凝汽器 - 图文(7)

元宝山发电厂3号机凝汽器铜管腐蚀的研究及防治方法

1 前言

元宝山发电厂3号机组为国产600MW机组，锅炉由哈尔滨锅炉厂设计制造，型号为HG-2008/18.2-HM3 的亚临界一次中间再热控制循环汽包炉，主蒸汽流量、压力和温度分别为2008t/h、18.2MPa和540℃。汽轮机由哈尔滨汽轮机厂制造，型号为：N600-16.7/537/537-Ⅰ，型式为：亚临界、中间再热、四缸、四排汽、单轴、冷凝式，额定功率600MW，主蒸汽流量1780t/h。与汽轮机配套的凝汽器型号为：N40000－1型，型式为双壳体、双背压、双进双出、水平折返式。凝汽器冷凝区铜管材质为HSn70-1A黄铜管，铜管数量27580根，最外圈铜管尺寸为Φ28.89mm31.65mm314907mm，其余尺寸为Φ28.4mm31.3mm314907mm；空抽区铜管材质为B30白铜管，铜管数量为2724根，铜管尺寸为Φ28.4mm31.3mm314907mm。

3号机组凝汽器自1997年投运以来，凝汽器铜管经常出现泄漏现象，并且日趋严重，运行6年多来，已经查出并堵塞漏泄铜管328根，其中1号水室最严重。虽然每次机组大小修都要对凝汽器进行查漏处理，但机组运行过程中凝汽器仍然处于长期微漏的状态，凝结水阳离子电导率经常在0.5~0.7μs/cm左右，影响了凝结水精处理的运行周期，而凝结水精处理系统传脂或管式过滤器反洗时，会导致较差的水质由旁路进入系统，加重了锅炉的腐蚀结垢及汽轮机叶片的积盐和腐蚀，给机组的正常运行带来了一定的影响。

2 铜管的涡流探伤检测及腐蚀特征 为了全面掌握凝汽器铜管的腐蚀情况，以便对凝汽器进行有针对性的治理，我厂委托西安热工研究院，在3号机组大修期间，从8月20日至9月8日对#3机组凝汽器四个水室的铜管采用电脑多频涡流检测仪进行全面涡流检测，对监测结果统计如下：

表1：检测结果统计一览表

注：泄漏管—指已经腐蚀穿透或几乎腐蚀穿透的管子；

重伤—指剩余壁厚小于40％；

轻伤—指剩余壁厚在40％～85％之间；

通过对3号机组凝汽器铜管的全面涡流检测，发现冷凝区的HSn70-1A黄铜管目前的腐蚀损伤已经非常严重，而空抽区的B30白铜管则没有明显的腐蚀。共检测出剩余壁厚小于40％的黄铜管941根，其中有200多根已经腐蚀穿透，抽管检查其主要腐蚀损伤形式为点腐蚀穿孔，腐蚀严重的铜管在1米的长度内腐蚀坑点竟多达4～5个。其腐蚀特征是：从腐蚀损伤管的分布来看，进水室较出水室严重（即#1、#2水室较#3、#4水室严重）；从每个水室看，下部较上部严重，两侧较中间严重；从每根管来看，进水端较出水端严重。

3 点腐蚀的机理

凝汽器铜管在冷却水中发生的点腐蚀是比较隐蔽，但又是危害较大的一种腐蚀形式。因为它腐蚀部位的尺寸很小，腐蚀坑大小往往只有1～2mm，但它的腐蚀速度很快，可以在相当短的时间里就使凝汽器管壁穿孔损坏。有许多因素都会促进凝汽器铜管的点蚀，如管内有污泥沉积以及疏松多孔沉积物附着

在管壁上，造成沉积物下和溶液本体间金属离子或供氧浓度有差异，形成腐蚀原电池而导致局部铜管管壁腐蚀。受污染的冷却水中的硫化物会破坏铜管上原有的保护性氧化膜，因而也会促使铜管发生点蚀。此外温度差别引起热偶腐蚀电池，往往造成铜管的高温部位发生点蚀。

凝汽器中，铜管的点蚀坑大多集中分布在水平管道的底部。点蚀坑大致呈半球形或茶盘形。点蚀坑中腐蚀产物的结构和排列具有如下特征：点蚀坑的底部有白色的氯化亚铜CuCL沉淀，其上有疏松的红色氧化亚铜Cu2O结晶，蚀坑表面上盖有一层绿色的碱式碳酸铜CuCO32Cu（OH）2和白色的碳酸钙CaCO3。

