Коррозия и эрозия в котлах среднего и низкого давления со стороны топки. Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов Котельная виды коррозии и повреждения котлов

Коррозия стали в паровых котлах, протекающая под действием водяного пара, сводится, в основном, к следующей реакции:

ЗFе + 4Н20 = Fe2O3 + 4H2

Можно считать, что внутренняя поверхность котла представляет тонкую пленку магнитной окиси железа. Во время эксплуатации котла пленка окиси непрерывно разрушается и снова образуется, причем выделяется водород. Поскольку поверхностная пленка магнитной окиси железа представляет основную защиту для стали, ее следует поддерживать в состоянии наименьшей проницаемости для воды.
Для котлов, арматуры, водо- и паропроводов применяются преимущественно простые углеродистые или низколегированные стали. Коррозионной средой во всех случаях являются вода или водяной пар различной степени чистоты.
Температура, при которой может протекать коррозионный процесс, колеблется от температуры помещения, где находится бездействующий котел, до температуры кипения насыщенных растворов при работе котла, достигающей иногда 700°. Раствор может иметь температуру, значительно более высокую, чем критическая температура чистой воды (374°). Однако высокие концентрации солей в котлах встречаются редко.
Механизм, посредством которого физические и химические причины могут приводить к разрушению пленки в паровых котлах, по существу на отличается от механизма, исследованного при более низких температурах на менее ответственном оборудовании. Разница заключается в том, что скорость коррозии в котлах значительно больше вследствие высокой температуры и давления. Большая скорость теплопередачи от стенок котла к среде, достигающая 15 кал/см2сек, также усиливает коррозию.

ТОЧЕЧНАЯ КОРРОЗИЯ

Форма коррозионных раковин и их распределение на поверхности металла могут изменяться в широких пределах. Коррозионные раковины иногда образуются внутри уже существующих раковин и часто располагаются настолько близко друг к другу, что поверхность становится чрезвычайно неровной.

Распознавание точечной коррозии

Выяснение причины образования коррозионных разрушений определенного типа часто весьма затруднительно, так как одновременно могут действовать несколько причин; кроме того, ряд изменений, происходящих при охлаждении котла от высокой температуры и при спуске воды, иногда маскирует явления, имевшие место при эксплуатации. Однако опыт существенно помогает распознавать точечную коррозию в котлах. Например, было замечено, что присутствие в коррозионной раковине или на поверхности бугорка черной магнитной окиси железа указывает, что в котле протекал активный процесс. Подобными наблюдениями часто пользуются при проверке мероприятий, принятых для защиты от коррозии.
Не следует смешивать ту окись железа, которая образуется в местах активной коррозии, с черной магнитной окисью железа, присутствующей иногда в виде взвеси в котловой воде. Необходимо помнить, что ни общее количество мелкодисперсной магнитной окиси железа, ни количество выделяющегося в котле водорода не могут служить надежным признаком степени и размеров происходящей коррозии. Гидрат закиси железа, попадающий в котел из посторонних источников, например из резервуаров для конденсата или из питающих котел трубопроводов, может частично объяснить присутствие в котле как окиси железа, так и водорода. Гидрат закиси железа, поступающий с питательной водой, взаимодействует в котле по реакции.

ЗFе (ОН)2 = Fе3O4 + 2Н2О + Н2.

Причины, влияющие на развитие точечной коррозии

Посторонние примеси и напряжения. Неметаллические включения в стали, так же как и напряжения, способны создавать анодные участки на металлической поверхности. Обычно коррозионные раковины бывают разных размеров и разбросаны по поверхности в беспорядке. При наличии напряжений расположение раковин подчиняется направлению приложенного напряжения. Типичными примерами могут служить плавниковые трубки в местах, где плавники дали трещины, а также места развальцовки котельных трубок.
Растворенный кислород.
Возможно, что самым сильным активатором точечной коррозии является растворенный в воде кислород. При всех температурах, даже в щелочном растворе, кислород служит активным деполяризатором. Кроме того, в котлах легко могут возникать кислородные концентрационные элементы, особенно под окалиной или загрязнениями, где создаются застойные участки. Обычной мерой борьбы с такого рода коррозией служит деаэрация.
Растворенный угольный ангидрид.
Так как растворы угольного ангидрида имеют слабокислую реакцию, то он ускоряет коррозию в котлах. Щелочная котловая вода снижает агрессивность растворенного угольного ангидрида однако получающаяся от этого выгода не распространяется на поверхности, омываемые паром, или на трубопроводы для конденсата. Удаление угольного ангидрида вместе с растворенным кислородом путем механической деаэрации является обычным мероприятием.
Недавно были произведены попытки применить циклогексиламин с целью устранения коррозии в паропроводах и трубопроводах для конденсата отопительных систем.
Отложения на стенках котла.
Очень часто коррозионные раковины можно обнаружить вдоль наружной поверхности (или под поверхностью) таких отложений, как прокатная окалина, котельный шлам, котельная накипь, продукты коррозии, масляные пленки. Раз начавшись, точечная коррозия будет развиваться дальше, если не удалить продуктов коррозии. Этот вид местной коррозии усиливается катодным (по отношению к котельной стали) характером осадков или истощением кислорода под отложениями.
Медь в котловой воде.
Если принять во внимание большие количества медных сплавов, применяемых для вспомогательного оборудования (конденсаторы, насосы и т. п.), то нет ничего удивительного в том, что в большинстве случаев в котельных отложениях содержится медь. Она присутствует обычно в металлическом состоянии, иногда в виде окиси. Количество меди в отложениях изменяется от долей процента до почти чистой меди.
Вопрос о значении медных отложении в котельной коррозии нельзя считать решенным. Некоторые утверждают, что медь лишь присутствует при коррозионном процессе и никак на него не влияет, другие, напротив, считают, что медь, являясь катодом по отношению к стали, может способствовать точечной коррозии. Ни одна из этих точек зрения не подтверждена прямыми опытами.
Во многих случаях наблюдалась незначительная коррозия (или даже полное ее отсутствие), несмотря на то, что отложения по всему котлу содержали значительные количества металлической меди. Имеются также сведения, что при контакте меди с малоуглеродистой сталью в щелочной котловой воде, при повышенных температурах, медь разрушается скорее, чем сталь. Медные кольца, обжимающие концы развальцованных труб, медные заклепки и экраны вспомогательного оборудования, через которое проходит котловая вода, почти полностью разрушаются даже при относительно низких температурах. Ввиду этого считается, что металлическая медь не усиливает коррозии котельной стали. Отложившуюся медь можно рассматривать просто как конечный продукт восстановления окиси меди водородом в момент его образования.
Наоборот, весьма сильные коррозионные изъязвления котельного металла часто наблюдаются по соседству с отложениями, особо богатыми медью. Эти наблюдения привели к предположению, что медь, поскольку она катодна по отношению к стали, способствует точечной коррозии.
Поверхность котлов редко представляет обнаженное металлическое железо. Чаще всего на ней имеется защитный слой, состоящий преимущественно из окиси железа. Возможно, что там, где в этом слое образуются трещины, обнажается поверхность, являющаяся анодной относительно меди. В таких местах образование коррозионных раковин усиливается. Этим же можно объяснить в некоторых случаях ускоренное разъедание в тех местах, где образовалась раковина, а также сильную точечную коррозию, наблюдаемую иногда после очистки котлов с применением кислот.
Неправильный уход за бездействующими котлами.
Одной из самых частых причин образования коррозионных раковин является отсутствие надлежащего ухода за бездействующими котлами. Бездействующий котел должен содержаться либо совершенно сухим, либо наполненным водой, обработанной таким образом, чтобы коррозия была невозможна.
Вода, оставшаяся на внутренней поверхности бездействующег котла, растворяет кислород из воздуха, что приводит к образованию раковин, которые в дальнейшем явятся центрами вокруг которых будет развиваться коррозионный процесс.
Обычные инструкции по предохранению бездействующих котлов от коррозии заключаются в следующем:
1) спуск воды из еще горячего котла (около 90°); продувание котла воздухом до полного его осушения и содержание в сухом состоянии;
2) наполнение котла щелочной водой (рН = 11), содержащей избыток ионов SО3" (около 0,01%), и хранение под водяным или паровым затвором;
3) наполнение котла щелочным раствором, содержащим, соли хромовой кислоты (0,02-0,03% СгО4").
При химической очистке котлов защитный слой окиси железа будет снят во многих местах. Впоследствии эти места могут не покрыться вновь образованным сплошным слоем и на них, даже в отсутствие меди, появятся раковины. Поэтому рекомендуется немедленно после химической очистки возобновить слой окиси железа путем обработки кипящим щелочным раствором (подобно тому, как это делается для новых котлов, вступающих в эксплуатацию).

