水稳剂对凝汽器管材腐蚀的影响
防止凝汽器腐蚀几点措施
制作：小无名老师 时 间：2024年
目录
第1章 简介 第2章 氧腐蚀的防护措施 第3章 碱性腐蚀的防护措施 第4章 微生物腐蚀的防护措施 第5章 材料选择对凝汽器腐蚀的影响 第6章 总结 第7章 进一步研究 第8章 应对挑战
●01
第1章 简介
防止凝汽器腐蚀几点措施
凝汽器在发电厂中起着至关重要的作用，它 能够将汽轮机排出的高温高压汽水混合物冷 凝成水，以保证再次进入锅炉循环使用。然 而，凝汽器容易受到腐蚀的影响，导致其寿 命缩短、性能下降。因此，采取有效的措施 来防止凝汽器腐蚀至关重要。
03 微生物腐蚀
定期消毒、增加氯浓度
凝汽器腐蚀措施
凝汽器腐蚀是影响发电厂设备寿命的重要因 素。选用合适材料、控制腐蚀环境、定期维 护检测是减少凝汽器腐蚀的关键措施。
●07
第7章 进一步研究
深入研究凝汽器腐蚀机理
深入研究凝汽器腐蚀的机理，可以更好地提 出有效的腐蚀防护方法，保障凝汽器的安全 运行。凝汽器腐蚀机理涉及多方面因素，如 水质、材料选择、操作条件等，需要综合考 虑并寻找最佳解决方案。
防护措施二：增加氯化物含量
加入氯化物
在凝汽器内加入适 量氯化物，有效杀
灭微生物
防护措施三：维护良好的通风环境
保持通风
保持凝汽器内通风畅通 避免潮湿环境
避免阴暗
减少微生物的生长繁殖环境 提高设备的使用寿命
关键措施总结
01 定期清洗消毒
保持清洁，预防微生物腐蚀
02 增加氯化物含量
杀灭微生物，减少腐蚀发生
原因分析
氧腐蚀
凝汽器中存在氧气 且水中PH值低
微生物腐蚀
微生物在凝汽器中繁 殖引发腐蚀
电厂水处理值班员基础理论知识模拟22
[模拟] 电厂水处理值班员基础理论知识模拟22论述题第1题：叙述单元制除盐设备再生的操作步骤。
____参考答案：除盐系统阴阳床再生时，可以阴阳床同时再生，也可以同时置换。
(1)检查酸碱计量箱液位是否在高位位置。
(2)阴床小反洗。
启动水泵、除碳风机，开阳床入口门、出口门，中间水箱水位应在一半以上时，启动中间水泵，开阴床小反洗进水门、反洗排水门，小反洗流量控制在20～30t/h；等反洗排水清澈透明后(约15min)，关阴床小反洗进水门、阴床反洗排水门，关阳床出、入口门，停中间水泵、除碳风机。
(3)阴床中排放水。
开阴床中排门，阴床空气门。
(4)阳床小反洗。
启动水泵，开阳床小反洗入口门、反洗排水门，反洗流量控制在20～30t/h。
等反洗排水清澈透明后(约20min)，关阳床小反洗入口门、反洗排水门。
(5)阳床中排放水。
开阳床中排门、阳床空气门。
中排放水约15min，不再有水排出时，进行阴、阳床再生。
(6)进酸碱再生液。
开阳床进酸门，阴床进碱门，开阳床酸喷射器入口门、阴床碱喷射器入口门，启动除盐再生泵。
开酸碱计量箱出口气动门，用手动门来调整再生液浓度，应在规定的范围内。
(7)阴阳床再生置换。
当酸碱计量箱发低位信号时，关闭计量箱出口气动门，开始进行阴阳床的置换，约40min。
到时间后停除盐再生水泵，关阳、阴床喷射器入口门，关阳床进酸门，阴床进碱门，阴、阳床的中排门。
(8)阳床小正洗。
启动淡水泵，开阳床入口门，当阳床空气门见水后，开阳床中排门，关空气门，进行小正洗。
(9)阳床正洗。
阳床小正洗15min后，开正洗排水门，关阳床中排门，进行正洗。
(10)正洗30min后，取样化验出水酸度，与正常运行一致，含钠量不大于800μg/L时，阳床冲洗合格，可以投入运行。
开阳床出口门，启动除碳风机，关阳床正洗排水门，中间水箱注水。
(11)阴床小正洗。
中间水箱水位在一半以上时，开阴床入口门，中间水泵，待空气门见水后，开阴床中排门，关空气门。
热电厂凝汽器铜管腐蚀性试验分析与研究
热电厂凝汽器铜管腐蚀性试验分析与研究李岩，崔连军（大唐国际发电股份有限公司张家口发电厂河北张家口075133）摘要:为研究张家口发电厂循环冷却水中各因子对凝汽器铜管的腐蚀影响，在分析了循环冷却水水质情况的基础上，针对两种缓蚀阻垢剂ZD-1和ZD-2分别进行了阻垢和缓蚀效果试验，接着进行了循环水各因子对三种凝汽器铜管管材的腐蚀影响试验。
结果表明：两种缓蚀阻垢剂的阻垢和缓蚀性能相似，且均能满足实际生产要求；B30铜管的抗腐蚀性能优于701-A和701-B管；氯离子的腐蚀占主导作用，其对701-A管的腐蚀最强，而对B30的腐蚀最弱；在NaClO作为杀菌剂时应控制其最高浓度不超过4.4mg/L，高浓度的NaClO能阻碍缓蚀阻垢剂的缓蚀作用，在浓度保持1.1 mg/L左右时，即可达到杀菌效果。
关键词:凝汽器铜管；腐蚀试验；缓蚀阻垢剂中图法分类号: TG174 文献标识码:B 文章编号:Corrosion Test and Analysis of Condenser Copper Tubes inThermal Power PlantLI Yan, CUI Lian-jun（Zhangjiakou Power Plant of Datang International Power Generation Co., Ltd., Zhangjiakou 075133, China）Abstract: In order to investigate the corrosion influence of various factors of the circulating cooling water on condenser copper tubes in Zhangjiakou Power Plant, based on a complete analysis of water quality of the cooling water, corrosion and scale inhibition tests have been implemented using two corrosion and scale inhibitors ZD-1 and ZD-2, respectively. Then corrosion tests of various influencing factors of the cooling water on three kinds of