点蚀通常起源于铜管表面原有氧化膜的破裂处，这里铜管的电位较负，铜发生氧化生成了Cu＋离子以及由于水中有氯离子而生成氯化亚铜，并继续水解生成更稳定的氧化亚铜：

2CuCL+H2O=Cu2O+2H＋+2CL-

腐蚀的二次过程形成碱式碳酸铜和碳酸钙等盐类：

4CuCL+Ca（HCO3）2+ O2=CuCO3 。Cu（OH）2+ CaCO3+2 CuCL2

铜管表面的氧化亚铜膜在点蚀的形成过程中起了特殊的作用，它的外表面起阴极作用，内表面起阳极作用，成为一种双极性的膜电极，从而在蚀坑内溶液酸性条件下形成基本金属铜的自催化氧化而直至管壁穿透。

4 造成铜管点腐蚀的原因分析

根据腐蚀损伤铜管的分布特征以及腐蚀损伤的具体形态对腐蚀原因分析如下：

4.1 根据下部较上部腐蚀严重以及进水室较出水室腐蚀严重的现象，初步分析认为主要是由于沉积物下腐蚀所致。循环冷却水中泥砂的沉积、微生物粘泥的附着、水垢的生成，都能在铜管内壁形成沉积物。循环冷却水水质、杀菌处理、阻垢处理、循环水流速、清洗情况(胶球清洗、高压水冲洗等)以及凝汽器的停用等都是影响沉积物形成的因素。循环冷却水中的污物容易在水流不畅的部位沉积，如在进水室四周（主要在下部），在沉积物的部位，铜管表面供氧不充分，表面的钝化膜破坏后不能自动修复而形成腐蚀源，造成此部位的电位较未发生腐蚀的部位低，从而形成了大阴极小阳极的腐蚀电池，并加速了的此部位的腐蚀，形成了恶性循环，使有沉积物的部位很快腐蚀穿孔。同时由于沉积物造成铜管表面不同部位上的供氧差异和介质浓度差异，也会导致铜管的局部腐蚀穿孔。

4.2 2000年7月，由于铜管点腐蚀漏泄严重，我们将腐蚀部位的铜管和新铜管同时送沈阳腐蚀研究所进行检验分析，腐蚀研究所对新铜管检验后认为铜管的材质存在先天铸造、挤压过程中引起的显微缺陷，会严重影响材料的耐腐蚀性。材质在安装前就存在缺陷，导致缺陷处优先腐蚀穿孔。因此铜管的先天材质缺陷也是造成腐蚀的一个因素。

5 处理办法及防治措施

5.1 将剩余壁厚小于40％的941根铜管进行了更换或堵管，对剩余壁厚在40％～85％之间2889根铜管监督运行，对本次检测中因铜管中污物堵塞或内表面结垢而使探头没有完全通过的5649铜管也要监督运行。

5.2 重点做好凝汽器停备用期间的清洗工作，使铜管内表面保持洁净状态，防止停备用腐蚀。同时要经常对循环水滤网进行检查，发现破损应及时更换，防止石块等异物进入凝汽器卡塞铜管。目前凝汽

器的管板存在一定程度的腐蚀，待适当时机要对管板及铜管的管端进行涂胶防腐处理。

5.3 由于3号机组循环水使用的疏干水水质较差，悬浮物较多，极易在凝汽器铜管内沉积，因此在凝汽器投运期间，要重点做好胶球的清洗工作，确保胶球系统能正常投运，收球率达到95%以上，以最大限度的减少铜管内表面的污物沉积。

5.4 3号机组在1999年夏季，受循环水处理方式及水源供应紧张等因素的影响，铜管内表面结了少量的碳酸盐垢，特别是出水侧、水室的上部结垢较严重，对凝汽器的换热及真空造成了一定的影响，虽经几次高压水冲洗，但仍残存有部分碳酸盐垢。在机组投运后，加大了循环水处理硫酸的加入量，在运行中对凝汽器进行清洗，所结碳酸盐垢基本被清洗掉，提高凝汽器的换热效率。

5.5 应加强循环水的监督管理，合理调整水质控制浓缩倍率，合理选择阻垢剂，在不结垢的前提下安全、经济地选择加药量。可以考虑实施凝汽器铜管腐蚀的在线监测，以准确确定何种阻垢剂有效以及经济加入剂量，并掌握凝汽器铜管的实际腐蚀情况。

