锅炉汽轮机在线清洗技术在200MW机组上的实践与思考

1、锅炉汽轮机在线清洗技术在200MW机组上的实践与思考 摘要 本文对锅炉汽轮机在线清洗技术在200MW机组上的实践过程及情况进行了全面的论述，根据机组在线清洗过程中所出现的情况进行了认真地分析，并为锅炉汽轮机在线清洗技术的完善与发展提出了一些建议。关键词 200MW机组 锅炉汽轮机 在线清洗技术 实践与思考1 锅炉汽轮机在线清洗技术的方法原理发电厂锅炉传统的清洗都是在机组大修期间通过化学清洗方法实现的。而目前有一种新型锅炉清洗工艺：即锅炉汽轮机在线清洗，不需要停机，在机组正常运行中加药就可完成清洗工程。是一种保养性的温和清洗方法，它以少量多次的方式进行，工艺简单，操作方便。 锅炉在线清洗为非溶解

2、性清洗，其基本方法原理是利用界面物理化学原理，通过特种清洗剂作用在垢层和基体金属之间，产生界面渗透、挤压、剥落等界面效应，使垢脱落，通过清洗剂中强分散剂组分，将其分散成极细的固体粉末，通过锅炉连排、定排将其排出热力设备之外。这不仅能将已结的垢逐步清除，同时还可防止被清洗下来的物质在受热面上二次沉积。这特种清洗剂具有极强的渗透性，剥离腐蚀产物的特性和高强抑腐性，在清洗除垢的同时，能在基体金属表面形成保护层，从而保护基体金属不受介质的侵蚀。这特种清洗剂在高温环境中的挥发物与在高温高压无氧环境中的部分分解产物，随水汽介质而贯穿于全热力系统，会使过热器、再热器的氧化物缓慢还原而逐步粉化脱落；部分药剂随

3、蒸汽直达汽轮机，从而使汽轮机系统得到清洗。锅炉汽轮机在线清洗使用药品有：（1）锅炉在线清洗及保养剂 106；（2）机组清洗兼停用保养剂169；（3）机组停运、启动清洗及保养剂 121； 药品主要成分： 界面活性剂、渗透剂、剥离剂、分散剂、高效缓蚀剂、表面保护剂、辅助添加剂等。 药品性状及性质： 透明状或白色至淡黄色糊状物；比重0.91.03，无毒、无刺激性气味、不燃不爆，清洗药品PH在812的范围，可以任意比例与水互溶，水溶液呈中性。对人体无伤害，对环境无污染，对金属无腐蚀，比传统的化学清洗方法更安全、更稳妥、更可靠。2 锅炉汽轮机清洗前的概况 大唐XXX第二热电厂#7炉为东方锅炉厂生产的DG

4、670/13.78型13.7MPa超高压、一次中间再热锅炉，额定蒸发量为670 t/h。汽轮机为东方汽轮机厂生产的KC200/15012.7/535/535 型（空冷）凝汽式汽轮机，与200MW汽轮发电机配套。机组于1993年12月投产发电。投产初期炉水采用全挥发处理；1998年8月改为低磷酸盐处理；2000年7月改为氢氧化钠处理。该机组于1999年7月第一次进行大修，并于1999年8月进行酸洗，工艺为盐酸清洗、柠檬酸漂洗、联氨钝化。第二次大修时间为2003年8月，因水冷壁管沉积量未超标，故本次大修锅炉未进行化学清洗。2006年9月4日#7锅炉水冷壁管甲侧第58根沉积量为：向火侧691.97g

5、/ m2，已严重超标。但由于机组大修时间在次年六月份，暂没有机会进行化学清洗，于是我厂对机组在线清洗技术进行了探讨，并于2007年3月对国电九江发电厂及丰城发电厂机组在线清洗技术的应用情况进行了考察。在对其清洗效果了解后，为缩短大修工期，抢发电量、节约费用决定在2007年6月#7机组大修前采用锅炉汽轮机在线清洗技术，对#7锅炉进行在线清洗除垢，并确定以沉积量691.97g/ m2为依据鉴定以后在线清洗的效果。3 第一阶段锅炉汽轮机在线清洗情况及分析第一阶段，从2007年5月12日开始到2007年6月份机组大修前，预计30天左右。根据#7机组的结构特征、运行参数、受热面的腐蚀与结垢状况，#7锅炉

