凝汽器的清洗
作者：佚名
窦 照 英
(华北电力科学研究院，北京 100045)
摘 要 凝汽器管结垢影响汽轮发电机效率，还将导致凝汽器管腐蚀。综述了各种清洗方法的应用范围，强调了成膜保护的重要性。
关键词 凝汽器管 结垢 腐蚀 清洗 保护
1 凝汽器清洗必要性及凝汽器参量
凝汽器是火力电厂［1］最重要的附属设备之一，它用于将汽轮机的排汽冷凝为水重复使用。在作过功的低压蒸汽冷凝为水时容积有巨大变化，使凝汽器的蒸汽侧形成高度的真空，用真空度表示时可达90%以上，亦即超过91kPa。凝汽器管中流通冷却水用以吸收排汽释放的凝结热。出于节水的考虑，使用淡水冷却的凝汽器多采取循环冷却方式，通过防垢处理使循环水浓缩3倍或更高，可使循环水的补充率降到0.4%以下。在这样高的浓缩倍率下长时间运转，任何防垢方法也难保凝汽器管结垢。循环水处理的失误将加重结垢。因此，凝汽器管要经常清洗。
凝汽器管结垢的主要危害是降低汽轮发电机的效率，结垢严重还将影响汽轮发电机的出力。当凝汽器结垢0.5mm左右，可使真空度由90%以上降到85%以下，使发电煤耗升高15～20g/(kW·h)。对于一台年运转7000h、负荷率为90%的300MW机组来说，每年将多耗标准煤约2.8～3.8万t。如果水垢厚度达1mm，则不仅多耗煤量将超过每年5万多吨，而且将影响10%的出力，亦即每车少发电近1.9kW·h。
凝汽器管结垢还将导致产生脱锌(黄铜)、脱镍(白铜)和点蚀。清洁的凝汽器管可使用15a以上，结垢而不及时消除时，可使其在3a内穿透。
凝汽器管泄漏［2］是火电管水质故障的根源。凝汽器管腐蚀穿孔时，带压力的冷却水漏入负压的冷凝水中，而冷凝水(常称作凝结水)占锅炉给水的95%左右，它遭受污染后将引起锅炉结水垢，产生酸腐蚀(冷却水为海水时)或碱腐蚀(冷却水为淡水时)，还使过热器和汽轮机结盐垢。
因此，无论从保证火电厂的效率和出力方面考虑，还是从防止凝汽器管腐蚀，进而防止锅炉结垢、腐蚀、放盐方面考虑［1］，根据凝汽器管结垢腐蚀情况，对其进行清洗是必要的。 为有效地对凝汽器进行清洗，准确地确定清洗工艺，避免清洗的失误，必须了解凝汽器的主要参量及结垢腐蚀的特点。
1.1 凝汽器的主要参量
常见火力发电机组凝汽器的规范如表1.