condenser copper tubes have been conducted in detail. Test results show that, ZD-1 and ZD-2 have very similar performance in corrosion and scale effects, and they can both meet the actual requirements of production; B30 tube is superior to 701-A and 701-B tubes in its corrosion resistance; Cl- plays a dominating role in corrosion tests compared with other influencing factors, and it causes a severe corrosion impact on 701-A tube, while corroding B30 tube weakly; the highest concentration of NaClO antiseptic should be controlled below 4.4mg/L, otherwise a much higher concentration will impede the corrosion inhibition of corrosion and scale inhibitors, and sterilization can be achieved when maintaining the concentration at approximately 1.1mg/L.Key words: condenser copper tube; corrosion test; corrosion and scale inhibitor0 引言凝汽器是热电厂发电机组的重要辅机设备之一，凝汽器铜管的结垢和腐蚀会显著降低整个发电机组的运行效率、增加生产成本，是发电机组安全可靠运行的重要影响因素[1,2]。
凝汽器白铜管腐蚀原因分析及防止措施_桑俊珍
0 前 言
凝汽器管子材料 的腐蚀损坏 , 使发 电设备的使 用寿命大
部 , 呈明显的点腐蚀形式 。
2 点腐蚀的危害
大低于设计寿命 , 其可靠性也大大降 低 。 它不仅会 使炉管蒸
凝汽器铜管在冷却 水中发生的点蚀是比 较隐蔽的 , 但又
发部位形成沉积 物 , 汽轮机 叶片 上沉积 垢类 物 , 而且会 由于 是危害较大的 一种腐蚀 。 因为它腐蚀部位的 尺寸很小 , 但它
发生 , 例如 :Cl-、SO24- 离子等 。 当来源于水中 硫酸盐 在缺氧
的条件下被硫 酸盐还原细菌还原产生的硫化氢 [ 1] :
SO24 - +8H+
H2 S+H2O+2OH-
硫化物能 加速铜合金的点腐蚀 。
另外 , 机组停运过 程中 , 如不 采取停机保护 , 铜管内有积
水和沉积物时 , 沉积 物外围 氧浓 度高 , 沉积 物下 的铜 管表面
凝汽器泄漏 , 使循环 水中的 大量 杂质带 到锅 炉内 , 在锅 炉受 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
热面上结垢 、腐蚀 甚至 穿孔 , 威胁 机组的 安全 运行 。 发 电厂 孔损坏 。 冷却水中的大 量杂质就会随之进入 凝结水 , 随凝结
凝汽器管材现一般使 用黄铜管 、白铜 管 、不 锈钢管和钛 管等 。 水进入锅炉 , 杂质在 热负荷 较高 的水冷 壁管 上结 垢 , 容易引
氨蚀性能比较好 。
容量机组 , 它的高压 部分蒸 汽流 通的截 面积 很小 , 所 以少量
1 凝汽器铜管腐蚀的 检查情况
的积盐也会 大大 增 加蒸 汽 流通 的阻 力 , 使 汽轮 机 的出 力下 降 。 当汽轮机积 盐严重 时 , 还会 使推力 轴承 负荷增 大 , 隔板 弯曲 , 造成事故停机 。
凝汽器的腐蚀与防护
孔洞周围无腐蚀产物，在铜管外侧还能发现铜管互相摩擦而减
薄的迹象。
17.2 凝汽器的腐蚀形态
铜管的腐蚀形态 7）氨蚀 用 N2H4 进行化学除氧和用 NH3 调节给水 pH 值的电厂，在凝汽 器空冷区和抽出区会有NH3的局部浓缩，在O2和CO2存在的条 件下，氨对铜管产生剧烈腐蚀。
氨蚀特征为铜管外壁均匀变薄，有时在管壁上形成横向条状腐
5）应力腐蚀
应力腐蚀破裂是由于铜管中潜存拉伸应力，且水中具有侵蚀性介 质共同作用而产生的。应力产生主要来自两个方面：一是铜管在
拉制加工时会留下残余应力；二是在搬运、安装时会产生外加应
力。冷却水中的侵蚀性介质主要是NH3，在有氧条件下，NH3能引起 具有一定内应力的铜管发生应力腐蚀破裂。 应力腐蚀破裂特征是破裂方向垂直于拉伸应力方向，裂纹以沿晶 裂开为主，也可能是穿晶裂开。
工业纯钛
高纯钛强度低、塑性好， 耐腐蚀。工业纯钛含少量 铁、硅、碳、氮、氢、氧 等杂质，增大了强度，但 降低了塑性。 凝汽器管多选用日、美、 法、英等国符合ASTM SB 338 Gr. 2标准的焊接 钛管。
白铜：铜和镍的合金。
凝汽器主凝结区用黄铜， 空冷区和顶部几层用白铜 。
17.2 凝汽器的腐蚀形态
17.2 凝汽器的腐蚀形态
不锈钢管的腐蚀形态 1）点蚀和缝隙腐蚀 在奥氏体不锈钢中，Ni的主要作用是形成并稳定奥氏体，使钢 获得完全奥氏体组织，提高材料的韧性，同时可以起到很好的 抗氧化腐蚀能力。但普通奥氏体钢中的 Ni 在有 Cl- 腐蚀的环境
中起不到抗点腐蚀的作用。
环境因素主要有 Cl－、SO42－、pH值、溶解氧量、流速和温度 。Cl－含量越高，pH越低，不锈钢管越容易发生点蚀和缝隙腐 蚀。
电厂化学
凝汽器冷却管在蒸汽侧的腐蚀和防止措施
凝汽器冷却管在蒸汽侧的腐蚀和防止措施前言凝汽器冷却管水侧的腐蚀一直为制定、制造和运行人员所迫切关注和高度防范的焦点问题, 然而冷却管汽侧的腐蚀问题由于种种原因而往往为人们所忽视或遗落, 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。
