂联系，带领我们去向他们学习凝汽器酸洗方面的经验。
六月初，栾主任组织我们根据我公司凝汽器铜管结垢的实际情况，车间成立了以他为组长的酸洗领导小组，制定出切实可行的酸洗方案及酸洗安全措施。
因凝汽器铜管结垢的主要成分是碳酸盐，所以我们决定选用价格低廉而且除垢效果好的盐酸及乌洛托平缓蚀剂来进行酸洗除垢。
凝汽器垢样分析报告冷却循环水引起结垢原因主要是含有钙、镁碳酸盐的水在管壁受热时分解形成硬垢。
我们在本公司此次凝汽器清洗过程中，发现凝汽器管壁上附着部分硬质水垢，不易清除，根据领导的指示，对部分管壁的水垢进行取样分析。
其主要成分有：碳酸盐类含量80%；硫酸盐类含量15%；氯化钠盐含量5%。
其他微量元素含量因为化验室和样品条件限制，无法进行更精确的化验分析。
垢形成的主要原因有：（1）水质水质是影响污垢沉积的最主要因素之一。
循环水水质的各项控制指标，绝大部分是根据污垢控制的要求而制订的。
除了成垢离子和浊度等外，水的pH值对污垢沉积也有较大影响。
因为钙、镁垢和铁的氧化物在pH大于8时几乎完全不溶解。
有机胶体在碱性溶液中比在酸性溶液中更易混凝析出。
微生物粘泥在碱性溶液中也更难以清除，氯的杀菌作用在碱性溶液中会明显下降。
另外本厂的循环水中有部分为脱硫的排水，含亚硫酸根比较大，造成此次结垢硫酸盐含量增加。
（2）流动状态流动状态包括流体的流速、流体的湍流或层流程度和水流分布等几个方面。
流动状态对污垢的沉积与剥离有重要作用。
在流动体系中，如有高流速突变为低流速的突变区域，容易产生污垢的沉积。
（3）水温各种微生物都有一个最佳的繁殖温度，此温度为30～40℃。
对于冷却系统，除考虑水温外，还要考虑传热管的表面温度。
（4）pH值一般来说，细菌宜在中性或碱性环境中繁殖。
丝状菌（霉菌类）宜在酸性环境中繁殖。
多数细菌群最佳繁殖的pH值在6～9之间。
一般循环水的pH值就在此范围内。
（5）溶解氧好气性细菌和丝状菌（霉菌类）利用溶解氧，氧化分解有机物，吸收细菌繁殖所需的能量。
在开式循环冷却系统中，冷却塔为微生物增值提供了充分的溶解氧。
（6）光在冷却水系统中，藻类的繁殖需利用光能，而其它微生物的繁殖无需光能。
（7）细菌数粘泥故障和冷却水中细菌数的关系，细菌数在在10000个/mL 以上，容易发生粘泥故障。
（8）浊度为防止粘泥附着，淤泥堆积，浊度应尽量控制低，但不能说浊度低，粘泥故障就一定不会发生。
岱海电厂凝汽器化学清洗施工工艺和施工管理随想岱海电厂凝汽器清洗是公司的一个重点工程，公司也想通过这个工程的良好完成给岱海电厂留下好印象，争取今后更大、更多的工程后。
通过学习方案、现场观察和亲自施工，以及与施工队同吃同住同劳动，对我公司的化学清洗，对化学清洗流程、施工要求和技术员的工作有了直观的认识，感觉到从现在开始我才真正开始成为一个清洗人或者说从现在开始我才见习清洗的管理岗位。
下面我把岱海电厂的工艺和发现的问题汇报如下：一、岱海电厂的清洗工艺大体情况1、凝汽器主要参数型号：N-32400-1冷却面积:32400M2型式：双背压、双壳体、单流程、表面式凝汽器钛管总根数：33060根，管材:钛管管径：Φ25*0.7与Φ25*0.5冷却水量：6192M2/H制造商：上海动力设备有限公司2、钛管设备清洗介质采用氨基磺酸为主清洗剂，氨基磺酸是中等强度的固体无机酸，性质稳定，水中溶解性能好，对金属材质腐蚀性性等优点。
另外，清洗时生成的盐清洗能力强，易于溶解，不生成盐类沉淀，对金属腐蚀小，对钙镁垢清洗能力强。
3、清洗回路清洗泵—临时管路-低压侧凝汽器进水室-背侧联络管-高压凝汽器进水室—高压侧凝汽器出水室—背侧联络管—低压侧凝汽器出水室—临时管路—清洗泵——清洗槽。
