2.2.1 运行中腐蚀轻微
凝汽器管板铁锈的生长增大,使随循环水带入的少量泥沙被阻挡,不能进入中间水室,在该管内沉积,而出口管温度高,易结垢.由于设备原因,铜管的胶球清洗一直不能投,在运行中沉积物得不到清除.泥沙等沉积物,具备发生点腐蚀的条件,但运行时水的流速达1.4m/s,泥沙又比较松散,氧能达到铜的表面,运行加药处理对铜管的缓蚀作用以及铜管镀膜处理也有一定效果,减缓了沉积物腐蚀的发生.且即使发生点腐蚀,腐蚀坑的腐蚀产物随循环水的冲击,将其冲散,破坏腐蚀的发生,故在运行中腐蚀轻微.
2.2.2 停运是沉积物腐蚀的主要原因
电力的发展及电的特殊性,使发电设备的停运在所难免,由于管理,技术及认识等原因,投运初期,停备用的保护没得到足够重视.
a, 停运状况
投运初期,机组停运后未对铜管进行保护,水侧管端底部积水无法放出,铜管没吹干,使铜管长期处于潮湿的水中,而铜管内的积水因循环水采用冲击加氯而含有大最氯离子,加速腐蚀的发生.
b, 腐蚀机理
凝汽器管板铁锈的阻挡,使泥沙等在此处沉积,泥沙对铜管的摩擦可能造成铜管原有氧化膜破裂.在运行时,通过对循环水缓蚀处理和对铜管的镀膜可对破裂处进行修补.但停运后,破裂处暴露,该处铜管电位较高,铜管氧化生成Cu+,又由于水中有Cl-而生成CuCl,CuCl水解成Cu2O,并使局部酸化.这样,生成多孔性局部氧化亚铜薄膜,膜孔下的CuCl沉积物被氧化成正铜离子
CuCl→Cu2++Cl-+e
新生成的正铜离子与孔隙底部铜基体反应生成
Cu+Cu2++Cu→2 Cu+
蚀坑内的一部分Cu+通过膜孔扩散到膜外面被水中溶解氧氧化成Cu2+,然后Cu2+被还原,最后在膜的外表面(坑口),由于腐蚀的二次过程而在蚀点上形成一个腐蚀产物小堆.
在蚀点内部,Cu,CuCl和Cu2O同时存在,其溶液pH为2.5～4.0.这样,坑底基体金属由于酸性条件所产生的催化作用使金属逐渐被蚀透.
3 凝汽器泄漏的防范措施
由于缺水及水质污染,加之节水的需要,循环水浓缩倍率逐渐提高,使得水中离子含量特别是侵蚀性离子如Cl-,SO42-,S2-等含量的提高,增加了凝汽器保护的难度.在运行一定周期后,就应对凝汽器进行检查,分析水处理剂的使用,凝汽器的腐蚀,结垢等情况及运行工况对设备的影响,针对电厂实际,采取对策.
3.1 汽侧氨腐蚀的防止
3.1.1选用耐氨腐蚀的材质
黄铜与氨易发生反应,凝汽器空冷区的特殊构造使该区域的含氨量过高,造成此处泄漏穿孔.离子含量的增加,使原来耐蚀的黄铜管变得不耐蚀了.
不锈钢管由于具有优越的耐蚀性和机械性能,传热效率高,克服了凝汽器铜合金使用中存在的氨腐蚀,冲蚀,应力腐蚀等缺点.已广泛地用于电厂凝汽器中.可将凝汽器铜管换成不锈钢管.
由于B30白铜管在含氨量为4000mg/L以下时基本无腐蚀,对于空冷区的氨腐蚀,也可只将该区域的黄铜管全部更换为B30白铜管.
3.1.2对补水管进行改造
改变除盐水只补入乙侧的方式,延伸至甲侧.这样,在运行时补充水的进入将对凝结水中的氨浓度稀释,从而防止氨腐蚀.这次停机已进行改造.
3.1.3控制给水的氨含量
定,则应加强运行控制,使药剂的加入连续稳定,杜绝忽高忽低的现象发生.定期对循环水水质化验.发现异常如极限碳酸盐硬度,浓度倍率超标,应立即采取排污等措施,使水质合格.
c. 跟踪腐蚀状况
运行时在旁路挂与铜管相同材质的腐蚀指示片,摸拟循环水的工况,每月检查指示片的腐蚀情况,计算缓蚀效率,当发现指示片超标,应认真分析原因,找出处理办法.
d. 防止管板生锈
碳钢管板和铜管存在电位差,易发生电偶腐蚀.加之循环水水质差,加速碳钢的腐蚀.虽然管板厚,不易蚀穿,但铁锈的生长,一方面可能发生胀口泄漏,另一方面,阻挡铜管的通流面积,使循环水中杂物沉积,造成铜管的腐蚀.故应在管板上刷环氧类粘合剂,从而保护铁板.
e. 防止杂物进入凝汽器
定期不定期对循环水池进行排污,排出底部杂物和换掉一部分含盐量高的水.保持循环水进水滤网完好.停机后对循环水池进行清扫,冲洗干净.凝汽器水侧也要打开,清出杂物.
3.3.3 做好停运保护工作
停机后,即使有沉积物和Cl-,但只要铜管保持干燥,也不会发生腐蚀.该厂由于凝汽器水侧无放水点,使水室中大量积水,故在水室安装排水管,停机后就将水放尽,并将入孔打开,用干净的压缩空气把铜管和水室吹干,放入干燥剂,使铜管保持干燥.
4 结论
通过采取以上改进措施,从根本上防止了凝汽器铜管的泄漏,运行以来未再出现泄漏的情况.保证了机组的安全经济运行.
参考文献
[1] 龚洵洁《热力设备的腐蚀与防护》 中国电力出版社
[2] 肖作善《热力发电厂水处理》 中国电力出版社