На кораби парни котликорозия може да възникне и от двете страни верига пара-вода, и от продуктите на изгаряне на гориво.

Вътрешните повърхности на веригата пара-вода могат да бъдат обект на следните видове корозия;

Кислородната корозия е най-опасният вид корозия. Характерна особеносткислородната корозия е образуването на локална точкова корозия, която достига дълбоки ями и през дупки; Входните секции на економайзерите, колекторите и водосточните тръби на циркулационните вериги са най-податливи на кислородна корозия.

Нитритна корозия - за разлика от кислородната корозия, засяга вътрешните повърхности на топлинно напрегнатите повдигащи тръби и причинява образуването на по-дълбоки ями с диаметър 15 ^ 20 mm.

Междукристалната корозия е специален вид корозия и възниква в местата на най-голямо напрежение на метала (заварки, валцовани и фланцови съединения) в резултат на взаимодействието на метала на котела с високо концентрирана основа. Характерна особеност е появата върху металната повърхност на мрежа от малки пукнатини, постепенно прерастващи в сквозни пукнатини;

Корозията на утайката възниква на местата, където се отлага утайката и в застоялите зони на циркулационните вериги на котела. Процесът е електрохимичен по природа, когато железните оксиди влязат в контакт с метала.

Следните видове корозия могат да се наблюдават от продуктите от изгарянето на горивото;

Газовата корозия засяга нагряващите повърхности на изпарителя, прегряването и економайзера, облицовката на корпуса,

Газопроводни щитове и други котелни елементи, изложени на високи температури на газа, когато температурата на метала на котелните тръби се повиши над 530 0C (за въглеродна стомана), започва разрушаването на защитния оксиден филм на повърхността на тръбите, осигуряващ безпрепятствен достъп. на кислород към чистия метал. В този случай се появява корозия на повърхността на тръбите с образуване на мащаб.

Непосредствената причина за този вид корозия е нарушение на режима на охлаждане на тези елементи и повишаване на тяхната температура над допустимото ниво. Поради причини, свързани с нагревателните повърхности на тръбите YshМоже да има вариации в температурата на стената; образуването на значителен слой котлен камък, нарушения в режима на циркулация (стагнация, преобръщане, образуване на парни шлюзове), загуба на вода от котела, неравномерно разпределение на водата и извличане на пара по дължината на парния колектор.

Високотемпературната (ванадиева) корозия засяга нагревателните повърхности на паропрегревателите, разположени в зоната на високи температури на газа. При изгаряне на гориво се образуват ванадиеви оксиди. В този случай при недостиг на кислород се образува ванадиев триоксид, а при излишък - ванадиев пентоксид. Ванадиевият пентоксид U205, който има точка на топене 675 0C, е корозивен. Ванадиевият пентоксид, отделен при изгаряне на мазут, полепва върху високотемпературни нагряващи повърхности и предизвиква активно разрушаване на метала. Експериментите показват, че дори съдържание на ванадий до 0,005% от теглото може да причини опасна корозия.

Ванадиевата корозия може да бъде предотвратена чрез намаляване на допустимата температура на метала на котелните елементи и организиране на изгаряне с минимални коефициенти на излишък на въздух a = 1,03 + 1,04.

Нискотемпературната (киселинна) корозия засяга главно нагревателните повърхности на опашката. Продуктите от горенето на сярнистото мазут винаги съдържат водна пара и серни съединения, които образуват сярна киселина, когато се комбинират помежду си. Когато газовете измиват относително студените нагревателни повърхности на опашката, парите на сярната киселина кондензират върху тях и причиняват корозия на метала. Интензивността на нискотемпературната корозия зависи от концентрацията на сярна киселина във филма от влага, отложен върху нагревателните повърхности. В същото време концентрацията на SO3 в продуктите на горенето се определя не само от съдържанието на сяра в горивото. Основните фактори, влияещи върху скоростта на нискотемпературната корозия са;

Условия за протичане на реакцията на горене в пещта. Тъй като коефициентът на излишен въздух се увеличава, процент B03 газ (при a = 1,15 се окислява 3,6% от съдържащата се в горивото сяра; при a = 1,7 се окислява около 7% от сярата). При коефициенти на излишък на въздух a = 1,03 - 1,04 практически не се образува серен анхидрид B03;

Състояние на нагревателните повърхности;

Захранване на котела с твърде студена вода, което води до падане на температурата на стените на тръбите на економайзера под точката на оросяване на сярната киселина;

Концентрация на вода в горивото; При изгаряне на наситени с вода горива точката на оросяване се повишава поради повишаване на парциалното налягане на водните пари в продуктите на горенето.

Стационарната корозия засяга външните повърхности на тръби и колектори, корпуси, горивни устройства, фитинги и други елементи на газо-въздухопровода на котела. Саждите, образувани при изгарянето на горивото, покриват нагревателните повърхности и вътрешните части на газовъздушния канал на котела. Саждите са хигроскопични и когато котелът се охлади, лесно абсорбира влагата, причинявайки корозия. Корозията има улцеративен характер, когато върху металната повърхност се образува филм от разтвор на сярна киселина, когато котелът се охлади и температурата на неговите елементи спадне под точката на оросяване на сярната киселина.