Коррозия экономайзеров

Общие положения, касающиеся котельной коррозии, в равной мере применимы и к экономайзерам. Однако экономайзер, подогревая питательную воду и располагаясь перед котлом, особенно чувствителен к образованию коррозионных раковин. Он представляет первую поверхность с высокой температурой, испытывающую на себе разрушающее действие кислорода, растворенного в питательной воде. Кроме того, вода, проходящая через экономайзер, имеет, как правило, низкое значение рН и не содержит химических замедлителей.
Борьба с коррозией экономайзеров заключается в деаэрации воды и добавке щелочи и химических замедлителей.
Иногда обработка котловой воды осуществляется пропусканием части ее через экономайзер. В этом случае следует избегать отложений шлама в экономайзере. Нужно учитывать также влияние такой рециркуляции котловой воды на качество пара.

ОБРАБОТКА КОТЛОВОЙ ВОДЫ

При обработке котловой воды с целью защиты от коррозии первостепенной задачей является образование и сохранение защитной пленки на металлических поверхностях. Сочетание добавляемых в воду веществ зависит от рабочих условий, особенно от давления, температуры, тепловой напряженности качества питательной воды. Однако для всех случаев нужно соблюдать три правила: котловая вода должна быть щелочной, не должна содержать растворенного кислорода и загрязнять поверхность нагрева.
Едкий натр лучше всего обеспечивает защиту при рН =11-12. На практике при сложном составе котловой воды наилучшие результаты получаются при рН = 11. Для котлов, работающих при давлениях ниже 17,5 кг/см2, рН обычно поддерживается в пределах, между 11,0 и 11,5. Для более высоких давлений, ввиду возможности разрушения металла в результате неправильной циркуляции и местного повышения концентрации раствора щелочи, рН обычно берется равным 10,5 - 11,0.
Для удаления остаточного кислорода широко применяются химические восстановители: соли сернистой кислоты, гидрат закиси железа и органические восстановители. Соединения двухвалентного железа очень хороши для удаления кислорода, но образуют шлам, который оказывает нежелательное влияние на теплопередачу. Органические восстановители, ввиду их неустойчивости при высоких температурах, обычно не рекомендуются для котлов, работающих при давлениях выше 35 кг/см2. Имеются данные о разложении сернистокислых солей при повышенных температурах. Однако применение их в небольших концентрациях в котлах, работающих под давлением вплоть до 98 кг/см2, широко практикуется. Многие установки высокого давления работают вообще без химической деаэрации.
Стоимость специального оборудования для деаэрации, несмотря на несомненную его пользу, не всегда оправдывается для малых установок, работающих при сравнительно низких давлениях. При давлениях ниже 14 кг/см2 частичная деаэрация в подогревателях питательной воды может довести содержание растворенного кислорода приблизительно до 0,00007%. Добавка химических восстановителей дает хорошие результаты, особенно, когда рН воды выше 11, а вещества, связывающие кислород, добавляются до поступления воды в котел, что обеспечивает поглощение кислорода вне котла.

КОРРОЗИЯ В КОНЦЕНТРИРОВАННОЙ КОТЛОВОЙ ВОДЕ

Низкие концентрации едкого натра (порядка 0,01%) способствуют сохранению окисного слоя на стали в состоянии, надежно обеспечивающем защиту от коррозии. Местное повышение концентрации вызывает сильную коррозию.
Участки котельной поверхности, на которых концентрация щелочи достигает опасной величины, обычно характеризуются избыточным, по отношению к циркулирующей воде, подводом тепла. Обогащенные щелочью зоны у поверхности металла могут возникать в разных местах котла. Коррозионные изъязвления расположены в виде полос или удлиненных участков, иногда гладких, а иногда наполненных твердой и плотной магнитной окисью.
Трубки, расположенные горизонтально или слегка наклонно и подверженные интенсивному действию излучения сверху, разъедаются внутри, вдоль верхней образующей. Подобные случаи наблюдались в котлах большой мощности, а также воспроизводились при специально поставленных опытах.
Трубки, в которых циркуляция воды неравномерна или нарушается при большой нагрузке котла, могут подвергаться разрушению вдоль нижней образующей. Иногда коррозия более резко выражена вдоль переменного уровня воды на боковых поверхностях. Часто можно наблюдать обильные скопления магнитной окиси железа-иногда рыхлые, иногда представляющие плотные массы.
Перегрев стали часто усиливает разрушение. Это может произойти в результате образования прослойки пара в верхней части наклонной трубки. Образование паровой рубашки возможно и в вертикальных трубках при усиленном подводе тепла, на что указывает измерение температуры в различных местах трубок во время работы котла. Характерные данные, полученные при этих измерениях, представлены на рис. 7. Ограниченные участки перегрева в вертикальных трубках, имеющих нормальную температуру выше и ниже „горячего места", возможно являются результатом пленочного кипения воды.
Всякий раз, как на поверхности котельной трубки образуется пузырек пара, температура металла под ним повышается.
Повышение концентрации щелочи в воде должно происходить на поверхности раздела: пузырек пара - вода - поверхность нагрева. На рис. показано, что даже незначительное повышение температуры водяной пленки, соприкасающейся с металлом и с расширяющимся пузырьком пара, приводит к концентрации едкого натра, измеряемой уже процентами а не миллионными долями. Пленка воды, обогащенной щелочью, образующаяся в результате появления каждого пузырька пара, влияет на малый участок металла и в течение весьма короткого времени. Тем не менее, суммарное действие пара на поверхность нагрева может быть уподоблено непрерывному действию концентрированного раствора щелочи, несмотря на то, что общая масса воды содержит всего лишь миллионные доли едкого натра. Было сделано несколько попыток найти разрешение вопроса, связанного с местным повышением концентрации едкого натра на поверхностях нагрева. Так предлагалось добавлять к воде нейтральные соли (например, хлористые металлы) в большей концентрации, чем едкий натр. Однако лучше всего вовсе исключить добавку едкого натра и обеспечить необходимую величину рН введением гидролизующихся солей фосфорной кислоты. Зависимость между рН раствора и концентрацией фосфорнонатриевой соли представлена на рис. Несмотря на то, что вода, содержащая фосфорнонатриевую соль, имеет высокое значение рН, ее можно упаривать без значительного повышения концентрации гидроксильных ионов.
Следует, однако, помнить, что исключение действия едкого натра означает только, что удален один фактор, ускоряющий коррозию. Если в трубках образуется паровая рубашка, то хотя бы вода и не содержала щелочи, коррозия все же возможна, хотя и в меньшей степени, чем в присутствии едкого натра. Решение задачи следует искать также путем изменения конструкции, учитывая в то же время тенденцию к постоянному увеличению энергетической напряженности поверхностей нагрева, что, в свою очередь, безусловно усиливает коррозию. Если температура тонкого слоя воды, непосредственно у нагревающей поверхности трубки, превосходит среднюю температуру воды в грубке хогя бы на малую величину, в таком слое может относительно сильно вырасти концентрация едкого натра. Кривая приблизительно показывает условия равновесия в растворе, содержащем только едкий натр. Точные данные зависят, до некоторой степени, от давления в котле.

ЩЕЛОЧНАЯ ХРУПКОСТЬ СТАЛИ

Щелочную хрупкость можно определить, как появление трещин в районе заклепочных швов или в других местах соединений, где возможно скопление концентрированного раствора щелочи и где имеются высокие механические напряжения.
Наиболее серьезные повреждения почти всегда происходят в районе заклепочных швов. Иногда они приводят к взрыву котла; чаще приходится производить дорогостоящий ремонт даже сравнительно новых котлов. Одна американская железная дорога за год зарегистрировала образование трещин у 40 паровозных котлов, что потребовало ремонта стоимостью около 60000 долларов. Появление хрупкости было установлено также на трубках в местах развальцовки, на связях, коллекторах и в местах резьбовых соединений.

Напряжение, необходимое для возникновения щелочной хрупкости

Практика показывает малую вероятность хрупкого разрушения обычной котельной стали, если напряжения не превышают предела текучести. Напряжения, создаваемые давлением пара или равномерно распределенной нагрузкой от собственного веса сооружения, не могут привести к образованию трещин. Однако напряжения, создаваемые прокаткой листового материала, предназначенного для изготовления котлов, деформацией во время клепки или любой холодной обработкой, сопряженной с остаточной деформацией, могут вызвать образование трещин.
Наличие прилагаемых извне напряжений необязательно для образования трещин. Образец котельной стали, предварительно выдержанный при постоянном изгибающем напряжении, а затем освобожденный, может дать трещину в щелочном растворе, концентрация которого равняется повышенной концентрации щелочи в котловой воде.