采取化学清洗时，管材对介质的耐受性与其成分有关；机械清洗时，管材的抗冲击磨损程度也与其成分有关。常用管材成分见表2。
表1
凝汽器主要规范
机组容量/MW冷却面积/m2铜管根数/根铜管长度*/m铜管质量/t冷却水量/t·h-1 1297534004.588.53200
[1**********].5614.45400
[1**********].20289300
[1**********]68.475915420
[1**********]018.008925000
[**************].4613440000
表2 凝汽器常用铜合金管化学成分
铜管牌子铜锌铝锡砷镍+钴锰铁杂质总量
68A黄铜67.0~70.0余量——0.03~0.06———<0.3
70-1锡黄铜69.0~71.0—0.8~1.30.03~0.06———<0.3
17-2A铝黄铜76.0~79.0余量1.8~2.3—0.03~0.06———<0.3
5-1铁白铜余量————5.6~6.50.3~0.81.0~1.4<0.7
10白铜余量————9.0~11.00.5~1.01.0~1.5<0.5
30白铜余量————29.0~33.0<1.2<0.9<0.5
30—1—1铁白铜余量————29.0~33.00.5~1.00.5~1.0<0.4
黄铜管中含微量砷可提高其抗脱锌性能，含锡提高其耐点蚀和冲击腐蚀能力，含铝则抗脱锌能力更强，但是抗击腐蚀能力弱。白铜的抗蚀能力与抗冲腐蚀能力比黄铜强，而且随含镍量提高而增强。70/30铜镍合金还有良好的耐氨蚀能力，故常用于空冷区。
除了上述铜含金管外，近年来新开发了含砷含硼的70-1B锡黄铜和和含砷、硼、镍、锰的70-1AB锡黄铜管，它们的耐蚀能力比70-1A强。
近10年来滨海及恶劣水质的大机组使用钛凝汽器的已近20台，钛的耐蚀能力和抗冲击能力都很强。
1.2 凝汽器管结垢腐蚀及酸洗失效简介［2］
凝汽器管所结的水垢，是典型的碳酸钙垢，其特点是白灰或灰白，坚硬，附着牢固。这种垢在常温的稀盐酸中易于溶解，溶解时伴生大量二氧化碳，有加速垢层崩散和剥落的作用。如果将垢研细灼烧，其灼烧减量可超过40%。因此，进行成分分析时，其氧化钙含量常超过40%，氧化镁不足2%，氧化硅和氧化铝可有1%～2%，铁、铜、锌等腐蚀产物的氧化物为1%左右，如果采取磷(或膦)系列阻垢剂，常有2%～4%的磷酸酐(P2O5)。
当循环水的浓缩倍率超过4倍时，冷水塔对空气中灰尘的洗涤作用不可忽视，它将空气中的尘粒洗下增加了循环水的悬浮物并形成垢，这种垢的成分与尘粒来源有关，通常难以溶解。
当凝汽器管结垢后，黄铜管与白铜管都容易产生点蚀与脱合金腐蚀，并加重停用腐蚀。 黄铜管的腐蚀常由化学清洗引起，所用的缓蚀剂抑制腐蚀的能力差，酸洗后直接与侵蚀性较强的循环水冷却水接触都会引起腐蚀。
60年代初，某热电厂两台12MW机组和两台12.5MW机组先后进行盐酸清洗，由于未使用有效的缓蚀剂及清洗后未进行保
护处理，其中3台机组的凝汽器管大量腐蚀泄漏，以至于报废。另一个热电厂的两台12MW汽轮机凝汽器也在其后不久由于同样原因而失效更新。某厂12MW机组凝汽器在完成酸洗后未及时排掉废酸液，几十小时后才排掉清洗液并进行冲洗，造成铜管失效，由以上事例可知，由于铜合金热力学的不稳定性，在具有强烈侵蚀性的酸液中难被缓蚀。由于其自然氧化膜成长困难，存在“婴儿期”腐蚀现象。对于铜合金管的化学清洗必须慎而又慎。
