在役凝汽器铜管的评价和处理
凝汽器铜管冲击腐蚀穿孔的分析与镀膜防护处理
异体膜对离子和电子有较大的阻力 ， 从 而使铜管受 到保护以达到防腐 目的。
４ 凝汽器铜管硫酸亚铁镀膜 防腐理论
４ ． １ 铜 的 自然保 护 膜
２ ４ ｈ向冷 却水 中加 质 量浓 度 为 １ ． ０ ０ ｍ ｇ ／ Ｌ的 Ｆ ｅ Ｓ Ｏ １ ｈ ， 此 为保 养 阶段 。６个 月 后改 为每 ２ ４ ｈ在 循 环水
Ｂ Ｆ ｅ ３ ０—１— １ 管１ ５ ８ ０根 。 ５ ． ２ 凝汽 器镀 膜技 术 要求
在铜 管 的 自然 保 护 膜 Ｃ ｕ Ｏ 上 会 因发 生 化 学
反应 而形 成 一层 异体 膜 ， 这 是 一层 由 Ｙ —Ｆ ｅ Ｏ Ｏ Ｈ 构
成 的保 护膜 ： ＋ ｏ ２ ＋ Ｓ Ｈ Ｃ Ｏ ３ — ４ Ｆ ｅ Ｏ Ｏ Ｈ＋ ８ Ｃ Ｏ ２ ＋ ２ ｉ ￣ｏ 。 （ １ ）
被 吸收 的 Ｆ ｅ 可 由溶 解 氧 氧 化 并 水 解 生 成 新
凝汽器镀膜技术要求 ： Ｆ ｅ 质量浓度 ， ５ ０—１ ０ ０ ｍ ｇ ／ Ｌ ； ｐ Ｈ值 ， ５ ． ０～６ ． ５ ； 温度， １ ５～３ ５ ｏ Ｃ； 循 环 流
速， ＞０ Ｉ ． １ ｍ／ ｓ ； 镀膜 时 间 ， ９ ６ ｈ 。 ５ ． ３ 系统 循 环流 程
生成的 Ｆ ｅ Ｏ Ｏ Ｈ膜 又 可 吸收 水 中 的 Ｆ ｅ 并放 出 等量的 Ｈ ：
Ｆ ｅ Ｏ Ｏ Ｈ＋ Ｆ ｅ 的 Ｙ —Ｆ ｅ Ｏ Ｏ Ｈ： Ｆ ｅ Ｏ （ Ｏ Ｆ ｅ ） ＋ １ ／ ／ ＋ ３ ／ ２ Ｉ ￣Ｏ ２ Ｆ ｅ Ｏ Ｏ Ｈ＋ Ｈ 。（ ３ ） Ｆ ｅ Ｏ（ Ｏ Ｆ ｅ ） ＋Ｈ 。 （ ２ ）
凝汽器铜管检测及断裂原因分析_龙毅
晶粒 A 晶粒 B 晶粒 C
Cu 99. 97 95. 31 96. 87
Zn / 4. 69 3. 13
Si 0. 03
/ /
28 无损探伤 (双月刊 ) 2001年第 5期
表 4 断口近内壁晶粒能谱分析结果 ( w t% )
晶粒 A 晶粒 B
Sn 0. 8～
1.示未做该元素分析。
表 2 铜管机械性能
As 0. 03～
0. 06
0. 031 0. 022
Zn
Fe
Pb
Bi
Sb
p 杂质综合
余量 ≤ 0. 10 ≤ 0. 05 ≤ 0. 002 ≤ 0. 005 ≤ 0. 01 ≤ 0. 03
料等优点 ,但是也有局限性 ,尤其是对浅表性缺陷不 敏感。所以 ,如果将声脉冲和涡流检测方法联合起来
检测冷凝器铜管 ,相信是一种优势互补的更有前途 的检测手段。
3 断裂原因分析
涡流检测后将某电厂# 1机冷凝器左上水室第 19排第 11根铜管抽出进行试验分析。 3. 1 宏观检查
对该铜管进行宏观检查 ,发现均裂开约 1 /2圈 , 断裂位置均在管板处 ; 开裂沿横截面展开 ;断口粗糙 不平 ,呈脆性断口特征 ; 内壁附有灰绿色垢物 ,且断 口近旁更为明显 ;裂纹由外壁向内壁扩展 ,裂纹有分 枝 ,具有应力腐蚀裂纹形貌特征 ,见图 1、图 2。
Cu 73. 0 74. 10
Zn 25. 92 25. 23
Si 1. 05 0. 67
表 5 内壁刮垢腐蚀产物能谱分析结果 ( w t% )
第一点 第二点
Na Al Si S K Ca Fe Cu Zn 3. 59 5. 96 0. 17 0. 40 1. 61 4. 63 51. 49 32. 16
凝汽器管腐蚀及处理实例