Концентрация щелочи

Нормальная концентрация щелочи в барабане котла не может вызвать образования трещин, потому что она не превышает 0,1% NaОН, а наименьшая концентрация, при которой наблюдается щелочная хрупкость, выше нормальной приблизительно в 100 раз.
Такие высокие концентрации могут получаться в результате чрезвычайно медленного просачивания воды через заклепочный шов или какой-либо другой зазор. Это объясняет появление твердых солей снаружи большинства заклепочных швов в паровых котлах. Наиболее опасной течью является такая, которую трудно обнаружить Она оставляет осадок твердого вещества внутри заклепочного шва, где имеются высокие остаточные напряжения. Совместное действие напряжения и концентрированного раствора может вызвать появление трещин щелочной хрупкости.

Устройство для выявления щелочной хрупкости

Специальное устройство для контроля состава воды воспроизводит процесс упаривания воды с повышением концентрации щелочи на напряженном стальном образце в тех же условиях, в которых это происходит в районе заклепочнох шва. Растрескивание контрольного образца указывает, что котловая вода данного состава способна вызвать щелочную хрупкость. Следовательно, в таком случае необходима обработка воды, устраняющая ее опасные свойства. Однако растрескивание контрольного образца еще не означает, что в котле уже появились или появятся трещины. В заклепочных швах или в других местах соединений необязательно имеются одновременно и течь (пропаривание), и напряжение, и повышение концентрации щелочи, как у контрольного образца.
Контрольное устройство устанавливается непосредственно на паровом котле и позволяет судить о качестве котловой воды.
Испытание длится 30 и более дней при постоянной циркуляции воды через контрольное устройство.

Распознавание трещин щелочной хрупкости

Трещины щелочной хрупкости в обычной котельной стали носят иной характер, чем усталостные трещины или трещины, образовавшиеся вследствие высоких напряжений. Это иллюстрируется рис. I9, который показывает межкристаллитный характер таких трещин, образующих тонкую сетку. Разницу между межкристаллитными трещинами щелочной хрупкости и внутрикристаллитными трещинами, вызванными коррозионной усталостью, можно видеть при сравнении.
В легированных сталях (например, никелевых или кремнемарганцовистых), применяемых для паровозных котлов, трещины также располагаются сеткой, но не всегда проходят между кристаллитами, как в случае обыкновенной котельной стали.

Теория щелочной хрупкости

Атомы в кристаллической решетке металла, находящиеся на границах кристаллитов, испытывают менее симметричное воздействие своих соседей, чем атомы в остальной массе зерна. Поэтому они легче покидают кристаллическую решетку. Можно думать, что при тщательном подборе агрессивной среды удастся осуществить такое избирательное удаление атомов с границ кристаллитов. Действительно, опыты показывают, что в кислых, нейтральных (с помощью слабого электрического тока, создающего условия, благоприятные для коррозии) и концентрированных растворах щелочи можно получить межкристаллитное растрескивание. Если раствор, вызывающий общую коррозию, изменен добавкой какого-либо вещества, образующего защитную пленку на поверхности кристаллитов, коррозия сосредоточивается на границах между кристаллитами.
Агрессивным раствором в рассматриваемом случае является раствор едкого натра. Кремненатриевая соль может защищать поверхности кристаллитов, не действуя при этом на границы между ними. Результат совместного защитного и агрессивного действия зависит от многих обстоятельств: концентрации, температуры, напряженного состояния металла и состава раствора.
Существуют также коллоидная теория щелочной хрупкости и теория действия водорода, растворяющегося в стали.

Способы борьбы с щелочной хрупкостью

Одним из способов борьбы с щелочной хрупкостью является замена клепки котлов сваркой, что исключает возможность образования течи. Хрупкость можно устранить также примене нием стали, стойкой против межкристаллитной коррозии, или химической обработкой котловой воды. В клепаных котлах, применяемых в настоящее время, последний способ является единственно приемлемым.
Предварительные испытания с применением контрольного образца представляют наилучший способ определения действенности тех или иных защитных добавок к воде. Сернистонатриевая соль не предупреждает растрескивания. Азотнонатриевая соль успешно применяется для предохранения от растрескивания при давлениях до 52,5 кг/см2. Концентрированные растворы азотнонатриевой соли, кипящие при атмосферном давлении, могут вызывать коррозионные трещины при напряжении мягкой стали.
В настоящее время азотнонатриевая соль широко применяется в стационарных котлах. Концентрация азотнонатриевой соли отвечает 20- 30% от концентрации щелочи.

КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ

Коррозия на внутренних поверхностях трубок пароперегревателей обусловлена прежде всего взаимодействием между металлом и паром при высокой температуре и в меньшей степени - уносом солей котловой воды паром. В последнем случае на металлических стенках могут образовываться пленки растворов с высокой концентрацией едкого натра, непосредственно разъедающие сталь или же дающие отложения, спекающиеся на стенке трубок, что может привести к образованию отдулин. В бездействующих котлах и в случаях конденсации пара в относительно холодных пароперегревателях может развиваться точечная коррозия под влиянием кислорода и угольного ангидрида.

Водород, как мера скорости коррозии

Температура пара в современных котлах приближается к температурам, применяемым в промышленном производстве водорода прямой реакцией между паром и железом.
О скорости коррозии труб из углеродистой и легированной сталей под действием пара, при температурах до 650°, можно судить по объему выделяющегося водорода. Иногда пользуются выделением водорода, как мерилом общей коррозии.
В последнее время на силовых станциях США применяются три типа миниатюрных установок для удаления газов и воздуха. Они обеспечивают полное удаление газов, а дегазированный конденсат пригоден для определения в нем солей, уносимых паром из котла. Приближенная величина общей коррозии пароперегревателя во время работы котла может быть получена определением разности концентраций водорода в пробах пара, взятых до и после прохода его через пароперегреватель.

Коррозия, вызываемая примесями в паре

Насыщенный пар, входящий в пароперегреватель, уносит с собой малые, но измеримые количества газов и солей из котловой воды. Наиболее часто встречающиеся газы - кислород, аммиак и двуокись углерода. При прохождении пара через пароперегреватель ощутимого изменения концентрации этих газов не наблюдается. Только незначительная коррозия металлического пароперегревателя может быть отнесена за счет действия этих газов. До сих пор еще не доказано, что соли, растворенные в воде, в сухом виде или осажденные на элементах пароперегревателя, могут способствовать коррозии. Однако едкий натр, будучи основной составной частью увлекаемых котловой водой солей, может способствовать коррозии сильно нагретой трубки, особенно если щелочь пристает к металлической стенке.
Повышение чистоты насыщенного пара достигается предварительным тщательным удалением газов из питательной воды. Уменьшение количества солей, увлекаемых паром, достигается тщательной очисткой в верхнем коллекторе, применением механических сепараторов, промывкой насыщенного пара питательной водой или подходящей химической обработкой воды.
Определение концентрации и природы газов, увлекаемых насыщенным паром, осуществляется применением указанных выще устройств и химическим анализом. Определение концентрации солей в насыщенном паре удобно производить путем измерения электропроводности воды или испарения большого количества конденсата.
Предложен улучшенный способ измерения электропроводности, даны соответствующие поправки на некоторые растворенные газы. Конденсат в упомянутых выше миниатюрных установках для удаления газов также может быть использован для измерения электропроводности.
Когда котел бездействует, пароперегреватель представляет собой холодильник, в котором скапливается конденсат; в этом случае возможна обычная подводная точечная коррозия, если пар содержал кислород или двуокись углерода.

Приложение

1. Теоретически температура точки росы дымовых газов с заданным содержанием паров серной кислоты и воды может быть определена как температура кипения раствора серной кислоты такой концентрации, при которой над раствором имеется то же самое содержание паров воды и серной кислоты.

Измеренное значение температуры точки росы в зависимости от методики измерения может не совпадать с теоретическим. В данных рекомендациях за температуру точки росы дымовых газов tр принята температура поверхности стандартного стеклянного датчика с впаянными на расстоянии 7 мм один от другого платиновыми электродами длиной 7 мм, при которой сопротивление пленки росы между электродами в установившемся состоянии равно 107 Ом. В измерительной цепи электродов используется переменный ток низкого напряжения (6 - 12 В).

2. При сжигании сернистых мазутов с избытками воздуха 3 - 5 % температура точки росы дымовых газов зависит от содержания серы в топливе Sp (рис.).

При сжигании сернистых мазутов с предельно низкими избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура точки росы дымовых газов должна приниматься по результатам специальных измерений. Условия перевода котлов в режим с α ≤ 1,02 изложены в «Руководящих указаниях по переводу котлов, работающих на сернистых топливах, в режим сжигания с предельно малыми избытками воздуха» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).

3. При сжигании сернистых твердых топлив в пылевидном состоянии температура точки росы дымовых газов tp может быть подсчитана по приведенному содержанию в топливе серы и золы Sрпр , Арпр и температуре конденсации водяных паров tкон по формуле

где aун - доля золы в уносе (обычно принимается 0,85).