2 凝汽器的清洗除垢综述
2.1 凝汽器清洗的演进
旧式低压小容量的汽轮机凝汽器管多采取锁母固定连接，在汽轮机检修时将具抽下人工敲打捅刷除垢，或者冷缩热胀使之剥离。胀接则不能取下铜管。
1955年秋，我们对一台5MW汽轮机凝汽器的盐酸清洗，该机组系英国30年代生产，1.4MPa，凝汽器冷却面积545m2，铜管外径1mm、壁厚19mm，共装铝黄铜管2
388根，管长3.86m，冷却水量1820t/h。该机过去常有海生物粘泥，均采取人工捅刷。在发现对出力有影响时，已结0.5mm以上硬垢。经商定用3%盐酸充满水侧浸泡1h后放空，水冲洗再以人工捅刷。缓蚀剂使用淀粉，用量为稀酸液量的0.3%。水垢遇酸后剥离管壁，人工捅刷出洗下的水垢，基本达到除垢恢复出力的目的。
1960年春，作者主持一台25MW凝汽器清洗。该机系德国生产，9MPa，凝汽管为68黄铜，4 532根，外径23mm，壁厚1mm，长5.76m。该机投产时，未同步投入循环水处理，实际运行不足2个月，结垢1mm左右，使汽轮发电机限制出力近10MW。对该凝汽器用ω为4%的盐酸进行循环清洗，缓蚀剂ω为0.3%乌洛托平。控制清洗时间在4h以内，然后用水彻底冲净。清洗之后机组恢复了额定出力，同时对循环水进行了硫酸中和防垢处理。
50年代后期，德国介绍了用塑料球连续清洗凝汽器防止粘泥污垢附着。根据其原理作者委托南线阁橡胶厂制造了密度为1f/cm3的橡胶球。在某内陆电厂循环冷却的1.5MW机组上进行防结碳酸钙垢试验，效果差，用于天津地区直流冷却同组防止粘泥污赛则有效。在胶球改为海棉状后擦洗作用加强，其防止粘泥效果相应好，并有防垢作用。
随着机组容量增大，采取循环冷却的机组增多，凝汽器结垢趋于普遍和严重。铜管根数增加和尺寸加长，使人工捅刷变得困难，盐酸清洗除垢被频繁使用。由于铜管耐蚀性差，酸洗缓蚀剂不理想，酸洗时追求清洗效果忽视长期间清洗的腐蚀作用，凝汽器在清洗后常发生铜管大量泄漏和投产后持续泄漏。
70年代初的持续干旱，使凝汽器结垢成为普
遍存在的问题，缺煤使火电厂的节能转向凝汽器的酸洗，其结果是，使凝汽器管的使用寿命减少到5～8年。对此，除了宣传凝汽器应以防垢为主，并敦促治金部门研制、生产耐腐蚀管材外，加紧了对黄铜管的酸洗缓蚀剂的研究。
经试验筛选，唑类有良好的缓蚀作用。在酸中难溶的2-巯基并噻唑对黄铜的钢铁的酸洗均有很高的缓蚀率，它可在以固体状态存在时起到缓蚀作用。因此，使用若丁或乌洛托平作为缓蚀剂时，加入ω为0.05%～0.08%的2-巯基苯并塞噻唑(MBT)作为缓蚀剂，同时控制清洗时间不超过4h，即使68黄铜管也无显著腐蚀。
盐酸清洗时产生的二氧化碳气体有双重作用：一方面它可加速垢层的崩解剥离，便于人工清除残垢；另一方面它滞留在铜管上半周，影响该处酸洗效果。对此，除了采取由下而上的充入酸液措施以排气外，加入平平加或OP-10之类助剂有强化清洗的作用。
由于氯离子的点蚀作用，未洗净的垢层下渗入的酸液常诱发铜管腐蚀。为此，寻求不引起局部腐蚀的有机酸进行清洗，如醋酸和氨基磺基，它们的盐都是可溶的，对金属腐蚀作用弱，在同样的清洗条件下，其腐蚀速度不超过柠檬酸。