Борбата с корозията в застой се основава на създаване на условия, които предотвратяват навлизането на влага върху повърхността на метала на котела, както и нанасяне на антикорозионни покрития върху повърхностите на елементите на котела.

При краткотраен престой на котлите, след проверка и почистване на отоплителните повърхности, за да се предотврати навлизането на атмосферни валежи в димоотводите на котлите, е необходимо да се постави капак на комина, да се затворят въздушните регистри и ревизионните отвори. Необходимо е постоянно да се следи влажността и температурата в MKO.

За да предотвратите корозия на котлите по време на бездействие, различни начинисъхранение на бойлер. Има два метода за съхранение; влажен и сух.

Основният метод за съхранение на котли е мокро съхранение. Това включва пълно запълване на котела с питателна вода, преминала през електронно-йонен обмен и деоксигениращи филтри, включително прегревател и економайзер. Котлите могат да се съхраняват на мокро място за не повече от 30 дни. При по-дълъг престой на бойлерите се използва сухо съхранение на котела.

Сухото съхранение включва пълно източване на водата от котела и поставяне на калико торби със силикагел, който абсорбира влагата, в колекторите на котела. Периодично колекторите се отварят, извършва се контролно измерване на масата на силикагела, за да се определи масата на абсорбираната влага и изпарението на абсорбираната влага от силикагела.

Морски сайт Русия не 05 октомври 2016 г. Създаден: 05 октомври 2016 г. Актуализиран: 05 октомври 2016 г. Преглеждания: 5363

Видове корозия. По време на работа елементите на парния котел са изложени на агресивни среди - вода, пара и димни газове. Има химична и електрохимична корозия.

Химическа корозияпричинена от пара или вода, разрушава метала равномерно по цялата повърхност. Скоростта на такава корозия в съвременните морски котли е ниска. По-опасна е локалната химическа корозия, причинена от агресивни химични съединения, съдържащи се в пепелните отлагания (сяра, ванадиев оксид и др.).

Най-често срещаният и опасен е електрохимична корозияпротичане във водни разтвори на електролити, когато възниква електрически ток, причинен от потенциална разлика между отделни участъци от метала, които се различават по химическа хетерогенност, температура или качество на обработка.
Ролята на електролит играе вода (при вътрешна корозия) или кондензирана водна пара в отлагания (при външна корозия).

Появата на такива микрогалванични двойки на повърхността на тръбите води до факта, че атомите на металните йони преминават във вода под формата на положително заредени йони и повърхността на тръбата на това място придобива отрицателен заряд. Ако разликата в потенциалите на такива микрогалванични двойки е незначителна, тогава на границата метал-вода постепенно се създава двоен електрически слой, който забавя по-нататъшното протичане на процеса.

Въпреки това, в повечето случаи потенциалите индивидуални парцелиса различни, което предизвиква появата на ЕМП, насочена от по-висок потенциал (анод) към по-малък (катод).

В този случай атомите на металните йони преминават от анода във водата, а излишните електрони се натрупват на катода. В резултат на това ЕМП и следователно интензивността на процеса на разрушаване на метала рязко намалява.

Това явление се нарича поляризация. Ако анодният потенциал намалява в резултат на образуването на защитен оксиден филм или увеличаване на концентрацията на метални йони в анодната зона, а катодният потенциал остава практически непроменен, тогава поляризацията се нарича анодна.

По време на катодна поляризация в разтвор на катода, концентрацията на йони и молекули, способни да отстранят излишните електрони от металната повърхност, рязко спада. От това следва, че основният момент в борбата с електрохимичната корозия е създаването на условия, при които ще се поддържат и двата вида поляризация.
На практика това е невъзможно да се постигне, тъй като водата в котела винаги съдържа деполяризатори - вещества, които нарушават поляризационните процеси.

Деполяризаторите включват O 2 и CO 2 молекули, H +, Cl - и SO - 4 йони, както и железни и медни оксиди. CO2, Cl- и SO-4, разтворени във вода, инхибират образуването на плътен защитен оксиден филм върху анода и по този начин допринасят за интензивното протичане на анодните процеси. Водородните йони H+ намаляват отрицателния заряд на катода.

Влиянието на кислорода върху скоростта на корозия започва да се проявява в две противоположни посоки. От една страна, кислородът увеличава скоростта на корозионния процес, тъй като е силен деполяризатор на катодните места, от друга страна, има пасивиращ ефект върху повърхността.
Обикновено частите на котела, изработени от стомана, имат доста силен първоначален оксиден филм, който предпазва материала от излагане на кислород, докато не бъде унищожен от химически или механични фактори.

Скоростта на хетерогенните реакции (което включва корозия) се регулира от интензивността на следните процеси: доставка на реагенти (предимно деполяризатори) към повърхността на материала; разрушаване на защитния оксиден филм; отстраняване на реакционните продукти от мястото, където се появява.