1 凝汽器冷却管蒸汽侧的腐蚀冷却管蒸汽侧的腐蚀有别于水侧的腐蚀, 通常只要在凝汽器的结构制定中给予一定的重视就可以得到较好的使用效果。
常见的汽侧腐蚀如下所述。
1.1 应力腐蚀裂痕发生在凝汽器水侧的应力腐蚀裂痕也可以发生在汽侧, 它是一种敏感合金在特别腐蚀介质中因拉伸应力加大而缓慢形成的裂痕的一种形式。
在凝汽器中仅发现过铜合金因产生应力腐蚀裂痕而受到的损坏。
通常在凝汽器的常规运行条件下, 不锈钢管和钛管则不受应力腐蚀裂痕的影响。
一般绝大多数的应力腐蚀裂痕损坏是从冷却管的汽侧开始的。
在每种状况下, 应力腐蚀裂痕损坏都仅仅发生在拉伸应力〔残余的或施加的应力〕高得足以引起应力腐蚀裂痕的部位。
假定在铜合金管上的某些部位已有足够高的应力, 那么产生应力腐蚀裂痕的第二个先决条件便是可引起裂痕的一种介质, 如铜基合金在含氨的介质中就容易产生。
导致铜合金管汽侧应力腐蚀裂痕的介质条件是很清楚的, 在这里绝大多数的应力腐蚀裂痕〔虽然不是全部〕都是由含有溶解氧的氨溶液引起的。
尤其是空气冷却区内氨的浓度特别高, 因此, 这里常常产生应力腐蚀裂痕。
在冷却管常用的铜合金中, 黄铜管在含氨的介质里最容易产生应力腐蚀裂痕, 海军黄铜〔经过或未经过缓蚀处理〕较多发生应力腐蚀裂痕。
另外, 如果在处理过程中避免铁在铜镍合金中沉淀, 那么铜镍合金则根本上不受氨所导致的应力腐蚀裂痕的影响。
如在空气冷却区中常常使用的BFe30-1-1。
无论在冷却管的哪一侧开始产生裂痕, 都有一些防止冷却管产生应力腐蚀裂痕的有效方法。
所以在冷却管的安装过程中应注意避免胀管越出管板的厚度；应规定全部消除应力的冷却管在最终消除应力后要避免弯曲、碰撞和机械冲击造成的凹痕；使用可耐受应力腐蚀裂痕的合金, 是防止汽侧应力腐蚀裂痕的另一种方法, 如采纳铜镍合金管、不锈钢管以及钛管。
蒸汽冷凝水管道腐蚀机理及防腐蚀措施
蒸汽冷凝水管道腐蚀机理及防腐蚀措施靳杰文;宋振龙;袁海东【摘要】介绍了蒸汽冷凝水管道在工业过程中的工作环境,针对某石化公司生产过程中蒸汽冷凝水管道腐蚀问题,从化学与力学的角度进行了详细分析,结果表明:氧腐蚀不是蒸汽冷凝水管道腐蚀的主要原因,主要原因一方面是蒸汽冷凝水pH值过低引起的酸腐蚀,另一方面是管道结构设计原因引起的冲蚀.针对腐蚀原因,提出了防止蒸汽冷凝水管道腐蚀的若干建议.【期刊名称】《石油化工腐蚀与防护》【年(卷),期】2018(035)006【总页数】5页(P30-34)【关键词】蒸汽冷凝水;腐蚀机理;防腐蚀【作者】靳杰文;宋振龙;袁海东【作者单位】中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司,辽宁大连116031;中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司,辽宁大连116031;中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司,辽宁大连116031【正文语种】中文蒸汽冷凝水具有水质好、潜热高的特点，在工业装置中会对其再利用以提升整个设备的经济效益与环境效益[1]。
工业用蒸汽中含有较多的气体杂质，在输送过程中也会溶入一定量的杂质气体，导致管道腐蚀[2]。
管道腐蚀一般是造成经济损失最常见的原因。
2017年某石化公司工艺设备管道腐蚀泄漏总次数为1 118次，其中蒸汽冷凝水管道腐蚀泄漏次数为120次，约占总数的10.7%。
该文分析了蒸汽冷凝水管道产生腐蚀的原因，采取适宜的防腐蚀措施，便可确保蒸汽冷凝水管道安全可靠运行。
1 现场情况分析以某催化裂化装置的冷凝水管线的故障为例，分析蒸汽冷凝水管道的腐蚀形式。
冷凝水管线主管泄漏情况如图1所示。
图1(a)为管道泄漏时图片，图1(b)为修补后图片。
主管线是DN250，旁边支线是DN25，支线是伴热回收线回主管(温度150 ℃，压力1.0 MPa)，支线与主线正对处有腐蚀小孔。
图1 冷凝水管线主管泄漏在日常维护中发现，管道设备发生故障部位主要在弯头和焊缝附近。
由于不能进行工艺切出检修，部分管线一旦穿孔，则会对装置正常运行带来一定影响。
适合不锈钢管凝汽器的水质稳定剂研究
适合不锈钢管凝汽器的水质稳定剂研究葛红花1，陈霞2，郭永胜1，吴一平1，国瑞峰11.上海电力学院（上海 200090）；2. 江苏新海发电有限公司（连云港222023）[摘要] 本文利用极化曲线等方法研究了某电厂不锈钢管凝汽器用冷却水及实验室模拟冷却水对304不锈钢的侵蚀性，以及不同水质稳定剂对不锈钢的缓蚀性能。
结果显示，冷却水原水在浓缩过程中随浓缩倍率的提高对不锈钢的侵蚀性增大，冷却水中加入以阻垢剂为主的复配水稳剂可以显著降低浓缩冷却水对不锈钢的侵蚀性；水质稳定剂中加入锌盐后，对不锈钢的缓蚀作用反而下降；含BTA的铜管凝汽器水质稳定剂对不锈钢没有缓蚀作用。
[关键词]不锈钢；水质稳定剂；缓蚀；阻垢Research on water stabilizers for stainless steel condenser GE Hong-hua1, CHEN Xia2, GUO Yong-sheng1, WU Yi-ping1, GUO Rui-feng1(1. Shanghai University of Electric Power, Shanghai 200090, China; 2.Jiangsu Xinhai PowerGeneration CO. LTD, Lianyungang 222023, China)Abstract：The anti-corrosion performance of 304 stainless steel in the cooling water that is actually used in one power plant and in the simulated cooling water was studied by methods such as polarization curves. The results show that the concentrated cooling water appears corrosive to stainless