某某发电厂100MW机组凝汽器铜管更换为不锈钢管的可研报告.doc

1 滦河发电厂凝汽器铜管概况凝汽器是汽轮机附属设备，过去不被重视，但是在缺水及水体污染、水质日趋恶化的近20年来，它对火电厂的影响越来越大。首先是凝汽器管泄漏常需要机组降负荷或停机查找处理，影响机组正常发电，而冷却管结垢直接影响机组热效率，对企业经济效益造成一定损失；其次是凝汽器泄漏，使凝结水、给水、锅炉水和减温水均受到污染，进而污染过热蒸汽，引起锅炉机组结垢腐蚀和积盐。滦河发电厂#6、7机组均为100MW机组，凝汽器结构相同，使用的凝汽器铜管管材也一样。现以#7机组凝汽器铜管为例，其凝汽器是哈尔滨汽轮机厂生产的N-6815-2型凝汽器，冷却面积6815m2，冷却管径25mm，管材为HSn70-1A含砷锡黄铜管，铜管长8.5米。其空冷区布置在凝汽器中间部位。运行时铜管外为汽轮机作完功的乏汽，管内为循环冷却水。1997年8月#7机组投运，自投产之日起至1998年9月份大修时，对凝汽器铜管进行宏观检查和抽管进行微观检查均未发现明显腐蚀现象。在大修投运一个多月后，开始发生小量泄漏，12月份之后泄漏频繁，堵管及更换铜管情况为：1998年12月份以前共堵管19根；1998年至1999年共堵管115根。我们针对具体情况于2000年10月进行了铜管酸洗，更换铜管280根，情况有所好转，至2001年3月运行中又发生微量泄漏；2001年9月机组小修时堵管7根，其中空抽区为4根；2002年9月机组小修堵漏管2根；2003年3月机组大修，彻底查漏换管，共更换铜管727根，其中大部分为空抽区铜管。现在经过两三年的运行，凝汽器铜管又开始出现泄漏情况。为保证安全生产，我们分别在1994年和2001年对#6机铜管进行了酸洗；2000年和2003年对#7机铜管进行了酸洗，花费了大量的人力、物力、财力，加上运行时铜管泄漏，机组降负荷运行，以及频繁更换的铜管，这些给电厂带来的经济损失已无法计算。由于凝汽器铜管的泄漏使凝结水经常有硬度，最大时达8.5mol/L（规定1mol/L），照此下去，必然会引起锅炉的结垢、腐蚀，造成水冷壁、过热器爆管，直接影响机组的安全经济运行。为了彻底查明凝汽器铜管泄漏的原因、制定防止凝汽器铜管腐蚀泄漏的措施，我们在每次机组停机时除对凝汽器铜管进行认真宏观检查外，还根据需要进行多次抽管检查分析，并于检查分析后提出防止凝汽器铜管腐蚀泄漏的措施和方法。同时考虑机组长期安全稳定运行，我们开始考虑凝汽器冷却材质的重新选材问题。2 凝汽设备的作用凝汽设备是凝汽式汽轮机设备的一个重要组成部分（如图一），其工作的好坏直接影响整个设备的热经济性和可靠性。最简单的凝汽设备示意图如图二所示。汽轮机的排汽进入凝汽器，循环水泵不断地把冷却水送入凝汽器。吸收蒸汽凝结放出的热量，蒸汽被冷却并凝结成水，凝结水被凝结水泵从凝汽器底部抽出，送往锅炉作为锅炉给水。图一 电厂中的凝汽器与换热器典型结构图图二 最简单的凝汽设备示意图1凝汽器； 2循环水泵； 3凝结水泵； 4抽气器在凝汽器中，蒸汽和凝结水是两相共存的，蒸汽压气是凝结温度所对应的饱和压力。只要冷却水温不高，在正常条件下，蒸汽凝结温度也不高，一般为30多度。30左右的蒸汽凝结温度所对应的饱和压力约为45KPa，大大低于大气压力，凝汽器内形成高度真空。此时处于负压的凝汽设备管道接口并非绝对严密，外界空气会漏入。为了避免这些在常温条件下不凝结的蒸汽在凝汽其中逐渐积累造成凝汽器中的压力升高，一般采用抽气器不断将空气从凝汽器中抽出以维持凝汽器内真空。由此可知，凝汽设备作用有两个：（1）在汽轮机排气口建立并维持一定的真空；（2）回收洁净的凝结水作为锅炉给水的一部分。在汽轮机热力循环中，当主蒸汽参数一定时，降低汽轮机排汽压力及排汽温度，可以减少冷源损失，提高循环的热效率。以东方锅炉厂生产的300MW汽轮机参数为例，主蒸汽压力p0=16.67MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度t0=trh=537，再热蒸汽压力pth=3.665 MPa，其热力循环如图三（a）所示，循环热效率变化量t与汽轮机排气压力pc的关系如图三（b）所示。若没有凝汽设备，汽轮机的最低排气压力是大气压力，理想循环热效率t只有37.12%，而当pc=5.0kpa时，t=45.55%，两者之差的相对值t/t=18.5%。若运行不当使排气压力比正常值上升1%，t/t将降低1%以上，即机组热耗率的相对变化率将增大1%以上。相反，若使汽轮机的排气温度下降5，则t/t将增大1%以上。 图三 一次中间再热亚临界机组的热力循环与热效率t to trh 0.6 0.5 0.4 0.3 0.3 0 0.01 0. 02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.10O s pc,MPa (a)热力循环 （b）t/t-pc关系曲线3 凝汽器的工作过程及结构形式3.1 凝汽器的工作过程及结构形式 目前火电厂广泛使用表面式凝汽器。