6 结论

通过本次3号机凝汽器铜管的涡流探伤检测，使我们全面地掌握了铜管的腐蚀状况，并有针对性地对存在问题的凝汽器铜管进行了更换治理，彻底解决了凝汽器运行过程中长期存在漏泄的问题。同时根据铜管的腐蚀特征及腐蚀分布情况，分析了造成铜管漏泄的原因，并采取有效措施，防止凝汽器铜管进一步腐蚀，机组启动后运行至今没有再发生铜管漏泄问题，确保了凝汽器良好的换热效率和凝结水水质。

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汽轮机凝汽器铜管的腐蚀与保养

凝汽器的腐蚀泄漏严重影响机组的水汽品质,威胁到机组的安全经济运行，各种机组投产以来，因凝汽器铜管泄露造成停机事故多起。对于亚临界纯直流锅炉来说，热力系统中的水汽品质提出了更高的要求,而凝汽器的腐蚀泄漏是严重影响机组安全运行的重要因素之一。统计数字表明,国外大型锅炉的腐蚀破坏事故中大约有30%是由于凝汽器管材的腐蚀损坏所引起,在我国这一比例更高。凝汽器腐蚀损坏除直接危害凝汽器管材之外,更重要的是由于大型锅炉的给水水质要求高,水质缓冲性小,冷却水漏入凝结水后迅速恶化凝结水水质,引起机组炉前系统、锅炉以及汽轮机的腐蚀与结垢。因凝汽器的损坏泄漏,常迫使机组降负荷运行,甚至停机,因此凝汽器的腐蚀防护工作至关重要。为此凝汽器冷却管的腐蚀一直为设计、制造和运行人员所迫切关注和高度防范的焦点问题，如果对这个问题给予充分的掌握和解决，就可以在汽轮机组的正常运行中可使凝汽器冷却管在蒸汽侧的腐蚀减少到最低或不发生。 凝汽器铜管的腐蚀因汽轮机凝汽器的构造、材质、使用条件和冷却水质等因素的不同，其腐蚀形式是多种多样的。一般常见的腐蚀有以下几种：1、溃疡腐蚀；2、冲击性腐蚀；3、脱锌腐蚀；4、热点腐蚀；5、应力腐蚀；6、腐蚀疲劳；7、蒸汽侧的氨腐蚀；8、由于用被污染的冷却水产生的腐蚀。

通过停机检修过程检查凝汽器管板腐蚀情况：

由于海军铜和钢两种金属的电极电位相差较大,在凝汽器检修检查中发现管板有明显的电偶腐蚀,尤其在胀口附近管板三角区腐蚀较严重,管板凹凸不平,有棘突状棕褐色腐蚀瘤,除去腐蚀瘤可见黑色腐蚀产物,一般腐蚀坑深度1～2ｍｍ,严重的可达5～7ｍｍ。

铜管的氨蚀：资料显示常温下氨水溶液氨的气液相分配比大约在7～10即汽侧氨浓度是凝结水的7～10倍,加上空抽区局部富集以及隔板处凝结水过冷的影响,空抽区的氨含量比主凝结水高数十或数百倍,个别情况下可达上千倍。当凝结水ｐＨ为9.3时,由ＮＨ4ＯＨ→ＮＨ+4+ＯＨ-的电离平衡可推算出凝结水中氨含量为0.37ｍｇ/Ｌ,如果ｐＨ控制不当,凝结水ｐＨ达9.5时,凝结水中氨含量为0.92ｍｇ/Ｌ,空抽区按浓缩1000倍计算氨含量分别为370ｍｇ/Ｌ和920ｍｇ/Ｌ。在如此高浓度的氨环境下,就容易产生氨蚀。有研究表明,氨含量小于100ｍｇ/Ｌ,少量的氨提高了溶液的ｐ

Ｈ,黄铜表面被覆盖的氧化物或氢氧化物所保护,腐蚀受到阻滞,而当氨浓度增大到能与铜离子形成可溶性铜氨络离子时(对ＨＳｎ70 1Ａ铜管,氨浓度约300ｍｇ/Ｌ以上),铜管的腐蚀速度剧增。氨腐蚀常表现为铜管外壁的均匀减薄,但隔板孔处由于凝结水过冷,溶解的氨浓度大大增加,引起铜管环带状的氨蚀而产生切痕,甚至导致凝汽器铜管的切断。 沉积物下腐蚀：沉积物下腐蚀是凝汽器铜管腐蚀的主要形态。循环冷却水中泥砂的沉积、微生物粘泥的附着、水垢的生成都能在铜管内壁形成沉积物。沉积物造成铜管表面不同部位上的供氧差异和介质浓度差异会导致局部腐蚀。铜被氧化生成的Ｃｕ2+及Ｃｕ+离子倾向于水解生成氧化亚铜,并使溶液局部酸化,加剧了腐蚀的发展。

