汽轮机凝汽器换热管腐蚀泄露的研究与分析-北极星火力发电网

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本文对火力发电厂凝汽器换热管发生穿孔腐蚀泄漏的原因进行了研究与分析，发现了循环水水质变化对于换热管的腐蚀速率影响较大，说明了当前在循环水水质较为恶劣的条件下，凝汽器换热管材质的升级对于应对腐蚀的重要性，提出凝汽器换热管的改造的推荐方案和技术。

1 前言

华能沁北发电有限责任公司一期建设2台600MW超临界机组，汽轮机是哈尔滨汽轮机有限责任公司与三菱公司合作设计生产的CLN600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。凝汽器4个水室内共有42508根换热管，换热管材质为TP304不锈钢。#1机组于2004年11月通过了168h试运，投入商业运行。

2 事件经过

2015年10月1日#1机组C级检修，检修施工队伍负责#1凝汽器换热管清洗工作。此项工作要求施工队伍对换热管以高压水冲洗方式进行清洗处理，10月28日换热管清洗工作结束，甲方对此项工作进行三级验收，由于换热管积垢严重，高压水冲洗未能彻底除垢，第一次验收未通过。该施工队伍进行第二次高压水清洗工作，效果不明显，为通过验收，该公司没有按照甲方要求继续用高压水冲洗，如积垢无法彻底清除，就不再进行冲洗工作的要求，施工队伍在未征得甲方同意的情况下擅自改变作业方式，用自制钢丝工具在换热管内来回进行摩擦除垢。11月6日凝汽器高压水冲洗工作结束，进行第二次验收，验收通过。11月7日16时对#1机组凝汽器汽侧进行注水查漏工作。18时左右发现#1机组高背压凝汽器固定端水室换热管大面积漏水。

经过仔细清点，从固定端到扩建端4个水室经现场注水查漏及西安热工院涡流检测发现泄漏的换热管数量分别为1180根、90根、14根、13根，共计1297根。经过对部分换热管进行取样分析。将其中一根腐蚀泄漏的凝汽器管(#1样管)沿纵向截面剖开直管，发现内壁局部残留有较厚的垢层，光亮处有1个肉眼可见的腐蚀穿孔，具体情况见图1。图1中A为内壁水侧视图，B为汽侧视图，腐蚀孔径约0.7mm，水侧腐蚀口比较规则，汽侧腐蚀口不是很规则，基本可判断腐蚀从水侧开始发展，直至穿孔。

将在另外一根凝汽管样(#2样管)沿纵向截面剖开后，内壁局部残留有少量垢层，同时发现有1个肉眼可见的未穿透腐蚀坑，见图2，腐蚀坑直径约0.9mm。

3 原因分析

一期工程循环水水源设计为地下水，运行初期地下水的水质如表1。

循环水的运行方式为循环水旁流处理+加循环水阻垢剂处理方式，循环水的浓缩倍率设计为4.4—6.0倍。随着时间的推移，近年来地下水的水质有所恶化，水中的氯离子有所增加，2013年地下水氯离子含量较2006年增加了230%。地下水CL-的变化趋势如图3所示。

随着环保政策的变化，2014年地下水被关停，一期的循环水补充水源全部被改为地表水和城市中水的混合水，混合水的水质变化情况如表2。

根据现在的补充水水质变化，若保持设计时的浓缩倍率，即4.0到6.0倍，循环水中的CL-就要接近200mg/l，这样达到设计凝汽器管材的材质要求极限。但自2014年9月1日起，电厂实现了废水零排放，所有循环水不能进行排污，同时由于一期的反渗透膜和超滤膜装置也超过寿命使用，脱盐率下降导致循环水的水质逐渐变差， #1、2机组在2014年全年的循环水中CL-的月平均含量变化图4、图5所示。

2015年随着一期超滤膜和反渗透膜的更换，处理水量逐渐增大，使一期的循环水水质得到一定程度的改善，#1、2机组循环水的水质具体变化如图6、图7。

综合以上分析，笔者认为华能沁北电厂#1机组凝汽器TP304不锈钢管腐蚀泄漏的原因主要有以下几点：

1)为满足循环水系统零排污的要求，#1机组循环冷却水基本不排污，而受到锅炉补给水取水量变化、弱酸床出水水质变化以及不定期补入中水等因素的影响，#1机循环水运行浓缩倍率波动范围大，最大超过10倍，远超过设计运行控制值;循环水水质不稳定，凝汽器换热管出现明显结垢，循环水氯离子也明显超标。