示意图如下：化学清洗泵的出力为每台1260M3/H，共两台，合计为2520 M3/H，保证清洗液在钛管内的流速不小于0.2M/S。
4、凝汽器清洗的简要流程（1）、高压水冲洗，目的是用高压水枪对钛管逐根进行高压水冲洗，除去钛管内壁易清除的垢层，便于提高化学清洗的效率，降低化学清洗药剂的使用量。
（2）、化学清洗——凝汽器注水后，清洗泵运行，开蒸汽对清洗箱中水加热，加热至50℃左右，加入0.3~0.5%的缓蚀剂和适量消泡剂，后循环4个小时（甲方要求）。
——在清洗箱内缓慢、均匀加入氨基磺酸，并观察排气口排气量。
根据排气量大小确定加药速度，加药时间控制在12个小时（甲方要求）。
- 68 -工 业 技 术根据凝汽器特性，在凝汽器结构和面积不变、真空严密性合格和冷却水量一定的情况下，凝汽器真空与换热管清洁系数有直接关系，清洁系数越高，真空越高，机组热效率越高。
以燃气-蒸汽联合循环发电厂300MW 机组为例，凝汽器真空每提高1kPa ，机组热耗率就降低约1%，发电煤耗可降低约3.2g/kW ·h ，具有明显的节能效益。
由于电厂循环水水质较差，因此水中微生物含量较高而产生大量生物黏泥，加上凝汽器运行中存在热交换，随着冷却水中离子浓缩，换热管内会产生结垢问题，金属与垢物在导热性能上存在很大差异，凝汽器结垢会造成清洁系数和换热效率降低，增加汽轮机热耗[1]，而且长时间结垢状态还会造成钛管内壁发生电化学腐蚀，导致钛管穿孔泄漏事故，缩短使用寿命。
因此，提高并保持凝汽器钛管清洁对联合循环发电机组的安全、经济运行非常重要。
1 机组运行现状电厂采用十字沥高含盐咸水作为循环水补水，极易在管道和设备内部繁殖、生长并造成凝汽器钛管结垢，严重时还会造成凝汽器水阻增大，循环流量降低。
电厂虽然有胶球冲洗和滤网系统，但胶球清洗效果也比较有限，凝汽器杂物堵塞和生物黏泥沉积问题依然存在。
检修中对凝汽器勘查情况如图1和图2所示。
对凝汽器采用高压清洗只能除去表面的泥垢和管口杂物，管内仍有一层约0.1mm~0.3mm 的硬垢，如果不彻底清除，对机组的经济性影响较大，凝汽器垢样分析结果见表1。
从表1分析数据得知，氧化镁MgO 为30.10%，三氧化二铝Al 2O 3为18.10%，二氧化硅SiO 2为25.1%，氧化钙CaO 为12.2%，4种化合物是垢样中的主要成分占85.5%，其余大约占14.5%。
传统的凝汽器化学清洗方法是把设备系统隔离，把水侧的水室及至循环水管的蝶阀处都灌满化学药剂，进行浸泡和大循环，让垢与药剂发生反应以到达除垢目的。
但这种传统化学清洗方法存在弊端：1）药剂消耗量大且浪费严重，增加清洗成本。
化学清洗年终工作总结一、工作概述在过去的一年里，我作为化学清洗部门的一员，致力于为客户提供高质量的化学清洗服务。
通过团队合作和个人努力，我们完成了一系列具有挑战性的项目，取得了显著的成绩。
在本篇年终工作总结中，我将详细介绍我们的工作内容、所取得的成果以及存在的问题和改进方向。
二、工作内容在化学清洗部门工作期间，我主要负责以下工作内容：1. 与客户进行沟通和需求分析，制定定制化的清洗方案；2. 现场安全评估和风险管理，确保操作安全；3. 负责清洗设备的维护和保养，确保设备正常运行；4. 监督清洗操作的执行并进行现场指导；5. 录入清洗数据并分析结果，提供改进建议。
三、取得的成绩在过去的一年中，我和团队共同取得了以下成绩：1.项目顺利完成我们完成了一些重要的清洗项目，包括对化工厂的污水处理设备进行清洗、石油罐清洗以及管道清洗等。