作者指导对一台200MW的机组进行氨基磺酸清洗时，根据小型试验与垢量实际情况，预测当达预定的3%浓度时，1h内可完成清洗。实际化验结果表明，在达到预定浓度时，酸洗液中硬度盐类含量也趋平衡，延长清洗时间，酸液的硬度值不再增长。表明其清洗速度不下于盐酸。
在对引进的250～320MW机组凝汽器进行清洗除垢时，综合考虑了大机组凝汽器除垢率、缩短清洗时间和防止铜管腐蚀等因素［3］，通过试验对于所用的铝黄铜管选取了以咪唑啉为主体的缓蚀剂，经清洗后检查未见腐蚀现象，机组投产后也未出现泄漏。吡啶基的缓蚀剂对黄铜也是适宜的，但是其不快的气味令人难以忍受。苯并三氮唑在作为循环水复合配方的阻垢缓蚀剂时效果较好，但是用作酸洗缓蚀剂则较差。
高压射流水用于清洗钻割均有成熟经验，80年代末至90年代初，试验用射流水除垢和用CONCO除垢的效果。对粘泥均有很好的清污作用，50MPa以上高压水除硬垢能力较强，CONCO则难以除去硬质水垢。在200MW及300MW机组凝汽器上均使用了高压冲击水除垢，除垢率在80%以上。经冲击除垢对铜管进行了氨熏试验和机械性能试验。氨熏未见应力裂纹，强度与韧性指标均符合新黄铜管的要求。
近年来试用清洗剂与助剂在运行中对凝汽器清洗者渐多，虽有挂片试验结果认为其腐蚀速度不高，
但是由于清洗过程中循环水的pH低于5，铜管自然氧化膜将破坏，难免产生腐蚀。还应注意的是，对于黄铜来说，均匀腐蚀速度仅有参考价值，更有意义的是点蚀倾向、脱锌倾向和脱锌系数及晶间腐蚀倾向。
2.2 对凝汽器清洗方法的选用及清洗后的保护
仅有有机物粘泥的铜管可用压力水推动胶塞清除，也可用毛刷捅刷。小容量机组也可采取低负荷时停止冷却水烘干粘泥的方法，再通水冲走干裂起皮的粘泥。
对于碳酸钙垢可采取酸洗溶解。如果铜管使用8年以内且仅有均匀脱锌时，可使用盐酸清洗；如果已使用8年以上，或者未满8年但是已发现栓状脱锌时，可使用氨基磺酸清洗；如果铜管使用8年以上，或有较明显的栓状脱锌时，宜采用高压水冲击除垢，其压力可为50MPa。
对于垢中含有砂粒、粉煤灰和煤尘的，可酸洗加水冲洗(或捅刷)。如果砂粒、煤灰及煤粉含量大，在酸中不能溶净时，可只用高压水冲击清除，对这类垢射流冲击除垢效果往往优于化学清洗。
铜合金管经酸洗后，自然氧化膜被溶解破坏，应该建立过渡性的人工膜防护，以免产生“婴儿期”腐蚀。常用的成膜方法是以循环方法或人工投药方式建立水合氧化铁沉积膜；也可用氧化剂形成氧化铜转化膜。
水合氧化铁膜用硫酸亚铁按下述反应建立：
FeSO4+2H2O→Fe(OH)2+H2SO4
4Fe(OH)2+O2→4FeOOH+2H2O
循环成膜在停机时进行，其pH为6左右，亚铁离子为50～100mg/L，约经100h，可形成10μm厚的膜；机组进行中投加1～2mg/L亚铁离子累计120h以上，也可建立10μm厚的水合氧化铁膜，其pH为7.5左右。
用氢氧化钠对黄铜管进行侵蚀，在氧化剂的作用下可形成氧化铜膜，氧化剂可用过硫酸钠。氢氧化钠1mol/L浓度，过硫酸钠为1%，由试验可知，在1mol/L的氢氧化钠中黄铜管均匀腐蚀速度为0.15g/(m2·h)，约经8h，可按下式建立2μm厚的膜：