steel. The water stabilizer consisted mainly of scale inhibitors shows corrosion inhibition to stainless steel in concentrated cooling water, but the inhibition performance decreases after adding zinc salt to the water stabilizer. The water stabilizer containing BTA for copper alloy condensers has no corrosion inhibition to stainless steel.Key Word：Stainless steel; Water stabilizer; Corrosion inhibition; Scale inhibition1 引言不锈钢凝汽器管以其良好的性价比和耐蚀性能在电厂得到了越来越多的应用。
防止凝汽器腐蚀的几点措施
防止凝汽器腐蚀的几点措施凝汽器是蒸汽发生器中的关键设备之一，其作用是将发电机组中排放出的烟气与水汽通过对流换热原理进行热交换，使得烟气冷却并凝结，从而回收热能并保护环境。
由于凝汽器处于高温高湿的工作环境中，容易受到震荡和物理、化学因素的影响，因此经常出现腐蚀、堵塞等故障，影响机组性能和安全运行。
本文将分析凝汽器腐蚀的原因及危害，并介绍几种有效的防腐措施。
凝汽器腐蚀的原因及危害凝汽器腐蚀是指凝汽器金属表面被化学或电化学因素侵蚀或腐蚀，导致金属材料失去原有的化学和物理性能，从而失去机械强度和安全性能的现象。
凝汽器腐蚀和堵塞的主要原因有以下几点：•水质问题。
凝汽器中的水质会受到环境污染、管道材料和设备本身的影响，水中的离子、气体和微生物等物质会加速凝汽器金属的腐蚀和堵塞。
•沉积物。
凝汽器内部易产生沉积物，如污泥、锈蚀物和有机物等，这些沉积物会导致水流均匀性下降，增加管道摩擦阻力，并且成为化学、电化学反应的场所，导致腐蚀。
•湿度和温度。
凝汽器常年处于高温高湿的环境下，相关物理因素如空气中的氧气、水汽和有机腐败物质等都可能导致金属表面的腐蚀和机件部件的老化。
•设计不当。
凝汽器的结构设计不合理或配件选用不适当同样会导致凝汽器的腐蚀和堵塞，比如过于紧凑的管道结构、氧化性介质流量过大等。
凝汽器腐蚀和堵塞虽然看似小问题，但是会严重影响机组的安全运行和一些重要指标的实现，如锅炉负荷、排烟温度、发电量等。
另外，因为凝汽器是大型设备，其维护和清洗不仅需要耗费人力物力，而且还会导致停机维修时间的延长，给企业带来一定的经济和生产损失。
因此，采取一些措施，预防凝汽器腐蚀和堵塞，变得尤为重要。
防止凝汽器腐蚀的几点措施为了保证凝汽器的正常运行和延长其使用寿命，我们需要采取一些措施，来预防腐蚀和堵塞。
以下是一些有效的措施：控制水质凝汽器内外壁的腐蚀与水质直接相关，所以科学合理地处理好凝汽器供水和排污系统中的水质是预防凝汽器腐蚀的第一步。
凝汽器腐蚀保护的相关介绍
冷却器是生产装置的关键设备之一。
统计数字表明,日常大量的故障及事故抢修，约60％左右是由于凝汽器管材的腐蚀损坏所至。
严重影响了生产装置的安全、稳定、满负荷运行。
另外，当冷却水与温度较高的介质换热时（水多数走管程），水易结水垢，形成锈垢层，增加了热阻，使换热效率严重下降，满足不了生产的需要。
同时，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，经常导致管束、管口、管板处的腐蚀泄露问题，导致凝结水污染，将严重恶化给水品质，加剧锅炉“四管”结垢和腐蚀，严重时造成“四管”爆破事故。
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。
1，管板腐蚀的原因及解决方法1）腐蚀原因热电厂在生产中大量使用列管式换热器以完成物料热交换。
换热器的材料一般以碳钢、不锈钢和铜为主，其中碳钢材质的管板在作为冷却器使用时，其管板与列管的焊缝经常出现腐蚀泄漏，严重影响企业安全生产。
泄漏物进入冷却水系统污染环境又造成物料浪费。
列管式换热器在制作时，管板与列管的焊接一般采用手工电弧焊，焊缝形状存在不同程度的缺陷，如凹陷、气孔、夹渣等，焊缝应力的分布也不均匀。
使用时管板部分一般与工业冷却水接触，而工业冷却水中的杂质、盐类、气体、微生物都会构成对管板和焊缝的腐蚀。
研究表明，工业水无论是淡水还是海水，都会有各种离子和溶解的氧气，其中氯离子和氧的浓度变化，对金属的腐蚀形状起重要作用。
另外，金属结构的复杂程度也会影响腐蚀形态。
因此，管板与列管焊缝的腐蚀以孔蚀和缝隙腐蚀为主。
从外观看，管板表面会有许多腐蚀产物和积沉物，分布大小不等"。
以海水为介质时，还会产生电偶腐蚀。
“双金属腐蚀”也是管板腐蚀的一种常见现象。
2）冷凝器腐蚀的解决方法采用新技术产品进行防腐保护，其产品具有优异的粘着性能及抗温、抗化学腐蚀性能，材料为全固体，没有可挥发性物质，在封闭的环境里可以安全使用而不会收缩，特别是材料良好的隔离双金属腐蚀和出色的耐冲刷性能，从根本上杜绝了修复部位的腐蚀渗漏，可以为部件提供一个长久的保护涂层。
汽轮机凝汽器铜管的腐蚀与保养
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。
防止凝汽器腐蚀的几点措施
防止凝汽器腐蚀的几点措施据统计，在我国火电厂锅炉腐蚀损坏事故中，大约有30％左右是由于凝汽器铜管的腐蚀损坏引起的，凝汽器铜管腐蚀裂开，常迫使机组降低负荷，以致被迫停机。
防止凝汽器铜管的腐蚀损坏，是保证机组平安经济运行的一项重要任务。
1、凝汽器铜管腐蚀缘由分析大多数火电厂凝汽器铜管主要使用黄铜管，黄铜在空气中可形成一氧化亚铜为主体的自然氧化膜，有较强的耐蚀性，保持氧化膜的完好可延长其使用寿命。
表面膜被机械作用冲刷掉或被化学因素腐蚀掉，将引起腐蚀。
①点蚀及沉积物腐蚀点蚀是对凝汽器铜管发生危害比较大的一种腐蚀形式，管内有粘泥及疏松多孔沉积物附着在管壁上，造成沉积物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。