通过精心的计划和团队协作，我们顺利完成了这些项目，并取得了客户的一致好评。
2.提高清洗效率通过对清洗操作的优化和流程的改进，我们成功地提高了清洗效率。
同时，我们引入了一些先进的设备和技术，使清洗过程更加高效和环保。
这些改进帮助我们节约了时间和成本，提升了客户的满意度。
3.实施数据分析我负责录入和分析清洗数据，并通过数据分析提供改进建议。
通过对清洗过程中的数据进行统计和分析，我们发现了一些潜在的问题，并制定了相应的解决方案。
这有助于我们提升清洗效果，减少事故风险，为客户提供更好的服务。
四、存在的问题与改进方向虽然我们在过去的一年中取得了很多成绩，但也存在一些问题和改进方向：1.沟通与协调由于清洗项目的复杂性，与客户的沟通和需求理解显得尤为重要。
在一些项目中，我们没有及时理解客户的需求，导致清洗效果不理想。
因此，我们在沟通和协调方面还有很大的提升空间，需要进一步改善团队内部沟通和与客户的协作能力。
2.人员培训随着项目的不断增多，我们需要更多的清洗技术人员。
因此，我们需要提供更全面的培训和学习机会，以提高员工的专业水平和技能。
凝汽器在线不停机清洗技术10小时解决电厂凝汽器排汽温度升高、真空度下降、端差增大问题摘要：火力发电厂值长在中控室观察到发电机组凝汽器长时间出现的真空度低、排⽓温度高、端差大、发电机组效率下降、热经济性降低等不同程度的异常现象，经过对引发凝汽器数据异常现象可能原因逐一检查排除，确定是凝汽器冷却管结垢导致中控室观察到发电机组凝汽器相关数据异常，通过凝汽器结垢对发电机组经济性的影响分析，以及对火电行业现有清洗技术的对比分析，确定采用凝汽器在线化学清洗技术方案，对清洗前后凝汽器运行性能数据进行了对比分析，证明凝汽器在线化学清洗技术在火电行业具有推广应用意义。
关键词：凝汽器结垢；凝汽器在线清洗；凝汽器排汽温度高；凝汽器真空度下降；节能技术应用1.前言凝汽器在火电汽轮机组的作用是在汽轮机排汽处建立真空和维持真空，并且把汽轮机排汽冷凝成水供锅炉重新使用。
提高并维持凝汽器真空度，降低汽轮机排汽压力和排汽温度，可以提高汽轮机组循环热效率。
通常火力发电厂汽轮机组在运行一至二年后，汽轮机凝汽器冷却循环水中的腐蚀物、灰尘和杂质、微生物粘泥、碳酸盐硬垢及硅酸盐硬垢附着在凝汽器换热不锈钢管或铜管或钛管内壁形成水垢，导致凝汽器冷却管热阻增加，冷却水循环量减少，在一定的蒸汽负荷下，冷却水温升超过正常值，引起凝汽器真空度下降，排汽温度升高、端差增大、汽轮机的发电效率降低、供电标准煤耗克/千瓦时，即g/KWh 上升等问题，凝汽器严重结垢还将引起汽轮机组出现振动，影响设备安全生产。
图1 电厂凝汽器结垢导致真空度下降、排汽温度升高、端差增大、发电量减少黄铜换热管的热导率约为109-125 W/(m·K),不锈钢换热管的热导率约为15-30 W/(m·K)，钛换热管的热导率约为15-30 W/(m·K)，混合型水垢热导率约为0.4 W/(m·K)，有试验表明，1mm厚的水垢能使凝汽器换热管的传热系数降低50%左右。
凝汽器半侧隔离在线化学清洗技术摘要：国家能源集团蚌埠发电有限公司#4机组小机凝汽器在运行中结垢导致机组效率下降、煤耗上升，原计划采用单侧隔离清洗，但由于小机凝汽器循环水进出口门内漏，无法隔离，所以采用化学试剂对凝汽器进行在线清洗。
清洗后通过凝汽器的循环水量明显增大，真空度上升，经济效益显著。
本论文为无法单侧隔离的凝汽器在线化学清洗除垢提供了参考。
关键词:凝汽器；化学清洗；真空0.前言国家能源集团蚌埠公司#4机组为2×660MW超超临界二次再热燃煤发电机组。