Cu+NaOH+Na2S2O8→CuO+NaHSO4+Na2SO4
3 结论
1)凝汽器清洗可提高火电厂效率，降低煤耗，保证机组出力不低于额定值，还可防止凝汽器铜管腐蚀，避免发出水质故障，具有多重效益。随着节水节能深入发展，凝汽器结垢难以避免，因此，凝汽器清洗是必要的手段。
2)应视垢类及铜管腐蚀情况选择清洗方法。腐蚀较轻时可酸洗，基本无腐蚀可用盐酸，有轻度腐蚀宜用氨基磺酸，其他情况可射流清洗。
3)凝汽器经酸洗(含低pH渗透除垢)后必须进行成膜保护。停机成膜可用高浓度硫酸亚铁或氧化剂处理，运行中成膜或补膜可用低浓度硫酸亚铁。
参 考 文 献
1.窦照英.电力工业的腐蚀与防护.北京:化学工业出版社,1995.187～230
2.窦照英.凝汽器管泄漏的诊断处理.锅炉水处理,1989(3):17～20
3.窦照英.铝黄铜管的硫酸亚铁成膜条件研究.北京电力技术，1980(9):35～41
凝汽器的清洗
作者：佚名
窦 照 英
(华北电力科学研究院，北京 100045)
摘 要 凝汽器管结垢影响汽轮发电机效率，还将导致凝汽器管腐蚀。综述了各种清洗方法的应用范围，强调了成膜保护的重要性。
关键词 凝汽器管 结垢 腐蚀 清洗 保护
1 凝汽器清洗必要性及凝汽器参量
凝汽器是火力电厂［1］最重要的附属设备之一，它用于将汽轮机的排汽冷凝为水重复使用。在作过功的低压蒸汽冷凝为水时容积有巨大变化，使凝汽器的蒸汽侧形成高度的真空，用真空度表示时可达90%以上，亦即超过91kPa。凝汽器管中流通冷却水用以吸收排汽释放的凝结热。出于节水的考虑，使用淡水冷却的凝汽器多采取循环冷却方式，通过防垢处理使循环水浓缩3倍或更高，可使循环水的补充率降到0.4%以下。在这样高的浓缩倍率下长时间运转，任何防垢方法也难保凝汽器管结垢。循环水处理的失误将加重结垢。因此，凝汽器管要经常清洗。
凝汽器管结垢的主要危害是降低汽轮发电机的效率，结垢严重还将影响汽轮发电机的出力。当凝汽器结垢0.5mm左右，可使真空度由90%以上降到85%以下，使发电煤耗升高15～20g/(kW·h)。对于一台年运转7000h、负荷率为90%的300MW机组来说，每年将多耗标准煤约2.8～3.8万t。如果水垢厚度达1mm，则不仅多耗煤量将超过每年5万多吨，而且将影响10%的出力，亦即每车少发电近1.9kW·h。
凝汽器管结垢还将导致产生脱锌(黄铜)、脱镍(白铜)和点蚀。清洁的凝汽器管可使用15a以上，结垢而不及时消除时，可使其在3a内穿透。
凝汽器管泄漏［2］是火电管水质故障的根源。凝汽器管腐蚀穿孔时，带压力的冷却水漏入负压的冷凝水中，而冷凝水(常称作凝结水)占锅炉给水的95%左右，它遭受污染后将引起锅炉结水垢，产生酸腐蚀(冷却水为海水时)或碱腐蚀(冷却水为淡水时)，还使过热器和汽轮机结盐垢。
因此，无论从保证火电厂的效率和出力方面考虑，还是从防止凝汽器管腐蚀，进而防止锅炉结垢、腐蚀、放盐方面考虑［1］，根据凝汽器管结垢腐蚀情况，对其进行清洗是必要的。 为有效地对凝汽器进行清洗，准确地确定清洗工艺，避免清洗的失误，必须了解凝汽器的主要参量及结垢腐蚀的特点。
1.1 凝汽器的主要参量
常见火力发电机组凝汽器的规范如表1.
