羊八井地热电站1000千瓦机组金属腐蚀的调查报告

1 前言 

西藏羊八井地热电站的1000千瓦机组，自1977年10月1日建成投产至1981年2月停机大修，已发电约826万度。为查明该机组设备金属的腐蚀状况和特点，西安热工研究所和西藏地热所于1981年5~6月间对大修中的该机组进行了比较全面的检查。结果表明，有些设备(如冷油器和射水系统及设备等)金属遭受严重腐蚀。甚至停机检修或频繁更换部件。

2 热力系统、水质和设备材质简况

井口热源温度140℃；压力4大气压；蒸汽流量10吨/时；不凝气体含量，气/汽(体积比)0.4~0.7%。热力系统中水质主要成份见表1。设备规格和材质见表2。

3 热力系统设备金属腐蚀状况

3.1地热井

    地热井未解体检查，但从以往情况观察，井下上部井管结有均匀的碳酸钙垢，尚未发现腐蚀。井口闸门都有泄漏，似与腐蚀有关。

3.2汽水分离器

 此部分金属腐蚀轻微。

3.3集汽联箱 

集汽联箱疏水管腐蚀严重，不仅内部堆积有较多黑色和深褐色腐蚀产物氧化铁，而且疏水管已从集汽联箱进汽管上断裂下来。
3.4汽轮机  
汽轮机腐蚀最严重的部位是汽封。黄铜材质的汽封被腐蚀成许多坑、点和深沟、还积有绿色和灰色的腐蚀产物，为此，有部分汽封已经更换。。末级叶轮的腐蚀较轻微，有少数未级叶片根部似有微裂纹。
3.5混合冷凝器  
外壳用A3F钢板焊接而成。壳体内壁腐蚀比较严重，普遍覆盖着一层坚硬呈层状的红褐色腐蚀产物氧化铁，层厚虽仅0.2一0.4毫米，但易层层脱落。腐蚀产物下有连成片的腐蚀坑点，深约1毫米。内隔板的材质为18~8不锈钢，基本上看不出腐蚀迹象。

3.6冷油器  

两台冷油器共有Φ15xl毫米、长1300毫米的黄铜管216根，已经严重腐蚀破裂漏水者有178根，约占总根数的87%。黄铜管腐蚀的特征为均匀脱锌，多数黄铜管已失去原有的机强度和金属声，腐蚀最严重的用手一捏即破裂成片。有些黄铜管有纵向裂缝，最大裂缝长150毫米。该冷油器已经更换。
3.7射水系统  
灰口铸铁材质的射水泵导叶和动叶轮腐蚀得相当严重。有些叶片几个月就变得残缺不全，叶轮2~3个月就要更换一次。
据统计自投运到这次大修已更换20多次。
射水系统的逆止阀和截止阀均为碳钢，在闸板与阀体相吻合的密封面上发生严重腐蚀，形成大片的坑、点和沟槽，已不能继续使用。
射水系统的其它部分，如射水器、循环管道、溢流管和支架等的腐蚀也较严重。溢流管巳烂穿，估计最大腐蚀速度至少为2一3毫米/年，这次大修已全部更换，，但未发现耐蚀合金钢部件有腐蚀。

3.8其他

大部分输汽管外壁和另有些设备的外壁有轻微腐蚀。
综合上迸情况，羊八井地热电站设备金属的腐蚀有如下特点：
1. 从流程看，前面没备较后面设备的金属腐蚀程度轻得多，而且，越向后的设备金属的腐蚀越严重。
2. 从介质看，接触蒸汽冷凝液和射水的设备金属都受到严重腐泣，而射水较蒸汽冷凝液的腐蚀性更强。
3. 从材质看，碳钢和黄铜腐蚀严重，但未发现耐蚀合金钢腐蚀。
4. 从腐蚀形态看，碳钢主要是局部性的点蚀、坑蚀和冲击腐蚀，也育成层脱落的大面
积腐蚀。黄铜既有均匀脱锌腐蚀，也有局部破裂。
4、腐蚀原因的分析 
根据该地热电站设备金属腐蚀的情况分析，主要是由于介质中含有腐浊性物质引起的。4.1 介质中CO2的腐蚀  
羊八井地热水属于“重碳酸盐—氯化钠”型，即“Cl-一HCO3-一Na+”型。它是不稳定的水型，在所处外界条件发生变化时，该水的“CO2—HCO3-—CO32-”平衡体系发生变迁，因此当地热水通过井口输送至汽水分离器，即破坏了原有的平衡体系，发生如下反应(实际上在井下已经发生这种反应)：积腐蚀。黄铜既有均匀脱锌腐蚀，也有局部破裂。
4、腐蚀原因的分析 
根据该地热电站设备金属腐蚀的情况分析，主要是由于介质中含有腐浊性物质引起的。
4.1 介质中CO2的腐蚀  
羊八井地热水属于“重碳酸盐—氯化钠”型，即“Cl-一HCO3-一Na+”型。它是不稳定的水型，在所处外界条件发生变化时，该水的“CO2—HCO3-—CO32-”平衡体系发生变迁，因此当地热水通过井口输送至汽水分离器，即破坏了原有的平衡体系，发生如下反应(实际上在井下已经发生这种反应)：