NOR TH CH I NA EL ECTR I C POW ER 华北电力技术 N o110 1998凝汽器管腐蚀及处理实例华北电力科学研究院(北京100045) 窦照英文 摘 黄铜凝汽器管在有自然氧化膜时呈现良好的耐蚀性,表面膜遭受破坏则易于腐蚀,如果是局部腐蚀,很容易引起失效。
文章通过两个很有代表性的例证,阐明黄铜凝汽器管的腐蚀特点及保护对策。
关键词 黄铜管 腐蚀 防护 黄铜凝汽器管依靠其自然氧化膜在大气中和水中保持足够的稳定性,也可通过建立沉积膜或转化膜使其在侵蚀性较强的水中保持足够的耐蚀性。
未建立表面膜的黄铜管,或经酸洗等外来原因使表面膜溶脱的黄铜管将遭受腐蚀。
最轻微的是腐蚀速度很低的均匀脱锌腐蚀,通常不影响使用寿命,而且有可能重建表面膜;更常遇到的是局部腐蚀,往往是表面膜局部被破坏造成的,可以表现为点蚀,也可表现为栓状脱锌,往往发生在沉积物覆盖着的闭塞区域,这种腐蚀难以自行抑制停止,甚至有自动催化的特征。
局部腐蚀可使黄铜管在1～3年内失效。
特别严重的均匀腐蚀与局部腐蚀相伴发生,例如水中总溶解固形物和(或)氯离子含量超出允许范围几倍甚至几十倍,循环水呈酸性反应,均可使铜管在几个月甚至几十天内失效。
加砷的锡黄铜管是为防止黄铜在淡水中短期腐蚀失效而发展起来的,被称作“海军黄铜”。
它在总溶解固形物含量不大于800m g L、氯离子含量不大于100m g L(例如下花园电厂的循环水质)的水中长期考验,无显著腐蚀。
自80年代初以来,循环水浓缩倍率由不小于115倍提高到2～215倍,有的甚至达315～4倍,7021A锡黄铜管的腐蚀问题突出。
运行管理不当,使铜管使用寿命缩短。
本文将以两个典型事例揭示其腐蚀实质,提示防腐蚀对策。
1 某厂4台200MW机组凝汽器铜管腐蚀失效实例111 概况某厂地处缺水的雁北地区,在机组陆续投产中发现原定可提供的10万t d补充水仅能满足7成,在旱季甚至只有6万t d。
尽管该厂采用了最为节水的弱酸树脂脱碱软化法处理补充水,但是仍难使循环水的浓缩倍率保持在10倍以下,即使循环水浓缩倍率放宽到短期为5倍,仍常因此限制负荷。
凝汽器铜管清洗方案
汽机凝汽器酸洗方案一、酸洗方案本次凝汽器结垢比较严重，而且结垢多为碳酸盐垢，采用盐酸酸洗方案进行，酸洗的起始浓度在5~8%选取，同时加0.3~0.5%的乌洛托品作为缓蚀剂来减轻腐蚀，在酸洗过程中如因一次配酸的酸度不够，可在酸洗的过程中补加新鲜的酸。
根据生产要求和设备的结垢特点，这次酸洗采取下进上排的方式，即酸洗液从凝汽器的下部观察孔进入（或在冷却水进水管上开孔加法兰），通过铜关后，由凝汽器上部观察孔排出（或在冷却水排水管上开口加法兰），酸洗过程中产生的气体则通过冷却水出口上部的排气孔排出。
酸水酸洗箱排水管由于酸洗系统泵的流量为200方/小时，对整个凝汽器进行酸洗流速不够，所以本次把凝汽器的两个冷却系统分开分离进行清洗，为了保证清洗彻底，防止一些铜管堵死影响酸洗，所以在酸洗前打开凝汽器检查，消除堵死现象。
二、酸洗步骤1、先检查安装好的系统是否正确，然后根据要求配制一箱酸洗液。
2、开启泵入口门和凝汽器酸洗出口门。
3、启动泵，稳定后，开启泵出口门，同时开启补水门和加酸与缓蚀剂，并分析、控制液位到正常位置。
4、根据分析情况进行加酸调整酸洗液浓度。
5、当洗净后开大排水口和补水门直至冲洗水接近中性为止，在排水的过程中应加强中和，防止酸性物质腐蚀下水道。
6、一系统酸洗完后，系统连接另一系统，步骤同上1~5。
