某电厂凝汽器铜管渗漏原因分析

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　　摘  要：文章通过对某火力发电厂#2机组凝汽器铜管频繁腐蚀泄漏的现状、泄漏形成的原因进行分析，确认氨腐蚀为凝汽器铜管泄漏的根本原因;同时根据其腐蚀特征及腐蚀分布情况，采取了有效措施，防止了铜管的进一步腐蚀，确保了凝汽器良好的换热效率和凝结水水质。
　　关键词：发电厂;凝汽器铜管;腐蚀原因;防治措施
　　中图分类号：TM621         文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2019）07-0075-03
　　Abstract： Based on the analysis of the present situation of frequent corrosion leakage of condenser copper tube of #2 unit in a thermal power plant and the causes of leakage， it is confirmed that ammonia corrosion is the fundamental cause of condenser copper tube leakage. At the same time， according to its corrosion characteristics and corrosion distribution， effective measures are taken to prevent further corrosion of copper tube and ensure good heat transfer efficiency and condensate water quality of condenser.
　　Keywords： power plant; condenser copper tube; corrosion cause; prevention and control measures
　　引言
　　在火电厂中能够直接污染水汽质量的主要设备是凝汽器。凝汽器的微漏、渗漏和泄漏都会不同程度的影响凝结水质量，进而影响给水质量。近些年，随着机组参数与容量的不断提高，严重影响高参数大容量机组安全运行的最重要因素就是凝汽器的腐蚀泄漏，所以对热力系统中的水汽品质提出了更高的要求。
　　凝汽器腐蚀损坏可以直接危害凝汽器管材如本例中的铜管，但是更重要的是引起机组炉前系统、锅炉以及汽轮机的腐蚀与结垢。这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，更严重的甚至会造成凝汽器的损坏泄漏，导致机组降负荷运行，甚至停机。所以，凝汽器的腐蚀防护工作至关重要。
　　某火力发电厂1～6号机组为全进口350MW机组。其中锅炉部分由美国福斯特·惠勒能源公司制造，类型为亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉;汽轮机设备部分由德国西门子公司生产，型号为K30-40-16、N30-2×10，型式为反动式单轴双缸、双排汽、亚临界、一次中间再热、节流调节凝汽式汽轮机，额定负荷350MW。与汽轮机配套的凝汽器型式为单壳、对分双流程表面式。凝汽器冷凝区铜管材质为HSn70-1A黄铜管，铜管数量18500根，铜管规格为Φ32mm×1.245mm×10990mm;空抽区铜管材质为B30白铜管，铜管数量348根，铜管规格为Φ32mm×1.200mm×10990mm。机组炉水处理方式全部为加固体氢氧化钠碱化处理。控制指标依据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-2016控制。我公司最早渗漏的为#2机组凝汽器，自2000年投运后不到一年，凝汽器铜管即出现渗漏现象，并且日趋严重，至2004年6月#2机组第一次检查性大修时，经涡流探伤检测共更换铜管1600多根。#1、#3、#5、#6机组在运行数年后也开始出现渗漏。至目前为止，除#4机组未出现渗漏外（2005年10月改给水处理为加氧处理），其他五台机组均有不同程度的渗漏。尤其是#2机组，大修更换铜管数月后又出现渗漏。从堵管情况看，渗漏铜管多存在于空抽区下部，而空抽区内B30白铜管因出现渗漏而堵管的很少。