凝汽器的外壳通常呈圆柱形或椭圆柱形，大功率汽轮机的凝汽器则为矩形。外壳两端连接着端盖和管板，端盖和管板之间形成水室。凝汽器的喉管是接受汽轮机排汽的进口部分。数目甚多的冷却水管装在管板上，形成主凝结区。冷却水从进水口进入凝汽器，流经冷却水管后从出水口流出。汽轮机的排汽从进汽口进入凝汽器，蒸汽和冷的管壁接触开始凝结成水，所有凝结水最后聚集在热井中，然后由凝结水泵抽走。同一股冷却水在凝汽器内转向前后两次流经冷却水管的凝汽器称为双流程凝汽器，滦河电厂的两台100MW机组凝汽器均为双流程凝汽器。在凝汽器壳体右下侧有空气抽出口。为了减轻抽气器的负荷，空气与少量蒸汽的混合物在从凝汽器抽出之前，要再进一步冷却以减少蒸汽含量，并降低蒸汽空气均合物的比体积。为此，把一部分冷却管束(约为全部管数的8%10%)用隔板与其他管束隔开，形成了空气冷却区。由于不断地通过抽气口抽出空气，所以凝汽器中正在凝结的蒸汽就和空气一起向抽气口流动。蒸汽刚进入凝汽器时，所含的空气量不到排汽量的万分之一，凝汽器总压力可以用蒸汽分压力代替，直至蒸汽空气混合物进入空气冷却区，蒸汽的分压力才明显减少，蒸汽和空气的质量流量在同一数量级上。要维持蒸汽和空气混合物以一定速度向抽气口流动，抽气口处应保持较低的压力pc。压差（p=pc-pc）称为凝汽器的汽阻。汽阻越大，凝汽器内的压力pc也越高，经济性越低，故应尽量减少热阻。大型机组的凝汽器汽阻约为0.30.4kpa。根据空气抽出口的位置不同，现代凝汽器结构形式分为汽流向心式与汽流向侧式两大类。由于单机功率增大，凝汽器尺寸和冷却水管数量大大增加。为了加大管束四周的进汽周界，减短汽流途径，减小汽阻，出现了多区域向心式凝汽器。独立区域数由两个到十几个，平行布置于矩形外壳内，每个区域的中部都有空气冷却区。滦河发电厂两台100MW凝汽式机组的凝汽器就是这种形式。（如图四）此种形式有它的优点，也有它的缺点，这就是后面要提到的：空抽区布置在中间的凝汽器铜管汽侧容易发生氨蚀。（氨蚀形成的原因是：当凝汽器空抽区结构较特殊时，蒸汽与空气混合物中带出的水量很少，氨的分压相当高，在空冷区的少量凝结水中溶入大量的氨，由于水量很少，水流沿管板或隔板流到铜管上，沿铜管缓缓下滴，在此过程中，高浓度的氨液对铜管产生腐蚀，形成水流刻蚀或虫蛀样的腐蚀，这就是氨蚀。） 图四 凝汽器布管图3.2 凝汽器的端差凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度愈低，端差愈大，反之亦然；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使导热条件恶化。端差增加的原因有：凝器铜管水侧或汽侧结垢；凝汽器汽侧漏入空气；冷却水管堵塞；冷却水量减少等。由于我厂凝汽器冷却管材从开始基建设计到后来对泄漏管进行更换，全部使用的都是铜管，由于铜管本身为直管形式，因此比较容易沉积淤泥等，从而一定程度上影响了机组凝汽器的端差。4 凝汽器铜管腐蚀情况检查多次检查综合情况基本如下：打开凝汽器入口端大盖，发现凝汽器甲侧低温区入口端杂物较多（泥砂、石子、木块、胶球、塑料片等），检查二次滤网也被塑料碎片包围，高温段泥砂较多，乙侧情况好于甲侧。之后，抽出具有代表性的铜管管样，检查这些管样内表面的腐蚀、结垢状况，腐蚀结垢形式如下：4.1 部分管样内表面有垢，主要集中在甲侧高温区，甲、乙侧低温区和乙侧高温区没有垢，但均有一层薄泥；4.2 普遍出现点蚀，外观为绿点状腐蚀产物，去掉腐蚀产物，为一腐蚀坑；4.3 不少管样有明显的腐蚀坑，且已穿透； 4.4 有的管样底部出现一串较大腐蚀坑，暂没穿透；4.5 凝汽器出口端部分管内表面为棕黄色；4.6 空抽区铜管汽侧与管板接触面有明显氨蚀现象，有的铜管已穿透。5 腐蚀原因分析5.1 水处理用药及浓缩倍率控制情况：滦电所用水稳剂是北京拓维科技开发公司生产的，入厂时经过华北电科院的检验，达到国标要求。从化验结果看，缓蚀剂含量为1.71%，虽符合国标要求，但与要将循环水中缓蚀剂含量控制到0.5%以上相比还有些偏低。此水稳剂配方是根据滦电循环水补水水质情况，将循环水浓缩倍率控制在2.53.5倍，通过动态模拟试验确定的（2003年1月）。当循环水浓缩倍率超过此值时，其阻垢性能及缓蚀性能将大大降低，从而引起凝汽器铜管结垢和腐蚀。滦电这些年由于缺水，循环水补不上水，#7机循环水的浓缩倍率曾一度超过3.5倍，有时达7.4倍，有时长时间超过所选水稳剂所能控制的循环水浓缩倍率的控制范围，因此造成铜管腐蚀结垢现象发生。5.2 凝汽器铜管成膜情况：#7机组自1997年8月18日完成24小时试运以后，移交试生产。