②冲刷腐蚀由于冷却水的湍流以及进入水流的气体或沙粒等异物的冲击腐蚀作用，使凝汽器铜管表面局部爱护膜遭到破坏。
膜破坏的金属在冷却水中具有较低的电位而成为阳极，爱护膜未被破坏的部位电位高而成为阴极，导致金属进一步腐蚀破坏。
这种在机械和电化学共同作用下发生的腐蚀称为冲刷腐蚀。
③氨蚀空冷区的水汽含氨量高于主凝区，蒸汽凝聚水沿管板或隔板流淌，使靠近这些部位的铜管受水中溶解的氨侵蚀。
其腐蚀部位的合金呈金黄色，蚀坑外形特别，象水流冲蚀而成。
汽轮机负荷低时，由于空冷区氨浓度增加，氨蚀也加剧。
在使用黄铜管的凝汽器上由氨蚀引起的泄漏事故约占10％～20%。
④微生物腐蚀水中微生物的存在也会加剧腐蚀。
硫酸盐还原细菌能把水中的硫酸盐还原成H2S而引起腐蚀。
主要缘由是破坏了铜管表面氧化亚铜爱护膜，与同所形成的硫化亚铜晶格有缺陷，因而没有爱护性能，这样更加剧了腐蚀。
2、降低腐蚀的措施①凝汽器铜管表面处理铜管表面是否干净，有无完整的爱护膜是能否耐腐蚀的关键因素。
因此，铜管表面预处理、成膜工艺条件掌握必需严格把关。
②胶珠清洗与掌握流速凝汽器管内冷却水流过低，沉积物或微生物简单形成和滋生，造成铜管表面局部闭塞，促使点蚀发生。
循环水的问题及解决方案
循环水的问题及解决方案在我国的火力发电厂中，由于循环冷却水系统处理不当而引起的发电机组凝汽器腐蚀结垢问题屡见不鲜。
凝汽器腐蚀容易引起铜管穿孔、开裂，增加设备的检修时间和次数，缩短设备的使用寿命，减少发电量，增加发电成本；凝汽器结垢一方面导致垢下腐蚀，另一方面降低换热器的热交换效率（从而影响到生产效率），增加能源消耗。
在正常运行状况下，凝汽器的真空度下降为89%-92%。
如果所使用的缓蚀阻垢剂的性能不当，导致系统一定程度的结垢，使凝汽器的真空度下降为86%-89%，这将使发电热耗增大4.5%-7.5%，发电煤耗增高8%-14%/kW·H。
如果考虑停车清洗、设备腐蚀和增加维修频率等所引起的连带后果，其经济损失是异常惊人的。
总之，凝汽器腐蚀结垢所造成的直接后果真空度下降、蒸汽出力减小、正常生产处理不当而引起的发电机组凝汽器周期缩短、设备寿命降低、运行成本提高、生产效率下降，带来巨大的经济损失。
因此，采用经济的有效的手段防止循环冷却水系统的腐蚀和结垢是非常重要的。
【火力发电厂循环冷却水的处理方式】我国许多缺水地区的火力发电厂，普遍采用地下水作为循环冷却水系统的补充水。
一般而言，地下水普遍存在含盐量高和硬度、碱度高的特点。
随着系统谁的不断浓缩，硬度离子如（Ca2+,Mg2+,HCO3-等）和侵蚀性离子（如Cl-和SO42-等）的浓度不断升高，超过一定的容忍度后极易引起设备管道的腐蚀与结垢。
另外，在这些缺水地区，为了节水节能的需要，循环水的浓缩倍数一般控制较高，这就进一步加重了系统腐蚀和结垢的危险性。
对于有些以地表水作补充水的电厂循环水系统，虽然硬度离子和侵蚀性离子浓度较低，但如果浓缩倍数过高，再加上处理方式不合适，同样也会引起机组的腐蚀和结垢。
为了解决循环冷却水系统的腐蚀结垢问题，国内的火力发电厂常规的处理方法有以下几种。
1、利用软化水降低补水的硬度该方法通过离子交换去除补水中的Ca2+和Mg2+等硬度离子而达到预防无机垢沉积的目的。
凝汽器冷凝管的腐蚀与防护
凝汽器冷凝管的腐蚀与防护本文核心提示：分析了造成凝汽器黄铜管腐蚀的多种原因，提出了相应的防护措施。
研究了用白铜、钛、不锈钢代替黄铜的可行性，通过比较发现不锈钢将是凝汽器管材的应用趋势。
关键字：凝汽器冷凝管腐蚀防护凝汽器是热力发电机组中重要的辅助设备。
目前在火力发电厂中，凝汽器常用的管材主要有铜合金管（包括黄铜合金管、白铜合金管）、钛管、不锈钢管三大类。
凝汽器的腐蚀问题一直是电厂锅炉事故中的重要问题。
一、凝汽器的腐蚀类型及腐蚀原因目前凝汽器的主要管材为铜合金，并且腐蚀受多种因素影响，腐蚀类型也各种各样，主要有以下几种。
1．选择性腐蚀。
主要是铜基中锌的选择性腐蚀。
因为凝汽器的铜管多是由铜锌合金组成，因锌的电位较铜低，所以锌易成为腐蚀电池的阳极而使锌选择性地溶解下来，使铜管发生腐蚀。
理论及实践证明，铜管的腐蚀过程与铜管表面保护膜的性能关系很大，如果黄铜管投运前后的维护工作不好，没有形成初期致密保护膜则较易发生脱锌腐蚀。
若镀膜装置没有同期安装完善，凝汽器铜管没有进行FeSO4的初期镀膜和日常补膜，也是导致局部脱锌腐蚀的重要原因。
2．铜管的点蚀。
这种腐蚀易发生在铜管表面保护膜的破裂处。
由于冷却水中含C1-与铜氧化产生的Cu+生成不稳定的Cucl，可水解成稳定的Cu2O，并使溶液局部酸化热力设备腐蚀。
另外如果水质不稳定，又没有进行综合处理，必然引起凝汽器铜管结垢，若不按期清洗，表面沉积物不均匀促进了腐蚀，而腐蚀又进一步导致沉积物增加，最终导致点状腐蚀穿孔。
3．铜管的冲刷腐蚀。
这种腐蚀形式既可发生在水侧，也可发生在汽侧，但以前者为主。
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，入口端铜管前段管内壁粗糙，虽无明显腐蚀坑，但表面粗糙，黄铜基体裸露，铜管减薄。
冲刷腐蚀的阳极过程是铜的溶解，阴极过程是O2的还原。
腐蚀坑内无腐蚀产物，表面呈铜合金的本色。
流速过高，会妨碍形成稳定的保护膜，也是产生冲刷腐蚀的原因，一般流速不大于2m/s。
凝汽器铜管防腐研究
1．概述 (1)2．铜管腐蚀因素分析及采取措施 (1)2．1．水质原因 (1)2．2．婴儿期铜管保护膜的影响 (3)2．3．水稳剂中的成分对铜的螯合作用。
(3)2．4．循环水中微生物的影响 (4)2．5．冲击腐蚀问题。
(7)2．6．凝汽器停运期间的腐蚀问题 (7)2．7．结束语 (8)凝汽器铜管防腐蚀研究本文针对某厂凝汽器的运行情况，就影响其铜管腐蚀的因素进行分析探讨，并提出相应防治对策。
1．概述凝汽器是火电厂汽轮发电机最主要的辅助设备之一，凝汽器工作的好坏直接关系到汽轮机的工作效率。
火电厂热力系统的腐蚀、结垢、积盐大多数是由凝汽器泄漏导致水汽品质恶化而引起。
凝汽器泄漏对机组的安全、经济运行造成的直接和间接危害巨大，加强凝汽器防腐蚀工作，做好凝汽器的管理工作刻不容缓。