一方面降低了汽水分离器排出热水的HCO3-，另一方面逸出相应的CO2，汇集至集汽联箱构成蒸汽和射水等含有大量CO2的来源。蒸汽冷凝水溶解CO2有两种情况：
(1)单一蒸汽的冷凝水，PH值约5.3、与此相接触的设备有:集汽联箱进汽管的输水管、汽封和末级叶轮等。
(2)蒸汽与河水的混合冷凝水(排水)，PH值略高，约6.2。
射水中含有较多CO2则属子另一种情况。它是蒸汽中的不凝气体CO2等被射水(开始是河水)抽出并溶于射水中，在射水不断循环过程中PH值显著降低至5.4左右。
从表1所列数据说明，热水、蒸汽冷凝水、蒸汽河水混合冷凝水以及射水，均符合水中“CO2—HCO3-—CO32-”平衡体系和PH的函数关系。
多量CO2使介质呈酸性，可见CO2是导致介质具有较强腐蚀性的主要原因之一。
水中CO2对钢腐蚀的行为是电化学过程，CO2(溶液)同水反应形成碳酸：

碳酸很快电离为：

增大了水的H+浓度，降低了PH值，增加了电化学过程中氢的阴极放电和析出的效应，H+在阴极放电的总反应为：

如图7所示，发生氢去极化，并进行Fe→Fe2++2e的阳极过程，造成金属腐蚀。

水中CO2对黄铜的腐蚀也是电化学过程。在含有多量CO2的酸性水中，即在H+浓度高的腐蚀性介质中，可发生如下反应：

使黄铜发生均匀腐蚀。由于在均匀腐蚀过程中，Cu2+沉积在黄铜表面，形成粗松的红铜层。此腐蚀和沉积过程不断的进行，导致黄铜层越来越薄，红铜层越来越厚，虽然整体上仍然具有相当厚度的铜管，却失去了原有的机械强度，容易在运行中发生断裂。

4.2介质中氧的腐蚀 

羊八井地热电站的热力系统在运行中存在着大气中氧气漏入介质的问题；冷却系统与射水系统更为严重，其原因是混合冷凝器以河水做为冷却介质，河水中大量的氧带入了混合冷凝水中；河水补入射水系统是带入氧的一个原因；另一方面射水系统是开放的，也可带入氧。
集汽联箱的疏水管由于安装位置不当，也易漏入氧；汽轮机汽封处也可能混进氧。
机组停运后若不加保护，在设备内积存有水的部位或是潮湿的金属表面，都可溶存空气中的氧。由于该机组投运后的第一年中停机次数较多，则这种情况较为严重。
如上说明，无论在运行和停运过程中，氧对设备金属的腐蚀都是存在的。水中氧对金属的腐蚀也是电化学过程，如图8所示。氧的去极化作用，在阴极上所发生的过程的总表示式为：

从而促使阳极不断发生如下过程：

导致金属的腐蚀。

4.3介质中H2S的腐蚀

该地热电站热力系统从头到尾的介质中都含有H2S，以射水中最多，厂房大气中也含有H2S。
H2S来自地热水，水中H2S可以造成金属的腐蚀。
H2S在水中发生电离：
H+浓度上升，发生阴极氢的去极化作用；从而促进了金属腐蚀。

4.4水中含砂的作用

射水系统补入含砂的河水，使射水泵叶轮在射水中CO2和H2S等腐蚀下，再遭细砂机械磨损，形成冲击腐蚀。综上所述，羊八井地热电站设备金属的腐蚀，并非介质中单一因素所造成，而是多因素综合反应的结果。

5、设备金属腐蚀防护的意见

由于地热电站的热力系统及其工作介质与常规火电厂不同，必须从地热电站的具体情况出发，采用可行的耐蚀金属、表面保护和介质处理等方法。

5.1射水系统的防护

因为从热力系统介质中去除CO2、H2S是困难的，故可以采用将原射水系统改为基本闭式循环系统，并添加适当的缓蚀剂的介质处理方法。另外可采用沉淀或过滤方式去除补充水(河水)的细砂。

5.2冷油器的防护

首先是将射水冷却改为原设计以河水为冷却水，并将原黄铜管换为抗脱锌性能强的68+AS黄铜管。其次是将黄铜管更换为不锈钢管，并仍以射水为冷却水。从混合冷凝器隔板等的运行情况观察，腐蚀情况可大为改善，尤其当射水中添加缓蚀剂后，发生腐蚀的可能性更小。究竞采用那种防护措施，请现场综合研究确定。

5.3混合冷凝器内壁的防护  

由于混合冷凝水量较大，采用添加缓蚀剂的措施是不经济的，故以采用表面保护措施较为现实。表面保护的方法较多，为安全可靠计，对此不很大的设备，建议采用垫玻璃钢(玻璃纤维增强塑料)的防护方法。

5.4井口闸门的防护

首先可从改善闸门操作程序上预防闸门的磨损；其次可采用在闸板密封面上堆焊钨铬钴硬质合金。

5.5停机保护

主要是防止停运设备中积水，尽量使设备内部保持干燥状态，在此情况下，由于羊八井地区平均相对湿度较全国其他地区低得多，则不另加其它保护，也不会使设备金属遭受明显腐蚀。

6、结语  

    通过这次调察研究，对羊八井地热电站设备金属腐蚀的状况、原因及其特点有了初步认识，但完全掌握其规律性，尚待对该机组进行长期的考察和必要的试验研究。尤其是关于汽轮机末级叶轮是否存在应力腐蚀裂纹问题，应引起重视，在今后机组大修中将其列为一项重要的检查项目进行考察，以防引起危害。