Рис. 1. Зависимость температуры точки росы дымовых газов от содержания серы в сжигаемом мазуте

Значение первого члена этой формулы при aун = 0,85 можно определить по рис. .

Рис. 2. Разности температур точки росы дымовых газов и конденсации водяных паров в них в зависимости от приведенных содержаний серы (Sрпр ) и золы (Арпр ) в топливе

4. При сжигании газообразных сернистых топлив точка росы дымовых газов может быть определена по рис. при условии, что содержание серы в газе рассчитывается как приведенное, то есть в процентах по массе на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоты сгорания газа.

Для газового топлива приведенное содержание серы в процентах по массе может быть определено по формуле

где m - число атомов серы в молекуле серосодержащего компонента;

q - объемный процент серы (серосодержащего компонента);

Qн - теплота сгорания газа в кДж/м3 (ккал/нм3);

С - коэффициент, равный 4,187, если Qн выражено в кДж/м3 и 1,0, если в ккал/м3.

5. Скорость коррозии сменяемой металлической набивки воздухоподогревателей при сжигании мазута зависит от температуры металла и степени коррозионной активности дымовых газов.

При сжигании сернистого мазута с избытком воздуха 3 - 5 % и обдувке поверхности паром скорость коррозии (с двух сторон в мм/год) набивки РВП ориентировочно может быть оценена по данным табл. .

Таблица 1

	Скорость коррозии (мм/год) при температуре стенки, ºС



		0,5Более 2 0,20
Св. 0,11 до 0,4 вкл.
Св. 0,41 до 1,0 вкл.

6. Для углей с высоким содержанием окиси кальция в золе температуры точки росы оказываются ниже вычисленных по п. настоящих Методических указаний. Для таких топлив рекомендуется использовать результаты непосредственных измерений.

Идентификация видов коррозии затруднена, и, следовательно, нередки ошибки при определении технологически и экономически оптимальных мер противодействия коррозии. Основные необходимые меры предпринимаются в соответствии с нормативными документами, где установлены пределы главных инициаторов коррозии.

ГОСТ 20995-75 «Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара» нормирует показатели в питательной воде: прозрачность, то есть количество взвешенных примесей; общая жесткость, содержание соединений железа и меди - предотвращение накипеобразования и железо- и медноокисных отложений; значение рН - предотвращение щелочной и кислотной коррозии и также пенообразования в барабане котла; содержание кислорода - предотвращение кислородной коррозии; содержание нитритов - предотвращение нитритной коррозии; содержание нефтепродуктов - предотвращение пенообразования в барабане котла.

Значения норм определены ГОСТом в зависимости от давления в котле (следовательно, от температуры воды), от мощности локального теплового потока и от технологии водоподготовки.

При исследовании причин коррозии, прежде всего, необходимо проводить осмотр (где это доступно) мест разрушения металла, анализ условий работы котла в предаварийный период, анализ качества питательной воды, пара и отложений, анализ конструктивных особенностей котла.

При внешнем осмотре можно подозревать следующие виды коррозии.

Кислородная коррозия

: входные участки труб стальных экономайзеров; питательные трубопроводы при встрече с недостаточно обескислороженной (выше нормы) водой - «прорывы» кислорода при плохой деаэрации; подогреватели питательной воды; все влажные участки котла во время его остановки и непринятия мер по предотвращению поступления воздуха в котел, особенно в застойных участках, при дренировании воды, откуда трудно удалить конденсат пара или полностью залить водой, например вертикальные трубы пароперегревателей. Во время простоев коррозия усиливается (локализируется) в присутствии щелочи (менее 100 мг/л).

Кислородная коррозия редко (при содержании кислорода в воде, значительном превышающем норму, - 0,3 мг/л) проявляется в паросепарационных устройствах барабанов котлов и на стенке барабанов на границе уровня воды; в опускных трубах. В подъемных трубах коррозия не проявляется из-за деаэрирующего действия паровых пузырьков.

Вид и характер повреждения . Язвы различной глубины и диаметра, часто покрытые бугорками, верхняя корка которых - красноватые окислы железа (вероятно, гематит Fе 2 О 3). Свидетельство активной коррозии: под коркой бугорков - черный жидкий осадок, наверное, магнетит (Fе 3 О 4) в смеси с сульфатами и хлоридами. При затухшей коррозии под коркой - пустота, а дно язвы покрыто отложениями накипи и шлама.

При рН воды > 8,5 - язвы редкие, но более крупные и глубокие, при рН < 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.

При скорости воды более 2 м/с бугорки могут принять продолговатую форму в направлении движения струи.

. Магнетитные корки достаточно плотные и могли бы служить надежным препятствием для проникновения кислорода внутрь бугорков. Но они часто разрушаются в результате коррозионной усталости, когда циклично изменяется температура воды и металла: частые остановы и пуски котла, пульсирующее движение пароводяной смеси, расслоение пароводяной смеси на отдельные пробки пара и воды, следующие друг за другом.

Коррозия усиливается с ростом температуры (до 350 °С) и увеличением содержания хлоридов в котловой воде. Иногда коррозию усиливают продукты термического распада некоторых органических веществ питательной воды.

Рис. 1. Внешний вид кислородной коррозии

Щелочная (в более узком смысле - межкристаллитная) коррозия

Места коррозионного повреждения металла . Трубы в зонах теплового потока большой мощности (район горелок и напротив вытянутого факела) - 300-400 кВт/м 2 и где температура металла на 5-10 °С выше температуры кипения воды при данном давлении; наклонные и горизонтальные трубы, где слабая циркуляция воды; места под толстыми отложениями; зоны вблизи подкладных колец и в самих сварных швах, например, в местах приварки внутрибарабанных паросепарационных устройств; места около заклепок.

Вид и характер повреждения . Полусферические или эллиптические углубления, заполненные продуктами коррозии, часто включающие блестящие кристаллы магнетита (Fе 3 О 4). Большая часть углублений покрыта твердой коркой. На стороне труб, обращенных к топке, углубления могут соединяться, образуя так называемую коррозионную дорожку шириной 20-40 мм и длиной до 2-3 м.

Если корка недостаточно устойчива и плотна, то коррозия может привести - в условиях механического напряжения - к появлению трещин в металле, особенно около щелей: заклепки, вальцовочные соединения, места приварки паросепарационных устройств.

Причины коррозионного повреждения . При высоких температурах - более 200 °С - и большой концентрации едкого натра (NаОН) - 10 % и более - защитная пленка (корка) на металле разрушается:

4NаОН + Fе 3 О 4 = 2NаFеО 2 + Nа 2 FеО 2 + 2Н 2 О (1)

Промежуточный продукт NаFеО 2 подвергается гидролизу:

4NаFеО 2 + 2Н 2 О = 4NаОН + 2Fe 2 О 3 + 2Н 2 (2)

То есть в этой реакции (2) едкий натр восстанавливается, в реакциях (1), (2) не расходуется, а выступает в качестве катализатора.

Когда магнетит удален, то едкий натр и вода могут реагировать с железом непосредственно с выделением атомарного водорода:

2NаОН + Fе = Nа 2 FеО 2 + 2Н (3)

4Н 2 О + 3Fе = Fе 3 О 4 + 8Н (4)

Выделяющийся водород способен диффундировать внутрь металла и образовывать с карбидом железа метан (CH 4):

4Н + Fе 3 С = СН 4 + 3Fе (5)

Возможно также объединение атомарного водорода в молекулярный (Н + Н = Н 2).

Метан и молекулярный водород не могут проникать внутрь металла, они скапливаются на границах зерен и при наличии трещин расширяют и углубляют их. Кроме того, эти газы препятствуют образованию и уплотнению защитных пленок.

Концентрированный раствор едкого натра образуется в местах глубокого упаривания котловой воды: плотные накипные отложения солей (вид подшламовой коррозии); кризис пузырькового кипения, когда образуется устойчивая паровая пленка над металлом - там металл почти не повреждается, но по краям пленки, где идет активное испарение, едкий натр концентрируется; наличие щелей, где идет испарение, отличное от испарения во всем объеме воды: едкий натр испаряется хуже, чем вода, не размывается водой и накапливается. Действуя на металл, едкий натр образует на границах зерен щели, направленные внутрь металла (вид межкристаллитной коррозии - щелевая).

Межкристаллитная коррозия под влиянием щелочной котловой воды чаще всего концентрируется в барабане котла.