锅炉给水泵采用一台小汽轮机驱动，小汽轮机为单出轴、单缸、反向双分流结构设计，型号WK63/71，额定输出功率21997kW。
小汽轮机采用节流调节，从上向下排汽的结构，排汽出口进入小机凝汽器。
小机凝汽器与主机凝汽器独立布置，以循环水为冷却介质，采用316L不锈钢管为冷却管材。
#4机组2018年06月开始投产运行，一年后小机凝汽器不锈钢管内由于结垢严重使不锈钢管传热效果越来越差，凝汽器端差逐步升高，小机真空度逐渐下降。
2019年4月，因现场环境柳絮纷纷，进一步引起#4机小机凝汽器真空度严重下降，导致机组无法接待满负荷，严重影响了机组的安全性和经济性。
在机组负荷 500MW，两台循环水泵运行的情况下，小机凝汽器背压达到14.7kPa，同比升高6kPa，已远远高于设计值。
现场利用超声进行波流量测量，循环水流量约为3000t/h，较设计值减少近3000t/h，说明小机凝汽器钢管已出现严重堵塞现象。
1.不锈钢管结垢的原因及垢样分析1.1小机凝汽器的主要参数:有效冷却面积：3400m2、冷却水量：6200t/h；凝汽器管束材料：TP316L；凝汽器冷却管内流速：2.0 m/s；凝汽器管束：Φ19×0.5 mm；管束数量：7074根；#4机从2018年6月投产，因循环水旁流石灰软化系统故障，循环水浓缩倍率长期维持在7左右，循环水中钙、镁离子一直超标运行。
电厂凝汽器结垢化学清洗1、电厂凝汽器结垢及清洗方法论述电厂，在运行一至二年后，都会遇到凝汽器结垢，影响端差、真空度下降，造成发电量下降的问题。
凝汽器设备是汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。
而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。
凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。
因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空；是每个发电厂节能的重要内容。
凝汽器真空度下降的主要特征：1、排汽温度升高；2、凝结水过冷度增加；3、真空表指示降低；4、凝汽器端差增大；5、机组出现振动；6、在调节汽门开度不变的情况下，汽轮机的负荷降低。
凝汽器真空度下降原因分析：引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因大致可以分为外因和内因两种：外因主要有循环水量中断或不足，循环水温升高，后轴封供汽中断，抽气器故障等；内因主要有凝汽器满水(或水位升高) ，凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化，凝汽器水侧泄漏，凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。
最常见的原因是凝汽器管内结垢引起，主要为生物粘泥垢和碳酸盐硬垢，部分为磷酸盐和硅酸盐硬垢。
凝汽器结垢严重影响了冷凝效果，影响端差、真空度和发电量。
结垢缩短了凝汽器设备使用寿命和正常出力。
如凝汽器管结垢达0.3mm，可影响汽轮机效率；超过0.5mm，可影响汽轮机出力，大幅浪费能源。
凝汽器管泄漏将引起锅炉机组各类水质故障，而腐蚀泄漏多由于循环水结垢而引起。
结垢导致凝汽器工作效率大大降低，影响机组运行经济性和安全性。
凝汽器结垢清洗方法分为物理清洗和化学清洗。
物理清洗通常采用三种方法: 1、人工捅洗它是采用捅条由人工对凝汽器管进行往复捅刷。