7、酸洗完后的凝汽器要进行检查清理杂质，并进行检漏试验。
三、化学监督从进酸开始，每5分钟分析一次进出口酸的浓度，当进出口浓度基本一致时，应连续测两次，确定它们的浓度不变时，可判断已洗净，即可结束酸洗，酸洗所需的时间约为2小时。
四、安全措施为保护操作人员的安全，防止发生人身与设备事故，必须采取以下措施：1、清洗现场必须准备好充分的照明设施。
2、有关设备、阀门上应挂标示牌。
3、操作人员应了解安全规定和所用药品的性能。
4、准备好一些必要的安全用品如：口罩、面罩、工作服、小苏打水、硼酸、肥皂、毛巾等。
5、酸洗过程中有可能产生氢气，系统处严禁烟火。
凝汽器铜管泄漏分析及处理
凝汽器铜管泄漏分析及处理【摘要】凝汽设备是凝汽式汽轮机的重要辅机，早期的凝汽器都是使用铜管为换热元件，而铜管抗腐蚀差，容易腐蚀泄漏，直接影响整个汽轮机的热经济性和安全性，最后全面更换为不锈铜管。
【关键词】凝汽器；铜管；腐蚀；不锈铜管随着我国对节能环保的重视，对电厂节能环境要求越来越严格，工业废水必须实现零排放，而凝汽器是通过大量循环水冷却高温蒸汽，是用水大户，所以加强对凝汽设备维护和运行监控，对机组的效率、节能降耗至关重要，云浮电厂营运六台机组都是闭环循环水冷却汽轮机排汽。
1.凝汽器1.1凝汽器工作原理汽轮机的排汽进入凝汽器，并凝结成水。
当比容很大的排汽在凝汽器中冷却成水时，其体积会急剧缩小（如在0.004MPa下蒸汽被凝结成水时，体积约缩小3500多倍），原来充满排汽的凝汽器便形成了高度真空。
排汽凝结时放出的热量，由凝汽器的循环水带走，加热的循环水被送到冷却塔冷却循环再用。
1.2凝汽器设备状况我厂凝汽器原安装为黄铜管，但由于铜管金属性能不稳，容易产生化学及生物腐蚀、机械或热力损伤，经常出现泄漏，影响机组正常，以我厂#2机组运行情况作说明。
我厂#2机组是1991年12月投产，由于凝汽器铜管结垢腐蚀严重，经常出现泄漏，影响炉水品质，投产不到6年后的1996年10月第一次更换铜管，材质为HSn70-1A，新铜管投运前进行了硫酸亚铁镀膜，1999年再对水室及铜管头进行防腐防冲刷处理。
虽然对凝汽器铜管作了镀膜处理，但是铜管的抗腐蚀性能并没得到根本解决，再次频繁泄漏。
2006年6月#2机凝汽器第二次换管，全部更换为TP304不锈钢管。
2.#2机凝汽器换铜管泄漏情况2003年12月换管第一次监督发现铜管有泄漏现象，并利用调峰机会进行了堵漏处理。
此后经常发生泄漏现象，具体统计如下：3.#2机凝汽器铜管泄漏原因分析3.1冲刷腐蚀和铜管均匀减薄2004年3月抽取2根腐蚀严重的铜管，剖开后发现均存在1条或2条沟槽，剩余壁厚在0.3～0.5mm，这是材质性能不良被冲刷性腐蚀的结果，其腐蚀形式不同于典型的点状腐蚀。
凝汽器更换铜管应注意的几个问题
抽取铜管总数的1／1 000进行氨熏试验，以检验残余应力。对不合格批号的铜管，应全部作消除残余应力处理。
2.4 工艺性能试验
/ E$ F. V2 e( S4 n3 v; g" O抽取铜管总数的0.5／1 000～1／1 000进行下列工艺性能试验：
D＝D1－2t(1－α)
式中 D——胀接后铜管内径，mm；
D1——管板孔直径，mm；
t——铜管壁厚，mm；
α——扩胀系数，4%～6%。
% h( ?3 P5 Q7 s/ S6 t: C- |按照以上公式进行计算，直到符合要求，调节胀管器直到试胀铜管胀接率合格，记录胀管器电流数值，在正式胀接时再通过微调控制胀接率大小。对已胀接完的凝汽器铜管进行0.3～0.5 MPa的水压试验(维持5～10 min，压力表指示应无变化)。
