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河南某火力发电厂循环水系统有以下特点：(1)水量大，12 MW机组(下称A机组)为2 400 m3，300 MW机组(下称B机组)为30 000 m3。(2)循环水系统设备多、材料复杂，凝汽器壳体和循环水管道材质为A3钢，凝汽器管道材质为HSn701A黄铜，冷却水塔是以硅酸盐为主体的钢筋混凝土结构。工业冷却水系统也采用循环水作为流动介质(辅助设备的小冷却器较多)。(3)火电厂对凝结水的水质要求较高，若循环水系统发生腐蚀 、泄漏可能会导致严重的锅炉结垢、爆管事故。
由于火电厂循环水系统具备上述特点，其化学清洗一般停机状态下进行，所需临时系统设备庞大、复杂 ，消耗大量的人力、物力，且停机清洗减少发电，给电厂造成巨大的经济损失。采用不停机清洗工艺具有以下3个特点：(1)清洗范围大，可以清洗整个循环水系统，包括停机清洗所不能达到的循环水塔、循环水管道、循环水滤网等；(2)不需临时系统；(3)不影响机组正常运行，与停机清洗相比节省了大量的时间。
河南电力试验研究所于1997年开始此项目的研究，技术成果于1999年通过了河南省电力局组织的专家鉴定，并获科技成果奖。2000年9月，该工艺在河南某发电厂A机组首次实施；2001年3月，利用该工艺对河南某发电厂B机组凝汽器及相关系统进行了不停机的清洗除垢，均取得了满意的效果。
1 设备状况及结垢情况
A机组于80年代中期投产，凝汽器有关参数见表1。自1999年起，凝汽器结垢日益严重，清洗前，A机组凝汽器端温度差达20℃，威胁到机组的正常运行。2000年9月7日对该凝汽器抽管检查发现：凝汽器管表面大量结垢，垢质均匀、致密，垢量为800 g／m2，垢成分见表2。
B机组于1998年建成投产，系统参数见表1。2000年下半年，由于水源恶化，凝汽器端温度差开始升高，真空度开始降低。至2001年2月，机组已无法满负荷运行，最大仅能带至180 MW。2001年3月机组小修发现，凝汽器下半部铜管内有大量粘泥，用压力水冲掉粘泥后发现，铜管壁有约0.2 mm硬垢；冲洗凝汽器上半部铜管时，发现垢厚达1.8 mm以上，压力水无法清除，因停机时间短，停机清洗已不可能。
根据铜管表面结垢、腐蚀情况，并考虑时间因素，采用了凝汽器不停机清洗工艺进行除垢。该工艺以河南电力试验研究所开发的BTX系列清洗剂和缓蚀剂为主清洗介质，无机酸为辅助清洗介质。
2 清洗技术
2.1 清洗系统
电厂工业循环水系统是一个独立的循环系统，新工艺将清洗剂直接加入至循环水泵的前池，基本不需要临时系统，清洗系统见图1。
2.2 工艺条件
试验研究发现，提高清洗速度，能够缩短清洗时间，提高清洗效果。但由于循环水泵流量和铜管材质所限，该机组清洗速度定于1～1.5m／s。
提高循环水系统的浓缩倍率，有利于提高药剂的系统保有量，降低清洗成本，但随着系统内含盐量的增加，铜管腐蚀加速，水的含盐量饱和度增大，影响垢的溶解速度，所以保持一定排污量是必要的，在清洗期间我们控制循环水的浓缩倍率为25～35。
3 清洗过程和效果
3.1 清洗步骤
(1) 检查系统，控制排污量，保持循环水浓缩倍率在30左右。
(2) 加入缓蚀剂BTX2，保持浓度50～100 mg／L，循环1 h后加入清洗剂BTX-1，保持浓度200～300 mg ／L。
(3) 待胶球能够顺利通过监视管，端差基本恢复正常后，每8 h投一次胶球清洗，提高清洗速度。
(4) 监视管表面清洁，端差稳定后，清洗结束。系统内换水，恢复正常运行。
3.2 清洗过程中汽轮机主要参数变化
A机组清洗从2000年9月15日10：00开始，9月20日10：00结束，清洗期间主要参数见图2、3。从汽轮机的参数变化过程可以看出凝汽器管垢的变化过程.