由于在试运前、后没有进行一次成膜处理，因此，化学于1997年10月至11月份对其进行了运行中FeSO4补膜处理两个月；1998年7月份又用铜管预膜剂进行补膜处理一个月；由于在1998年9月份大修时检查发现铜管内表面成膜不是很好，投运后，于1998年10月份又进行了一个月的FeSO4补膜处理，1999年至今使用铜缓蚀剂造膜。综上所述，由于在试运前、后没有进行一次成膜处理，尽管之后采取了一定的措施，先后用FeSO4和铜管预膜剂进行了几次补膜处理，但从检查情况看，成膜不是很好，耐腐蚀性较差，因此，当浓缩倍率过高，循环水水质劣化时，不可避免的造成了凝汽器铜管的“婴儿期”腐蚀。5.3 黄铜是铜锌合金，按黄铜中含锌量的不同，可有六种固溶体，实际使用的只有固溶体和+固溶体。固溶体的含锌量在39%以下，凝汽器铜管的含锌量为2030%。这种固溶体是锌在铜中的置换固溶体，具有良好的韧性与冷热加工性能。含锌量超过35%时，在晶间可有相出现，降低其耐蚀性，这种成份的黄铜管不宜作凝汽器管使用。仅由铜锌两种元素组成的黄铜称简单黄铜，为提高其耐蚀能力，常加入第三种元素，称特种黄铜，还可添加微量元素改善其耐蚀性能。凝汽器管材中常添加的元素是锡和铝。加入镍、锰、硅、硼也可起到提高抗蚀性能的作用。有些元素加入黄铜后对相区有放大或缩小作用，有的元素影响甚大。铝和锌这两种元素加入后都影响相偏析，以铝的影响最大。我国常用的黄铜凝汽器管牌号为：H68A黄铜、HSn70-1A加砷锡黄铜、HAl77-2A铝黄铜。滦河发电厂#7机凝汽器说明书上说明#7机凝汽器使用的是HSn70-1A加砷锡黄铜管。为了查明#7机凝汽器铜管材质是否存在问题，滦河发电厂抽取#7机凝汽器不同部位管样4根，库存新管样2根，送到国家有色金属电子材料分析中心和华北电力科学研究院进行检定。成份检定结果为：库存新管和#7机凝汽器上所抽旧管的含铜量在69.1469.70%之间，含锡量在0.981.08%之间，含砷量均在0.0370.038%之间，含镍量均在0.240.28%之间，含锌量均在30%以下， HSn70-1A含砷锡黄铜管化学成份的要求，是HSn70-1A含砷锡黄铜管；金相分析结果为：新旧管均为孪晶的固溶体，晶粒度均在0.010.05mm范围内，可见新旧管的金相组织也合格。从上可以断定滦电所用HSn70-1A铜管没有质量问题。我们知道，HSn70-1A铜管在淡水中可广范应用，在pH为7.58.5的清洁淡水耐蚀性良好，水的溶解固形物可允许略微超过1000mg/L,氯离子可允许略微超过150mg/L。我国大部分的天然水溶解固形物低于300 mg/L，当采用循环冷却方式时，水的浓缩倍率不超过3.5倍，可以使用HSn70-1A铜管。缺水地区水质恶劣而且要求浓缩倍率高，至使循环水溶解固形物含量经常超过1500mg/L，循环水氯离子含量经常超过150mg/L，该管材就难以适用。就滦电来说，由于地下水水位下降，地下水水质劣化，循环水的补充水的溶解固形物含量已达400800mg/L，并变化频繁；另外，这些年由于缺水，循环水补不上水，#7机循环水的浓缩倍率常超过3.5倍，有时高达7.4倍。因此，很多时候循环水溶解固形物含量已经超过了1500mg/L，循环水氯离子含量已经超过了150mg/L，从而造成了铜管的腐蚀。5.4 流速：循环水流速不均匀，流速低的部位，结垢的可能性大，流速大的部位，造成冲刷腐蚀的可能性大。据此分析，甲侧很可能流速较低，导致污堵和结垢，从而造成沉积物下的腐蚀。5.5 沉积物影响：沉积物下的腐蚀是铜管腐蚀的最主要形态之一。沉积物下腐蚀的形貌通常是表面为绿色的隆起壳状物，下面是点状或半球状点蚀。滦电#7机在每次检查中，都发现铜管内沉积物较多。沉积物多，造成沉积物下的腐蚀。从抽管管样上看到的那些大的腐蚀坑基本上都属于沉积物下腐蚀。5.5.1 凝汽器水侧污垢的形成及危害5.5.1.1 污垢的形成及特性污垢的形成是一种极其复杂的热量、动量、和质量交换过程，而且污染现象遍及自然过程。电厂多采用井水、河水作为循环水，水中含有能溶解在水中的盐类、灰尘、泥砂、微生物等杂质，而敞开式循环水系统的冷却水由于蒸发损失、风吹损失等不断浓缩。滦河发电厂循环水补水采用的是地下深井水，近年来由于地下水位下降，水质恶化严重，而且水量减少，有很长一段时间，从电厂的几台深井中抽上来的水都含有泥沙，补到循环水中势必会增加循环水中的泥沙含量，污堵铜管。虽然系统中有多层滤网，但还会不可避免地会有一些细小的污物随循环水被带入凝汽器铜管中；另外，循环水补水硬度增加明显，增大了循环水在凝汽器铜管中的结垢趋势。虽然循环水中都采取加阻垢剂的办法，但综合上述两种原因，铜管内形成污垢也是不可避免的。一般来说，凝汽器铜管水侧污垢可以粗略按沉积物的形成机理分为三大类：水垢、污垢、生物黏泥，详见表1。表1 污垢的分类及其危害分类来源特性危害水垢敞开式循环水系统中水垢的主要成分为CaCO3，来源于Ca(HCO3)2的受热分解及CO2的散失。