Рис. 3. Межкристаллитная коррозия: а - микроструктура металла до коррозии, б - микроструктура на стадии коррозии, образование трещин по границе зерен металла

Такое коррозионное воздействие на металл возможно только при одновременном наличии трех факторов:

местные растягивающие механические напряжения, близкие или несколько превышающие предел текучести, то есть 2,5 МН/мм 2 ;
неплотные сочленения деталей барабана (указаны выше), где может происходить глубокое упаривание котловой воды и где накапливающийся едкий натр растворяет защитную пленку оксидов железа (концентрация NаОН более 10 %, температура воды выше 200 °С и - особенно - ближе к 300 °С). Если котел эксплуатируется с давлением меньшим, чем паспортное (например, 0,6-0,7 МПа вместо 1,4 МПа), то вероятность этого вида коррозии уменьшается;
неблагоприятное сочетание веществ в котловой воде, в которой отсутствуют необходимые защитные концентрации ингибиторов этого вида коррозии. В качестве ингибиторов могут выступать натриевые соли: сульфаты, карбонаты, фосфаты, нитраты, сульфитцеллюлозный щелок.

Рис. 4. Внешний вид межкристаллитной коррозии

Коррозионные трещины не развиваются, если соблюдается отношение:

(Nа 2 SО 4 + Nа 2 СО 3 + Nа 3 РО 4 + NаNО 3)/(NaOH) ≥ 5, 3 (6)

где Nа 2 SО 4 , Nа 2 СО 3 , Nа 3 РО 4 , NаNO 3 , NaOH - содержание соответственно натрий сульфата, натрий карбоната, натрий фосфата, натрий нитрата и натрий гидроксида, мг/кг.

В изготавливаемых в настоящее время котлах по крайней мере одно из указанных условий возникновения коррозии отсутствует.

Наличие в котловой воде кремниевых соединений также может усиливать межкристаллитную коррозию.

NаСl в данных условиях - не ингибитор коррозии. Выше было показано: ионы хлора (Сl -) - ускорители коррозии, из-за большой подвижности и малых размеров они легко проникают через защитные окисные пленки и дают с железом хорошо растворимые соли (FеСl 2 , FеСl 3) вместо малорастворимых оксидов железа.

В воде котельных традиционно контролируют значения общей минерализации, а не содержание отдельных солей. Вероятно, по этой причине было введено нормирование не по указанному соотношению (6), а по значению относительной щелочности котловой воды:

Щ кв отн = Щ ов отн = Щ ов 40 100/S ов ≤ 20, (7)

где Щ кв отн - относительная щелочность котловой воды, %; Щ ов отн - относительная щелочность обработанной (добавочной) воды, %; Щ ов - общая щелочность обработанной (добавочной) воды, ммоль/л; S ов - минерализация обработанной (добавочной) воды (в том числе - содержание хлоридов), мг/л.

Общая щелочность обработанной (добавочной) воды может быть принята равной, ммоль/л:

после натрий-катионирования - общей щелочности исходной воды;
после водород-натрий-катионирования параллельного - (0,3-0,4), или последовательного с «голодной» регенерацией водород-катионитного фильтра - (0,5-0,7);
после натрий-катионирования с подкислением и натрий-хлор-ионирования - (0,5-1,0);
после аммоний-натрий-катионирования - (0,5-0,7);
после известкования при 30-40 °С - (0,35-1,0);
после коагулирования - (Щ о исх - Д к), где Щ о исх - общая щелочность исходной воды, ммоль/л; Д к - доза коагулянта, ммоль/л;
после содоизвесткования при 30-40 °С - (1,0-1,5), а при 60-70 °С - (1,0-1,2).

Значения относительной щелочности котловой воды по нормам Ростехнадзора принимаются, %, не более:

для котлов с клепаными барабанами - 20;
для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами - 50;
для котлов со сварными барабанами и приваренными к ним трубами - любое значение, не нормируется.

Рис. 4. Результат межкристаллитной коррозии

По нормам Ростехнадзора Щ кв отн - один из критериев безопасной работы котлов. Правильнее проверять критерий потенциальной щелочной агрессивности котловой воды, который не учитывает содержание иона хлора:

К щ = (S ов - [Сl - ])/40 Щ ов, (8)

где К щ - критерий потенциальной щелочной агрессивности котловой воды; S ов - минерализация обработанной (добавочной) воды (в том числе - содержание хлоридов), мг/л; Сl - - содержание хлоридов в обработанной (добавочной) воде, мг/л; Щ ов - общая щелочность обработанной (добавочной) воды, ммоль/л.

Значение К щ можно принимать:

для котлов с клепаными барабанами давлением более 0,8 МПа ≥ 5;
для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами давлением более 1,4 МПа ≥ 2;
для котлов со сварными барабанами и приваренными к ним трубами, а также для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами давлением до 1,4 МПа и котлов с клепаными барабанами давлением до 0,8 МПа - не нормировать.

Подшламовая коррозия

Под этим названием объединяют несколько разных видов коррозии (щелочная, кислородная и др.). Накопление в разных зонах котла рыхлых и пористых отложений, шлама вызывает коррозию металла под шламом. Главная причина: загрязнение питательной воды окислами железа.

Нитритная коррозия

. Экранные и кипятильные трубы котла на стороне, обращенной в топку.

Вид и характер повреждений . Редкие, резко ограниченные крупные язвы.

. При наличии в питательной воде нитритных ионов (NО - 2) более 20 мкг/л, температуре воды более 200 °С, нитриты служат катодными деполяризатрами электрохимической коррозии, восстанавливаясь до НNО 2 , NО, N 2 (см. выше).

Пароводяная коррозия

Места коррозионных повреждений металла . Выходная часть змеевиков пароперегревателей, паропроводы перегретого пара, горизонтальные и слабонаклонные парогенерирующие трубы на участках плохой циркуляции воды, иногда по верхней образующей выходных змеевиков кипящих водяных экономайзеров.

Вид и характер повреждений . Налеты плотных черных оксидов железа (Fе 3 О 4), прочно сцепленных с металлом. При колебаниях температуры сплошность налета (корки) нарушается, чешуйки отваливаются. Равномерное утончение металла с отдулинами, продольными трещинами, разрывами.

Может идентифицироваться в качестве подшламовой коррозии: в виде глубоких язв с нечетко отграниченными краями, чаще возле выступающих внутрь трубы сварных швов, где скапливается шлам.

Причины коррозионных повреждений :

омывающая среда - пар в пароперегревателях, паропроводах, паровые «подушки» под слоем шлама;
температура металла (сталь 20) более 450 °С, тепловой поток на участок металла - 450 кВт/м 2 ;
нарушение топочного режима: зашлаковывание горелок, повышенное загрязнение труб внутри и снаружи, неустойчивое (вибрационное) горение, удлинение факела по направлению к трубам экранов.

В результате: непосредственное химическое взаимодействие железа с водяным паром (см. выше).

Микробиологическая коррозия

Вызывается аэробными и анаэробными бактериями, появляется при температурах 20-80 °С.

Места повреждений металла . Трубы и емкости до котла с водой указанной температуры.

Вид и характер повреждений . Бугорки разных размеров: диаметр от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров, редко - несколько десятков сантиметров. Бугорки покрыты плотными оксидами железа - продукт жизнедеятельности аэробных бактерий. Внутри - порошок и суспензия черного цвета (сульфид железа FеS) - продукт сульфатвосстанавливающих анаэробных бактерий, под черным образованием - круглые язвы.

Причины повреждений . В природной воде всегда присутствуют сульфаты железа, кислород и разные бактерии.

Железобактерии в присутствии кислорода образуют пленку оксидов железа, под ней анаэробные бактерии восстанавливают сульфаты до сульфида железа (FеS) и сероводорода (Н 2 S). В свою очередь, сероводород дает старт образованию сернистой (очень нестойкой) и серной кислот, и металл корродирует.

На коррозию котла этот вид оказывает косвенное влияние: поток воды при скорости 2-3 м/с срывает бугорки, уносит их содержимое в котел, увеличивая накопление шлама.

В редких случаях возможно протекание этой коррозии в самом котле, если во время длительной остановки котла в резерв он заполняется водой с температурой 50-60 о С, и температура поддерживается за счет случайных прорывов пара из соседних котлов.

«Хелатная» коррозия

Места коррозионного повреждения . Оборудование, в котором пар отделяется от воды: барабан котла, паросепарационные устройства в барабане и вне его, также - редко - в трубопроводах питательной воды и экономайзере.

Вид и характер повреждения . Поверхность металла - гладкая, но если среда движется с большой скоростью, то корродированная поверхность - негладкая, имеет подковообразные углубления и «хвосты», ориентированные в направлении движения. Поверхность покрыта тонкой матовой или черной блестящей пленкой. Явных отложений нет, нет и продуктов коррозии, потому что «хелат» (специально вводимые в котел органические соединения полиаминов) уже прореагировал.

В присутствии кислорода, что в нормально работающем котле случается редко, коррозированная поверхность - «взбодренная»: шероховатости, островки металла.

Причины коррозионного повреждения . Механизм действия «хелата» описан ранее («Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ», 1(6)΄ 2011, с.40).