6、清洗方案采取在线保养性清洗、启动过程保养性清洗和停运过程保养兼清洗，少量多次、化整为零、循序渐进的联合除垢方案，标本兼治。3.1在线清洗加药方案概述机组运行中每天向系统连续投加169药品100kg；机组停运前强化清洗兼保养工艺：每次机组停运前向系统投加 169 药品300kg，机组大修停运前向系统投加 169 药品600kg；机组启动过程中强化清洗工艺：每次启动过程中向系统投加 169 药品200kg；机组启动及运行过程中加入锅炉在线清洗106药品。利用机组启动、运行及停机前的不同时段实施上述各清洗兼保养工艺，预计在机组大修时在线清洗达到的目标是：将水冷壁垢量降到400g/ m2左右。此后在垢

7、量较少的情况下，只需要每天向系统内投加少量 106 和 169药品，并结合实施停运前保养清洗及启动过程加药模式，即可保证机组在清洗状态下安全高效运行，在无腐蚀状态下停、备用，不需再用任何其他机组停运保养措施。最终将锅炉水冷壁垢量降到200g/ m2以内。3.2 机组在线清洗加药操作要点3.2.1运行过程中加入106 药品的操作要点 106药品的配制：药品比例初步定为NaOH: Na3PO4:106=0.5:1:25 (m:m:m即质量比，Na3PO4为分析纯的Na3PO4*12H2O)，然后加除盐水8001000kg。用炉水加药泵将药液加入汽包内。106药品的加入操作及控制要领：在凝汽器无泄漏

8、运行正常的情况下，启动及运行过程中投加Na3PO4+NaOH+106混合药品。一般维持炉水中含PO43-在02.0mg/L范围内，pH值为9.5±0.2，目标9.6±0.1。pH呈下降趋势时，增大加药泵流量；若pH³9.6，减小加药泵流量。应防止pH下滑到9.4以下。正常情况下宜小幅度调节，防止大起大落。每次抄表时记录锅炉压力、负荷及排污情况。3.2.2运行过程中加入169 药品的操作要点每天上午11：00向凝结水加药箱充入除盐水100 kg，再投加 169药品 100 kg，然后轻微搅拌23秒（切忌长时间剧烈搅拌，以免产生大量泡沫）。然后用12台凝结水加药泵将药

9、液连续加入热力系统；清洗期间每天测定一次硬度，及时监视凝汽器的泄漏、渗漏情况。清洗期间每天连排开度大于15，特别是最低负荷时即03：00连排全开一次；每班锅炉定排一次，一天定排四次即：04：00、10：30、16：30、23：30各定排一次。机组停运前加入169药品的操作要点机组停运前向溶药箱内加入除盐水150kg，然后将300kg 169药品加入，轻微搅拌23秒后启动加药泵加入热力系统，并保证全部药品加完后机组维持运行2小时以上。在加药过程中稳定炉水pH>9.2(目标9.6±0.2)。采用热炉(压力0.6MPa，温度160)放水余热烘干炉体效果更佳。机组启动过程中加入 169

10、药品的操作要点锅炉点火前应整炉放水一次，将其系统进行一次全面彻底的冲洗，然后再重新上水进行有关操作。机组启动过程中向药箱充入除盐水100 kg 加入 169 药品100kg，在锅炉点火升压至1MPa时开始加药液。如炉水出现明显混浊，需加大锅炉排污；考虑机组启动过程补水量较大，在机组并网前2小时再补加169药品100kg；并应根据实际情况适当加大排污。3.3机组在线清洗期间的化学监督 机组正常加药期间常规取样分析项目、频率不变，增加Cu、Fe指标试验 ：每天 04：00 08：00进行取样分析Cu、Fe含量。机组启、停加药期间的取样分析： 常规取样分析项目、频率不变。每4h取样测定Cu、Fe 指