采取化学清洗时，管材对介质的耐受性与其成分有关；机械清洗时，管材的抗冲击磨损程度也与其成分有关。常用管材成分见表2。
表1
凝汽器主要规范
机组容量/MW冷却面积/m2铜管根数/根铜管长度*/m铜管质量/t冷却水量/t·h-1 1297534004.588.53200
[1**********].5614.45400
[1**********].20289300
[1**********]68.475915420
[1**********]018.008925000
[**************].4613440000
表2 凝汽器常用铜合金管化学成分
铜管牌子铜锌铝锡砷镍+钴锰铁杂质总量
68A黄铜67.0~70.0余量——0.03~0.06———<0.3
70-1锡黄铜69.0~71.0—0.8~1.30.03~0.06———<0.3
17-2A铝黄铜76.0~79.0余量1.8~2.3—0.03~0.06———<0.3
5-1铁白铜余量————5.6~6.50.3~0.81.0~1.4<0.7
10白铜余量————9.0~11.00.5~1.01.0~1.5<0.5
30白铜余量————29.0~33.0<1.2<0.9<0.5
30—1—1铁白铜余量————29.0~33.00.5~1.00.5~1.0<0.4
黄铜管中含微量砷可提高其抗脱锌性能，含锡提高其耐点蚀和冲击腐蚀能力，含铝则抗脱锌能力更强，但是抗击腐蚀能力弱。白铜的抗蚀能力与抗冲腐蚀能力比黄铜强，而且随含镍量提高而增强。70/30铜镍合金还有良好的耐氨蚀能力，故常用于空冷区。
除了上述铜含金管外，近年来新开发了含砷含硼的70-1B锡黄铜和和含砷、硼、镍、锰的70-1AB锡黄铜管，它们的耐蚀能力比70-1A强。
近10年来滨海及恶劣水质的大机组使用钛凝汽器的已近20台，钛的耐蚀能力和抗冲击能力都很强。
1.2 凝汽器管结垢腐蚀及酸洗失效简介［2］
凝汽器管所结的水垢，是典型的碳酸钙垢，其特点是白灰或灰白，坚硬，附着牢固。这种垢在常温的稀盐酸中易于溶解，溶解时伴生大量二氧化碳，有加速垢层崩散和剥落的作用。如果将垢研细灼烧，其灼烧减量可超过40%。因此，进行成分分析时，其氧化钙含量常超过40%，氧化镁不足2%，氧化硅和氧化铝可有1%～2%，铁、铜、锌等腐蚀产物的氧化物为1%左右，如果采取磷(或膦)系列阻垢剂，常有2%～4%的磷酸酐(P2O5)。
当循环水的浓缩倍率超过4倍时，冷水塔对空气中灰尘的洗涤作用不可忽视，它将空气中的尘粒洗下增加了循环水的悬浮物并形成垢，这种垢的成分与尘粒来源有关，通常难以溶解。
当凝汽器管结垢后，黄铜管与白铜管都容易产生点蚀与脱合金腐蚀，并加重停用腐蚀。 黄铜管的腐蚀常由化学清洗引起，所用的缓蚀剂抑制腐蚀的能力差，酸洗后直接与侵蚀性较强的循环水冷却水接触都会引起腐蚀。
60年代初，某热电厂两台12MW机组和两台12.5MW机组先后进行盐酸清洗，由于未使用有效的缓蚀剂及清洗后未进行保
护处理，其中3台机组的凝汽器管大量腐蚀泄漏，以至于报废。另一个热电厂的两台12MW汽轮机凝汽器也在其后不久由于同样原因而失效更新。某厂12MW机组凝汽器在完成酸洗后未及时排掉废酸液，几十小时后才排掉清洗液并进行冲洗，造成铜管失效，由以上事例可知，由于铜合金热力学的不稳定性，在具有强烈侵蚀性的酸液中难被缓蚀。由于其自然氧化膜成长困难，存在“婴儿期”腐蚀现象。对于铜合金管的化学清洗必须慎而又慎。
2 凝汽器的清洗除垢综述
2.1 凝汽器清洗的演进