«Хелатная» коррозия возникает при передозировке «хелата», но и при нормальной дозе возможна, так как «хелат» концентрируется в зонах, где идет интенсивное испарение воды: пузырьковое кипение заменяется пленчатым. В паросепарационных устройствах бывают случаи особенно разрушительного действия «хелатной» коррозии из-за больших турбулентных скоростей воды и пароводяной смеси.

Все описанные коррозионные повреждения могут иметь синэнергетический эффект, так что суммарный ущерб от совместного действия разных факторов коррозии может превысить сумму ущерба от отдельных видов коррозии.

Как правило, действие коррозионных агентов усиливает нестабильный тепловой режим котла, что вызывает коррозионную усталость и возбуждает термоусталостную коррозию: число пусков из холодного состояния - более 100, общее число пусков - более 200. Так как эти виды разрушений металла проявляются редко, то трещины, разрыв труб имеют вид, идентичный поражениям металла от разных видов коррозии.

Обычно для идентификации причины разрушения металла требуются дополнительно металлографические исследования: рентгенография, ультразвук, цветная и магнито-порошковая дефектоскопия.

Разными исследователями были предложены программы диагностирования видов коррозионных повреждений котельных сталей. Известны программа ВТИ (А.Ф. Богачев с сотрудниками) - в основном для энергетических котлов высокого давления, и разработки объединения «Энергочермет» - в основном для энергетических котлов низкого и среднего давления и котлов-утилизаторов.

Глава четвертая Предварительная очистка воды и физико-химические процессы

4.1. Очистка воды методом коагуляции

4.2. Осаждение методами известкования и содоизвесткования

Глава пятая Фильтрование воды на механических фильтрах

Фильтрующие материалы и основные характеристики структуры фильтрованных слоев

Глава шестая Обессоливание воды

6.1. Физико-химические основы ионного обмена

6.2. Ионообменные материалы и их характеристики

6.3. Технология ионного обмена

6.4. Малосточные схемы ионитных водоподготовок

6.5. Автоматизация водоподготовительных установок

6.6. Перспективные технологии водоочистки

6.6.1. Противоточная технология ионирования

Назначение и область применения

Основные принципиальные схемы впу

Глава седьмая Термический метод очистки воды

7.1. Метод дистилляции

7.2. Предотвращение накипеобразования в испарительных установках физическими методами

7.3. Предотвращение накипеобразования в испарительных установках химическими, конструктивными и технологическими методами

Глава восьмая Очистка высокоминерализованных вод

8.1. Обратный осмос

8.2. Электродиализ

Глава девятая Водоподготовка в тепловых сетях с непосредственным водозабором

9.1. Основные положения

Нормы органолептических показателей воды

Нормы бактериологических показателей воды

Показатели пдк (нормы) химического состава воды

9.2. Подготовка добавочной воды методом н-катионирования с голодной регенерацией

9.3. Снижение карбонатной жесткости (щелочности) добавочной воды методом подкисления

9.4. Декарбонизация воды методом известкования

9.6. Магнитная противонакипная обработка добавочной воды

9.7. Подготовка воды для закрытых тепловых сетей

9.8. Подготовка воды для местных систем горячего водоснабжения

9.9. Подготовка воды для отопительных систем теплоснабжения

9.10. Технология обработки воды комплексонами в системах теплоснабжения

Глава десятая Очистка воды от растворенных газов

10.1. Общие положения

10.2. Удаление свободной углекислоты

Высота слоя в метрах насадки из колец Рашига определяется из уравнения:

10.3. Удаление кислорода физико-химическими методами

10.4. Деаэрация в деаэраторах атмосферного и пониженного давления

10.5. Химические методы удаления газов из воды

Глава одиннадцатая Стабилизационная обработка воды

11.1. Общие положения

11.2. Стабилизация воды подкислением

11.3. Фосфатирование охлаждающей воды

11.4. Рекарбонизация охлаждающей воды

Глава двенадцатая

Применение окислителей для борьбы

С биологическим обрастанием теплообменников

И обеззараживания воды

Глава тринадцатая Расчет механических и ионообменных фильтров

13.1. Расчет механических фильтров

13.2. Расчет ионитных фильтров

Глава четырнадцатая Примеры расчета водоподготовительных установок

14.1. Общие положения

14.2. Расчет установки химического обессоливания с параллельным включением фильтров

14.3. Расчет декарбонизатора с насадкой из колец Рашига

14.4. Расчет фильтров смешанного действия (фсд)

14.5. Расчет обессоливающей установки с блочным включением фильтров (расчет «цепочек»)

Особые условия и рекомендации

Расчет н-катионитных фильтров 1-й ступени ()

Расчет анионитных фильтров 1-й ступени (а1)

Расчет н-катионитных фильтров 2-й ступени ()

Расчет анионитных фильтров 2-й ступени (а2)

14.6. Расчет электродиализной установки

Глава пятнадцатая краткие технологии очистки конденсатов

15.1. Электромагнитный фильтр (эмф)

15.2. Особенности осветления турбинных и производственных конденсатов

Глава шестнадцатая Краткие технологии очистки сточных вод теплоэнергетики

16.1. Основные понятия о сточных водах тэс и котельных

16.2. Воды химводоочисток

16.3. Отработавшие растворы от промывок и консервации теплосилового оборудования

16.4. Теплые воды

16.5.Воды гидрозолоудаления

16.6. Обмывочные воды

16.7. Нефтезагрязненные воды

Часть II. Водно-химический режим

Глава вторая Химический контроль – основа водно-химического режима

Глава третья коррозия металла паросилового оборудования и методы борьбы с ней

3.1. Основные положения

3.2. Коррозия стали в перегретом паре

3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов

3.4. Коррозия элементов парогенераторов

3.4.1. Коррозия парообразующих труб и барабанов парогенераторов во время их эксплуатации

3.4.2. Коррозия пароперегревателей

3.4.3. Стояночная коррозия парогенераторов

3.5. Коррозия паровых турбин

3.6. Коррозия конденсаторов турбин

3.7. Коррозия оборудования подпиточного и сетевого трактов

3.7.1. Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов

3.7.2. Коррозия трубок теплообменных аппаратов

3.7.3. Оценка коррозионного состояния действующих систем горячего водоснабжения и причины коррозии

3.8. Консервация теплоэнергетического оборудования и теплосетей

3.8.1. Общее положение

3.8.2. Способы консервации барабанных котлов

3.8.3. Способы консервации прямоточных котлов

3.8.4. Способы консервации водогрейных котлов

3.8.5. Способы консервации турбоустановок

3.8.6. Консервация тепловых сетей

3.8.7. Краткие характеристики применяемых химических реагентов для консервации и меры предосторожности при работе с ними Водный раствор гидразингидрата n2н4·н2о

Водный раствор аммиака nh4(oh)

Трилон б

Тринатрийфосфат Na3po4·12н2о

Едкий натр NaOh

Силикат натрия (жидкое стекло натриевое)

Гидроксид кальция (известковый раствор) Са(он)2

Контактный ингибитор

Летучие ингибиторы

Глава четвертая отложения в энергетическом оборудовании и способы устранения

4.1. Отложения в парогенераторах и теплообменниках

4.2. Состав, структура и физические свойства отложений

4.3. Образование отложений на внутренних поверхностях нагрева парогенераторов с многократной циркуляцией и теплообменников

4.3.1. Условия образования твердой фазы из солевых растворов

4.3.2. Условия образования щелочно-земельных накипей

4.3.3. Условия образования ферро - и алюмосиликатных накипей

4.3.4. Условия образования железоокисных и железофосфатных накипей

4.3.5. Условия образования медных накипей

4.3.6. Условия образования отложений легкорастворимых соединений

4.4. Образование отложений на внутренних поверхностях прямоточных парогенераторов

4.5. Образование отложений на охлаждаемых поверхностях конденсаторов и по такту охлаждающей воды

4.6. Отложения по паровому тракту

4.6.1. Поведение примесей пара в пароперегревателе

4.6.2. Поведение примесей пара в проточной части паровых турбин

4.7. Образование отложений в водогрейном оборудовании

4.7.1. Основные сведения об отложениях

4.7.2. Организация химического контроля и оценка интенсивности накипеобразования в водогрейном оборудовании

4.8. Химические очистки оборудования тэс и котельных

4.8.1. Назначение химических очисток и выбор реагентов

4.8.2. Эксплуатационные химические очистки паровых турбин

4.8.3. Эксплуатационные химические очистки конденсаторов и сетевых подогревателей

4.8.4. Эксплуатационные химические очистки водогрейных котлов Общие положения

Технологические режимы очистки

4.8.5. Важнейшие реагенты для удаления отложений из водогрейных и паровых котлов низкого и среднего давлений