目前，发电厂使用的凝汽器HSn70-1B铜管主要由沈阳、洛阳、上海、西北(甘肃省白银市)、长沙等几个厂家生产。下花园发电厂全部选用甘肃铜管厂生产的西北铜。各厂家生产质量、检验手段差别不大，但泄漏程度不一样，关键在于质量检验管理。为方便管理，建议同一机组铜管品种不宜过多、材质不宜过杂。
2 严格完成安装前质量检验
+ d9 t/ o3 ~7 w* U# L- N) }: H铜管应具备出厂合格证和物理性能检验及热处理检验证明，应抽查5%的铜管进行水压试验及涡流探伤检验，抽查方法按批量或存放环境确定。我厂采用对铜管整箱对角线抽样法，代表性很强。水压试验压力为0.3～0.5 MPa，水压试验时用小木棒轻轻敲打管子外壁应无泄漏。如果抽查的铜管不合格数达到安装总数的1%，则每根铜管都要进行水压试验。此外，应对铜管抽样进行涡流探伤检验，必要时逐根检验。
凝汽器铜管内漏原因分析及处理
3、2、3 X射线对绿锈及垢样的化学分析：
①
② ③
绿锈中的主要成份是铜；
垢样中存在CuO、Cu（CO）（OH）； 垢样中含有黄色的CuO、CuCO；
3、2、4 EPMA对垢样的分析； 垢样中的主要成份是铜的氧化物和一部分氯离子，同时含存在一 部分铁离子（镀膜用硫酸亚铁中的铁离子）。
3、3、1 含氧量不同的分子形成的腐蚀 硫酸亚铁喷射到冷却水中，而后带进凝汽器内。硫酸亚铁喷射的结 果，就是在凝汽器铜管的内表面形成一层铁保护覆盖膜。然而，当象 碳酸钙这样的垢量达到一定程度时，含氧量不同的分子形成的腐蚀在 垢下出现，同时加速斑点腐蚀。 3、3、2 腐蚀介质的腐蚀
3、2、1 泄漏点部位管样的分析：
① 铜管外表面上未有氨蚀的现象； ② 黄色的垢物覆盖了铜管的内表面，同时许多绿黄色的铜腐蚀物斑点 遍布铜管内壁，管底的斑点比顶部的更多，这些斑点下面有一些较深 的坑蚀。 3、2、2 铜管泄漏点处微观分析： ① 泄漏点出现在坑蚀穿入管壁处，腐蚀坑内充满了垢及腐蚀产物； ② 在绿黄色铜锈斑点的下部也有腐蚀出现，在这些斑点的表面也有 少量的腐蚀产物。
3、3、3 循环水质方面：
调试初期，弱酸床还未调试正常，采用生水运行时间较长，水 质指标达不到设计要求，PH值在7—8范围内，浓缩倍率小于3
4、1 接受#1机凝汽器铜管镀膜不成功的教训，在#2机分步调试初期、 循环泵投入运行后，就着手调试、投运胶球系统，此后坚持每天投运胶 球清洗系统（每侧凝汽器）一个小时，并用特制带金刚砂的胶球进行清 洗干净铜管后，再进行硫酸亚铁镀膜，同时对循环水的水质也有了高度 的重视，严格控制循环水的循环倍率及其PH值。这次镀膜后，膜的表面 光洁、平滑、坚固、致密。 4、2 为了防止机组长期运行后凝汽器铜管的大面积损坏，特在#1、 #2机组小修期间将两机凝汽器铜管原有的镀膜全部除掉（用酸洗的方） 根据河津电厂循环冷却水水质及机组运行的实际情况，认为采用MBT镀 膜工艺效果较好。
汽轮机凝汽器铜管结垢的原因分析与处理【毕业论文,绝对精品】
汽轮机凝汽器铜管结垢的原因分析与处理摘要能源工业是国民经济发展的基础工业，经济的持续发展与能源稳定高效供给是密不可分的，电力工业作为国民经济的先行产业，在能源工业中起着举足轻重的作用，而凝汽器又是电厂中的重要设备之一，它的正常运行将节约大量能源。
本文针对火力发电机组凝汽器结垢的现状，通过分析总结结垢形态的形成机理及环境因素，提出了有效的防护方案，从理论和实验上研究了凝汽器铜管结垢的内在原因。