Интензивността на тези процеси до голяма степен се определя от хидродинамични, механични и топлинни фактори. Следователно мерките за намаляване на концентрацията на агресивни химически реагенти при висока интензивност на другите два процеса, както показва опитът в експлоатацията на котли, обикновено са неефективни.

От това следва, че решението на проблема за предотвратяване на корозионните щети трябва да бъде цялостно, като се вземат предвид всички фактори, влияещи върху първоначалните причини за разрушаване на материалите.

Електрохимична корозия

В зависимост от мястото на възникване и веществата, участващи в реакциите, се разграничават следните видове електрохимична корозия:

• кислород (и неговата разновидност - паркинг),
• подутайка (понякога наричана „черупка“),
• междукристална (алкална крехкост на котелни стомани),
• слот и
• сяра.

Кислородна корозиянаблюдавани в економайзери, фитинги, захранващи и изпускателни тръби, пароводни колектори и вътрешноколекторни устройства (табла, тръби, пароохладители и др.). Намотките на вторичната верига на двуконтурни котли, котли за възстановяване и парни нагреватели на въздух са особено податливи на кислородна корозия. Кислородната корозия възниква по време на работа на котела и зависи от концентрацията на кислород, разтворен в котелната вода.

Скоростта на кислородна корозия в основните котли е ниска, което се дължи на ефективната работа на деаераторите и фосфатно-нитратния воден режим. При спомагателните водотръбни котли тя често достига 0,5 - 1 mm/година, въпреки че средно е в диапазона 0,05 - 0,2 mm/година. Характерът на увреждането на котелните стомани е малки язви.

По-опасен вид кислородна корозия е паркинг корозия, възникнали през периода на бездействие на котела. Поради спецификата на тяхната работа, всички корабни котли (и особено спомагателните котли) са подложени на интензивна докова корозия. По правило спирането на корозията не води до повреда на котела, но металът, който е корозирал по време на спиране, при равни други условия се унищожава по-интензивно по време на работа на котела.

Основната причина за корозия в покой е проникването на кислород във водата, ако бойлерът е пълен, или във филма от влага върху металната повърхност, ако бойлерът е източен. Основна роля за това играят хлоридите и NaOH, съдържащи се във водата, и водноразтворимите солни отлагания.

Ако във водата има хлориди, се засилва равномерната корозия на метала, а ако съдържа малко количество алкали (по-малко от 100 mg / l), тогава корозията е локализирана. За да се избегне паркинг корозия при температура 20 - 25°C, водата трябва да съдържа до 200 mg/l NaOH.

Външни признаци на корозия с участието на кислород: малки локални язви (фиг. 1, а), пълни с кафяви продукти на корозия, които образуват туберкули над язвите.

Отстраняването на кислород от захранващата вода е една от важните мерки за намаляване на кислородната корозия. От 1986 г. съдържанието на кислород в захранващата вода за спомагателните и рекуперационни котли на кораби е ограничено до 0,1 mg/l.

Въпреки това, дори при такова съдържание на кислород в захранващата вода, по време на работа се наблюдава корозионно увреждане на елементите на котела, което показва преобладаващото влияние на процесите на разрушаване на оксидния филм и излугване на реакционни продукти от местата на корозия. Повечето ясен пример, илюстриращ влиянието на тези процеси върху корозионните увреждания, е разрушаването на намотките на рекуперативните котли с принудителна циркулация.

Ориз. 1. Повреда поради кислородна корозия

Повреда от корозияв случай на кислородна корозия те обикновено са строго локализирани: на вътрешната повърхност на входните секции (виж фиг. 1, а), в областта на завоите (фиг. 1, б), в изходните секции и в коляното на намотката (виж фиг. 1, c), както и в колектори пара-вода на рекуперативни котли (виж фиг. 1, d). Именно в тези области (2 - зона на пристенна кавитация) хидродинамичните характеристики на потока създават условия за разрушаване на оксидния филм и интензивно излугване на продукти от корозия.
Всъщност всяка деформация на потока вода и пароводна смес е придружена от външния вид кавитация в стенните слоеверазширяващ се поток 2, където образуваните и незабавно срутващи се парни мехурчета причиняват разрушаването на оксидния филм поради енергията на хидравличните микроудари.
Това се улеснява и от редуващи се напрежения във филма, причинени от вибрации на намотките и колебания в температурата и налягането. Повишената местна турбулизация на потока в тези зони предизвиква активно излугване на продукти от корозия.

В директните изходни секции на намотките оксидният филм се разрушава поради удари върху повърхността на водните капки по време на турбулентни пулсации на потока на сместа пара-вода, чийто диспергиран пръстеновиден режим на движение тук става диспергиран при поток скорост до 20-25 m/s.
При тези условия дори ниското съдържание на кислород (~ 0,1 mg/l) причинява интензивно разрушаване на метала, което води до появата на фистули във входните секции на серпентините на котлите La Mont след 2-4 години работа и в други области - след 6-12 години.