循环冷却水水质、杀菌处理、阻垢处理、循环水流速、清洗情况以及凝汽器的停用等都是影响沉积物形成的因素,其中铜管清洗情况(胶球清洗、高压水冲洗等)的影响较为显著。如机组凝汽器的胶球清洗系统不能运行,铜管内壁形成沉积物,导致铜管沉积物下腐蚀严重,涡流探伤情况显示，铜管判废比例明显高于机组凝汽器胶球清洗系统正常运行的其它部位。

应力腐蚀：黄铜管本身对应力腐蚀破裂敏感,当同时存在足够大的拉应力和含氨的腐蚀介质时,会导致应力腐蚀破裂。曾出现过凝汽器空抽区黄铜管断裂，部分铜管中存在较大的拉应力,加之空抽区氨含量较高,经过一段时间运行,应力腐蚀不断加剧,最终导致铜管断裂。近年对在役凝汽器铜管涡流探伤中也发现部分铜管汽侧有裂纹,其中大多是位于空抽区的黄铜管,裂纹以横向为主,也有少量纵向裂纹,有的裂纹相当微小,在查漏中很难被发现,造成汽水品质长时间超标,有很大危害。 防护措施

停用检查与保养

凝汽器设备在停备用期间,由于设备中有水,而且铜管直接与空气接触,使设备停备用腐蚀速率远大于运行中腐蚀。采用停用超过3天,将水侧放空,打开人孔门通风干燥；短时间停用,维持循泵运行,防止循环水中的悬浮物沉积等措施,减缓凝汽器的停用腐蚀。

利用检修机会对凝汽器设备的腐蚀、结垢、清洁等情况进行检查,及时掌握凝汽器运行的第一手资料,并根据检查要求建立检查台帐,规范检查情况的记录,规范凝汽器铜管管样的制作、保管方法。由于涡流探伤检测出要漏而未漏的铜管,查出铜管中存在的隐患,涡流探伤检测是以电磁感应理论为基础,根据探头靠近导体时，导体产生的感应涡流影响探头中线圈周围的磁场,造成线圈阻抗增量发生变化来识别缺陷。,涡流探伤对掌握凝汽器铜管的现状,以便更好地进行维护保养工作有重要作用，对铜管质量进行把关，应加强检修中凝汽器铜管的涡流探伤工作。 循环冷却水加药处理

通常,提高凝汽器耐腐蚀能力有两种直接有效的途径1)更换凝汽器管材,选用耐蚀能力强的材料,(2)加强管理维护,改善循环冷却水水质,为凝汽器设备创造较为温和的环境。鉴于换管材代价很大,我们应注重于运行中循环冷却水的杀菌处理、阻垢处理、加缓蚀剂处理等维护工作。

循环水耗氧量(ＣＯＤ)高,即水中有机物含量高,为细菌和藻类的孳生、繁殖提供养料,导致粘泥的产生并在铜管内附着沉积。加强杀菌处理能杀灭或抑制细菌、藻类以及贝类等生物的生长,防止微生物腐蚀和粘泥附着产生的沉积物下腐蚀。考虑到细菌、微生物等的耐药性,可交替使用多种杀菌剂,以达到预期的杀菌灭藻效果。在选择杀菌剂时要进行杀菌剂对阻垢剂阻垢性能和铜缓蚀剂缓蚀性能的影响试验,根据试验结果确定杀菌方案。

铜管结垢不仅影响凝汽器的真空和端差,影响机组运行经济性,而且结垢后产生的垢下腐蚀严重威胁机组安全运行。随着节水和环保的要求不断提高,改进配方,尽量不用含磷阻垢剂,使用弱酸树脂处理的方法,成为循环水阻垢处理的发展方向。