研究发现，该凝汽器铜管的结垢主要是碳酸钙结垢，结垢的根本原因在于系统所用循环水质问题。
选用除垢能力和抗结垢能力高的凝汽器冷却管胶球清洗系统可以提高系统的抗结垢能力，从而在一定程度上解决结垢腐蚀问题。
随着科学技术的不断发展,新的防垢除垢技术不断推出。
本文从凝汽器结构及其作用出发，分析了凝汽器结垢的机理及凝汽器结垢对机组热经济性和安全性的影响，对应得出几种凝汽器的清洗方法。
主要有，高压水射流清洗法、胶球清洗法、静电水处理法、高频电磁场水处理法、加酸法、二氧化碳法等。
关键词：凝汽器；结垢；防垢；机械清洗；化学清洗目录引言 (1)第一章凝汽器设备 (2)1.1凝汽设备的组成与作用 (2)1.1.1 凝汽设备的组成 (2)1.1.2 凝汽设备的作用 (3)1.2凝汽器的运行 (4)1.2.1 凝汽器的汽阻 (4)1.2.2 凝汽器的水阻 (4)1.2.3 凝结水过冷 (4)第二章凝汽器铜管结垢原因分析 (6)2.1凝汽器水侧污垢的类型 (6)2.2水垢 (6)2.2.1 水垢的组成及特性 (6)2.2.2 水垢的形成过程 (7)2.2.2.1 碳酸钙垢、碳酸镁垢的形成过程 (7)2.3粘泥垢 (8)2.3.1 粘泥附着机理 (9)2.3.2 淤泥堆积机理 (10)第三章凝汽器结垢危害 (11)3.1凝汽器冷却水管结垢的危害 (11)3.2凝汽器结垢对凝汽器性能的影响 (12)3.2.1 凝汽器结垢对端差的影响 (12)3.2.2 凝汽器结垢对汽轮机功率的影响 (14)第四章凝汽器除垢 (15)4.1机械清洗 (15)4.1.1 高压水射流清洗 (15)4.1.1.1 高压水射流清洗技术简介及其发展趋势 (15)4.1.1.2 高压水射流冲击下垢体的破坏 (16)4.1.2 胶球连续清洗技术 (17)4.1.2.1 胶球清洗技术简介及其发展趋势 (17)4.1.2.2 胶球清洗技术的原理 (17)4.1.2.3 胶球清洗系统的主要问题 (18)4.1.2.4 胶球清洗系统的运行 (19)4.1.3 静电水处理法 (20)4.1.3.1 静电水处理法的简介 (20)4.1.3.2 静电水处理器的结构 (21)4.1.3.3 静电水处理法的机理 (22)4.1.4 高频电磁场水处理技术 (23)4.1.4.1 处理设备及物理原理 (23)4.1.4.2 高频电磁场防垢原理 (24)4.1.4.3 高频电磁场除垢原理 (25)4.2化学清洗 (25)4.2.1 加酸法 (26)4.2.2 二氧化碳法 (26)第五章凝汽器阻垢 (28)5.1换水处理 (28)5.2净水滤网处理 (28)5.3阻垢剂处理 (28)5.4软化处理 (29)5.4.1 离子交换软化法 (29)5.4.2 石灰软化法 (30)5.5超声波防垢器的防垢 (31)5.5.1 空化效应 (31)5.5.2 活化效应 (32)5.5.3 剪切效应 (32)5.5.4 抑制效应 (32)5.6加酸处理 (32)结论 (34)参考文献 (35)谢辞 (37)毕业论文引言凝汽器是汽轮发电机组的重要设备之一。
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。
凝汽器铜管脏污导致真空下降而采取的改进措施
浅谈凝汽器铜管脏污导致真空下降而采取的改进措施摘要山东丰源公司通达热电厂根据各台机组运行情况,对机组凝汽器进行改造,提高机组的真空,降低热耗率,并根据改造后的问题提出了解决方法。
