b）清洗前应根据冷凝管的材质在空抽区和高温区等不同部位各抽一根管检查，了解垢型、垢量及垢下腐蚀情况，确定清洗方案。
c）清洗前的小型模拟试验的清洗液在配置时应考虑清洗水容积和表面积的实际比率、垢量及金属铁离子增大等影响因素。
d）冷凝管口内如有沉积淤泥或堵塞，应先进行人工冲通并冲洗干净，在进行酸洗。人工不能冲通时应进行更换或堵死。
e）废液处理的设施应安装完毕，并能有效地处理废液。 2)碱洗及水冲洗（必要时）：
当换热管内含有油污、微生物、硫酸钙垢等成分时，应选择合适的配方进行碱洗。碱洗后应进行水冲洗，要求采用循环冲洗方式冲洗，冲洗终点出水PH值大于9.0。 3)酸洗：
酸洗时酸液的最低温度不得在10℃以下，在冷凝管单管中的流速为0.1.m/s-0.25m/s,酸洗后水冲洗的流速宜大于酸洗流速。 4)成膜：
a）胶球擦洗：酸洗冲洗后及时进行胶球擦洗（必要时），胶球擦洗一般采用人工方法，用无油压缩空气或水逐根向凝汽器管内通胶球，每管不小于2个胶球。通胶球结束后，清除水室内沉积的污泥。 b）预处理：在循环中加入预处理剂，循环预处理时间根据小型试验结果确定。 c）成膜：选择最适宜的成膜方式（FeSO4 成膜、MBT成膜、BTAa成膜）
d）通风干燥：成膜至预定时间后结合监视管的成膜情况确定成膜结束时间，排空成膜液。打开人孔通风干燥
B、高压水清洗方法
高压水射流清洗技术是通过射流对物体表面的撞击、气蚀、磨削及楔劈作用来达到清除污垢的目的。 特点：无污染，清洗彻底全面;无损伤，疏通堵塞管束。 缺点：对于很硬的硅酸盐和碳酸盐类硬垢清洗不够彻底。 详情请见（高压水清洗技术简介）。
四、清洗凝汽器的技术指标及节能效益分析 技术指标:
1）、通光率100％
2）、管束内壁表面清洁无任何污垢
3）、凝汽器端差：小于7-8℃（凝汽器的过冷却度在小于1℃范围内时） 节能效益分析:
凝汽器端差降低的节能效益是体现在同等环境冷源的温度下有效焓降增加，而提高汽轮机的装置效率在焓－熵图上表示如下： P1 i
i
s t0
Pc
P′c
aj
当凝汽器端差减小，排汽压力由原来的Pc下降到P′c，增加的有效焓降 △i=i′c-ic
一般纯凝汽式汽轮机组的排汽压力都在0.03－0.07kg/cm2的范围内选 所以我们通过计算得到凝汽器端差与机组发电煤耗变化值关系列表如下：
表二、凝汽器端差耗差分析结果 50MW 100MW 125MW 200MW 300MW 机组 类别 单位 25MW 项目 ±1％ g/kwh 5.54 4.79 4.47 3.65 3.75 3.6 夏季 g/kwh 2.78 2.41 2.25 1.95 2.01 1.93 端差每变化1℃ 冬季 g/kwh 1.22 1.06 0.99 0.86 0.88 0.85 年平均值 g/kwh 2.0 1.74 1.62 1.405 1.45 1.39 过冷却度每增加1℃ ℃ 0.53 0.1 0.15 0.04 0.09 0.07 例如一台300MW汽轮机凝汽器因清洗使端差减少3℃，则年节约标准煤成本计算如下： 机组年利用小时：5000小时 发电标准煤单价：300元/吨
年收益：M＝3003103千瓦35000小时31.3933310-6吨/千瓦2小时3300元/吨＝188万元 清洗服务：
真 空 度 清洗时间一般300MW机组需要5天工作日（约17000根管束），厂方只需配合打开凝汽器人孔，提供清洗机需要的动力电源（380V，75KW）和清水水源即可。
凝汽器的设计端差：正常值为4-6℃时，最大值不应超过8℃，如您厂的凝汽器端差大于8℃时，请与我公司联系，我们将竭诚为您服务。
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凝结水机组凝汽器系统汽轮机600MW直接空冷机组补水方式探讨