Глава пятая водно-химический режим (вхр) в энергетике

5.1. Водно-химические режимы барабанных котлов

5.1.1. Физико-химическая характеристика внутрикотловых процессов

5.1.2. Методы коррекционной обработки котловой и питательной воды

5.1.2.1. Фосфатная обработка котловой воды

5.1.2.2. Амминирование и гидразинная обработка питательной воды

5.1.3. Загрязнения пара и способы их удаления

5.1.3.1. Основные положения

5.1.3.2. Продувка барабанных котлов тэс и котельных

5.1.3.3. Ступенчатое испарение и промывка пара

5.1.4. Влияние водно-химического режима на состав и структуру отложений

5.2. Водно-химические режимы блоков скд

5.3. Водно-химический режим паровых турбин

5.3.1. Поведение примесей в проточной части турбин

5.3.2. Водно-химический режим паровых турбин высоких и сверхвысоких давлений

5.3.3. Водно-химический режим турбин насыщенного пара

5.4. Водный режим конденсаторов турбин

5.5. Водно-химический режим тепловых сетей

5.5.1. Основные положения и задачи

5.5.3. Повышение надежности водно-химического режима теплосетей

5.5.4. Особенности водно-химического режима при эксплуатации водогрейных котлов, сжигающих мазутное топливо

5.6. Проверка эффективности проводимых на тэс, котельных водно-химических режимов

Часть III Случаи аварийных ситуаций в теплоэнергетике из-за нарушений водно-химического режима

Оборудование водоподготовительных установок (впу) останавливает котельную и заводы

Карбонат кальция задает загадки…

Магнитная обработка воды перестала предотвращать карбонатно-кальциевое накипеобразование. Почему?

Как предупредить отложения и коррозию в небольших водогрейных котлах

Какие соединения железа осаждаются в водогрейных котлах?

В трубках псв образуются отложения из силиката магния

Как взрываются деаэраторы?

Как спасти трубопроводы умягченной воды от коррозии?

Соотношение концентраций ионов в исходной воде определяет агрессивность котловой воды

Почему «горели» трубы только заднего экрана?

Как удалять из экранных труб органо-железистые отложения?

Химические «перекосы» в котловой воде

Эффективна ли периодическая продувка котлов в борьбе с железоокисным преобразованием?

Свищи в трубах котла появились до начала его эксплуатации!

Почему прогрессировала стояночная коррозия в самых «молодых» котлах?

Почему разрушались трубы в поверхностном пароохладителе?

Чем опасен котлам конденсат?

Основные причины аварийности тепловых сетей

Проблемы котельных птицепрома Омского региона

Почему не работали цтп в Омске

Причина высокой аварийности систем теплоснабжения в Советском районе г. Омска

Почему высока коррозионная аварийность на новых трубопроводах теплосети?

Сюрпризы природы? Белое море наступает на Архангельск

Река Омь угрожает аварийным остановом теплоэнергетического и нефтехимического комплексов г. Омска?

– Увеличена дозировка коагулянта на предочистку;

Выписка из «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей», утв. 19.06.2003

Требования к приборам ахк (Автоматика химического контроля)

Требования к средствам лабораторного контроля

Сравнение технических характеристик приборов различных фирм производителей

3.2. Коррозия стали в перегретом паре

Система железо – водяной пар термодинамически неустойчива. Взаимодействие этих веществ может протекать с образованием магнетита Fe 3 O 4 или вюстита FeO:


;

Анализ реакций (2.1) – (2.3) свидетельствует о своеобразном разложении водяного пара при взаимодействии с металлом с образованием молекулярного водорода, который не является следствием собственно термической диссоциации водяного пара. Из уравнений (2.1) – (2.3) следует, что при коррозии сталей в перегретом паре в отсутствие кислорода на поверхности может образоваться только Fe 3 О 4 или FeO.

При наличии в перегретом паре кислорода (например, в нейтральных водных режимах, с дозированием кислорода в конденсат) в перегревательной зоне возможно образование гематита Fe 2 O 3 за счет доокисления магнетита.

Считают, что коррозия в паре, начиная с температуры 570 °С, является химической. В настоящее время предельная температура перегрева для всех котлов снижена до 545 °С, и, следовательно, в пароперегревателях происходит электрохимическая коррозия. Выходные участки первичных пароперегревателей выполняют из коррозионно-стойкой аустенитной нержавеющей стали, выходные участки промежуточных пароперегревателей, имеющие ту же конечную температуру перегрева (545 °С), – из перлитных сталей. Поэтому коррозия промежуточных пароперегревателей обычно проявляется в сильной степени.

В результате воздействия пара на сталь на ее первоначально чистой поверхности постепенно образуется так называемый топотактический слой, плотно сцепленный с самим металлом и потому защищающий его от коррозии. С течением времени на этом слое нарастает второй так называемый эпитактический слой. Оба эти слоя для уровня температур пара до 545 °С представляют собой магнетит, но структура их не одинакова – эпитактический слой крупнозернист и не защищает от коррозии.

Скорость разложения пара

мгН 2 /(см 2  ч)

Рис. 2.1. Зависимость скорости разложения перегретого пара

от температуры стенки

Влиять на коррозию перегревательных поверхностей методами водного режима не удается. Поэтому основная задача водно-химического режима собственно пароперегревателей заключается в систематическом наблюдении за состоянием металла пароперегревателей с целью недопущения разрушения топотактического слоя. Это может происходить за счет попадания в пароперегреватели и осаждения в них отдельных примесей, особенно солей, что возможно, например, в результате резкого повышения уровня в барабане котлов высокого давления. Связанные с этим отложения солей в пароперегревателе могут привести как к повышению температуры стенки, так и к разрушению защитной оксидной топотактической пленки, о чем можно судить по резкому возрастанию скорости разложения пара (рис. 2.1).

3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов

Значительная часть коррозионных повреждений оборудования тепловых электростанций приходится на долю тракта питательной воды, где металл находится в наиболее тяжелых условиях, причиной чего является коррозионная агрессивность соприкасающихся с ним химически обработанной воды, конденсата, дистиллята и смеси их. На паротурбинных электростанциях основным источником загрязнения питательной воды соединениями меди является аммиачная коррозия конденсаторов турбин и регенеративных подогревателей низкого давления, трубная система которых выполнена из латуни.

Тракт питательной воды паротурбинной электростанции можно разделить на два основных участка: до термического деаэратора и после него, причем условия протекания в них коррозии резко различны. Элементы первого участка тракта питательной воды, расположенные до деаэратора, включают трубопроводы, баки, конденсатные насосы, конденсатопроводы и другое оборудование. Характерной особенностью коррозии этой части питательного тракта является отсутствие возможности истощения агрессивных агентов, т. е. угольной кислоты и кислорода, содержащихся в воде. Вследствие непрерывного поступления и движения новых порций воды по тракту происходит постоянное пополнение их убыли. Непрерывное удаление части продуктов реакции железа с водой и приток свежих порций агрессивных агентов создают благоприятные условия для интенсивного протекания коррозионных процессов.

Источником появления кислорода в конденсате турбин являются присосы воздуха в хвостовой части турбин и в сальниках конденсатных насосов. Подогрев воды, содержащей О 2 и СО 2 в поверхностных подогревателях, расположенных на первом участке питательного тракта, до 60–80 °С и выше приводит к серьезным коррозионным повреждениям латунных труб. Последние становятся хрупкими, и нередко латунь после нескольких месяцев работы приобретает губчатую структуру в результате ярко выраженной избирательной коррозии.

Элементы второго участка тракта питательной воды – от деаэратора до парогенератора – включают питательные насосы и магистрали, регенеративные подогреватели и экономайзеры. Температура воды на этом участке в результате последовательного подогрева воды в регенеративных подогревателях и водяных экономайзерах приближается к температуре котловой воды. Причиной коррозии оборудования, относящегося к этой части тракта, является главным образом воздействие на металл растворенной в питательной воде свободной углекислоты, источником которой является добавочная химически обработанная вода. При повышенной концентрации ионов водорода (рН < 7,0), обусловленной наличием растворенной углекислоты и значительным подогревом воды, процесс коррозии на этом участке питательного тракта развивается преимущественно с выделением водорода. Коррозия имеет сравнительно равномерный характер.

При наличии оборудования, изготовленного из латуни (подогреватели низкого давления, конденсаторы), обогащение воды соединениями меди по пароконденсатному тракту протекает в присутствии кислорода и свободного аммиака. Увеличение растворимости гидратированной окиси меди происходит за счет образования медно-аммиачных комплексов, например Сu(NH 3) 4 (ОН) 2 . Эти продукты коррозии латунных трубок подогревателей низкого давления начинают разлагаться на участках тракта регенеративных подогревателей высокого давления (п. в. д.) с образованием менее растворимых окислов меди, частично осаждающихся на поверхности трубок п. в. д. Медистые отложения на трубках п. в. д. способствуют их коррозии во время работы и длительной стоянки оборудования без консервации.