Ориз. 2. Повреда от корозия на намотките на економайзера на регенеративните котли KUP1500R на моторния кораб "Индира Ганди".

За да илюстрираме горното, нека разгледаме причините за повредата на намотките на економайзера на два котела за рекуперация от типа KUP1500R, инсталирани на по-лекия превозвач "Индира Ганди" (тип "Алексей Косигин"), който влезе в експлоатация през октомври 1985 г. Още през Февруари 1987 г. поради повреда Сменени са економайзерите на двата котела. След 3 години дори и при тези економайзери се появяват повреди по намотките, разположени на участъци до 1-1,5 м от входящия колектор. Естеството на повредата показва (фиг. 2, а, б) типична кислородна корозия, последвана от разрушаване от умора (напречни пукнатини).

Но характерът на умората в отделните зони е различен. Появата на пукнатина (и преди това напукване на оксидния филм) в областта на заваръчния шев (виж фиг. 2, а) е следствие от променливи напрежения, причинени от вибрации на тръбния сноп и конструктивната особеност на връзка между намотките и колектора (краят на намотката с диаметър 22x3 е заварен към извит фитинг с диаметър 22x3 22x2).
Разрушаването на оксидния филм и образуването на пукнатини от умора по вътрешната повърхност на правите участъци на намотките, на разстояние 700-1000 mm от входа (виж фиг. 2, b), се причиняват от променливи топлинни напрежения, които възникват по време на пускането в експлоатация на котела, когато се сервира горещата повърхност студена вода. В този случай ефектът от термичните напрежения се засилва от факта, че ребрата на намотките възпрепятстват свободното разширение на метала на тръбата, създавайки допълнителни напрежения в метала.

Корозия на утайкиобикновено се наблюдава при главни водотръбни котли на вътрешни повърхностиекран и парогенериращи тръби на захранващите снопове, обърнати към горелката. Естеството на подслойната корозия е язви с овална форма с размери по голямата ос (успоредно на оста на тръбата) до 30-100 mm.
Върху язвите има плътен слой от оксиди под формата на "черупки" 3 (Фиг. 3). Корозията на суспензията възниква в присъствието на твърди деполяризатори - железни и медни оксиди 2, които се отлагат върху най-напрегнатите от топлина участъци. от тръби на места активни центровекорозия, която възниква, когато оксидните филми се разрушат.
Отгоре се образува хлабав слой от котлен камък и продукти от корозия 1. Получените „черупки“ от продукти на корозия са здраво залепени за основния метал и могат да бъдат отстранени само механично под „черупките“ преносът на топлина се влошава, което води до прегряване метала и появата на издутини.
Този тип корозия не е типичен за спомагателните котли, но при високи термични натоварвания и подходящи условия за пречистване на водата не може да се изключи появата на корозия на утайките в тези котли.

За първи път беше открита външна корозия на екранни тръби в две електроцентрали в котли за високо налягане TP-230-2, които работеха с въглища клас ASH и сярно мазут и преди това бяха в експлоатация около 4 години. Външната повърхност на тръбите е подложена на корозия от страната, обърната към пещта, в зоната на максимална температура на пламъка. 88

Унищожени са предимно тръбите в средната (по ширина) част на горивната камера, непосредствено над запалителната камера. колан Имаше широки и сравнително плитки корозионни ями неправилна формаи често затворени една с друга, в резултат на което повредената повърхност на тръбите беше неравна и бучка. В средата на най-дълбоките язви се появиха фистули и през тях започнаха да излизат струи вода и пара.

Характерно е пълното отсъствие на подобна корозия по екранните тръби на котлите за средно налягане на тези електроцентрали, въпреки че тези със средно налягане са работили там много по-дълго време.

През следващите години външната корозия на екранните тръби се появи и при други котли с високо налягане, работещи на твърдо гориво. Зоната на корозионно разрушаване понякога се простира до значителна височина; На някои места дебелината на стените на тръбата в резултат на корозия намалява до 2-3 mm. Наблюдавано е също, че тази корозия практически липсва в котлите, работещи с нафта под високо налягане.

Външна корозия на екранни тръби беше открита в котли TP-240-1 след 4 години работа, работещи при налягане в барабаните 185 at. Тези котли изгарят кафяви въглища от Московска област, които имат съдържание на влага около 30%; Мазутът се изгаряше само за разпалване. При тези котли корозионните щети са възникнали и в зоната на най-голямото термично натоварване на екранните тръби. Особеността на процеса на корозия е, че тръбите са унищожени както от страната, обърната към горивната камера, така и от страната, обърната към облицовката (фиг. 62).

Тези факти показват, че корозията на екранните тръби зависи преди всичко от температурата на тяхната повърхност. В котлите със средно налягане водата се изпарява при температура около 240 ° C; за котли, проектирани за налягане от 110 atm, изчислената точка на кипене на водата е 317 ° C; в котлите TP-240-1 водата кипи при температура 358 ° C. Температурата на външната повърхност на екранните тръби обикновено надвишава точката на кипене с около 30-40 ° C.