2)换热管垢层与金属表面之间的电解质难以与外界介质进行对流和扩散而形成闭塞区;闭塞区内金属腐蚀存在自催化作用，金属离子浓度增加，为保持电荷平衡，穿透力较强的氯离子不断迁移进入蚀孔，引起闭塞区氯离子富集而诱发点腐蚀。与此同时，蚀孔内金属氯化物发生水解，产生H+导致闭塞区pH下降，形成酸性环境，进一步加速金属溶解和氯离子浓缩，形成恶性循环，最终出现腐蚀穿孔。

3)尽管循环水中硫酸根对不锈钢点腐蚀具有明显得抑制作用，但由于不同离子穿透换热管垢层的能力存在差异，穿透力强的氯离子比硫酸根离子更容易迁移进入垢下闭塞区;此外垢下硫酸盐还原菌繁殖也会消耗硫酸盐，因此，在闭塞区内侵蚀性离子Cl-与缓蚀性离子SO42-浓度的比值可能会明显升高，导致不锈钢抗点腐蚀能力大大降低。

4)换热管表面结垢后，因换热效果下降而引起换热管壁温度升高时，腐蚀速率会加快。另一方面，金属管壁与垢层之间的缝隙会产生易于细菌(主要是硫酸盐还原菌，属于厌氧型微生物)繁殖的湿热环境，细菌将硫酸盐分解为硫化氢，也会促进闭塞区域点腐蚀的发展。

5)不锈钢基体存在的非金属夹杂物或表面缺陷，由于与基体之间存在电位差而最可能成为点腐蚀源，容易形成点蚀核心。从腐蚀区域X射线能谱分析结果来看，腐蚀区域局部有较高的Mn、Al、Si、S以及腐蚀性离子Cl等元素，显示不锈钢点腐蚀很可能是从金属基体中存在的夹杂相部位开始发展。

综上所述，可以得出#1凝汽器腐蚀泄漏的主要是由循环水质不稳定，换热管结垢并产生垢下腐蚀，换热管材质本身有非金属夹杂物或表面缺陷，垢下腐蚀引起。

4 建议解决方案

按照《火电厂凝汽器管防腐防垢导则》要求对循环水水质进行监督检测，通过调整弱酸阳床的出力和调整塔盆补水水源的方式进行调整循环水中的氯离子含量不超过金属材质要求。同时要组织资金对凝汽器换热管材质进行升级改造，满足循环水含盐量不断上升的需求。建议采取如下两种方案进行改造。

改造方案一：只对换热管材质进行升级改造，材质为316L不锈钢。主凝结区不锈钢管外径为25mm，冷却管壁厚为0.5mm，顶部外围和空冷区不锈钢管外径为25mm，冷却管壁厚0.7mm。凝汽器布管方式和内部结构不变，为保证凝汽器的性能，更换凝汽器端管板，保留原有中间管板、支撑板和附件结构。凝汽器改造后冷却面积为38000m2。

改造方案二：只保留凝汽器壳体，采用新型布管方式，对换热管材质升级为316L不锈钢，主凝结区不锈钢管外径为22mm，冷却管壁厚为0.5mm;顶部外围和空冷区不锈钢管外径为22mm，冷却管壁厚0.7mm;适度增加冷却管数量，以冷却水通流面积不超过原凝汽器且冷却面积增加约10%为宜。更换凝汽器端管板、中间管板、支撑板和附件结构。凝汽器改造后冷却面积为42000m2。

在循环水泵设计性能条件下，改造方案一的水阻维持不变，改造方案二的水阻有所降低，冷却水流量也相应的减少节能效果相对明显。同时现场其他冷却器进行排查，对目前使用304不锈钢材质的设备加强各项指标监督，择机进行材质升级，彻底消除水质变化对换热管的腐蚀。

华能沁北发电有限责任公司桑秀军张若龙吴伟

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