某厂凝汽器为北京重型机械厂生产的，型号为N6815-1型，设甲、乙两侧，管束按向心布置。
凝汽器管为5168×2根，除空抽区采用B30外，其余均为HSn70-1A型铜管，设胶球清洗系统。
投产以来，通过对凝汽器铜管的防腐研究及对其采取相应保护措施，至今未发生大面积腐蚀泄漏换管事故。
2．铜管腐蚀因素分析及采取措施2．1．水质原因2．1．1．水中各种盐类对铜管腐蚀的影响是不同的，其中以氯离子（Cl-），硫酸根离子（SO42-）的影响较大。
建厂之初，该厂循环水补充水采用予处理系统并辅之加H2SO4，采用加氯气进行杀菌灭藻及硫酸亚铁补膜系统，浓缩倍率≤2.0。
采用此系统虽可除去补充水中的钙、镁离子，减轻凝汽器铜管结垢，但因这种处理方式使循环水中Cl-、SO42-较大。
按照《工业循环水冷却水设计规范》（GB50050-83）中的规定：循环水系统中［Cl-］+［SO42-］之和≤150 mg/l。
通过三年的运行实践，发现凝汽器铜管有不同程度点蚀现象，又因石灰、硫酸等药剂供应问题，该套系统停止运行。
为防止铜管结垢，从1988年后循环水采用加水质稳定剂处理方式，下表为药剂换型情况2．1．2．《火力发电厂凝汽器管选材导则》中也规定氯离子［Cl-］的使用范围，也认为氯离子和硫酸根离子对铜管的影响最大。
凝汽器的腐蚀与防护
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。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 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 汽器人 口端铜 管 冲击 、摩擦 ，长时 间运行 后 ，入 口端铜管前 １０ｍ ５ ｍ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。
２ 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— １ ，即汽侧 氨浓 度是 凝结 水 的 ７～１ ０ ０倍 ，加上 空 抽
第 ３期 （ 总第 １３期 ） ５
２ 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 。
铜管中存在 的隐患，能 源动力厂银前 汽机车间从 ２０ ０ ７年起 已全 面对 大 修 中 的凝 汽 器 铜 管 实 施 涡 流
探 伤 。 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 。有 关标 准 中 已将 涡流 探伤 作 为新铜 管安 装前 的必 检项 目 ，用 以对铜 管质 量进 行把 关 ，关 于计划 检修 中凝 汽 器铜
恒运电厂300MW凝汽器选材和防腐的探讨
恒运电厂300MW凝汽器选材和防腐的探讨摘要：本文介绍了恒运电厂循环水水质的特点，凝汽器改造更换管材的原则以及凝汽器如何采取有效的防腐措施等。
关键词：凝汽器；循环水；管材；防腐1 引言恒运电厂位于珠江菠萝庙水道的北岸，距离虎门出海口约40公里，循环水采用珠江水，开式循环。
循环水水质呈现明显的淡、咸交替期，每年4月到11月，珠江水氯根一般不超过800mg/L，每年12月到第二年3月是咸潮期，珠江水氯根最高超过8000mg/L。
恒运电厂现役4台机组的凝汽器均有不同程度的腐蚀泄漏，影响机组运行的安全性和经济性。
2 循环水特点分析恒运电厂所属菠萝庙水道的出海口是珠江八大口门中最大的虎门出海口，其狮子洋水道是珠江最大的出海水道，潮流量大，上游来水量远小于潮流量，因此狮子洋水道是以潮流为主要动力，而潮汐流又是按一定规律循环往复，即每日有两次涨潮和两次落潮，每次涨潮平均历时5小时26分钟，每次落潮平均历时6小时47分钟，即每天涨潮历时接近11小时，每天落潮历时接近13小时。
涨潮时海水将沿珠江水道往上游上溯，上溯的距离与上游来水量紧密联系，上游来水量小，则上溯远，反之则上溯近。
当海水上溯时，珠江水水质最明显的变化就是氯根的变化，监测统计数据显示，恒运电厂循环水水质呈现出明显的淡、咸交替期，12月份至3月份期间循环水氯根平均值超过1000mg/L，这段时间是每年的咸潮期，见表1。
循环水的另一个特点是氨含量超标，见表2，因此循环水是污染水质。
3 凝汽器的选材3．1 凝汽器选材总的原则凝汽器选材要综合考虑凝汽器的结构形式、安装工艺、所用冷却水水质及其变化情况、冷却水的流速、可能的腐蚀形式、防腐措施、清洗方法和管材价格等因素，选用耐蚀性和传热性好，并具有合适的强度和塑性，能满足加工工艺性能要求的材料。
使之在采用一般维护措施的条件下，不出现管材的严重腐蚀和泄漏，使用寿命能在20年以上。
3．2 冷却水水质对选材的影响3．2．1 氯离子冷却水中的氯离子会严重影响凝汽器管材的腐蚀。
凝汽器铜管防腐研究
1．概述 (1)2．铜管腐蚀因素分析及采取措施 (1)2．1．水质原因 (1)2．2．婴儿期铜管保护膜的影响 (3)2．3．水稳剂中的成分对铜的螯合作用。
(3)2．4．循环水中微生物的影响 (4)2．5．冲击腐蚀问题。
(7)2．6．凝汽器停运期间的腐蚀问题 (7)2．7．结束语 (8)凝汽器铜管防腐蚀研究本文针对某厂凝汽器的运行情况，就影响其铜管腐蚀的因素进行分析探讨，并提出相应防治对策。
1．概述凝汽器是火电厂汽轮发电机最主要的辅助设备之一，凝汽器工作的好坏直接关系到汽轮机的工作效率。
火电厂热力系统的腐蚀、结垢、积盐大多数是由凝汽器泄漏导致水汽品质恶化而引起。
凝汽器泄漏对机组的安全、经济运行造成的直接和间接危害巨大，加强凝汽器防腐蚀工作，做好凝汽器的管理工作刻不容缓。
某厂凝汽器为北京重型机械厂生产的，型号为N6815-1型，设甲、乙两侧，管束按向心布置。
凝汽器管为5168×2根，除空抽区采用B30外，其余均为HSn70-1A型铜管，设胶球清洗系统。
投产以来，通过对凝汽器铜管的防腐研究及对其采取相应保护措施，至今未发生大面积腐蚀泄漏换管事故。
2．铜管腐蚀因素分析及采取措施2．1．水质原因2．1．1．水中各种盐类对铜管腐蚀的影响是不同的，其中以氯离子（Cl-），硫酸根离子（SO42-）的影响较大。