以除掉管内的结垢，这样由于只是人工捅洗，只能清除软垢和少量的硬垢，清除不彻底，劳动强度大，无法达到令人满意的效果。
凝汽器在线单侧解列化学清洗在 660MW机组中的应用摘要：为了处理某电厂660MW机组闭式循环水冷却水水质浊度变化引起的凝汽器换热钢管结垢和沉淀，提高凝汽器钢管的换热效果，在机组负荷较低时，通过临时加药系统从循环水侧入口加入一定量的氨基磺酸、剥离剂+缓蚀剂，对凝汽器进行在线化学清洗。
在线冷凝器单边解耦化学清洗耗时短、耗药少、效果好。
清洗后对比分析结果表明，清洗前后整个凝汽器平均真空提高1.715kPa，平均端差降低3℃，机组煤耗降低，机组承载能力提高，机组效率大幅提高，经济效益显著。
关键词：凝汽器；单侧解列；化学清洗；真空度；凝汽器端差1冷凝器化学清洗工艺的确定某电厂660MW机组循环水的持水量约为3万M3，如果运行中按1%进行清洗，也需要300吨，缓蚀剂需要300吨。
清洁成本高，时间长。
循环水泵叶轮易腐蚀甚至损坏，存在严重的不确定安全隐患。
目前，在线单边化学清洗的难点和风险有:1)单侧凝汽器隔离时，循环水凝汽器单侧进出口阀大(DN2000mm)，平时操作少。
在运行化学清洗装置时，很难确保阀门关闭紧密，这很容易导致化学物质泄漏到另一侧的冷凝器中并进入循环水系统，导致清洗化学物质浓度不足，从而难以达到清洗效果。
2)清洗过程是放热过程，清洗液温度会升高。
如果清洗过程控制不好，很容易超过凝汽器的排汽温度，从而影响机组负荷的稳定，造成严重的直接甩负荷和生产事故。
3)在清洗过程中，需要控制机组的运行负荷，使其低负荷运行。
某电厂经多方调研论证，决定采用在线单边化学清洗方案，采用氨基磺酸、剥离剂、缓蚀剂工艺，耗时短、耗药少、效果好。
本次现场运行的实际案例证明，在精细化组织和现场管理下，超临界机组运行过程中采用单侧化学清洗的方式对凝汽器进行清洗是可行的，完全能够满足安全高效的预期要求。
2安装冷凝器化学清洗系统根据现场现有条件，不可能按照化学清洗的要求单独隔离冷凝器的外部管道。
在现场，每台机组的胶球调试系统作为清洗剂的入口，冷凝器出水测得的排空管道系统作为清洗液的回流口，清洗反应液和气体随排空管道返回清洗系统的溶解罐。
凝汽器在线化学清洗总结报告(最终版)
光大新能源（砀山）有限公司
凝汽器化学清洗总结分析报告
一、原因分析：
光大砀山项目机组自2013年10月份中旬运行以来，凝汽器真空度逐渐降低，端差持续增大,最大时达13.5℃，给安全生产工作带来了严重影响，通过多方面检查和数据分析，最终确定为凝汽器不锈钢管轻微结垢造成，为了提高凝汽器的换热效率，降低热耗，保证机组经济运行。
经公司和苏州科欣共同研究决定用在线化学清洗的方法除垢，随后制定凝汽器在线化学清洗方案。
二、处理技术标准：
本方案编制的依据DL/957-2005《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》和HG-T2387-92《工业设备化学清洗质量标准》。
三、酸洗前的准备：
1.停止常规的水处理加药，系统快速排污置换，将系统浓缩倍数降到
2.5以下。
相关人员清洗前对循环水系统工艺设备及工艺仪表进行检查，以确保清洗时正常运行。
分析仪器齐全、分析试剂配制完成，呈待命工作状态。
2.人员分工，酸洗工作由值长负责统一指挥，专工负责现场指导。
3.汽机专业人员停止循环水池补水，将循环水池水位控制在溢流口下30cm处。
并增开一台循环水泵，提高循环水的流速，以保证清洗药剂处理出来的污垢可以通过置换排出循环水系统。
4.做好数据记录工作，汽机专业人员记录好凝汽器真空、端差以及循环水温的变化情况。