11、标一次3.4安全措施及反事故措施预案安全措施现场加药间必须连接一路安全水源作为冲洗水；加药期间只用除盐水作为发电机内冷水的补充水，严禁用凝结水作为补充水。反事故措施预案.1在加药期间，必须严密注视水汽品质，特别是凝结水、给水和炉水。若发现凝结水或给水中硬度>3mmol/L，如同常规应立即降负荷检漏除漏，以确保在线清洗的效果。.2随着药品的加入和清洗的进行，垢会逐步脱落，垢中所含成分会影响水汽的品质。如电导率、Cu、Fe、Na、SiO2指标均会增大，可这并不会引起结垢也不会腐蚀，因有关设备正处于保护性清洗状态。但由于垢的脱落并分散在炉水中，可能会出现炉水透明度下降的现象，必须加大排污。.3

12、机组长时间停运时，机组冷却后应对水汽流动缓慢的、不易排掉洗下物的部位进行清理，如省煤器入口联箱等。.4机组重新启动时，锅炉上满水后应将炉水全部放掉，对系统进行彻底冲洗，然后再上水投运。.5凝汽器泄漏导致凝结水出现硬度时，须适当加大排污并在药箱中补加适量的Na3PO4。控制PO43- 25mg/L，pH 9.310.0，并进行查漏。泄漏消除后恢复到正常控制范围。 .6炉内有酸性杂质进入水汽系统时，如果导致pH<8.5，应迅速查明原因，同时要减小负荷，加大排污，加入NaOH，迅速将pH升高到10.0后运行一昼夜，然后调整到优化控制范围。若同时出现凝汽器泄漏，给水有硬度，则在加大排污、加入Na

13、OH+106的同时加入适量的Na3PO4 ,谨防加重结垢。3.5 机组在线清洗状况、效果监督检查情况在线清洗期间水汽品质变化情况在线清洗期间机组给水、蒸汽、凝结水的电导率、铜、铁含量均增大超标，炉水的各指标也增大，Na、SiO2指标影响较小。具体变化范围见下表1， 表1 给水、炉水、蒸汽、凝结水的电导率、铜、铁含量变化范围 指标名称水汽名称电导率（S/cm）铜（g/L）铁（g/L）范围平均值范围平均值范围平均值给水0.221.000.6308.971.621.8735.9815.92炉水2.7520.109.35028.013.985.14530.0027.10蒸汽0.261.000.6104

14、.450.670.9723.368.24凝结水0.281.000.58024.618.562.80452.860.02 在线清洗效果检查情况.1在线清洗中监测到的现象 图1 #7锅炉水样 图2 #7锅炉水样沉清后 机组在线清洗中，2007年5月24日机组做水平衡试验，连续6小时手工采样器关闭、未进行连续排污的炉水水样如图1左一瓶，水样显得混浊。该炉水水样沉清后如图2，底部有洗下的黑色粉末状物品，细度如面粉。.2 2007年5月12日6月17日机组在线清洗37天后， 6月18日#7机组开始进行通流改造大修（共97天），大修中汽轮机清洗效果检查情况如下： 图3 #7机低压转子叶片积盐基本清洗干净

15、图4 低压叶片积盐清洗干净、有光泽 图5 #7机高压转子叶片积盐清洗干净 图6 2003.8.3110.25 #7机大修时高压转子叶片积盐明显而严重 图7 #7机除氧器水箱底部洗下的铁粉（这是以 图8 #7锅炉水冷壁沉积量试验管样（未发现前没有遇到的现象，说明在线清洗有一定的效果） 清洗药品对管材有腐蚀现象） .3机组在线清洗37天后锅炉水冷壁管沉积量检查分析情况#7炉水冷壁管沉积量分析结果见表2：表2 #7炉水冷壁沉积量 2007年7月2日试验数据甲侧，标高1719米，从后往前数第55、56根水冷壁旧管沉积量（g/m2）甲侧，标高2123米，从后往前数第53根水冷壁监视管沉积量（g/m2）管