旧式低压小容量的汽轮机凝汽器管多采取锁母固定连接，在汽轮机检修时将具抽下人工敲打捅刷除垢，或者冷缩热胀使之剥离。胀接则不能取下铜管。
1955年秋，我们对一台5MW汽轮机凝汽器的盐酸清洗，该机组系英国30年代生产，1.4MPa，凝汽器冷却面积545m2，铜管外径1mm、壁厚19mm，共装铝黄铜管2
388根，管长3.86m，冷却水量1820t/h。该机过去常有海生物粘泥，均采取人工捅刷。在发现对出力有影响时，已结0.5mm以上硬垢。经商定用3%盐酸充满水侧浸泡1h后放空，水冲洗再以人工捅刷。缓蚀剂使用淀粉，用量为稀酸液量的0.3%。水垢遇酸后剥离管壁，人工捅刷出洗下的水垢，基本达到除垢恢复出力的目的。
1960年春，作者主持一台25MW凝汽器清洗。该机系德国生产，9MPa，凝汽管为68黄铜，4 532根，外径23mm，壁厚1mm，长5.76m。该机投产时，未同步投入循环水处理，实际运行不足2个月，结垢1mm左右，使汽轮发电机限制出力近10MW。对该凝汽器用ω为4%的盐酸进行循环清洗，缓蚀剂ω为0.3%乌洛托平。控制清洗时间在4h以内，然后用水彻底冲净。清洗之后机组恢复了额定出力，同时对循环水进行了硫酸中和防垢处理。
50年代后期，德国介绍了用塑料球连续清洗凝汽器防止粘泥污垢附着。根据其原理作者委托南线阁橡胶厂制造了密度为1f/cm3的橡胶球。在某内陆电厂循环冷却的1.5MW机组上进行防结碳酸钙垢试验，效果差，用于天津地区直流冷却同组防止粘泥污赛则有效。在胶球改为海棉状后擦洗作用加强，其防止粘泥效果相应好，并有防垢作用。
随着机组容量增大，采取循环冷却的机组增多，凝汽器结垢趋于普遍和严重。铜管根数增加和尺寸加长，使人工捅刷变得困难，盐酸清洗除垢被频繁使用。由于铜管耐蚀性差，酸洗缓蚀剂不理想，酸洗时追求清洗效果忽视长期间清洗的腐蚀作用，凝汽器在清洗后常发生铜管大量泄漏和投产后持续泄漏。
70年代初的持续干旱，使凝汽器结垢成为普
遍存在的问题，缺煤使火电厂的节能转向凝汽器的酸洗，其结果是，使凝汽器管的使用寿命减少到5～8年。对此，除了宣传凝汽器应以防垢为主，并敦促治金部门研制、生产耐腐蚀管材外，加紧了对黄铜管的酸洗缓蚀剂的研究。
经试验筛选，唑类有良好的缓蚀作用。在酸中难溶的2-巯基并噻唑对黄铜的钢铁的酸洗均有很高的缓蚀率，它可在以固体状态存在时起到缓蚀作用。因此，使用若丁或乌洛托平作为缓蚀剂时，加入ω为0.05%～0.08%的2-巯基苯并塞噻唑(MBT)作为缓蚀剂，同时控制清洗时间不超过4h，即使68黄铜管也无显著腐蚀。
盐酸清洗时产生的二氧化碳气体有双重作用：一方面它可加速垢层的崩解剥离，便于人工清除残垢；另一方面它滞留在铜管上半周，影响该处酸洗效果。对此，除了采取由下而上的充入酸液措施以排气外，加入平平加或OP-10之类助剂有强化清洗的作用。
由于氯离子的点蚀作用，未洗净的垢层下渗入的酸液常诱发铜管腐蚀。为此，寻求不引起局部腐蚀的有机酸进行清洗，如醋酸和氨基磺基，它们的盐都是可溶的，对金属腐蚀作用弱，在同样的清洗条件下，其腐蚀速度不超过柠檬酸。
作者指导对一台200MW的机组进行氨基磺酸清洗时，根据小型试验与垢量实际情况，预测当达预定的3%浓度时，1h内可完成清洗。实际化验结果表明，在达到预定浓度时，酸洗液中硬度盐类含量也趋平衡，延长清洗时间，酸液的硬度值不再增长。表明其清洗速度不下于盐酸。
在对引进的250～320MW机组凝汽器进行清洗除垢时，综合考虑了大机组凝汽器除垢率、缩短清洗时间和防止铜管腐蚀等因素［3］，通过试验对于所用的铝黄铜管选取了以咪唑啉为主体的缓蚀剂，经清洗后检查未见腐蚀现象，机组投产后也未出现泄漏。吡啶基的缓蚀剂对黄铜也是适宜的，但是其不快的气味令人难以忍受。苯并三氮唑在作为循环水复合配方的阻垢缓蚀剂时效果较好，但是用作酸洗缓蚀剂则较差。
