徐州发电厂凝汽器的腐蚀与防护

电力18讯：    1　引　言
    随着机组参数和容量的不断提高,对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高参数大容量机组安全运行的重要因素。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。

2　概　述
    徐州发电厂总装机容量1430ＭＷ,共安装八台超高压机组(4×137.5ＭＷ和4×220ＭＷ),凝汽器采用闭式循环冷却方式,137.5ＭＷ和220ＭＷ机组收稿日期:2002 02 20循环冷却水流量分别为17800ｔ/ｈ和25000ｔ/ｈ,凝汽器管材采用ＨＳｎ70 1Ａ黄铜管,循环冷却水水源采用京杭大运河水。近年来由于运河水的污染,循环水补水水质逐渐变差,尤其是化学耗氧量(ＣＯＤ)大大超过《火力发电厂凝汽器铜管选材导则》的要求。1998年起将灰场回收水与运河水混合作为循环水的补充水之后,更加恶化了补水水质(表1)。

3　腐蚀情况
3.1　管板腐蚀
    由于黄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。
3.2　铜管的冲刷腐蚀
    循环冷却水中的悬浮物、泥砂等固体颗粒状硬物对凝汽器入口端铜管冲击、摩擦,长时间运行后,入口端铜管前150ｍｍ管段内壁粗糙,虽无明显腐蚀坑,但表面粗糙,黄铜基体裸露,铜管减薄。
3.3　铜管的氨蚀
    常温下氨水溶液氨的气液相分配比大约在7～10[1],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ｐＨ,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[2]。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。
3.4　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。例如,5#机组凝汽器的53#区(丙侧)胶球清洗效果较差,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(表2),53#区铜管判废比例明显高于5#机组凝汽器的其它部位。
3.5　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。徐州发电厂曾出现过凝汽器空抽区黄铜管断裂,调查中发现铜管断裂前约8个月,由于操作不当而产生凝汽器鼓端盖,使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。

4　防护措施
4.1　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