16、段1沉积量管段2沉积量平均值备 注55根向火侧701.83430.00694.38四次平均值682.9256根向火侧674.17668.75671.4653根向火侧414.74沉积率为：113 g/m2a与2006年9月#7炉691.97g/ m2的数据相比，沉积量下降9.05 g/m2。 由沉积率113 g/m2计算，从2006.9到2007.6其水冷壁沉积量应增加84.75 g/m2，但由于在线清洗而未增加，综合考虑#7炉水冷壁沉积量实际下降93.80 g/m2，可见在线清洗有一定的效果，但距400 g/m2的清洗目标差距较大。.4机组在线清洗效果检查分析根据以上清洗效果的检查情况，经有关

17、技术人员分析认为导致清洗效果不佳的原因有四点：一是泵的容量小，不能满足加药量调整的需要；二是加药点不太合理。由于现有加药条件限制，使用凝结水加药泵使加药点提前了，致使汽、液相中药液分配不佳，汽侧略显多，所以汽轮机系统清洗效果好，锅炉水冷壁管清洗效果较差。三是药品连续加不如集中冲击式加效果好。四是定排次数多，药品除垢反应时间不充分，导致清洗效果不佳。综上所述原因，需要在第二阶段对加药系统进行改造，对加药方式及加药量等进行调整。4 第二阶段锅炉汽轮机在线清洗加药情况及分析本阶段从2007年9月22日开始至2008年5月31日止，共8个多月。对加药系统进行改造，对加药方案予以改进，锅炉定排由一天四次

18、改为一天一次。4.1首先对加药系统进行改造改造方案：增加一台出力为150L/h的专用加药泵（原凝结水加药泵出力为40L/h），中国江苏常州江南电力设备厂生产，型号：JYM-150/3.0，额定排压：3.0MPa，流量：150L/H，配电功率：1.1kW。增设加药管道至除氧器水箱出水管道，将加药点改在给水泵入口前。将三台凝结水加药泵出口管与专用加药泵出口管并联作为169加药备用泵。4.2启动及运行过程中加入锅炉106药品的操作要点106药品的配制：比例为NaOH: Na3PO4:106=2:2:25 （或2.0：0.5：5） 其它同第一阶段。4.3运行过程中加入169药品操作要领点4.3.1 2

19、007年9月2008年2月每天冲击性加25kg 169药品，共6个月，每晚约21：00开始加药，向169专用药箱充入除盐水200 kg， 再投加25kg 169 药品，稍加搅拌，启动新增专用加药泵一个小时内将药品从给水泵入口加入热力系统。在最低负荷时加大锅炉排污，连排开度大于15，03：00连排全开，04：00定排一次。加药前将水汽电导率表退出运行，加药3小时后再投入运行（主要是保护仪表电极不受高浓度清洗药品的影响）。4.3.2 2008年3月5月每周冲击性加药1次、每次加50kg 169药品，共3个月。操作同。4.3.3 2008年6月每天冲击性加药50kg 169药品，共1个月。操作同。机

20、组停运和启动过程中加入 169药品的操作要点同第一阶段。加药期间常规取样分析项目、频率不变。系统Cu、Fe测定：每天12:00、3:30各取样测定1次。4.4 第二阶段在线清洗水汽品质铁含量监测情况 这里仅通过2008年5月#7机组水汽品质监测情况，直观的反映第二阶段结束前清洗药品对给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽及凝结水铁含量的影响状况（见图9）。 图9 2008年5月份 #7机组水汽铁含量监测曲线图从图9看：机组在线清洗期间水汽品质的铁含量随加药周期和锅炉定排时间而变化、增大超标，但对机组的安全运行没有任何影响。因机组处于保养性的清洗状态，这是机组在线清洗突出的一个特点。4.5 第一与第二阶