摘要： 凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一。它直接影响机组的经济性和安全性。国内目前还没有针对空冷机组的凝结水溶氧指标，暂时只能沿用湿冷机组的控制值。目前我国已投产的直接空冷机组，普遍存在凝结水溶氧量偏大的问题。文章分析了凝结水溶解氧量的存在机理和影响因素，介绍了3种补水方式，即凝结水补水到主凝结水箱、补水管路接至空冷凝汽器、直接空冷系统的补水到汽轮机的主排汽管道，并对此3种补水方式的优缺点进行了对比。提出了控制凝结水溶氧量偏大应采取的措施。
关键词：直接空冷机组；凝结水；溶解氧；补水方式；发电厂 0引言
国电电力大同发电有限责任公司（下称大同发电公司）安装的直接空冷机组是由哈尔滨汽轮机有限公司生产的NZK600-16.7/538/538型汽轮机，其直接空冷系统由德国GEA公司设计并供货。7号机组于2005年4月21日顺利完成168h满负荷试运，比计划提前109天投产。8号机组于2005年7月22日顺利通过168h试运行，比计划提前201天投产。
直接空冷系统的流程为：从汽轮机低压缸排出的乏汽，经由2根直径为Ф6000mm的排汽管道引到厂房外，垂直上升到34m高度后，分出8根直径为Ф2800mm的蒸汽分配管，将乏汽引入空冷凝汽器顶部的配汽联箱。
当乏汽通过配汽联箱流经空冷凝汽器的翅片管束时，大量的冷空气被轴流风机吸入，通过翅片管的外部进行表面换热，将热量带走，从而使乏汽凝结成水，凝结水由凝结水管收集起来排至凝结水箱，由凝结水泵升压，送往热力系统完成热力循环。
1直接空冷机组凝结水水质特点
1.1凝结水含盐量低且稳定
由于采用空气冷却，不存在常规水冷式机组凝汽器因泄漏污染凝结水的问题，因此其凝结水含盐量明显低于常规水冷机组的凝结水，数值大小仅取决于蒸汽品质以及系统产生的腐蚀物。
1.2凝结水温度高
由于空冷机组的背压比水冷机组高，所以空冷机组凝结水温度比水冷机组要高，一般可达60～80℃,比环境大气温度高30～40℃。因此，凝结水如采用离子交换法进行处理，其所用树脂的耐温性能必须要好。
1.3凝结水系统溶氧量超标
大同发电公司7、8号机组原设计补水方式为除盐水直接补至主凝结水箱。机组投入正常运行以后，
凝结水泵出口溶氧量一直在110～140μg/L范围内变化。根据已投产的直接空冷机组来看，普遍存在凝结水溶氧量偏高的问题。分析认为溶氧量高可能与机组正常补水、空气进入凝结水系统设备以及庞大的空冷系统有关。
2凝结水溶氧量超标的原因
负压系统中空气等不凝结气体的进入是不可避免的，凝结水存在溶解氧量将威胁机组的经济性和安全性，凝结水溶解氧量较大时，会引起凝结水系统、给水系统的管道腐蚀，腐蚀产物在直接影响水质的同时将使系统过冷度*增加，降低机组的经济性。因此从设计、检修、运行维护等方面应引起足够的重视，尽最大努力减少这种泄漏，同时将不凝结的气体及时排除。
造成直接空冷机组凝结水溶解氧超标的主要原因是：空气漏入汽轮机负压系统和补充进入系统的除盐水带入的氧气。进入的氧气会在凝结水中溶解，最终使凝结水溶解氧量增加。
从汽轮机负压系统漏入空气的部位基本与湿冷机组相近，如汽轮机的低压轴封系统、凝结水泵的机械密封处、负压系统阀门的盘根处的漏气，以及空冷凝汽器设备因振动、变形、膨胀不均等致使焊口产生裂纹而使空气进入。
3凝结水补水接入点变化对溶氧的影响
3.1凝结水补水到主凝结水箱
主凝结水箱的俯视图如图1所示。主凝结水箱的补水位置剖视图如图2所示。主凝结水箱的补水分配联箱示意图如图3所示。
图1主凝结水箱的俯视图
图2主凝结水箱的补水位置剖视图
图3主凝结水箱的补水分配联箱示意图
从图1～图3可以看出：原设计的主凝结水箱内部的补水装置中，在补水分配联箱上通过Ф8和Ф15的孔将补水进行一定程度的雾化，以起到一定的真空除氧效果；这种真空除氧的作用亦被运用在空冷凝汽器的主回水管道上（在图1和图2中可以看到这种真空除氧结构）。
虽然在水箱的结构设计中采用了真空除氧的措施，根据运行情况来看凝结水泵出的溶解氧一般维持在110～140μg/L的范围，不能有效地除氧。
3.2补水管路接至空冷凝汽器