余量为铜、铁等腐蚀产物泥渣沉积物坚硬、致密不易清除，一般需采用化学清洗方式除垢冷却效率降低、真空下降、端差上涨、负荷降低，且易产生垢下腐蚀污垢空气及补充水中杂质、灰尘、泥砂、微生物群体，以及金属腐蚀产物的沉积疏松，用机械方法可清除危害小于水垢，但能加速水垢的生成和引起管端冲刷腐蚀生物黏泥菌藻类的繁殖、滋生、新陈代谢产生的分泌物及微生物残骸松软，用高压水可清除冷却效率降低、真空下降、端差上涨，易产生黏泥下腐蚀5.5.1.2 污垢的危害循环水在凝汽器铜管内流动，吸收大量的热量，保证了汽轮机的正常运行。工业换热器内，一般管内流体的流动总是处于旺盛湍流状态。根据管内受迫流动换热理论，液体在管道内流动分为层流边界层、过渡流层、紊流区三种基本现象，并由于流体的粘性而具有不同的流动速度，见图五。层流边界层是贴附于管壁的一层，流速非常缓慢，水中的CaCO3等污垢最易滞留在管内壁上形成污垢；并且，层流边界层虽然很薄，但仅靠导热换热，热阻很大，影响传热效果。 图五管内流动情况及速度分布污垢的导热系数很小，大大地增加了传热热阻，造成传热系数降低，使循环冷却水吸热不良，减缓了排汽的凝结速度，致使排汽压力升高、排汽温度升高。而排汽温度的升高又导致有更多的热量需要冷却水带走，使循环冷却水温度升得很快。冷却水温度升高后又进一步恶化真空，形成恶性循环。表面上看很容易判断为是由于冷却塔冷却效果不良所致，其实冷却水温度高的原因在冷却塔冷却效果一定的情况下是凝汽器真空低直接导致。水侧污垢不仅使凝汽器清洁率下降和冷却面积减少，还改变了冷却水流量。所以，凝汽器水侧污垢是导致真空恶化的最主要的原因。真空降低使蒸汽的有效焓降减小，会影响汽轮机组运行的安全性和经济性。电站凝汽器一般运行经验表明：凝汽器真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增加1.5%2.5%；真空过低时会限制机组出力，严重时要停机清洗，影响汽轮机组的经济效益。而且，真空过低，会使低压缸、排汽缸温度升高，引起汽轮机轴承中心偏移，严重时会增大汽轮机组的振动；当真空降低时，为保证机组出力不变，必须增加蒸汽流量，从而导致轴向推力增大，使推力轴承过负荷，影响汽轮机组的安全运行。同时，沉积物下腐蚀是凝汽器铜管腐蚀的主要形态。沉积物造成铜管表面不同部位上的供氧差异和介质浓度差异会导致局部腐蚀。铜被氧化生成的Cu2+ 及Cu+ 离子倾向于水解生成氧化亚铜，并使溶液局部酸化，加剧了腐蚀的发展，严重时造成针型腐蚀穿孔，导致铜管及管板泄漏，威胁着发电机组的安全运行，也直接影响发电厂的经济效益。并且，凝汽器铜管内壁形成污垢的速度很快，根据相关资料，凝汽器铜管清扫24h后，清洁系数从1.0变为0.692，实际传热系数由2.93kW/(m2)降到1.98 kW/(m2)，致使排汽温度从31.5上升到35.5。而0.1mm厚污垢的热阻足以让1mm厚的铜管的导热热阻被忽略不计。如此短的积垢时间和低的传热效率，导致凝汽器长期处于低效率运行中。随着传热技术的发展，污垢已经日益成为强化传热的主要障碍之一。一般采取缩短凝汽器清洗周期的方法来提高传热性能。5.6 胶球冲洗：胶球投入不正常。由于开始胶球系统治理上存在一定问题，没有引起足够重视，胶球泵出口长期管堵没有得到及时治理；另外铜管泄漏时需要叫锯末临时堵漏，为不影响堵漏效果，胶球就需要停运，因此，#7机胶球系统有一段时间没能投入运行。胶球投不好，淤泥沉积多，可能造成沉积物下的腐蚀，这已从检修中凝汽器铜管的检查得到了证实。5.7 停运腐蚀：滦河发电厂在机组停运时，没有按停用保护的要求进行凝汽器的停用保护，即：停机时，循环水泵停止了运行，有时没有将凝汽器里的循环水放掉，也没有用清水进行冲洗及打开人孔进行通风干燥，这就有可能造成停运腐蚀。5.8 空抽区铜管汽侧氨蚀：我查阅了相关资料，并询问权威部门及几家兄弟厂，均认为空抽区布置在中间的凝汽器结构容易引起铜管汽侧氨蚀，因为空抽区布置在中间时，凝汽器所抽出的空气混合物中，蒸汽量少，而且带走的凝结水滴量很少，其含氨量相当高，尽管后来给水pH值控制在8.89.0之间，含氨量控制在0.6mg/L以下，均为低限，但是由于凝汽器的特殊结垢，之前发生的氨蚀已不可避免。6 应采取的措施根据滦电铜管腐蚀情况调查及原因分析，说明滦电#7机凝汽器铜管腐蚀比较严重。为尽快终止或减缓这一腐蚀，应采取以下措施。6.1 加强水稳剂的入厂验收工作（送北京电力科学研究院），保证水稳剂中固体含量和缓蚀剂含量符合标准要求。保证循环水动态模拟试验要求的药液浓度及春夏季杀菌灭藻剂的加入量。6.2 由于#7机凝汽器所采用的HSn70-1A含砷锡黄铜管已不适应滦河发电厂目前的循环水水质要求，因此，在今后的检修工作中，应将#7机凝汽器铜管逐步更换为HSn70-1B铜管（允许循环水溶解固形物含量达3500mg/L，循环水氯离子含量达400mg/L），将空抽区铜管更换为耐氨蚀的BFe30-1-1白铜管，以便提高耐蚀性，从而减缓凝汽器铜管的腐蚀，保证#7机组的安全经济运行。