　　1 泄漏情况
　　机组渗漏导致凝结水氢导超标主要表现在胶球系统投运时。即一投运胶球系统，凝结水氢导很快上升，停运胶球系统后，凝结水氢导又很快下降，且每台机组均有凝检氢导随之上升或下降现象。如此的结果直接导致胶球系统无法正常投运，铜管内粘泥无法很好的清除，理论上来说，铜管内表面的不同部位上的供氧差异和介质浓度差异，可能造成的最坏结果是导致局部腐蚀，甚至穿孔。
　　某火力發电厂#2机组自投运以来，凝汽器铜管经常出现泄漏现象（见表1），且日趋严重，对机组安全运行构成严重威胁。多年来，已经查出并堵塞漏泄铜管284根，其中#2水室最严重。#2机组在运行过程中，凝汽器处于长期微漏的状态，虽然每次机组小修、大修都要对凝汽器进行查漏处理，但效果均不理想，凝结水阳离子电导率经常处于国标超标范围，泄露严重时可达到1.5μs/cm（见表2），严重影响凝结水精处理的运行周期，威胁机组的高负荷高参数运行工况。并且，每当凝结水精处理系统切换混床或者前置过滤器反洗时，均会导致水质较差的凝结水借由旁路系统进入汽水循环主系统，使得炉水的氢导大幅上升，给机组的正常运行、高参数工况运行带来了很大的负面影响，同时也加重了锅炉的腐蚀结垢及汽轮机叶片的积盐和腐蚀。
　　为了对凝汽器进行有针对性的综合治理，也为了全面把握凝汽器铜管的腐蚀情况，某电厂检修部门决定在#2机组大修期间对凝汽器泄漏的铜管进行更换，并对更换下来的泄露铜管进行分析检查。
　　1.1 抽出泄露铜管管样的初步检查情况 　　 2017年对凝汽器#2水室抽出泄漏管74根，此批管主要位于空抽区正下方第一至第四排。检查发现铜管外壁（汽侧）与内部各支撑板接触处形成两道上窄下宽的沟槽，已出现环带状腐蚀，其中最严重的一批铜管管壁已减薄近半，甚至部分已发生穿透;再抽取附近区域一根未漏铜管， 虽然环状腐蚀深度较前根漏管浅， 但是症状与泄露管相似。
　　 在凝汽器#1水室相同区域经检查也发现铜管外壁与各内部支撑板接触处存在环带状腐蚀，减薄约0.1mm-0.3mm，症状与前相似。同时，对凝汽器抽空气区抽取一根，检查此管未发生腐蚀现象，完全正常。
　　1.2 抽样铜管的批量检查情况
　　 通过对抽样铜管进行大批量的检查， 发现有如下共同点：
　　1.2.1 空抽区下部区域的部分铜管，出现腐蚀，且形状大体一致，在铜管外壁与隔板的结合处形成两道上窄下宽的沟槽。
　　1.2.2 有问题的铜管均集中在空抽区下部，而空抽区本身的铜管未发生腐蚀现象（空抽区的铜管材质与外围不同，为B30白铜管）。
　　2 原因分析
　　蒸汽做功后，在低压缸的后几级叶片（也就是初凝区）先进行初凝，然后在凝汽器的冷凝区进行凝结（凝汽器主要区域），不凝结的气体（主要是氨气）主要富集在空抽区（真空泵抽出区域）附近。
　　（1）蒸汽在初凝的过程中，由于氨在水相和气相中的分配系数的差异（气相是水相的7-10倍），导致初凝后的水相pH值偏低，气相pH值偏高。这时在低压缸的缸体周边容易造成酸性腐蚀沟槽（碳钢pH值要大于9.2以上）。
　　（2）在主凝区，汽水相的pH基本保持与初凝区相同，但由于铜管pH较低时不会发生腐蚀，因此不造成铜管的腐蚀，（铜管的腐蚀pH值比钢低一些，为8.4左右）。
　　（3）在空抽区不同，不凝结气体主要是氨气，氨气含量是初凝区气体氨含量的1000倍甚至是上万倍。当凝结水pH为9.3时，借由NH4OH→NH4++OH-电离平衡方程式，可推算出此时凝结水中氨含量为0.37mg/l;如果机组pH值控制不当，当凝结水pH值达到9.5时，借由NH4OH→NH4++OH-电离平衡方程式，可推算出此时凝结水中氨含量为0.92mg/l，凝汽器空抽区按照浓缩1000倍的倍率计算，此时氨含量分别为370mg/l和920mg/l。在氨含量达到或者超过300mg/l的高氨环境下，极容易产生氨蚀。国外有研究表明，氨含量如果小于100mg/l时，少量的氨能提高溶液的pH，这时凝汽器铜管的黄铜表面被覆盖的氧化物或氢氧化物所保护，腐蚀受到阻滞得到缓解;而当NH4OH浓度增大300mg/l以上时，能与铜离子形成可溶性铜氨络离子时，铜管的腐蚀速度就会急剧增加。这时高含量的氨的蒸汽会重新融入到从隔板流下来的凝结水中，使从隔板流下来的源源不断的凝结水pH值升高，这种水沿着隔板流到铜管上，并长期对铜管的铜进行络合，形成了铜-氨络离子，造成铜管氨腐蚀，且此时由于隔板孔处，由于机组设计原因造成凝结水过冷，溶解的NH4+浓度大大增加，根据前述理论模型，这就是引起铜管环带状的氨蚀，使铜管形成两道上窄下宽的沟槽，严重时可穿透铜管的主要原因。