建厂之初，该厂循环水补充水采用予处理系统并辅之加H2SO4，采用加氯气进行杀菌灭藻及硫酸亚铁补膜系统，浓缩倍率≤2.0。
采用此系统虽可除去补充水中的钙、镁离子，减轻凝汽器铜管结垢，但因这种处理方式使循环水中Cl-、SO42-较大。
按照《工业循环水冷却水设计规范》（GB50050-83）中的规定：循环水系统中［Cl-］+［SO42-］之和≤150 mg/l。
通过三年的运行实践，发现凝汽器铜管有不同程度点蚀现象，又因石灰、硫酸等药剂供应问题，该套系统停止运行。
为防止铜管结垢，从1988年后循环水采用加水质稳定剂处理方式，下表为药剂换型情况2．1．2．《火力发电厂凝汽器管选材导则》中也规定氯离子［Cl-］的使用范围，也认为氯离子和硫酸根离子对铜管的影响最大。
不锈钢凝汽器用水质稳定剂研究的开题报告
不锈钢凝汽器用水质稳定剂研究的开题报告一、选题背景不锈钢凝汽器广泛应用于石油化工、制药、食品、医疗等领域中，作为不锈钢凝汽器使用过程中存在着多种问题，其中之一是水质不稳定问题，这是由于工艺过程中水质波动所导致的，而水质不稳定会导致不锈钢凝汽器产生各种问题，诸如管道腐蚀和结垢等，严重影响设备的工作效率和寿命。
因此，探究不锈钢凝汽器用水质稳定剂是解决这一问题的途径。
二、研究意义本研究意在寻找一种适合不锈钢凝汽器的稳定水质剂，以维持稳定的水质，从而延长设备的寿命，降低运行成本。
同时，该研究也对于改进现有工艺流程、提高企业的生产效益和降低环境污染具有重要意义。
三、研究方法1. 采集不锈钢凝汽器用水的样品，并对水质指标进行分析。
2. 测试不同质量浓度的稳定剂在不同条件下的稳定性。
3. 通过对比分析，确定最优的添加量、工艺条件等。
4. 对比原水质与添加稳定剂后水质差异并进行分析。
四、研究内容本研究将开展如下内容：1. 对不锈钢凝汽器的使用情况进行调研。
深入了解该设备的工作原理和存在的问题。
2. 进行不锈钢凝汽器用水的水质分析，了解水质指标的波动情况。
3. 确定不同质量浓度的稳定剂，并进行不同条件下的稳定性测试。
4. 通过对比原水质和添加稳定剂后水质的差异，确定最优的添加量和工艺条件。
5. 撰写研究报告，阐述实验数据和分析结果，并给出具体建议。
五、预期成果1. 通过分析，确定一种适合不锈钢凝汽器用水的稳定剂，指导企业生产经营。
2. 大幅降低了设备的运行成本，延长设备的使用寿命。
3. 提高了企业的生产效率，促进企业的发展。
4. 为解决其他设备的水质问题提供参考。
发电厂 循环 水水质稳定剂阻垢及缓蚀 性能 静态试验研究
发电厂循环水水质稳定剂阻垢及缓蚀性能静态试验研究引用大将军王电厂化学的发电厂循环水水质稳定剂阻垢及缓蚀性能静态试验研究火电厂耗水最多的是循环冷却水系统的水损失，循环冷却水耗量占全电厂水耗量的60%~80%，排污损失占其中的15%~70%。
由于我国水源短缺日趋严重，已成为制约电厂生产的重要因素，提高循环冷却水的浓缩倍率，减少排污是实现电厂节水的关键。
然而，提高浓缩倍率又会增大凝汽器冷却水通道内结垢与腐蚀的倾向，影响机组的安全经济运行。
目前电厂循环冷却水处理通常是使用由多种阻垢分散剂及缓蚀剂组成的复合型阻垢缓蚀剂，以达到防止循环冷却水系统腐蚀与结垢的目的。
本文结合某拟建电厂2×600MW机组循环冷却水工程设计，对10多种药剂进行了静态阻垢筛选试验，并在此基础上对这些药剂的缓蚀性能进行了研究。
1阻垢缓蚀剂的现状1.1磷系碱性水处理技术1.2全有机配方2阻垢缓蚀剂阻垢的筛选2.1试验条件2.2试验方法80年代以来，研究开发了对磷酸钙一类非碱性水垢具有良好分散性的新型分散剂。
实现了循环水在自然平衡pH值条件下(pH8.5~9.0)的碱性运行。
这类配方除了具有磷系配方的优点外，还避免了加酸操作带来的失误。
配方中的聚磷酸盐作为缓蚀剂，其水解后的正磷酸盐也是缓蚀剂。
由于循环水是碱性运行，水的腐蚀性较小，缓蚀剂用量少。
全有机配方主要由膦酸盐(或膦羧酸)和聚羧酸组成。
由于配方的膦酸盐和聚羧酸化学稳定性好，因此允许药剂在系统内有很长的停留时间(大于100h)。
可以在自然平衡pH值、高硬度及高浓缩倍率(大于3)的条件下运行。
全有机配方中的膦酸盐既可作为阻垢剂，又可作为缓蚀剂。
它与聚羧酸类协同作用和水中Ca2+、Mg2+等二价离子配合可提高全有机配方的缓蚀效果。
全有机配方对那些硬度较高，循环比大，浓缩倍率高的体系有很大的发展前途。
上述各种配方的水处理药剂已在工业循环水处理中得到广泛应用。
但每种配方的阻垢缓蚀效果与所处理水的水质及配方中各种药剂的正确匹配有很大关系。
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水稳剂对凝汽器管材腐蚀的影响
孙心利1,霍金花2
(1.河北省电力试验研究所,河北 石家庄 050021;2.北京化工大学,北京 100029)
中图分类号:TQ047.4
文献标识码:A
文章编号:1001-9898(2000)05-0010-02
近年来,由于节水和环保的需要,一些新的循环水处理技术已被广泛地应用。
它有效地防止了凝汽器管材的结垢,提高了循环水的浓缩倍率,社会效益和经济效益都十分明显,因而越来越被各电厂接受。
然而随着有机水稳剂的广泛采用,在提高循环水浓缩倍率和防止结垢的同时,一些电厂也相继发生了凝汽器铜管腐蚀问题,表现为亚铁保护膜脱落和铜管表面均匀腐蚀。
为了解决这个问题,通过对河北省电力公司所辖一些电厂普遍使用的水稳剂和缓蚀剂理化性能的分析研究,发现了问题的症结,并成功地解决了一些电厂的凝汽器腐蚀问题。
1 问题的提出
河北省某电厂设计采用部分循环水补充水弱阳树脂脱盐处理,循环水采用六偏磷酸钠处理,亚铁成膜保护铜管的运行工艺。
该厂投运后运行良好,但1994年前后由于水源紧张导致部分机组浓缩倍率超标,发生凝汽器铜管腐蚀结垢,于是该厂先后实施了凝汽器化学清洗、亚铁成膜保护及复合水稳剂处理的措施。
上述方案实施后有效地解决了凝汽器的结垢问题,节水效果十分明显。