机组运行期间，凝汽器端温度差、真空度明显受到环境温度、负荷情况的影响。清洗初期，凝汽器端温差降低很快，80 h后开始减缓，100 h后基本稳定；清洗初期真空度显著提高，100 h后开始趋于稳定。
3.3 清洗效果
3.3.1 A机组清洗效果检查
清洗结束后，监视管除垢率大于95%，清洗腐蚀速率为0.013 g／m2·h，腐蚀总量为1.56g／m2，根据《 工业设备化学清洗质量标准》(HG／T2387—92)，铜合金腐蚀速率小于2 g／m2·h，腐蚀总量小6g／m2。11月15日，该机组首次停机，停机期间对凝汽器及循环水管道检查表明，清洗效果良好，除垢率大于90%。
对照表4清洗前后汽机运行参数可以看出，凝汽器端温度差显著降低，真空度明显提高。清洗前，由于排汽温度、真空度的原因，A机组无法带至满负荷，清洗后期，该机组负荷峰值到12.5 MW；清洗前，该机组平均日发电量24万kW·h，清洗后，该机组平均日发电量可达28万 kW·h。
3.3.2 B机组清洗效果检查
B机组清洗后，监视管除垢率大于90%，清洗腐蚀速率为0.018 g／m2·h，腐蚀总量为4.32 g／m2，机组负荷可顺利带至300 MW，真空度达-91 kPa，清洗效果显著，达到了清洗的目的。
4 结论
4.1 两种清洗方式的技术特点比较
从表5看出不停机清洗具有以下特点：
(1) 工艺简单，可连续一次完成清洗和镀膜，节点少，控制因素少，清洗效果能满足要求。
(2) 不需临时系统，没有安装工作量，劳动强度小。
(3) 清洗废液无需专门处理，对环境污染小。
4.2 经济效益分析
4.2.1 项目实施前后经济效益对比
A机组清洗前日发电量为24万kW·h，清洗后期为28万kW·h。凝汽器除垢后机组真空度、热效率提高，煤耗降低，日发电量增加4万kW·h。以上网电价0.315元／kW·h计算，日增收益1.26万元，若该机组年正常运行时间300 d，则年增收益378万元。
A机组清洗前，全天需2台循环水泵运行，清洗后，只需1台，真空度也有大幅度提高。该机组循环水泵流量为1 800 m3／h，电机功率为130 kW，日电费开支983元，在不计维护费，磨损折旧费的基础上，年电费节省29.5万元。
B机组清洗前，最大负荷带至180 MW，以机组年发电时间5 000 h计算，影响发电量达年总量的40%，少发电6×10.8 kW·h，少收入上亿元。
4.2.2 停机清洗与不停机清洗经济效益对比
采用停机清洗工艺，停机时间一般需要7～10 d，以A机组日发电量28万kW·h，上网电价0.315元／kW·h，供电煤耗560 g／kW·h，标准煤价130元／t计算，减少收入88.2万元，减少利税67.76万元，启停一次机组费用约0.5万元。以B机组日发电500×10.4万kW·h，供电煤耗330 g／kW·h计算，减少收入1 575万元，其中发电成本214.5万元，机组启停一次费用约30万元。
由于清洗系统不同、清洗剂种类不同，不停机清洗比停机清洗，药剂消耗量大，清洗成本高。对A机组 ，不停机清洗较停机清洗药剂费用高3万元；对B机组，不停机清洗较停机清洗药剂费用高50万元。
对上述数据进行对比，发现不停机清洗有极大的经济效益，机组容量越大，效益越明显。对由某些原因无法停机的机组(热电联产机组、夏季用电高峰期投运的机组等)，会产生更好的社会效益和经济效益。
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