При недостаточно глубокой термической деаэрации питательной воды язвенная коррозия наблюдается преимущественно на входных участках экономайзеров, где кислород выделяется вследствие заметного повышения температуры питательной воды, а также в застойных участках питательного тракта.

Теплоиспользующая аппаратура потребителей пара и трубопроводы, по которым возвращается производственный конденсат на ТЭЦ, подвергаются коррозии под действием содержащихся в нем кислорода и угольной кислоты. Появление кислорода объясняется контактом конденсата с воздухом в открытых баках (при открытой схеме сбора конденсата) и подсосами через неплотности в оборудовании.

Основными мероприятиями для предотвращения коррозии оборудования, расположенного на первом участке тракта питательной воды (от водоподготовительной установки до термического деаэратора), являются:

1) применение защитных противокоррозионных покрытий поверхностей водоподготовительного оборудования и бакового хозяйства, которые омываются растворами кислых реагентов или коррозионно-агрессивными водами с использованием резины, эпоксидных смол, лаков на перхлорвиниловой основе, жидкого найрита и силикона;

2) применение кислотостойких труб и арматуры, изготовленных из полимерных материалов (полиэтилена, полиизобутилена, полипропилена и др.) либо стальных труб и арматуры, футерованных внутри защитными покрытиями, наносимыми методом газопламенного напыления;

3) применение труб теплообменных аппаратов из коррозионно-стойких металлов (красная медь, нержавеющая сталь);

4) удаление свободной углекислоты из добавочной химически обработанной воды;

5) постоянный вывод неконденсирующихся газов (кислорода и угольной кислоты) из паровых камер регенеративных подогревателей низкого давления, охладителей и подогревателей сетевой воды и быстрый отвод образующегося в них конденсата;

6) тщательное уплотнение сальников конденсатных насосов, арматуры и фланцевых соединений питательных трубопроводов, находящихся под вакуумом;

7) обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха и контроль за присосами воздуха с помощью регистрирующих кислородомеров;

8) оснащение конденсаторов специальными дегазационными устройствами с целью удаления кислорода из конденсата.

Для успешной борьбы с коррозией оборудования и трубопроводов, расположенных на втором участке тракта питательной воды (от термических деаэраторов до парогенераторов), применяются следующие мероприятия:

1) оснащение ТЭС термическими деаэраторами, выдающими при любых режимах работы деаэрированную воду с остаточным содержанием кислорода и углекислоты, не превышающим допустимые нормы;

2) максимальный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер регенеративных подогревателей высокого давления;

3) применение коррозионно-стойких металлов для изготовления соприкасающихся с водой элементов питательных насосов;

4) противокоррозионная защита питательных и дренажных баков путем нанесения неметаллических покрытий, стойких при температурах до 80–100 °С, например асбовинила (смеси лака этиноль с асбестом) или лакокрасочных материалов на основе эпоксидных смол;

5) подбор коррозионно-стойких конструкционных металлов, пригодных для изготовления труб регенеративных подогревателей высокого давления;

6) постоянная обработка питательной воды щелочными реагентами с целью поддержания заданного оптимального значения рН питательной воды, при котором подавляется углекислотная коррозия и обеспечивается достаточная прочность защитной пленки;

7) постоянная обработка питательной воды гидразином для связывания остаточного кислорода после термических деаэраторов и создания ингибиторного эффекта торможения перехода соединений железа с поверхности оборудования в питательную воду;

8) герметизация баков питательной воды путем организации так называемой закрытой системы, чтобы предотвратить попадание кислорода с питательной водой в экономайзеры парогенераторов;

9) осуществление надежной консервации оборудования тракта питательной воды во время его простоя в резерве.

Эффективным методом снижения концентрации продуктов коррозии в конденсате, возвращаемом на ТЭЦ потребителями пара, является введение в отборный пар турбин, направляемый потребителям, пленкообразующих аминов – октадециламина или его заменителей. При концентрации этих веществ в паре, равной 2–3 мг/дм 3 , можно снизить содержание окислов железа в производственном конденсате в 10–15 раз. Дозирование водной эмульсии полиаминов с помощью насоса-дозатора не зависит от концентрации в конденсате угольной кислоты, так как действие их не связано с нейтрализующими свойствами, а основано на способности этих аминов образовывать на поверхности стали, латуни и других металлов нерастворимые и несмачиваемые водой пленки.

Низкотемпературной коррозии подвергаются поверхности нагрева трубчатых и регенеративных воздухоподогревателей, низкотемпературных экономайзеров, а также металлические газоходы и дымовые трубы при температурах металла ниже точки росы дымовых газов. Источником низкотемпературной коррозии является серный ангидрид SO 3 , образующий в дымовых газах пары серной кислоты, которая конденсируется при температурах точки росы дымовых газов. Нескольких тысячных долей процента SO 3 в газах достаточно для того, чтобы вызвать коррозию металла со скоростью, превышающей 1 мм/год. Низкотемпературная коррозия замедляется при организации топочного процесса с малыми избытками воздуха, а также при применении присадок к топливу и повышении коррозионной стойкости металла.

Высокотемпературной коррозии подвергаются топочные экраны барабанных и прямоточных котлов при сжигании твердого топлива, пароперегреватели и их крепления, а также экраны нижней радиационной части котлов сверхкритического давления при сжигании сернистого мазута.

Коррозия внутренней поверхности труб является следствием взаимодействия с металлом труб газов кислорода и углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде. В современных котлах сверхкритического давления пара содержание газов и коррозионноактивных солей в результате глубокого обессоливания питательной воды и термической деаэрации незначительно и основной причиной коррозии является взаимодействие металла с водой и паром. Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язвин, раковин и трещин; наружная поверхность поврежденных труб может ничем не отличаться от здоровых.

К повреждениям в результате внутренней коррозии труб также относятся:
кислородная стояночная коррозия, поражающая любые участки внутренней поверхности труб. Наиболее интенсивно поражаются участки, покрытые водорастворимыми отложениями (трубы пароперегревателей и переходной зоны прямоточных котлов);
подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, возникающая под действием концентрированной щелочи вследствие упаривания воды под слоем шлама;
коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах в результате одновременного воздействия коррозионной среды и переменных термических напряжений.

Окалина образуется на трубах вследствие перегрева их до температур, значительно превышающих расчетные. В связи с ростом производительности котлоагрегатов в последнее время участились случаи выхода из строя труб пароперегревателей из-за недостаточной окалиностойкости к топочным газам. Интенсивное окалинообразование наиболее часто наблюдается при сжигании мазута.

Износ стенок труб происходит в результате истирающего действия угольной и сланцевой пыли и золы, а также струй пара, выходящих из поврежденных соседних труб или сопел обдувочных аппаратов. Иногда причиной износа и наклепа стенок труб служит дробь, применяемая для очистки поверхностей нагрева. Места и степень износа труб определяют наружным осмотром и измерением их диаметра. Фактическую толщину стенки трубы измеряют ультразвуковым толщиномером.

Коробление экранных и кипятильных труб, а также отдельных труб и участков настенных панелей радиационной части прямоточных котлов возникает при установке труб с неравномерным натягом, обрыве креплений труб, упуске воды и из-за отсутствия свободы для их тепловых перемещений. Коробление змеевиков и ширм пароперегревателя происходит главным образом вследствие обгорания подвесок и креплений, чрезмерного и неравномерного натяга, допущенного при установке или замене отдельных элементов. Коробление змеевиков водяного экономайзера происходит вследствие перегорания и смещения опор и подвесок.

Свищи, отдулины, трещины и разрывы могут появиться также в результате: отложения в трубах накипи, продуктов коррозии, технологической окалины, сварочного грата и других посторонних предметов, замедляющих циркуляцию воды и способствующих перегреву металла труб; наклепа дробью; несоответствия марки стали параметрам пара и температуре газов; внешних механических повреждений; нарушения режимов эксплуатации.

Коррозия и эрозия в котлах среднего и низкого давления со стороны топки. Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов Котельная виды коррозии и повреждения котлов

ТОЧЕЧНАЯ КОРРОЗИЯ

ОБРАБОТКА КОТЛОВОЙ ВОДЫ

КОРРОЗИЯ В КОНЦЕНТРИРОВАННОЙ КОТЛОВОЙ ВОДЕ

ЩЕЛОЧНАЯ ХРУПКОСТЬ СТАЛИ

КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ

Популярные статьи

Приложение

Кислородная коррозия

Щелочная (в более узком смысле - межкристаллитная) коррозия

Нитритная коррозия

Пароводяная коррозия

Микробиологическая коррозия

«Хелатная» коррозия

3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов