第1期(总第110期)山西电力No11(Ser1110)2003年2月SHANXIELECTRICPOWERFeb12003太钢发电厂1号、2号机组凝汽器铜管内发生腐蚀原因分析姚春根(太钢发电厂,山西太原030003)摘要:讨论了汽轮机低真空供热前,凝汽器铜管酸洗后水质变化等问题,分析了腐蚀原因,并提出了改进措施。关键词:汽轮机;酸洗;镀膜;腐蚀中图分类号:TM62118文献标识码:B文章编号:167120320(2003)0120034202凝汽器都要进行酸洗,将铜管内表面污垢彻底清洗1概况干净,然后这两个机组并入太钢电厂的低真空供热太钢发电厂共有8台凝汽轮机组,其中1号、2系统。所谓低真空供热,是在凝汽器冷却水入口温号汽轮发电机组为民主德国葛利资厂制造1958年度较高前提下,充分利用吸收做完功的汽轮机汽热投产。机组型号:EK40ö12ö16;设计容量:12000量,使凝汽器冷却水出口温度进一步提高,让用户kW。凝汽器型号:K15;冷却面积:1500M2;冷取暖后再返回进入凝汽器进行循环供热,因冷却水却水温27℃～33℃;耗量:3200m3öh;钢管有温相对较高,故凝汽器真空较低。4800根,铜管规格为21ö23×5245,材质为铝黄铜;低真空供热系统中,凝汽器内水质有如下特点。铜管型号:HAL77-2,1997年凝汽器第一次完全a)供热系统开始水压试漏时,所用水为工业更新。水,工况参数如下:电厂于97年11月开始在1号、2号塔冷却循H=810mmolöL～10mmolöL;A=212mmolöL;环水系统中投加阻垢缓蚀剂、杀菌灭藻剂,进行化含盐量高,电导率=1240Lsöcm;pH=713;Cl-=学水处理从理论上讲凝汽器机组在短短的时3+,,4a130mgöL～200mgöL;Fe=110mgöL～1810间不应该发生腐蚀但是从年月在检查凝,20016,mgöL;有机物含量=610mgöL。汽器铜管时发现水侧的铜管内出现较大范围的发红b)打压试漏后,系统中工业水也不会排掉,在区域,这是一层不太致密的连续的紫铜层,铜管管运行中补入了软化水。壁减厚约。上述现象说明发生了较严重的012mm,软化水质特点是:硬度较小,不超过017层状脱锌腐蚀,而处于同一冷却水循环系统中的1-mmolöL,平时平均在012mmolöL左右;Cl=140号、2号汽轮鼓风机及其它机组没有发生这样的情mgöL～200mgöL之间,pH=1010左右。况,这是为什么呢?在冬季供热过程中,低真空系统的水要受热,被2腐蚀原因分析加热后,供给居民取暖,经居民取暖后水又返回电厂,进入凝汽器内加热。要分析1号、2号汽轮机凝汽器铜管的腐蚀,就一般凝汽器出口温度为55℃～58℃,居民取必须要寻找了解这两个机组运行工况的特殊性。暖后回水温度为42℃。在低真空供热取暖循环中,这两台机组在冬季来临之前,和其它机组一样,由于系统不严或居民生活私用,循环水会损失一部其冷却水是由1号、2号水塔和循环泵、管道组成的分,那就需要补充,补充的水上面已说过是软化水。冷却水系统提供,但是每年冬季来临时这两个机组居民真空供热取暖循环中所用的循环水水质一般为:收稿日期:2002201215,修回日期:2002212210作者简介:姚春根(19672),男,山西清徐人,1989年毕业于武汉水H=018mmolöL～112mmolöL;A=115利电力大学热动系电厂化学专业,工程师。mmolöL～210mmolöL;2003年2月姚春根:太钢发电厂1号、2号机组凝汽器铜管内发生腐蚀原因分析·53·pH=810～913;电导率=280Lsöcm～350Lö作用,在酸洗过程中,发现清洗液在终点时颜色也cm;[Cl-]=25mmolöL～150mmolöL。呈浅绿色,这说明清洗液中含有Cu2+,也加剧了铜在上述运行工况下之所以产生腐蚀,主要有以管的局部腐蚀。下几个原因。铜管为铜锌合金,在酸洗中会产生选择性腐蚀,211清洗后金属裸露遭腐蚀锌发生溶解脱层,研究表明,在纯净的酸洗液中静1号、2号汽轮机冬季低真空供热前要进行酸态常温下其腐蚀速度为018mmöa,如果缓蚀剂的洗,酸洗后铜管的表面膜完全被酸溶解洗掉,但电缓蚀效率不高,清洗液中有Fe3+,Cu2+时,其腐蚀厂酸洗工艺没有任何膜保护,就投入低真空供热运速度迅速提高,并且由均匀腐蚀转向局部腐蚀,形行。而低真空供热,运行使用的是软化水,其水质成穿孔、泄漏,危害更大。特点是硬度低,铁含量也低,铜管在软化水中不易去年,酸洗凝汽器铜管检查后也发现,铜管内建立自然氧化膜和沉淀膜,这样,酸洗后的铜管内表面积发红区域,原金黄色层