21、段（2007.52008.4）#7机组在线清洗水汽铁指标监测情况 #7机组经过十个月的在线清洗，给水、炉水、凝结水每个月铁指标的监测情况见图1012图10 #7机组在线清洗十个月给水铁含量测定曲线图图11 #7机组在线清洗十个月炉水铁含量测定曲线图图12 #7机组在线清洗十个月凝结水铁含量测定曲线图从十个月的水汽品质铁含量曲线看：机组在线清洗期间给水、炉水、凝结水铁含量影响较大，而且随着加药周期和锅炉定排时间波动。对蒸汽的铁含量影响比较小些但也经常超标，饱和蒸汽、过热蒸汽铁含量一般在20g/L上下运行。水汽中铁含量的增大说明在线清洗是有效果的。4.6 #7锅炉水冷壁沉积量清洗效果检查情况 第二

22、阶段机组在线清洗结束后锅炉水冷壁沉积量试验结果见表3 图13 #7炉水冷壁管样 图14 #7炉做沉积量后的管样（经过11个月 仍未见清洗药品对管材有腐蚀现象）表3 #7炉水冷壁管沉积量2008年6月12日试验结果甲侧后前数第54根 ， 标高：1719.5米水冷壁管沉积量（g/m2）管段1沉积量管段2沉积量平均值备 注大唐太二向火侧690.01705.25697.63四次平均值681.07山西电科院向火侧693.15635.86664.51表2数据与 2007年7月2日试验数据 682.92g/m2相比，清洗效果仍不明显，分析其原因为：第一，106药品加入量偏大，保养效果优良，169药品加入量不

23、足，清洗强度不够，图15、图16照片充分说明这一点。第二，经检测分析得知，垢层坚硬、致密、难溶，非单纯的氧化铁垢，含有少量钙镁硅垢。鉴于以上原因需要在加药量和加药品种上进一步调整清洗方案。 图15 #7锅炉水冷壁管样 图16 是图15管样的一半图15 #7锅炉水冷壁管样：垢层经人工刮过，向火侧很难刮下，背火侧已能刮下，管样表面均呈褐亮状态。图16是左面管样的半截，另一半给厂家保存。该管样经19个月后再拍照，在未经过任何保护的情况下原状未变，无锈斑痕迹，充分说明在第二阶段的清洗效果是：保养效果优良，清洗强度不够。5 第三阶段锅炉汽轮机在线清洗情况及分析2008年6月17日2009年5月31日 共

24、11个多月。但在期间，机组在线清洗因供暖期基本加热器泄漏，影响水汽品质及清洗效果停止加药3个月。 5.1本阶段在线清洗技术要点机组运行中加大169药品的加入用量，强化清洗作用；提供12次停炉机会，增加121药品，实施169+121强化清洗。保证在启动和停炉期间能实施邻炉蒸汽加热推动，控制参数在锅炉相应操作规程允许的范围内；控制炉水SiO2<0.5mg/L，否则加大连排，必要时定排；调整运行中联胺含量的控制范围，以控制上限为宜即40-50mg/L。5.2运行过程中加106药品的操作和控制要点106药品的配制比例定为NaOH: Na3PO4:106=0.25:2.0:1.0 （或0.5：6.

25、0：2.0）；一般维持炉水中含PO43-在0.12.0mg/L范围内。其它同第一阶段。5.3运行过程中加169药品的操作和控制要点正常运行期间每天1次冲击性加169药品50kg。向溶液箱内加除盐水（约50-80kg）倒入169药品，每天19：00启动专用清洗加药泵一小时内将药液加入到给水系统中。注意：加药过程中绝对不能抽空泵。04：00加大连续排污开度，定期排污一次；其它操作同。在加169期间，从加药开始到加药完毕后6小时，维持炉水pH9.1、在9.3±0.1范围内，其它时间维持pH 9.3、在9.5±0.1范围内。5.4停机前强化清洗加121及169药品的操作要点停机前向