化学人员记录好各水样指标的变化情况。
5.酸洗过程的腐蚀率监测
挂片为不锈钢挂片和碳钢挂片两种，挂片地点为循环水回水处。
酸洗过程必须保证清洗液对设备腐蚀在安全范围内，化工行业标准规定对不锈钢腐蚀率应≤2g/m2·h。
可用挂片失重法监测。
方法如下：
清洗前取一标准腐蚀试片（与被清洗材质相同），用无水乙醇将其清洗干净，再放入干燥器内干燥2小时，用万分之一天平称其重量M1，清洗过程中将试片放入清洗液中，清洗后取出，用上述方法称其重量M2，得其腐蚀率：K=M1－M2/S·T
式中：K—腐蚀率（g/m2·h)
M1—清洗前试片重量（g）
M2—清洗后试片重量（g）
S—试片表面积（m2）
T—清洗时间（h）
四、凝汽器酸洗过程：
1. 11月10日12:00 —13:50向循环水池一次性快速投加约98%的硫酸4.0t，循环水杀菌剂0.75 t，调节循环水PH=3-4（试纸即可）观察PH值的变化，约15min，PH降至3左右，然后同时启动两台循环水泵，开始每1h/次化验循环水PH、电导率、钙硬和碱度。
（数据见附表1）
2. 11月10日14:00向循环水池一次性添加缓蚀阻垢剂500kg，循环水钙硬增长较快，浊度增加明显。
保证对PH、钙硬指标每1h/次，凝结水硬度1h/次。
（数据见附表1）
3.汽机专业注意凝汽器真空以及端差的变化情况，并做好记录。
（数据见附表2）
4. 11月10日22:00钙硬稳定并略有下降趋势，PH逐渐升高，碱度逐渐升高后，立即停止酸洗，开始通知值长大量置换清水，此次凝汽器酸洗工作结束。
5.11月11日8:00循环水各指标与日常监督指标一致，停止大量排水，维持正常控制标准。
（数据见附表1）
6.凝汽器化学清洗前和清洗后不锈钢和碳钢挂片重量比。
（数据见附表3）
7．凝汽器在线化学清洗效果图。
（见附表4）附表1：化验数据：
附表2：真空变化情况
附表3：挂片变化情况
碳钢挂片127.5575 127.5432 80 0.22 2g/m2·h 附件4: 凝汽器在线化学清洗效果图
五、经济性分析：
这是光大砀山项目首次凝汽器在线清洗，经过8个小时的在线清洗，凝汽器端差由原来的13.5度下降至7.0度，真空由原来的-93KPa上升至-97KPa，真空升高4KPa。
据计算凝汽器真空每升高1KPa，发电原秆单耗可降低9.25g/ KW.h，全天发电量按72万kw.h，发电原秆单耗按1400g/ kw.h计算。
1.提升后原秆单耗可降低=9.25 g/ kw.h×4 KPa
=37g/ kw.h
2.每日可节约燃料等于=720000 kw.h×37g/ kw.h
=26640000 g
3.给料量不变的情况下。
每日可多发电量=26640000 g÷（1400-37）g/ kw.h
=19545kw.h
4.上网电价按0.75元计算。
19545×0.75=14658（元）
凝汽器经过酸洗后，每日可增加14658元收入。
由此可见凝汽器的工作情况直接影响汽轮机的工作效率，凝汽器冷却水管清洁度是其工作的重要指标，清洁度低，换热效果差直接影响真空。
所以运行中我们要加强各水汽指标的监督，发现异常及时查找原因，并设法消除。
为机组能够稳定、经济运行贡献自己的一份力量。
六、凝汽器结垢成因及预防措施：
1.水垢形成原因
凝汽器冷却水系统是开放式的循环系统，随着水分的蒸发和风干，水中溶解的盐类（如重碳酸盐、硫酸盐、氯化物、硅酸盐等）的浓度升高，一些盐因过饱和而析出：Ca(HCO3)2=CaCO3↓＋H2O＋CO2↑