Мога. приемете, че интензивната външна корозия на метала започва, когато температурата му се повиши до 350 ° C. За котли, проектирани за налягане от 110 atm, тази температура се достига само от страната на огъня на тръбите, а за котли с налягане от 185 atm , тя съответства на температурата на водата в тръбите . Ето защо само при тези котли се наблюдава корозия на ситовите тръби от страната на облицовката.

Подробно проучване на проблема беше извършено на котли TP-230-2, работещи в една от споменатите електроцентрали. Там са взети проби от газове и горене

Малко количество частици от горелката на разстояние около 25 mm от екраниращите тръби. В близост до предния екран в зоната на интензивна външна корозия на тръбите димните газове почти не съдържаха свободен кислород. В близост до задното стъкло, където почти нямаше външна корозия на тръбите, имаше много повече свободен кислород в газовете. В допълнение, тестът показа, че в зоната, където се е появила корозия, повече от 70% от газовите проби

Може да се предположи, че при излишък на кислород сероводородът гори и не се получава корозия, но при липса на излишък на кислород сероводородът влиза в химическа комбинация с метала на тръбите. Това образува железен сулфид корозионният продукт всъщност е открит в отлагания върху ситните тръби.

Не само въглеродната стомана, но и хром-молибденовата стомана е податлива на външна корозия. По-специално, в котлите TP-240-1, корозията засегна екранните тръби, изработени от стомана 15ХМ.

Все още няма доказани мерки за пълно предотвратяване на описания вид корозия. Известно намаляване на скоростта на унищожаване. метал беше постигнат. след регулиране на горивния процес, по-специално при увеличаване на излишния въздух в димните газове.

27. КОРОЗИЯ НА ЕКРАНИТЕ ПРИ ИЗВЪРШЕНО ВИСОКО НАЛЯГАНЕ

Тази книга описва накратко условията на работа на метални парни котли модерни електроцентрали. Но енергийният прогрес в СССР продължава и сега влизат в експлоатация голям брой нови котли, предназначени за по-високи налягания и температури на парата. В тези условия голямо значениеима практически опит в експлоатацията на няколко котли ТП-240-1, работещи от 1953-1955г. при налягане 175 atm (185 atm в барабана). По-специално информацията за корозията на техните екрани е много ценна.

Екраните на тези котли бяха подложени на корозия както отвън, така и отвътре. вътре. Тяхната външна корозия е описана в предишния параграф на тази глава, но разрушаването на вътрешната повърхност на тръбите не е подобно на нито един от видовете метална корозия, описани по-горе

Корозията настъпи главно от страната на огъня на горната част на наклонените тръби на студената фуния и беше придружена от появата на корозионни ями (фиг. 63а). Впоследствие броят на такива черупки се увеличава и се появява непрекъсната ивица (понякога две успоредни ивици) от корозионен метал (фиг. 63.6). Друга характерна особеност е липсата на корозия в областта на заварените съединения.

Вътре в тръбите имаше отлагания от рохка утайка с дебелина 0,1-0,2 mm, състояща се главно от железни и медни оксиди. Увеличаването на корозионното разрушаване на метала не е придружено от увеличаване на дебелината на слоя утайка; следователно корозията под слоя утайка не е основната причина за корозия на вътрешната повърхност на екранните тръби.

Котелната вода поддържаше режим на чиста фосфатна алкалност. Фосфатите се въвеждат в котела не непрекъснато, а периодично.

От голямо значение беше фактът, че температурата на метала на тръбата периодично рязко се повишаваше и понякога беше над 600 ° C (фиг. 64). Зоната на най-честото и максимално повишаване на температурата съвпада със зоната на най-голямо разрушаване на метала. Намаляването на налягането в котела до 140-165 atm (т.е. до налягането, при което работят новите серийни котли) не промени характера на временното повишаване на температурата на тръбата, но беше придружено от значително намаляване на максималната стойност на това температура. Причините за това периодично повишаване на температурата от страната на огъня на наклонените тръби са студени. фунии все още не са проучени в детайли.

Тази книга разглежда конкретни въпроси, свързани с работата на стоманени части на парен котел. Но за да изучавате тези чисто практически въпроси, трябва да знаете Главна информацияотносно структурата на стоманата и нейните свойства В диаграмите, показващи структурата на металите, атомите понякога се изобразяват като топки в контакт един с друг (фиг. 1) Подобни диаграми показват разположението на атомите в метала, но е трудно ясно показват разположението на атомите един спрямо друг приятел. Ерозията е постепенно разрушаване на повърхностния слой на метала под въздействието на механично напрежение. Най-често срещаният вид ерозия на стоманени елементи - парен котел - е тяхното изтриване от твърди частици пепел, движещи се заедно с димните газове. При продължителна абразия се получава постепенно намаляване на дебелината на стените на тръбата и след това тяхната деформация и разкъсване под въздействието на вътрешно налягане.

Идентифицирането на видовете корозия е трудно и следователно грешките са чести при определянето на технологично и икономически оптимални мерки за борба с корозията. Основните необходими мерки се предприемат в съответствие с нормативните документи, които определят границите на основните инициатори на корозия.

ГОСТ 20995-75 „Стационарни парни котли с налягане до 3,9 MPa. Показатели за качество на захранващата вода и пара" нормализира показателите в захранващата вода: прозрачност, т.е. количеството суспендирани примеси; обща твърдост, съдържание на железни и медни съединения - предотвратяване образуването на котлен камък и отлагания на железен и меден оксид; стойност на рН - предотвратяване на алкална и киселинна корозия, както и образуване на пяна в барабана на котела; съдържание на кислород - предотвратяване на кислородна корозия; съдържание на нитрити - предотвратяване на нитритна корозия; съдържание на петролни продукти - предотвратява образуването на пяна в барабана на котела.

Нормалните стойности се определят от GOST в зависимост от налягането в котела (следователно от температурата на водата), от мощността на локалния топлинен поток и от технологията за пречистване на водата.

При изследване на причините за корозия, на първо място, е необходимо да се инспектират (където има) места за унищожаване на метали, да се анализират условията на работа на котела в предаварийния период, да се анализира качеството на захранващата вода, пара и отлагания, и анализирайте конструктивните характеристики на котела.

При външна проверка може да се подозира наличието на следните видове корозия.

Кислородна корозия

: входящи секции от стоманени економайзерни тръби; захранващи тръбопроводи при среща с недостатъчно дезоксигенирана (над нормалната) вода - „пробиви“ на кислород поради лошо обезвъздушаване; нагреватели за захранваща вода; всички влажни зони на котела по време на неговото спиране и невземане на мерки за предотвратяване на навлизането на въздух в котела, особено в застояли зони, при източване на вода, откъдето е трудно да се отстрани кондензата на парата или да се напълни напълно с вода, например вертикално тръби на прегреватели. По време на престой корозията се засилва (локализира) в присъствието на алкали (по-малко от 100 mg/l).

Кислородна корозия рядко (когато съдържанието на кислород във водата е значително по-високо от нормата - 0,3 mg/l) се появява в устройствата за разделяне на парата на барабаните на котлите и на стената на барабана на границата на нивото на водата; в водосточни тръби. В щранговите тръби не възниква корозия поради деаериращия ефект на парните мехурчета.

Вид и характер на увреждането. Язви с различна дълбочина и диаметър, често покрити с туберкули, чиято горна кора е червеникави железни оксиди (вероятно хематит Fe 2 O 3). Доказателство за активна корозия: под кората на туберкулите има черна течна утайка, вероятно магнетит (Fe 3 O 4), смесен със сулфати и хлориди. При изчезнала корозия има празнина под кората, а дъното на язвата е покрито с отлагания от котлен камък и утайка.

При pH на водата > 8,5 - язвите са редки, но по-големи и по-дълбоки, при pH< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.

При скорост на водата над 2 m/s туберкулите могат да придобият продълговата форма по посока на движението на струята.

. Магнитните кори са доста плътни и могат да служат като надеждна бариера за проникването на кислород в туберкулите. Но те често се унищожават в резултат на корозионна умора, когато температурата на водата и метала се променя циклично: чести спирания и пускания на котела, пулсиращо движение на сместа пара-вода, разслояване на сместа пара-вода в отделни тапи на пара и вода, следващи един след друг.

Корозията се увеличава с повишаване на температурата (до 350 °C) и увеличаване на съдържанието на хлорид в котелната вода. Понякога корозията се засилва от продуктите на термично разлагане на определени органични вещества в захранващата вода.

Ориз. 1. Външен видкислородна корозия

Алкална (в по-тесен смисъл - междукристална) корозия

Места на увреждане на метала от корозия. Тръби в зони на топлинен поток голяма мощ(област на горелката и срещу удължената факла) - 300-400 kW/m2 и където температурата на метала е с 5-10 °C по-висока от точката на кипене на водата при дадено налягане; наклонени и хоризонтални тръби, където циркулацията на водата е лоша; места под дебели наноси; зони в близост до опорните пръстени и в самите заварки, например на места, където са заварени устройства за отделяне на пара в барабана; места в близост до нитове.

Вид и характер на увреждането. Полусферични или елипсовидни вдлъбнатини, пълни с продукти на корозия, често включващи блестящи кристали от магнетит (Fe 3 O 4). Повечето от вдлъбнатините са покрити с твърда кора. От страната на тръбите, обърната към горивната камера, вдлъбнатините могат да се свързват, образувайки така наречената корозионна пътека с ширина 20-40 mm и дължина до 2-3 m.

Ако кората не е достатъчно стабилна и плътна, тогава корозията може да доведе - при условия на механично напрежение - до появата на пукнатини в метала, особено в близост до пукнатините: нитове, валцовани съединения, точки на заваряване на устройства за разделяне на пара.