26、疏水箱内倒入1000kg 121药液，加除盐水20吨。利用疏水泵将药液加入给水系统；控制炉水pH9.0；当温度降至150后启动邻炉蒸汽推动，并开始加药；保证全部药液加完后机组循环810小时；加入100kg 169后循环35小时；热炉放水，余热烘干防腐。锅炉再次启动时根据实际情况适当加大连续排污。5.5启动过程强化清洗加121和169药品的操作要点锅炉上水前向一溶药箱内倒入1000kg 121药液（可分次倒入）；上水至汽包可见水位后将全部药液加入汽包。控制炉水pH9.0；启动邻炉蒸汽推动，维持温度15068h；然后加大连续排污并进行定排。若炉水混浊可考虑整炉放水；锅炉点火升压后，压力达到1MPa

27、以上、热态冲洗大量排污结束后，启动在线清洗加药泵，满行程将配制好的100kg 169药品加入热力系统。5.6水汽质量监督指标及控制要点各阶段（包括121清洗过程）的化学监督同常规，运行中炉水电导率控制<40 S/cm，其它水汽的电导率短时间有超标现象，pH的控制9.010.0；启停机组清洗过程中的控制指标及其标准同常规；5.7 第三段机组在线清洗情况及效果检查 #7机组小修中对省煤器入口联箱的检查情况见图17；对汽包内的检查情况见图18。 图17 #7锅炉省煤器入口联箱 图18 #7锅炉汽包底部洗下的物质图17是2009年6月#7机组小修期间酸洗前省煤器入口联箱内在线清洗下的粉末状物质，

28、比较多。 图18是2009年6月#7机组小修期间锅炉汽包底部在线清洗洗下的物质，比较多。用手捻为粉末状物。 #7机组第三阶段在线清洗中锅炉水冷壁管样清洗状况如下： 图19 #7炉水冷壁管样 图20 #7炉水冷壁管样 从图19 看：垢层已经明显疏松，易取易掉下，加工管样过程中向火侧垢层易掉，可见金属本体。从图20看：水冷壁管向火侧垢层掉的最明显。由于垢层掉的不均，所以试验数据也差别较大，单次试验最大差值近300 g/m2，多次试验平均差值在121207 g/m2之间，见下表4数据表4 7炉水冷壁沉积量 2008年11月17日试验数据甲侧，标高1719米，从后往前数第48、49根水冷壁管沉积量（g

29、/m2）管段1沉积量管段2沉积量管段3沉积量平均值电厂与电科院差值大唐XXX第二热电厂48根向火侧443.55430.00433.33435.63平均差值-207.4849根向火侧551.21527.27543.44540.64平均差值-121.91山西电力科学研究院48根向火侧727.7700.64501.00643.11最大差值297.749根向火侧674.21672.44641.00662.55备注十二次试验平均值570.48所做沉积量数据与 2008年6月12日的 681.07 g/m2 相比平均下降110.59g/m2 ，但清洗速度仍缓慢。沉积量试验发现：向火侧镀铜现象明显，垢层全部

30、松动易洗下 。此时如果利用机组启停机会实施5.4、5.5的清洗工艺，将会明显提高清洗效果，加快清洗速度。但因现场条件不具备，在第三阶段最终未实施5.4、5.5的清洗工艺。 #7机组第三阶段在线清洗结束后锅炉水冷壁管沉积量试验情况见表5表5 #7炉水冷壁沉积量 2009年6月18日试验数据甲侧，标高1720米，从后往前数第40、42根水冷壁旧管沉积量（g/m2）40根42根平均值向火侧沉积量638.90651.43645.176 机组在线清洗情况总体分析与思考6.1 #7锅炉水冷壁沉积量1-3阶段在线清洗监督数据比较（表6）表6 #7炉水冷壁沉积量1-3阶段在线清洗试验数据比较表甲侧，标高172

31、0米，从后往前数第4058根之间水冷壁向火侧沉积量（g/m2）2006年9月（#7锅炉在线清洗前沉积量）691.97#7锅炉在线清洗以后沉积量最大值最小值平均值2007年7月（第一阶段清洗结束）701.83430.00682.922008年6月（第二阶段清洗结束）705.25635.86681.072008年11月（第三阶段清洗中）727.7430.00570.482009年6月（第三阶段清洗结束）651.43638.90645.17从表6数据看：#7锅炉通过在线清洗其水冷壁沉积量总体呈逐渐下降趋势。从最大值看：阻止了垢量的增长。从最小值看：垢量最多下降达261.97 g/m2。从平均值看：垢

32、量最多下降了121.49 g/m2。总评距最终小于200g/ m2目标差距较大。但如果#7锅炉未进行在线清洗，由沉积率113 g/m2计算，从2006.9到2009.5其水冷壁沉积量应增加282.50 g/m2，特别是期间经历两次供暖期，供暖期由于基本加热器泄漏，导致给水、炉水、凝结水有硬度，水汽品质劣化。而因供暖期设备不能退出消缺，只能在运行中调整或采取其它措施控制水汽品质，所以导致水汽品质很难完全恢复到正常工况，这期间（共10个月）水冷壁垢量增长最快。所以，实际上#7锅炉水冷壁应增加的沉积量远比282.50 g/m2要大的多。而因2007.112008.3和2009.22009.3供暖期有

33、7个月没有停止加药，最终不仅阻止了垢量的增加，而且还使垢量有所下降。这样算总垢量实际平均下降在300400 g/m2范围。这也充分说明在线清洗是有一定清洗效果的，而且阻垢效果良好，只是清洗时间较长。而因在线清洗工艺未全部实施，也使本次实践工作留下遗憾：即无法看到121药品强化清洗后的除垢效果。为了尽快将#7炉水冷壁沉积量洗掉，在2009年6月的小修中我们对#7锅炉进行了化学清洗。6.2 对机组在线清洗实践工作的思考从2007.52009.5 #7在线清洗经历了共24个月的时间，但除去大、小修时间和供暖期未加药期，实际在线清洗时间为16个月（共用106药品1.3吨，169药品17.5吨），分三个

34、阶段，期间共监测过四次#7锅炉水冷壁管沉积量如表四， 热力系统全面检查过一次，根据检查情况我们对本次锅炉汽轮机在线清洗技术的应用有以下一些思考及建议： 我厂#7机组在线清洗工作在进行到锅炉水冷壁垢层全部松动的状况下，因现场条件不具备，最终未实施5.4、5.5的强化清洗操作工艺就结束了清洗，留下遗憾，使我们无法判断本次机组在线清洗方案全部实施后的最终清洗效果。6.2.2 锅炉汽轮机在线清洗技术目前在我国南方地区电厂应用的比较多，在北方应用较少，我厂是北方唯一的试用电厂，而且由于原水水质硬度等指标差异较大，在凝汽器发生泄漏（北方电厂还存在供暖期基本加热器的泄漏）时对水汽品质的影响也不同，最终导致清

35、洗效果的差距。 锅炉汽轮机在线清洗技术是对锅炉传统化学清洗的创新，其创新点在于：变化学溶解为剥离分散；改停机清洗为在线清洗：集清洗保护为一体，清洗保护互相促进；可由局部清洗扩展到全系统清洗；变周期性被动清洗为经常性地主动清洗。在我国南方地区电厂应用的多，但在我国北方地区电厂还处于工业试验阶段，需要实施厂家根据北方地区机组运行特点、工况等予以进一步完善其清洗工艺，才能取得突破性的进展与成效。根据使用情况我们发现：该机组在线清洗药品对热力设备的停运保护效果及运行中的保养效果优良（见图15、图16），保护膜憎水性强。运行中使用阻垢效果优良，但清洗效果有待提高。运行中使用安全、对热力设备无腐蚀，我厂#7机组在线清洗两年中未发生过相关的不安全问题。所以我们认为其药品使用在新建机组和水冷壁沉积量低于200g/m2运行锅炉上效果较好，可使锅炉