摘要：根据兖矿国宏化工有限责任公司713汽动泵凝汽器出现泄露的实际情况，浅谈凝汽器的泄露现象产生的腐蚀机理以及设备腐蚀原因，并提出相应的处理及预防措施。
关键词：凝汽器铜管，腐蚀，泄露
1 引言
我公司713界区2#锅炉给水泵，运行方式采用汽轮机拖动，汽轮机动力来源为我公司合成工序副产蒸汽。由于化工生产苛刻的工艺要求、复杂的工艺流程，难免造成这部分副产蒸汽中混入化学成分。这部分不纯净蒸汽进入汽轮机做功后排入汽轮机凝汽器必然造成凝汽器铜管腐蚀，凝汽器的腐蚀影响到锅炉给水的品质，威胁到锅炉系统以及全公司的安全经济运行，如何分析原因并采取措施减少凝汽器铜管腐蚀显得尤为重要。
2 腐蚀情况
2010年检修凝汽器时，对凝汽器铜管进行检查，检修人员发现铜管外壁呈均匀减薄，铜管有环带性切痕且具有明显氨腐蚀特征，另外还有明显的点腐蚀特征腐蚀严重的铜管在一米五的长度内，腐蚀点有多个，其中发现铜管穿孔3个，直径1~3mm不等。
3 腐蚀机理
金属腐蚀的种类繁多，形态多样，产生腐蚀所处的环境也比较复杂，凝汽器铜管腐蚀主要有溃疡腐蚀、冲击腐蚀、脱锌腐蚀、热点腐蚀、应力腐蚀、腐蚀疲劳、蒸汽侧的氨腐蚀、冷却水被污染产生的腐蚀等。
3. 1积物下腐蚀：沉积物下腐蚀是凝汽器铜管腐蚀的主要形式。循环冷却水中沉积、微生物粘泥的附着、水垢的生成都能在铜管内壁形成沉积物。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。
循环水水质的处理、杀菌除垢处理、清洗的方法以及凝汽器的停用等都是造成泥沙等沉积物沉积的原因，其中以铜管的清洗的影响最大。如高压水冲洗系统不能正常工作，就会导致管壁内沉积物沉积，沉积物下腐蚀比较严重。
3.2氨蚀：数据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,而在凝汽器的空冷区，由于隔板及凝汽器的过冷作用，导致隔板处氨含量急剧升高，隔板处的氨含量达到凝结水氨含量的数百倍甚至有些达到数千倍。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。在如此高浓度的氨环境下,就容易产生氨蚀。研究表明,当氨含量小于100ｍｇ/Ｌ时,可以被铜表面覆盖的氧化物或氢氧化物所保护,延缓腐蚀的速度,而当氨浓度增大到能与铜离子形成可溶性铜氨络离子时(对ＨＳｎ70 1Ａ铜管,氨浓度约300ｍｇ/Ｌ以上),铜管的腐蚀速度剧增。氨腐蚀常表现为铜管外壁的均匀减薄,并在隔板处造成铜管环带状的氨蚀而产生切痕,甚至导致凝汽器铜管的断裂。
3.3应力腐蚀：铜管本身对应力腐蚀破裂较为敏感,当同时具备有足够大的拉应力并伴有氨腐时,就会导致应力腐蚀破裂。曾经出现过凝汽器铜管断裂，部分铜管中存在较大的拉应力,加之氨含量较高,长时间运行,应力腐蚀不断加剧,最终导致铜管断裂。对使用过的凝汽器铜管进行检测时发现部分铜管汽侧有裂纹,其中大多数集中于空抽区,裂纹主要为横向,也有少量纵向裂纹,有的裂纹相当微小,在查漏中很难被发现,就会造成汽水品质长期超标。
4 腐蚀原因分析
4.1检修凝汽器时发现，铜管外壁呈均匀减薄，铜管有环带性切痕，与凝汽器铜管的氨腐蚀特征相符合。
4.2汽轮机进入凝汽器的乏汽中混有腐蚀性气体也是造成凝汽器铜管泄露的诱因之一。
4.3 切割开铜管，发现内壁上有明显的泥沙沉淀和附着物，经检测发现铜被氧化生成Ｃｕ2+及Ｃｕ+离子，并有氧化亚铜生成，说明腐蚀具有沉积物下腐蚀特征。
4.4 安装过程中产生的应力也是产生腐蚀的另一原因，当同时存在足够大的拉应力和含氨的腐蚀介质时，就会产生腐蚀破裂，最终导致铜管断裂。
5 结论及建议
5.1 严格控制好汽轮机所用蒸汽的水质。
5.2 在铜管制造时加入锑和稀土金属，使铜管的腐蚀速度减慢，加入锡提高铜管的抗腐蚀性。
5.3 在系统长期运行过程中，由于循环水的压力不高，很容易沉积污泥，这就需要对凝汽器铜管进行定期的清洗。
5.4在凝汽器的安装调试过程中，应尽量避免产生应力，这样就不会在使用凝汽器过程中加剧腐蚀速度。
5.5在检修更换凝汽器铜管时，应按照《火力发电厂凝汽器管选材导则》规定进行选材。
参考文献
[1]《汽轮机运行》邵和春主编 中国电力出版社
[2] 《热力发电水处理》 下册 武汉水利学院主编，中国电力出版社出版
[3] D/T712-2000《火力发电厂凝汽器管选材导则》
（李志峰 韩 耀 兖矿集团化工有限责任公司）