高压射流水用于清洗钻割均有成熟经验，80年代末至90年代初，试验用射流水除垢和用CONCO除垢的效果。对粘泥均有很好的清污作用，50MPa以上高压水除硬垢能力较强，CONCO则难以除去硬质水垢。在200MW及300MW机组凝汽器上均使用了高压冲击水除垢，除垢率在80%以上。经冲击除垢对铜管进行了氨熏试验和机械性能试验。氨熏未见应力裂纹，强度与韧性指标均符合新黄铜管的要求。
近年来试用清洗剂与助剂在运行中对凝汽器清洗者渐多，虽有挂片试验结果认为其腐蚀速度不高，
但是由于清洗过程中循环水的pH低于5，铜管自然氧化膜将破坏，难免产生腐蚀。还应注意的是，对于黄铜来说，均匀腐蚀速度仅有参考价值，更有意义的是点蚀倾向、脱锌倾向和脱锌系数及晶间腐蚀倾向。
2.2 对凝汽器清洗方法的选用及清洗后的保护
仅有有机物粘泥的铜管可用压力水推动胶塞清除，也可用毛刷捅刷。小容量机组也可采取低负荷时停止冷却水烘干粘泥的方法，再通水冲走干裂起皮的粘泥。
对于碳酸钙垢可采取酸洗溶解。如果铜管使用8年以内且仅有均匀脱锌时，可使用盐酸清洗；如果已使用8年以上，或者未满8年但是已发现栓状脱锌时，可使用氨基磺酸清洗；如果铜管使用8年以上，或有较明显的栓状脱锌时，宜采用高压水冲击除垢，其压力可为50MPa。
对于垢中含有砂粒、粉煤灰和煤尘的，可酸洗加水冲洗(或捅刷)。如果砂粒、煤灰及煤粉含量大，在酸中不能溶净时，可只用高压水冲击清除，对这类垢射流冲击除垢效果往往优于化学清洗。
铜合金管经酸洗后，自然氧化膜被溶解破坏，应该建立过渡性的人工膜防护，以免产生“婴儿期”腐蚀。常用的成膜方法是以循环方法或人工投药方式建立水合氧化铁沉积膜；也可用氧化剂形成氧化铜转化膜。
水合氧化铁膜用硫酸亚铁按下述反应建立：
FeSO4+2H2O→Fe(OH)2+H2SO4
4Fe(OH)2+O2→4FeOOH+2H2O
循环成膜在停机时进行，其pH为6左右，亚铁离子为50～100mg/L，约经100h，可形成10μm厚的膜；机组进行中投加1～2mg/L亚铁离子累计120h以上，也可建立10μm厚的水合氧化铁膜，其pH为7.5左右。
用氢氧化钠对黄铜管进行侵蚀，在氧化剂的作用下可形成氧化铜膜，氧化剂可用过硫酸钠。氢氧化钠1mol/L浓度，过硫酸钠为1%，由试验可知，在1mol/L的氢氧化钠中黄铜管均匀腐蚀速度为0.15g/(m2·h)，约经8h，可按下式建立2μm厚的膜：
Cu+NaOH+Na2S2O8→CuO+NaHSO4+Na2SO4
3 结论
1)凝汽器清洗可提高火电厂效率，降低煤耗，保证机组出力不低于额定值，还可防止凝汽器铜管腐蚀，避免发出水质故障，具有多重效益。随着节水节能深入发展，凝汽器结垢难以避免，因此，凝汽器清洗是必要的手段。
2)应视垢类及铜管腐蚀情况选择清洗方法。腐蚀较轻时可酸洗，基本无腐蚀可用盐酸，有轻度腐蚀宜用氨基磺酸，其他情况可射流清洗。
3)凝汽器经酸洗(含低pH渗透除垢)后必须进行成膜保护。停机成膜可用高浓度硫酸亚铁或氧化剂处理，运行中成膜或补膜可用低浓度硫酸亚铁。
参 考 文 献
1.窦照英.电力工业的腐蚀与防护.北京:化学工业出版社,1995.187～230
2.窦照英.凝汽器管泄漏的诊断处理.锅炉水处理,1989(3):17～20
3.窦照英.铝黄铜管的硫酸亚铁成膜条件研究.北京电力技术，1980(9):35～41