关键词凝汽器真空;胶球清洗装置;凝汽器冷却水管中图分类号tm6 文献标识码a 文章编号1674-6708(2010)25-0138-01在响应国家节能减排的大环境下,根据真空和排气温度来调整负荷提高热电厂的经济运行是非常必要的。
其实提高汽轮机组经济性的途径有很多,其中之一就是提高凝汽器的真空度。
影响汽轮机真空变化的原因是多方面的,其中凝汽器铜管脏污就是造成真空下降的主要原因之一,由于夏季水温不断升高和凝汽器铜管脏污凝汽器工作条件恶化,最终影响机组负荷降低机组效率。
以我厂1#机至3#机c12-4.90/0.981-2和4#、5#机 c25-8.83/0.981的汽轮发电机组的实际运行情况,分析夏季真空变化给安全高效运行带来的的影响,并提出在凝汽器进出水管道上安装胶球清洗装置以及改进措施。
1 运行中存在的问题凝汽器铜管脏污对真空及排气温度均有很大的影响。
特别是夏季,冷却水质不良室外环境温度高,循环水温度持续上升,致使同负荷下真空缓慢下降,而夏季用电量很大,凝汽器铜管脏污后,由于负荷限制又无法定期用人工清洗铜管的方法对凝汽器进行半面清洗,因为半面清洗凝汽器不仅影响发电量,还会影响机组的安全运行,再加上人工清洗铜管费时费力,操作起来很不方便,所以人工清洗的弊端是显而易见的。
2 铜管脏污对凝汽器真空的影响保持凝汽器在合理的真空下运行,是提高汽轮机设备运行的热经济性,降低发电成本的主要措施之一。
当汽轮机的负荷保持不变时,凝汽器内的真空每下降1%,将使汽轮机的汽耗量平均增加1%~2%,若凝汽器内的真空下降过多,还要根据凝汽器内的真空减少机组负荷。
凝汽器内的真空的降低甚至还将引起汽轮机组发生设备事故。
枣庄丰源公司通达热电厂4#机和5#机组采用的是n-2000-1型分列二道管式表面回热式,工作冷却水温20℃,工作水量5 600t,冷却面积2 000m2,汽轮机正常排气量67.58kg/h。
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度 ， 加 水 稳 剂 前 后 吸 光 度 的 变 化 看 水 稳 剂 对 被 测 离 子 从
的络 合 影响 。 电 化 学 测 试 在 三 电极 体 系 中 进 行 。 截 下 一 段 试 样
Байду номын сангаас
清 洁 １ 作 ， 以 铜 管 运 行 情 况 较 好 。 １９ 二 所 ９ ９年 ７月 起 该 厂
品 作 为 工 作 电极 ， 保 留 内 壁 表 面 膜 和 用 金 相 砂 纸 除 将 去 内 壁 表 面 膜 的 试 样 制 成 的 电极 分 别 叫 做 含 膜 电极 和 去 膜 电 极 。 ２１ 型 双 液 接 饱 和 甘 汞 电 极 和 铂 电 极 分 别 ７
１实验
用 模 拟 水 、 循 环 水 和 浓 缩 水 等 ３种 测 试 介 质 。 模 拟 水成 分 为（ ｍｇ／Ｉ） Ｃ１ ２ ０， Ｓ ， ５ ０， Ｃａ 一 １ ： ５ Ｏ ２ ： ０，
试 验 结 果 表 明 ， 行 状 态 运
下， 水稳 剂 阻垢 效 果较好 ，但缓蚀 作 用不够 ；ＦＳ ｅＯ处理 效 果不佳 ；少量 添加 缓 蚀剂 可 大大增 加对 铜 管的保护 作 用 关键 词 ： 电化 学测 量 ；凝 汽 器铜 管 ；水 稳 剂 ；ＦＳ ｅＯ处理