但运行一段时间后,发现采用复合水稳剂处理的4台机组的凝汽器皆不同程度地发生亚铁膜脱落,铜管表面均匀腐蚀;而同时采用六偏磷酸钠处理的2台机组却没有发生这种情况,对发生腐蚀的4台机组重新改用六偏磷酸钠处理后,凝汽器铜管腐蚀得到抑制,因此认为,复合水稳剂的使用是导致该厂凝汽器铜管腐蚀的主要原因。
针对上述问题,重点试验研究复合水稳剂单体成分对管材的侵蚀性,试验达到了预期目的。
2 试验结果
本次试验的管材、水源、水稳剂取自3个电厂,代号分别为甲、乙、丙。
首先对部分有机磷单体对Fe3+、Cu2+的络合作用进行了试验研究。
在测得吸光度为0.479的Cu2+溶液中分别加入浓度约为20mg/L的HEDP、ED TMP、A TMP3种阻垢剂,用分光光度法测试比较阻垢的影响,测试结果如下:加HEDP,测得吸光度为0.478,Cu2+浓度基本不变;加ED TMP,测得吸光度为0.013, Cu2+浓度减少97%;加A TMP,测得吸光度为0. 043,Cu2+浓度减少约91%。
在测得吸光度为0.483的Fe3+溶液中分别加入浓度约为20mg/L的HEDP、ED TMP、A TMP3种阻垢剂,用分光光度法测试比较阻垢剂的影响,测试结果为:加HEDP,测得吸光度为0.184～0.223, Fe3+浓度减少62%～54%;加ED TMP,测得吸光度为0.118,Fe3+浓度减少约76%;加A TMP,测得吸光度为0.468,Fe3+浓度减少约3%。
为了进一步验证复配的药剂对Fe3+与Cu2+的络合作用,对甲、乙、丙3个电厂的水稳剂也进行了试验。
在吸光度为0.479的Cu2+溶液中分别加入浓度约为20mg/L的甲、乙、丙3个电厂的水稳剂,用分光光度法测试比较阻垢剂的影响,测试结果为:加甲厂水稳剂,测得吸光度为0.473,Cu2+浓度减少1.2%;加乙厂水稳剂,测得吸光度为0.476,Cu2+浓度减少0.6%;加丙厂水稳剂,测得吸光度为0.462, Cu2+浓度减少3.5%。
在测得吸光度为0.483的Fe3+溶液中分别加入浓度约为20mg/L的甲、乙、丙3个电厂的水稳剂,用分光光度法测试比较阻垢剂的影响,测试结果为:加甲厂水稳剂,测得吸光度为0.458,Fe3+浓度减少约5.2%;加乙厂水稳剂,测得吸光度为0.460, Fe3+浓度减少约4.8%;加丙厂水稳剂,测得吸光度为0.458,Fe3+浓度减少约5.2%。
在测得吸光度为0.483的Fe3+溶液中,分别加入浓度40mg/L的甲、乙、丙3个电厂的水稳剂,测试结果为:加甲厂水稳剂,测得吸光度为0.275～0.293,Fe3+浓度减少43%～39%;加乙厂水稳剂,
・
3
2
・
测得吸光度为0.303～0.323,Fe 3+浓度减少37%～33%;加丙厂水稳剂,测得吸光度为0.460,Fe 3+浓度减少48%。
上述数据中吸光度的波动是电子显色剂与阻垢剂对金属离子的络合(螯合)竞争造成的。
在化学反应中,生成物向有利于生成稳定产物的方向移动,因而部分复合水稳剂单体成分与Fe 3+、Cu 2+生成的稳定络合(螯合)物,将导致具有保护作用的亚铁膜和氧化亚铜膜的溶解,从而加速管材的腐蚀。
测试结果表明,在浓度并不很大时,ED TMP 和A TMP 对Cu 2+有强烈作用,若使用不当会造成铜腐
蚀;HEDP 和ED TMP 对Fe 3+有较强作用,若使用
不当会造成铁腐蚀,加速保护膜(亚铁膜)的溶解。
电厂水稳剂的浓度增加,对Cu 2+、Fe 3+的影响也增加,应考虑均匀性,防止局部过浓造成腐蚀。
3 结果分析
上述试验结果表明,磷系的HEDP 、ED TMP 、A TMP 3种有机水稳剂对Cu 2+、Fe 3+有络合反应,使用不当将导致铜管腐蚀。
实际情况与试验结果是吻合的。
复合水稳剂具有有机磷单体的甲、乙两厂均出现亚铁膜脱落,铜管腐蚀的迹象,而不含有机磷成分的丙厂未发生上述现象。
目前,使用水稳剂的电厂其工业添加量一般不超过10mg/L ,但还是导致凝汽器铜管的腐蚀,其原因为:
a.现场的实际应用条件较试验室恶劣,运行流速、泥砂冲刷、局部浓缩、管口涡流等都将导致腐蚀加剧,而温度的变化对腐蚀的影响更大,上述情况将会使腐蚀更易发生。
b.一些电厂的胶球清洗系统运行不正常,导致泥砂在管内沉积,为药剂的局部浓缩创造了条件,从而导致腐蚀加剧。
c.目前大部分电厂循环水加药采用自流式,这必将导致系统加药的不均匀,而一些电厂的冲击性加药其后果更加严重。
据资料介绍,复合水稳剂中的缓蚀剂B TA 对铜的保护作用是与铜表面生成的氧化亚铜共同完成的,这种保护膜只有达到一定的致密程度其保护作用才明显。
试验表明,在实际应用中,只有当B TA 浓度超过0.3mg/L 时才有明显缓蚀作用。
由于B TA 的难溶性,复合水稳剂中的B TA 含量往往达不到要求,因而其缓蚀作用也达不到要求。
4 建议改进措施
a.保证胶球清洗系统能够正常投用,防止泥砂
在管内沉积,导致水稳剂浓缩。
b.考虑环保要求和有机磷系对管材的腐蚀倾
向,建议将来在水稳剂的选用上尽可能不选用或少选用有机磷系水稳剂。
c.对B TA 的投加建议单独进行,保证其加入量≥0.3mg/L 。
d.保证运行加药的均匀性。
(收稿日期:2000-03-24)
(上接第20页)煤流通流面积的基础上缩短宽度,增
加纵向尺寸,使煤流相对集中在胶带中心线上,避免了由于落煤点不正造成的胶带跑偏。
同时由于在胶带运行方向加大了通流面积,有利于较长物体沿胶
带运行方向顺出,避免了较长物体卡在落煤筒内划破胶带。
图2 托辊随胶带跑偏移动示意图
2.3 移动托辊
胶带在中间跑偏时,一般是由于托辊组轴线同胶带中心线不垂直而引起的。
当胶带向一边跑偏时,就将该边的托辊向胶带前进的方向移动,见图2,V 是托辊的切线速度,即垂直于托辊的轴线,它
可以分解成V x 和V y 2个分速度,V x 是使胶带回位的速度。
因此,胶带的跑偏得到了纠正。
在实际操作中,试移动几排托辊组就可以了。
3 总结
胶带跑偏的治理主要根据具体情况分别对待。
a.中心线不重合或不垂直引起的胶带跑偏,应重新调整中心线;b.对个别部件结构不合理的,应进行适当改进;c.属于使用或维护不当引起的跑偏,要
及时应用上述3种方法进行缺陷处理;d.若胶带弯
度较大、线层不均,可采取换段的办法解决;e.若胶带接口不正,则应对胶带重新接口。
(收稿日期:1999-12-28)
・
42・。