保持铜管清洁

铜管内壁各类污物的沉积而产生的沉积物下腐蚀是凝汽器腐蚀泄漏的主要原因,因此保持铜管内表面的清洁至关重要。为了提高铜管的耐氨蚀能力,将机组排汽区更换为不锈钢管，空抽区部分海军铜管更换为白铜管，但在机组在做甩负荷试验后并网不久发现复水硬度大，停机后检查发现有一根铜管断裂。通过分析主要原因是更换不锈钢管之后由于支撑不适，在机组运行中发生振动剪切应力大，导致管子断裂。

凝汽器铜管结垢，是与胶球清洗不正常,胶球回收率低,胶球清洗没能将铜管中沉积的污物及时清除有直接的关系。 为保证胶球清洗的效果,对收球率低的胶球清洗装置及时进行检查、检修和改进,提高胶球收球率,并定期对铜管进行高压水射流清洗,使少数胶球未能清洗到及管口被杂物堵塞的铜管得以彻底清洗，上述现象即可得以缓解。 凝汽器管板的防腐处理

为了减缓和防止管板腐蚀,早在80年代各厂就在管板上除锈后涂环氧树脂,以隔离钢基体和冷却水的接触,收到一定的效果。但由于环氧树脂脆,与管板附着力较小,加上除锈及涂刷工艺较为落后,在水流的冲击下局部涂层会剥落,管板上这些局部裸露的部位成为阳极区而加速腐蚀,近年已逐渐改用涂防腐胶以及喷锌涂胶法。目前使用的喷锌涂胶法,先对已形成的较深的腐蚀坑进行冷焊修补,再对水室进行喷砂除锈及喷锌处理,最后涂防腐胶。喷锌处理形成的富锌层不仅能作为牺牲阳极保护碳钢管板,而且增加了胶层与碳钢的附着力,很大程度上克服了因局部除锈不彻底或清洗度不够造成的附着力差的问题。

使用防腐涂层,有力地防止了管板的腐蚀,但如果涂层不均匀或其它原因造成涂层的廓起、剥落、破裂等缺陷,缺陷部位的碳钢会成为腐蚀原电池的阳极而加重腐蚀。为了解决这个问题,许多发电厂对凝汽器水室进行涂胶联合外加电流阴极保护处理。以直流恒电位仪提供阴极电流,安装于凝汽器水室内的铂铌合金作为辅助阳极,被保护凝汽器外壳为阴极。阴极保护系统投运后,测量各参比点的钢板电位比起始值低0.2～0.4Ｖ。防腐涂层与阴极保护的联合使用,一方面有效防止了涂层缺陷可能产生严重的局部腐蚀,另一方面由于有绝缘的防腐涂层,可减少保护所需的电流。此外,阴极保护对铜管端部也形成保护,对防止铜管的脱锌腐蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀等均有一定效果。经过两年多的运行,保护效果显著,两次小修检查管板保护良好,铜管管口光滑,可见清晰的硫酸亚铁膜,未发现明显腐蚀结垢现象,未发生凝汽器泄漏,凝结水合格率为100%。 硫酸亚铁镀膜

硫酸亚铁镀膜是一种传统的铜管保护方法,但镀膜质量不好时反而会促进铜管腐蚀机组利用ＩＳＯ9002质量体系的管理方法对硫酸亚铁镀膜工作从临时系统的设计安装、成膜前的预处理、成膜中工艺条件的控制、成膜质量的评价、成膜设备的维护管理、成膜药品的质量检验等影响成膜质量的各个环节实行全面工序管理,有效地提高了成膜质量。

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凝汽器严密性差的主要原因

汽侧

1、汽轮机排气缸和凝汽器喉部连接法兰或焊缝处漏气。如采用套筒水封 连接方式，喉部变形使填料移动，填料压得不紧，或封水量不足。 2、汽轮机端部轴封存在问题或工作不正常。 3、汽轮机低压缸接合面、表计接头等不严密。 4、有关阀门不严密或水封阀水量不足。 5、凝结水泵轴向密封不严密。

6、低压给水加热器汽侧空间不严密。 7、设备、管道破损或焊缝存在问题。 水侧

1、胀管管端泄漏。采用垫装法连接管子和管板时，填料部分密封性不好。 2、在管子进口端部发生冲蚀。 3、冷却管破损。

330MW汽轮机凝汽器的作用及结构 5.1.1 凝汽器技术规范及结构 5.1.1.1 技术数据

凝汽器压力 0.0049 MPa 凝汽量 626.5 T/h 冷却水进口温度 20 ℃ 冷却倍率 61

冷却水量 38268 M3/h 冷却水管内流速 1.9 m/s 流程数 1

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