Ａ ｂｓ ｒ ｔ ａｃｔ Ｔｈｅ ｓ ａ ｅ ｉ ｈ ｂｉｉ ｎ ｏ ｒ ｓｏｎ ｉ ｈ ｂｉｉ ｎ ｏ ａｅ ｔｂｉｉｅ ａ ｄ ｃ ｒ ｏ ｉ ｅ ｉｔ ｎ ｅｏｆｕｓ ｄ ｂｒ ｓ ｕ ｅ ： ｃ ｌ ｎ ｉ ｔ ｏｎ ａ ｄ ｃ ｒ ｏ ｉ ｎ ｉ ｔｏ ｆｗ ｔ ｒｓａ ｌｚ ｒ ｎ ｏ ｓｏｎ ｒ ｓｓａ ｃ ｅ ａ ｓｔ ｂ ｓ
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在役凝汽器铜管的评价和魁理
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Ｕｓｅｄ ｉ ｎ ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ ｓ
吴一平 周国定 廖强强 康魏华 徐卫东 匪
Ｍ ｇ ３ ６， Ｈ ＣＯ ！ ． １ ２， ＣＯ １ ２ ２ Ｎａ ２ ０， 电 导 ５， 一 ６
改 换 了 水 稳 剂 并 对 ３号 机 冷 却 塔 的 青 苔 进 行 杀 生 处 理 ， 对 ３号机 铜 管 进 行 Ｆ Ｓ 镀 膜 处 理 。 本 文 介 绍 关 于 水 稳 ｅ ｏ 剂 、ＦＳ 处理和 铜管 耐蚀性 的 评价结 果和 处理 意见 。 ｅ Ｏ
铜 管 ， 环 氧 树 脂 封 装 后 留 下 管 内 壁 面 积 约 １ Ｉｌ的 样 经 Ｉ Ｃ＇ ２
４ ３ｍ ｇ ３ ／Ｌ， 硬 度 ２ ３ ｍ ｏ ／Ｌ， ｐｉ ０． ５ｍ ｌ ｔ值 ８． ２（ 稀 １ 经 Ｈ Ｏ ． 稀 Ｎａ Ｓ 和 ＯＨ 调 节 ） 。 用 双 环 己 酮 草 酰 二 腙 分 光 光 度 法 ［ Ｃｕ Ｎ 离 子 ， 邻 菲 罗 啉 分 光 光 度 法 测 Ｆ ， 锌 试 剂 分 光 光 度 法 测 Ｚ Ｉ ｅ ｎ － 】 离 子 ， 别 测 定 加 和 不 加 水 稳 剂 时 被 测 离 子 工 作 液 的 吸 光 分
．
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中图分 类 号 ：Ｔ ２ 。 Ｍ６ １ ８
文 献标 识码 ：Ｂ
文 章 编号 ：１ ０ — １ ６ ２ ０ ） ３ ０ ５ — ５ ６ ９ （ ０ ２ ０ — ０ ９ ０ ０ ８
０ 引 言
围 内 某 电 厂 ３～ ６ 号 ３ ０ Ｍ Ｗ 发 电 机 组 分 别 于 Ｏ １ ９１ １ ９ ９ 、 ９ ２、 １ ９ ９ ５和 １ ９ ９ ６年 投 运 ， 中 ３ ４ 号 机 组 其 、 使 用 ＨＳ ０ １ ｎ７ － Ａ铜 管 ， ５和 ６号 机 组 使 用 ＨＳ ７ －１ ｎ ０ Ｂ铜 管 。 该 厂 循 环 水 浓 缩 倍 率 约 ４倍 ， 导 率 约 ４０ ０ ｓ 电 ０ ／ ＣＩ， Ｃ１约 ４ ０ｍ ｇ Ｉ ｌ ０ ／Ｌ， 硬 度 约 ２ ｍ ｏ ／Ｌ， 质 较 苛 １ｍ ｌ 水 刻 ， 该 厂 重 视 运 行 管 理 ， 其 注 意 做 好 胶 球 清 洗 等 铜 管 但 尤
，
张军元
（ 上海 电 力 学院 电化 学研 究室 ，上海 ２ ０ ９ １ ０ ０ ０；２ 陕 西 渭河 发 电有 限 ／ 司 陕 西 成 阳 ７ ０ ５ 厶 ＼ １ ８） ２
摘
要 ：对 电厂 使 用 的水质 稳 定剂 、在役 铜 管 的耐 蚀性 及 经ＦＳ ｅＯ处理 的 效果进 行 评价
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