Причини за увреждане от корозия. При високи температури - над 200 ° C - и висока концентрация на сода каустик (NaOH) - 10% или повече - защитният филм (кора) върху метала се разрушава:

4NaOH + Fe 3 O 4 = 2NaFeO 2 + Na 2 FeO 2 + 2H 2 O (1)

Междинният продукт NaFeO 2 претърпява хидролиза:

4NaFeO 2 + 2H 2 O = 4NaOH + 2Fe 2 O 3 + 2H 2 (2)

Тоест в тази реакция (2) содата каустик се редуцира, в реакциите (1), (2) не се изразходва, а действа като катализатор.

Когато магнетитът бъде отстранен, содата каустик и водата могат да реагират директно с желязото, за да освободят атомен водород:

2NaOH + Fe = Na 2 FeO 2 + 2H (3)

4H 2 O + 3Fe = Fe 3 O 4 + 8H (4)

Освободеният водород може да дифундира в метала и да образува метан (CH 4) с железен карбид:

4H + Fe 3 C = CH 4 + 3Fe (5)

Възможно е също да се комбинира атомен водород в молекулярен водород (H + H = H 2).

Метанът и молекулярният водород не могат да проникнат в метала, натрупват се по границите на зърната и при наличие на пукнатини ги разширяват и задълбочават. Освен това тези газове предотвратяват образуването и уплътняването на защитни филми.

Концентриран разтвор на сода каустик се образува в местата на дълбоко изпаряване на котелната вода: плътни отлагания на соли (вид корозия под утайки); криза на ядрено кипене, когато над метала се образува стабилен парен филм - там металът почти не е повреден, но в краищата на филма, където се извършва активно изпарение, се концентрира сода каустик; наличието на пукнатини, където се получава изпарение, което е различно от изпарението в целия обем вода: содата каустик се изпарява по-лошо от водата, не се отмива от водата и се натрупва. Действайки върху метала, содата каустик образува пукнатини по границите на зърната, насочени в метала (вид междукристална корозия - пукнатина).

Междукристалната корозия под въздействието на алкална котелна вода най-често се концентрира в барабана на котела.

Ориз. 3. Междукристална корозия: a - микроструктура на метала преди корозия, b - микроструктура на етапа на корозия, образуване на пукнатини по границите на зърната на метала

Такъв корозивен ефект върху метала е възможен само при едновременното присъствие на три фактора:

• локални механични напрежения на опън, близки до или леко надвишаващи границата на провлачване, т.е. 2,5 MN/mm 2 ;
• разхлабени фуги на части на барабана (посочени по-горе), където може да настъпи дълбоко изпарение на котелната вода и където натрупването на сода каустик разтваря защитния филм от железни оксиди (концентрацията на NaOH е повече от 10%, температурата на водата е над 200 ° C и - особено - по-близо до 300 ° C). Ако котелът работи при налягане, по-ниско от номиналното (например 0,6-0,7 MPa вместо 1,4 MPa), тогава вероятността от този вид корозия намалява;
• неблагоприятна комбинация от вещества в котелна вода, която няма необходимите защитни концентрации на инхибитори на този вид корозия. Натриевите соли могат да действат като инхибитори: сулфати, карбонати, фосфати, нитрати, целулозен сулфитен разтвор.

Ориз. 4. Поява на междукристална корозия

Корозионни пукнатини не се развиват, ако се спазва следното съотношение:

(Na 2 SO 4 + Na 2 CO 3 + Na 3 PO 4 + NaNO 3)/(NaOH) ≥ 5,3 (6)

където Na 2 SO 4, Na 2 CO 3, Na 3 PO 4, NaNO 3, NaOH са съответно съдържанието на натриев сулфат, натриев карбонат, натриев фосфат, натриев нитрат и натриев хидроксид, mg/kg.

В произвежданите в момента котли отсъства поне едно от посочените условия за възникване на корозия.

Наличието на силициеви съединения в котелната вода може също да увеличи междукристалната корозия.

NaCl при тези условия не е инхибитор на корозията. По-горе беше показано: хлорните йони (Cl -) са ускорители на корозията поради тяхната висока подвижност и малък размер, те лесно проникват през защитните оксидни филми и произвеждат силно разтворими соли с желязо (FeCl 2, FeCl 3) вместо слабо разтворими железни оксиди; .

В бойлерната вода традиционно се наблюдават стойностите на общата минерализация, а не съдържанието на отделни соли. Вероятно поради тази причина е въведена стандартизация не според посоченото съотношение (6), а според стойността на относителната алкалност на котелната вода:

Sh q rel = Sh ov rel = Sh ov 40 100/S ov ≤ 20, (7)

където Shq rel - относителна алкалност на котелната вода, %; Shch ov rel - относителна алкалност на третираната (допълнителна) вода, %; Shch ov - обща алкалност на третираната (допълнителна) вода, mmol/l; S ov - минерализация на пречистена (допълнителна) вода (включително съдържание на хлорид), mg/l.