另外相关人员更换铜管时要按要求进行，并保证胀管质量等。6.3 严格控制循环水的浓缩倍率，使之控制在所加的水稳剂所要求控制的浓缩倍率之内。必要时加硫酸降低循环水中碳酸氢盐碱度，降低循环水结垢趋势。6.4 由于循环水在凝汽器铜管内的流速的高低对凝汽器铜管的结垢腐蚀影响较大，因此应尽快测试凝汽器铜管内的循环水流速（应不低于1m/s），以便及时调整和处理。并根据情况清理循环水水池，保证循环水清洁性，防止铜管内沉积杂物及淤泥。6.5 加强胶球投入率和回收率，保证投运正常。加强管理和考核，保证胶球的投入效果。保证二次滤网的检修质量，提高二次滤网的过滤效果。大、小修时，一定要清除掉铜管端头及管内的沉积物。总之，要尽力减少铜管内的沉积物。6.6 做好循环水泵停运时铜管的防腐工作。循环水停运超过三天，应放净凝汽器里的循环水；超过六天，不但要放净凝汽器里的循环水，还要用清水冲洗干净，再通风干燥，减缓#7机凝汽器铜管的停运腐蚀，保证#7机组的安全经济运行。6.7 为控制铜管点蚀的继续发展，应尽快加大循环水的缓蚀剂添加量，使循环水中缓蚀剂含量达到0.81.0 mg/L以上。如果水稳剂中的缓蚀剂含量提高到最大量仍不能满足这一指标要求，可单独连续往循环水中添加缓蚀剂，以补充循环水中缓蚀剂含量的不足，从而减缓#7机凝汽器铜管的腐蚀，保证#7机组的安全经济运行。6.8 结论：经过对#7机凝汽器的一系列治理，后续又更换了许多HSn70-1B铜管，并根据情况清理了几次循环水池；加强了循环水浓缩倍率和硬度、碱度等主要指标的监测；保证了胶球的正常投运等，滦电#7机铜管腐蚀泄漏情况得到了缓解。记得有位资深的电厂化学专业专家说过，化学专业人员由自身的工作经验中得出的共识是：要想搞好锅炉机组防腐垢，必须抓好凝汽器防漏工作。而对于没有凝结水精处理设备的机组，防止凝汽器铜管腐蚀泄漏就显得更为重要。为彻底消除铜管容易腐蚀泄漏的问题，化学专业和汽机专业又共同制定了方案，还专门就空抽区铜管更换问题制定了如下建议：“我厂#6、#7机组为100MW凝汽式汽轮发电机组，#6机组为1993年11月投产，#7机组1997年8月投产，两台机组凝汽器空冷区均布置在凝汽器中间部位。#6、#7机组凝汽器铜管近些年频繁发生泄漏，机组运行时汽机专业采用临时加锯末和凝汽器半面隔绝查漏堵漏的办法使凝结水水质尽快恢复正常，后在机组检修中抽管检查发现，空抽区铜管汽侧有氨蚀现象发生。#6、7机组凝汽器设计安装铜管为HSn70-1A黄铜管，后逐步更换为HSn70-1B黄铜管。据电力行业标准火力发电厂凝汽器管选材导则DL/T 712-2000中要求：在选用凝汽器铜合金管时，对空抽区布置在中间部位的凝汽器以及空抽区铜管已有氨蚀的凝汽器。其空抽宜采用白铜管：BFe10-1-1、BFe30-1-1或不锈钢管。另外经查阅相关资料，并询问权威部门及几家兄弟厂，均认为空抽区布置在中间的凝汽器结构容易引起铜管汽侧氨蚀，因为空抽区布置在中间时，凝汽器所抽出的空气混合物中，蒸汽量少，而且带走的凝结水滴量很少，其含氨量相当高，尽管后来给水pH值控制在8.89.0之间，含氨量控制在0.6mg/L以下，均为低限，但是由于凝汽器的特殊结垢，之前发生的氨蚀已不可避免。白铜管增加了镍的含量（9%11%），提高了铜管耐氨蚀能力。根据性价比综合因素考虑，更换为BFe10-1-1即可满足生产要求。#7机凝汽器使用的是HSn70-1A黄铜管，后虽逐步更换为HSn70-1B黄铜管，含硼，增加了铜管耐腐蚀和耐冲刷性能，但并未提高铜管耐氨蚀性能。 我厂#6机组2004年11月更换全部空抽区铜管；2006年4月又将空抽区铜管按空抽区中心放射状向外扩散，更换了大部分空抽区铜管。同样#7机组2003年大面积更换空抽区铜管，2006年铜管泄漏频繁，利用机组中修机会更换了全部空抽区铜管。由于考虑费用问题，更换的新铜管仍为原型号铜管。针对我厂目前凝汽器空抽区铜管存在氨蚀的事实，100MW空抽区铜管共1200根，按照23年更换一半（600根）计算，普通HSn70-1B约200元/根，一次花费约10万多元，根据氨蚀特点，23年铜管就会因氨蚀穿透，频繁大面积换管势必造成人力和物力的浪费，同时还给机组带来不利影响，因此从长远考虑我们应该利用机组大修机会将空抽区铜管全部更换为耐氨蚀的白铜管，这样可以一劳永逸，保证安全生产。通过咨询更换两侧空抽区铜管共约需费用80万元。”由于白铜管比普通黄铜管贵很多，厂里因资金问题而一直未实施此建议。如今事物都在不断地发展，市场上各种铜材质价格发生上涨趋势，算下来使用铜材料已不如不锈钢材料经济，因此，我们又着手调查不锈钢管的情况。7 不锈钢管凝汽器的发展及其趋势凝汽器是汽轮发电机组的重要辅机之一，它的性能好坏直接影响机组的运行。而它的主要传热组件冷却管是凝汽器的最重要部分，价格占其总价的一半以上，因此，冷却管的选材和选型是凝汽器的设计关键。 早在1958年7月，美国西弗吉河谷电站投运了世界上第一台冷却面积为5109m2的不锈钢管凝汽器，随后日本、欧洲等主要的制造商也开始仿效，根据不同水质及含CL-浓度不同，采用了不同牌号的不锈钢管作为凝汽器的冷却管。据介绍1965年至1971年安装和订货的凝汽器，在江湖塔式冷却系统中，采用不锈钢管材占20.9%。此后，传统上广泛使用的海军铜管从50%比例降至30%左右。国内大型型机组大规模发展在80年代末，许多电厂开始安装在300MW机组上。如，上安电厂、邯郸电厂和七台河电厂等。 由于我国使用不锈钢管凝汽器起步比国外晚了30年左右，人们对此的认识也不广泛，尽管不锈钢管材以其抗腐蚀性能强，使用寿命长等优点为实践所证实，但其因导热系数小于铜管而使理论总体传热系数比铜管小了6%（实际上长期运行的总体传热系数优于铜管），加之人们对胀管及保养知之不多，以及进口管材价格太高，很少有人愿意冒险使用它。因此，到目前为止，除了少数300MW机组采用外，绝大多数300MW机组及几乎所有50MW、100MW、125MW、200MW机组仍然采用的是铜管，少量采用钛管。那么，人们自然会联想，有没有一种冷却管，它既有抗腐蚀性能强，使用寿命长的优点，又有传热系数高，安装方便可靠的优点，并且造价与铜管相近或略低。 自90年代初，一些不锈钢材料厂家就开始在这方面研究和试验，从理论上，应用其螺旋槽管传热理论，结合具体情况，反复论证和试验，优化出系列冷却管型线来适应于各种不同的场合。理想的冷却管凝汽器高效不锈钢波螺焊管凝汽器应运而生，其无法比拟的优越性能被实践广泛的证实，用户反映普遍较好。如今许多新建的大型发火力发电厂，如300MW和600MW机组凝汽器冷却管材从原始设计就是用不锈钢管，滦河发电厂现在正新建的两台330MW机组凝汽器冷却管材选用的就是不锈钢管。8 不锈钢管的优势8.1 不锈钢管的化学成分表二 不锈钢管的化学成分序号材料化学成分%CSiMnPSNiCrMo13040.081.002.000.0350.038.0010.518.0020.002304L0.031.002.000.0350.039.0013.018.0020.0033160.081.002.000.0350.0310.014.016.0018.002.003.004316L0.031.002.000.0350.0310.014.016.0018.002.003.0053170.081.002.000.0350.0311.015.018.0020.003.004.006317L0.031.002.000.0350.0311.015.018.0020.003.004.008.2 不锈钢管的力学性能表三 不锈钢管的力学性能序号材料屈伸强度抗拉强度伸长率%1304205520352304L180480353316205520354316L180480355317205520356317L177480358.3 价格优势：鉴于上述原因，我认为由于铜管的缺点较多，加上现在市场上铜材料涨价因素，有必要将铜管改为不锈钢管，因为满足同样换热要求的一台设备，不锈钢强化管的用量只有铜管用量的60，因此总价一般不会超过铜管，（经过调查，现普通黄铜管价钱大约6500元/吨；不锈钢螺纹管约为3500元/吨，见表四）。而且不锈钢强化管的使用寿命是铜管的3倍，因此年平均成本只相当于铜管的15。零投资改造就是不掏一分钱，用原来旧铜管换回一台凝汽器所需要的新不锈钢扰流管。因为铜管用量比不锈钢管多约40%,加上废铜价格近来上涨很大，如果能把握好市场时机，巧妙地打价格差，零投资改造是完全可能的。表四 8月15日北京市场螺旋管价格行情品名规格材质钢厂/产地价格（元/吨）螺旋管219630*68Q235天津/沧州3350螺旋管377630*910Q235天津/沧州3350螺旋管720920*78Q235天津/沧州3450螺旋管10201420*9-10Q235天津/沧州35508.4 结构优势：凝汽器的传热阻力主要由四部分构成：对流放热热阻污垢热阻管壁导热热阻凝结放热热阻，而管壁导热热阻仅占5左右，起决定性作用的是污垢热阻和对流放热热阻和凝结热阻（见图六）。多向扰流强化换热管（即双螺纹管）采用了类似平板换热器的三维强化换热结构，既具有螺旋槽管的漩流强化作用，又具有横纹管的涡流强化换热效果，而且其换热强化结构参数正好撷取两种情况的最优值而又避免了各自的缺点，使得管内对流换热系数大幅度提高；管外壁的菱形花纹能有效地阻止凝结水膜的形成，变低效的膜状凝结为高效的珠状凝结，因此凝结放热系数得以提升；此外，不锈钢的清洁系数是铜管的1.29倍，污垢热阻大大减小。不锈钢多向扰流管使凝汽器中占主导作用的三大热阻（污垢热阻、凝结热阻、对流热阻）显著降低，与铜管相比，总体传热热阻得到大幅下降，电厂凝汽器现场检测数据计算表明传热系数比铜管高13倍。 图六 铜管与不锈钢管热阻图8.5 防垢和阻垢优势：冷凝器上的沉积物分为软垢（或称污垢）和硬垢（或称水垢），其中危害最大且最难对付的就是硬垢。硬垢的主要成分是水中溶解的重碳酸盐遇热分解生成的微溶性碳酸钙和磷酸钙。碳酸钙和磷酸钙的溶解度与一般的盐类不同，它们的溶解度随温度的升高而降低，日常烧水的壶结垢就是这个道理。水温每升高1，碳酸钙的溶解度下降约10mg/L，而循环水中最容易沉积在冷凝管表面的水垢主要是碳酸钙。一般在管壁附近由于存在着一层相对静止的附面层，附面层由于紧贴管壁，因此温度较高，壁温的变化可导致附面层中原先不饱和的碳酸钙变为饱和或超饱和，水中达到饱和、超饱和后的碳酸钙遇到温度较高的管壁，沿管壁析出并沉积而形成硬垢。 通过降低汽轮机排汽温度是控制硬垢产生的一种有效手段。要降低汽轮机排汽温度，关键是提高凝汽器的传热能力；如果凝汽器传热能力不足，会导致排汽温度上升、排汽温度上升导致硬垢析出、硬垢析出进一步导致传热能力降低，从而形成恶性循环。 采用专利产品不锈钢多向扰流强化换热管取代原来的铜管，通过降低凝汽器中的三大热阻，能有效提高凝汽器的传热能力，从而降低汽轮机排汽温度，从硬垢析出的源头防止硬垢的形成。另外，由于硬垢的形成与冷却水与管壁之间的附面层的厚薄有关，不锈钢多向扰流强化换热管的扰流线能在管内产生漩流和涡流，从而有效地消除或减薄附面层，因而进一步降低硬垢形成的几率。 从除垢机理来说，扰流管的扰流线能形成对硬垢的轴向和周向分割，使之呈离散的鳞片状，由于硬垢与不锈钢之间膨胀系数的巨大差异，与普通光管内均匀膜片状硬垢相比，扰流管内的硬垢更容易松脱，为除垢创造了良好的条件。 此外，如同冷凝管入口处由于扰动强烈不易结垢的道理一样，在漩流和涡流的作用下，水流会在扰流管的菱形花纹的菱角处形成对污垢的冲蚀作用，产生自洁功能。这样就比内表面光滑的铜管在防垢上具有优势。 自洁作用是指借助凝汽器循环冷却水的冲蚀机理对污垢产生清除作用，水流流速越高冲蚀作用越强；不锈钢多向扰流强化换热管通过管壁的左右螺旋交叉形成的菱形花纹对污垢形成鳞片状分割，从交叉点产生冲蚀，使得污垢在水流作用下自动清除,如同冷凝管入口处由于扰动强烈不易结垢的道理一样。采用铜合金管、不锈钢光管、不锈钢单向螺纹管的凝汽器往往每三个月清洗一次才能保证一定的传热效率，而采用不锈钢多向扰流强化换热管的凝汽器据说在某个热电厂创造了投运至今22个月的免清洗记录。8.6 不锈钢管的延展性好，经过良好热处理的不锈钢管的延伸率大于45，胀管性能非常好，由于不锈钢的弹性模量比黄铜大很多，因此胀管后的贴胀力比铜管高很多倍，密封性比黄铜管好得多。 由于不锈钢的弹性模量与铜相差很远，因此按一般胀管仪上的标识去操作会存在很大误差，多半会产生过胀，从而给应力腐蚀留下后患。为了避免应力腐蚀，在胀管时应掌握好胀紧度，使之既不过胀也不欠胀。胀紧度用下式表示：=(ds1)/d0100%，的取值范围为由管材决定。 d=d1-d1s1=d0-d2式中：d胀接引起不锈钢管内径的增加值；s1管孔直径与胀接前不锈钢管外径差；d1不锈钢管内径，mm；d1胀接后不锈钢管内径，mm；d2不锈钢管外径，mm；d0管孔直径，mm。月的免8.7 根据大多数人的常识，强化管的凸筋容易引起结垢。事实上，强化管和光管的结垢对比试验发现强化管结垢情况居然比光管轻得多，对于这种现象可以从以下几个方面加以解释：a、由于多向扰流强化换热管高效换热特性能有效地降低汽轮机的排汽温度，因此冷凝管壁温也相应降低，我们知道，冷凝管结垢最可怕的是碳酸钙垢，而碳酸钙的溶解度是随温度的降低而升高的，因此冷凝管壁温度的降低能有效地防止碳酸钙垢的沉积；b、凸筋引起的紊流破坏了静止的附面层，因而污垢难于附着；c、即使有污垢附着，凸筋使污垢呈离散的鳞片状，由于污垢与不锈钢的胀差巨大而引起剥离，在水流的冲击下自行脱落。检修过凝汽器的人都知道，积垢最多的是凝汽器的盖板、管板等水速近乎静止的地方；而最不易积垢的地方就是管子的入口处，由于入口效应使得这里的水流湍急，不存在静止的附面层，因此污垢难于附着。多向扰流强化换热管交叉的凸筋能在管子的中部形成类似的入口效应，彻底破坏管壁静止的附面层，因此结垢情况比光管还轻。8.8 不锈钢多向扰流强化换热管（双螺纹管）采用的左旋和右旋结合的网状螺旋结构，与传统的单螺旋管有本质区别（见表五）。管子的疲劳断裂往往是由于振动而产生。不锈钢多向扰流强化换热管的网状的螺旋结构，避免了单向螺旋槽的弹簧效应而产生的刚度削弱，交叉的网状螺旋槽相当于工字钢的强化筋，同时增加了管子的径向刚度和轴向刚度，因而抗振能力得以提升；此外，多向扰流管螺旋槽的深度只有单向螺旋槽管的1/3。综合而言，多向扰流管抗疲劳断裂的能力比光管还高。