　　（4）氨对铜管的腐蚀主要是两类，一种是均匀的氨腐蚀，另一种是局部的氨腐蚀，单从化学角度来看，该电厂由于平时氨的含量控制不高，未对铜管形成均匀的大片氨腐蚀，只形成了局部的氨腐蚀，这种情况在水冷机组中存在一定的普遍性，只是腐蚀的部位稍有差异，有的位于空抽区，有的在空抽区附近，该厂的空抽区本身的铜管材质不同，未发生腐蚀现象，而只在下部发生了腐蚀，说明此区域氨的富集较多。
　　 3 解决的方法
　　（1）由于机组本身凝汽器的设计，机组蒸汽的背压、初凝區的设计无法改变，因此建议在腐蚀区域扩大检查范围，将检查出有腐蚀的范围全部更换TP316L不锈钢管或B30白铜管，以提高了管材的抗氨蚀性。并利用此次机组大修机会，将空抽区下方及附近所有铜管均更换为耐氨腐蚀的TP316L不锈钢管，彻底解决某厂凝汽器设备存在的隐患。HSn70-1AB管与TP316L管适用水质如表3。
　　（2）将蒸汽的pH值控制为运行标准的低限，减少机组的加氨量。#2机给水系统为无铜系统，根据GB/T12145-2016控制给水pH值在9.2-9.6之间。针对#2机组存在的凝汽器空抽区下方的腐蚀情况，要求化学运行人员将给水 pH值控制在9.0-9.3，理想值为9.1左右。但是在实际生产中，由于现场环境的影响，使得pH表存在或多或少的误差，而就是这微小的误差，却有可能造成实际水质pH的超标;为进一步增加数值的准确性，我们在实际监督中可将给水的氢导作为参考，进行综合分析，对症加药。由表4  NH3-pH-DD关系图可知当pH为9.1时，对应的DD约为3.4μs/cm。
　　（3）加强完善凝汽器锌的牺牲阳极防腐保护监督， 保证设备完好正常工作。锌板作为辅助阳极，被安装于凝汽器水室内，而被保护的凝汽器外壳为阴极。在保护系统投运后，一方面有效防止了铜管可能产生的局部腐蚀;另一方面对凝汽器铜管两头端部也可以形成保护，对防止铜管的冲刷腐蚀、脱锌腐蚀、应力腐蚀等等均有正面、显著效果。另外，保持铜管、不锈钢管长期稳定的处于热力学稳定状态， 也是有效防止凝结器铜管、不锈钢管的冲击腐蚀、张力腐蚀、电偶腐蚀和管板与水室的电偶腐蚀、缝隙腐蚀、细菌腐蚀等电化学腐蚀， 使阴极保护设计更加完善、合理、可靠， 大大地减轻了铜管及管板的腐蚀泄漏。
　　（4）加强机组停用期间的检查与保养。凝汽器设备在长时停备用期间，由于设备中有水，且铜管直接与空气接触，使得设备的停备用腐蚀速率远大于运行中腐蚀。某电厂采取当长时停机超过3天，就将凝汽器水侧放空，打开入孔门通风干燥等措施;而当短时间停用时，维持凝泵、循环水泵的运行，防止循环水中的悬浮物沉积等措施，减缓阻滞凝汽器的停用腐蚀。同时，某厂化学实验室借助大小修等检修机会对凝汽器的腐蚀、结垢、清洁等情况进行抽样检查，及时掌握凝汽器一手情况，并建立凝汽器管抽样检查台账，规范检查情况的记录。
　　（5）严格执行凝汽器铜管定期镀膜制度。硫酸亚铁镀膜是一种传统的电厂化学凝汽器铜管保护方法，但硫酸亚铁镀膜质量不好时反而会促进铜管腐蚀。在镀膜时一定要选用合格的硫酸亚铁产品，要严格按照ISO9002质量体系的管理方法进行硫酸亚铁的镀膜工作，对影响成膜质量的各个环节实行全面工序管理：如成膜前预处理、成膜中条件控制、成膜后质量评价、成膜设备维护管理、成膜药品质量检验等等，应确保镀膜一次成功，全面提高成膜质量。
　　4 结束语
　　通过本论文对某火力发电厂#2机组凝汽器铜管泄漏的原因分析，我们全面地掌握了#2机组凝汽器铜管的腐蚀现状， 确认了氨蚀为机组凝汽器铜管泄漏的根本原因， 并有针对性地对存在问题的铜管和可能会发生腐蚀的铜管进行了及早更换; 同时根据凝汽器铜管的腐蚀特征及腐蚀分布情况， 采取了前瞻性处理，更换区域内铜管为不锈钢管， 防止了腐蚀的加剧。经过此次处理，#2机组启动后没有再发生凝汽器泄漏，#2机组凝结水水质恢复正常： 凝结水硬度：0，氢导电：0.06μs/cm，Na+：1.0μg/l，合格率为100%，彻底解决了机组凝汽器长期存在的泄漏问题， 确保了凝结水水质和凝汽器良好的换热效率。
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