冷却水通过冷却塔相当于一个曝气过程，溶解在水中的CO2会逸出，因此水的PH值会升高。
此时重碳酸盐在碱性
条件下发生如下反应：
Ca(HCO3)2＋2OH-=CaCO3↓＋2H2O＋CO32-
当水中溶有氯化钙时，会发生下列置换反应：
CaCl2＋CO32-=CaCO3↓＋2Cl-
如水中有适量的磷酸盐时，磷酸根将与钙离子产生磷酸钙，其反应为：
2PO43+＋3Ca2+=Ca3(PO4)2
上述反应产生的CaCO3和Ca3(PO4)2均属微溶性盐，它们的溶解度比CaCl2和Ca(HCO3)2要小得多。
此外，CaCO3和Ca3(PO4)2的溶解度是随着温度的升高而降低。
因此在换热器的换热表面上，这些微溶性盐很容易达到饱和状态而从水中结晶析出。
当水流速度较小或传热表面比较粗糙时，这些结晶沉积物就容易沉积在传热表面上，形成水垢。
2.污泥及腐蚀污垢的成因
泥垢一般由颗粒细小的泥沙、尘土、不溶性盐类的泥状物、胶状氢氧化物、杂质碎屑、腐蚀产物、油污、菌藻的尸体及粘性分泌物等组成。
上述物质在冷却水中起到CaCO3微结晶的晶核作用，这就加速了CaCO3结晶析出的过程。
当含有这些物质的水流经换热表面时，容易形成污垢沉积物，特别是流速较慢的部分污垢沉积物更多。
这种沉积物一般体积较大，质地疏松稀软。
它们是引起垢下腐蚀的主要原
因，也是某些细菌生存和繁殖的温床。
换热表面常有锈瘤附着，常与水垢微生物及粘泥一起沉积在传热表面，除了影响传热外，更严重的是助长某些细菌的繁殖，最终导致换热表面腐蚀穿孔而泄露。
3.预防凝汽器结垢的措施
3.1硫酸投加的控制：
为了防止碳酸钙垢的形成，连续添加硫酸，控制冷却水PH值。
4月份-10月份气温较高期间，调整PH值在8.2-8.5范围内；11月份-3月份气温较低期间，调整PH值在8.5-8.8范围内。
3.2调整排污水量，控制浓缩倍数：
由于硫酸添加方式的调整，气温较高季节，冷却水PH 值相对较低，浓缩倍数可控制在3.0-3.5之间（通过电导率数值来控制排污量）；气温较低季节，冷却水PH值控制数值较高，水质结垢倾向趋强，浓缩倍数宜控制2.5-3.0之间。
（通过电导率数值来控制排污量）
3.3调整杀菌剂添加方式：
气温较高季节，冲击性添加次氯酸钠，添加剂量60mg/l.VS。
保有水量，添加频率2次/1周；气温较低季节，冲击性添加次氯酸钠，添加剂量100mg/l.VS.保有水量，添加频率1次/1月。
3.4规范化学品添加操作程序：
冲击性添加杀菌化学品之前，检测冷却水PH值（< 8.5），关闭排污水阀，冲击性添加杀菌化学品，检测冷却水余氯值（0.5-1.0mg/l），循环运行12小时后，打开排污水阀，置换部分水体，直至冷却水水质恢复至日常控制范围。
3.5定期启动循环水旁滤装置：
为进一步提高循环水水处理效果。
化学值班人员定期启动循环水旁滤装置，使循环水量的2～5％流经旁滤装置可有效除掉循环水中悬浮的藻类、微生物的尸骸及污垢，降低循环水浊度。
3.6进一步完善监测手段和建立设备台帐：
利用机组大修时，选择凝汽器内部合适部位安装监测挂片，以便准确及时了解循环冷却水处理效果，确保凝汽器正常安全运行；建立设备大修台帐，采集垢样，做垢样组成分析，记录设备腐蚀状况，为调整水处理配方提供依据。
做好循环水处理的监控工作，不仅需要有先进的处理工艺，更需要在平时的监控中严格遵守工艺要求，即所谓的三分药，七分管。
在保证药剂处理和水质的同时，也需要通过对循环水系统的各个参数做科学的统计分析，以保证系统的安全经济运行。
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