表五 不锈钢多向扰流强化换热管与单螺纹管的比较序号比较项目双螺纹管单螺纹管1换热效率高一般2应力腐蚀无有3抗振能力强弱4流动阻力小大5螺纹角与螺纹节距优化能否6污垢清洗容易较难7自洁功能有无8.9 双螺纹管换热效率高，它兼有低速漩流和高速涡流双重强化作用，单螺纹管仅有低速漩流强化作用，而凝汽器冷却水雷诺数已达数万，不存在低速漩流，所以单螺纹管在凝汽器中的强化换热作用非常微弱。8.10 双螺纹管槽深浅、应力小，不会造成应力腐蚀，而单螺纹管为了达到强化换热目的不得不采用更深的螺纹和更密的螺纹节距，从而造成冷加工应力，为应力腐蚀留下后患，国内多家电厂出现过由于应力腐蚀产生的波螺管断裂事故。8.11 双螺纹管刚度高，抗振性能好；双螺纹管由于左右螺旋交叉成网状，对管子的轴向和径向刚度都起到了加强作用，不像单螺旋管由于弹簧效应削弱了管子的轴向刚度，而轴向刚度对管子的抗振能力影响非常大。8.12 双螺纹管流动阻力小，而单螺纹管由于螺纹深而密，流动阻力大。8.13 双螺纹管最佳螺旋节距和螺旋角度容易匹配，而单螺纹管只能二者选择其一进行优化。8.14 双螺纹管除垢容易，而单螺纹管由于螺纹深而密，除垢困难。8.15 双螺纹管的左右螺纹能将污垢分割成离散的鳞片状，水流在菱形尖角处行成对污垢的冲蚀点，产生对污垢自动清除能力，即自洁作用；单螺纹管没有自洁能力。8.16 多向扰流强化换热管(双螺纹管)：特点为大升角浅螺纹、左旋和右旋交叉产生漩流和涡流双作用强化换热。（单螺纹管与双螺纹管外形见图七、图八）多向扰流强化换热管(双 图七图双螺纹管点为大升角流和涡流双作图图八图单螺纹管 现在市场上还出现了微电脑控制的多头螺旋槽管和六头多向扰流强化换热管轧管机，生产出三头和三头以上螺旋槽管和多向扰流强化换热管。与单头螺旋槽管相比，六头多向扰流强化换热管具有更高的传热性能、更低的流动阻力和更好的抗振能力以及除垢功能。8.17 不锈钢不锈钢多向扰流强化管与铜管的腐蚀与结垢情况对比（见图十一）图十一 不锈钢多向扰流强化管与铜管的 腐蚀与结垢情况对比(上图为内壁对比，下图为管口对比) 8.18 多向扰流强化换热管的“一高、一低、三抗”机理：8.18.1 高效换热：如前面提到的，多向扰流强化换热管（双螺纹管）采用了类似平板换热器的三维强化换热结构，既具有螺旋槽管的漩流强化作用，又具有横纹管的涡流强化换热效果，而且其换热强化结构参数正好撷趣两种情况的最优值而又避免了各自的缺点，使得管内对流换热系数大幅度提高；管外壁的菱形花纹能有效地阻止凝结水膜的形成，变低效的膜状凝结为高效的珠状凝结，因此凝结放热系数得以提升；此外，不锈钢的清洁系数是铜管的1.29倍，污垢热阻大大减小。不锈钢多向扰流管使凝汽器中占主导作用的三大热阻（污垢热阻、凝结热阻、对流热阻）显著降低，与铜管相比，总体传热热阻得到大幅下降，电厂凝汽器现场检测数据计算表明传热系数比铜管高13倍。8.18.2 成本低：满足同样换热要求的一台设备，不锈钢强化管的用量只有铜管用量的60，因此总价一般比铜管低，而且不锈钢强化管的使用寿命是铜管的3倍，加上运行维护费用低，年平均成本只相当于铜管的15左右。8.18.3 抗结垢：污垢的沉着与管壁附面层有关，三维扰流结构彻底破坏了附面层，因而污垢不易附着；此外网状扰流结构使附着的污垢呈离散的鳞片状分布，在热胀差和水流的冲击下很容易脱落，具有自洁作用。8.18.4 抗腐蚀：换热管的腐蚀主要是因为积垢而产生的垢下腐蚀，抗垢特性使得垢下腐蚀减轻或不复存在，加之不锈钢材料具有良好的抗腐蚀性能和耐冲蚀能力，因而抗蚀能力大大提升。8.18.5 抗振：网状三维结构相当于工字钢的筋，加强了管子轴向和径向刚度，使得同样壁厚的管子具有更高的刚度，抗振性能得以提高。9 不锈钢强化换热管强化换热结构优化的定量与定性分析 不锈钢管换热强化主要是通过在管壁辊轧螺纹槽来实现，而螺纹槽的深浅、疏密、角度对换热效果都有影响，下面就这些参数对换热的影响进行定性和定量分析。9.1 定量分析：图十二是通过计算机有限元换热分析绘制单螺纹管的换热效果图图十二 单螺纹管的换热效果图图中曲线是在某一特定流速下的计算结果，曲线呈现出明显的双峰形态，结果显示当螺旋角小于某一特定值时，换热效率不仅没有提高，反而会出现下降。这个现象可以通过下面的定性分析进一步说明。9.2 定性分析：通过两种极端情况，即当螺旋角趋向于0和等于90度时，我们可以很清楚地看出这种影响。当螺旋角趋向于0时，密集的波纹相当于增加了管壁厚，减小了管径，故换热效率比光管还要低；当螺旋角等于90度时，几乎变成了光管，因而换热系数也趋向于光管的换热系数。当螺旋角从90度向180度变化时，只是螺纹反向而已，因此形态与前段090度的曲线对称。对于特定的流速，都有一个最佳螺旋角。通过理论计算和实验结果可以看出，流速越高，最佳螺旋角也越大，在曲线图上表现为双峰相互靠拢；反之，速度越小，最佳螺旋角也越小，在曲线图上表现为双峰相互拉开。因此对于特定的工况，如果螺旋角和槽深选用不当，不仅不能增加换热效果，反而使换热效果下降。9.3 不同流速下各种不锈