Общата алкалност на обработената (допълнителна) вода може да се приеме равна, mmol/l:

• след натриева катионизация - общата алкалност на изходната вода;
• след паралелно водородно-натриево катионизиране - (0,3-0,4), или последователно с "гладна" регенерация на водородно-катионния обменен филтър - (0,5-0,7);
• след натриева катионизация с подкисляване и натриево-хлорна йонизация - (0,5-1,0);
• след амониево-натриева катионизация - (0,5-0,7);
• след варуване при 30-40 °C - (0,35-1,0);
• след коагулация - (Sh о ref - D k), където Sh о ref е общата алкалност на изходната вода, mmol/l; D k - доза коагулант, mmol/l;
• след варуване със сода при 30-40 °C - (1,0-1,5), а при 60-70 °C - (1,0-1,2).

Стойностите на относителната алкалност на котелната вода съгласно стандартите на Ростехнадзор се приемат,%, не повече от:

• за котли с нитовани барабани - 20;
• за котли със заварени барабани и навити в тях тръби - 50;
• за котли със заварени барабани и заварени към тях тръби - всяка стойност, нестандартизирана.

Ориз. 4. Резултат от междукристална корозия

Според стандартите на Rostechnadzor Shch kv rel е един от критериите за безопасна работа на котлите. По-правилно е да се провери критерият за потенциалната алкална агресивност на котелната вода, който не отчита съдържанието на хлорни йони:

K sh = (S ov - [Cl - ])/40 Shch ov, (8)

където Ksh е критерий за потенциалната алкална агресивност на котелната вода; S ov - минерализация на пречистена (допълнителна) вода (включително съдържание на хлорид), mg/l; Cl - - съдържание на хлориди в пречистена (допълнителна) вода, mg/l; Shch ov - обща алкалност на третираната (допълнителна) вода, mmol/l.

Стойността на K sch може да се вземе:

• за котли с занитени барабани налягане над 0,8 MPa ≥ 5;
• за котли със заварени барабани и навити в тях тръби с налягане над 1,4 MPa ≥ 2;
• за котли със заварени барабани и заварени към тях тръби, както и за котли със заварени барабани и навити в тях тръби с налягане до 1,4 MPa и котли с нитовани барабани с налягане до 0,8 MPa - не стандартизирайте.

Корозия на утайки

Под това име няколко различни видовекорозия (алкали, кислород и др.). Натрупването на свободни и порести отлагания и утайки в различни зони на котела причинява корозия на метала под утайката. главната причина: замърсяване на захранващата вода с железни оксиди.

Нитритна корозия

. Екрани и котелни тръби на котела откъм горивната камера.

Вид и характер на увреждането. Редки, рязко ограничени големи язви.

. Ако в захранващата вода има повече от 20 μg/l нитритни йони (NO - 2) и температурата на водата е над 200 ° C, нитритите служат като катодни деполяризатори на електрохимична корозия, като се редуцират до HNO 2, NO, N 2 (виж по-горе).

Пароводна корозия

Места на увреждане на метала от корозия. Изходната част на намотките на прегревателя, тръбопроводите за пара с прегрята пара, хоризонталните и леко наклонени тръби за генериране на пара в зони с лоша циркулация на вода, понякога по протежение на горната форма на изходните намотки на економайзери с вряща вода.

Вид и характер на увреждането. Плаки от плътни черни железни оксиди (Fe 3 O 4), здраво залепнали за метала. При колебания на температурата непрекъснатостта на плаката (кората) се нарушава и люспите падат. Равномерно изтъняване на метал с издутини, надлъжни пукнатини, прекъсвания.

Може да се идентифицира като подутайкова корозия: под формата на дълбоки язви с неясно очертани ръбове, най-често в близост до заварки, стърчащи в тръбата, където се натрупва утайка.

Причини за увреждане от корозия:

• миеща среда - пара в прегреватели, паропроводи, парни "възглавници" под слой утайка;
• температура на метала (стомана 20) над 450 °C, топлинен поток към металната секция - 450 kW/m2;
• нарушение на режима на горене: шлака на горелките, повишено замърсяване на тръбите отвътре и отвън, нестабилно (вибриращо) горене, удължаване на факела към екранните тръби.

Резултатът: директно химическо взаимодействие на желязото с водната пара (виж по-горе).

Микробиологична корозия

Причинява се от аеробни и анаеробни бактерии, появява се при температури от 20-80 ° C.

Места на метални повреди. Тръби и съдове към котела с вода с определена температура.

Вид и характер на увреждането. Туберкулите са с различни размери: диаметър от няколко милиметра до няколко сантиметра, рядко - няколко десетки сантиметра. Туберкулите са покрити с плътни железни оксиди - отпадъчен продукт от аеробни бактерии. Вътре има черен прах и суспензия (железен сулфид FeS) - продукт на сулфатредуциращи анаеробни бактерии, под черното образувание има кръгли язви.

Причини за увреждане. Природната вода винаги съдържа железни сулфати, кислород и различни бактерии.

Железните бактерии в присъствието на кислород образуват филм от железни оксиди, под който анаеробните бактерии редуцират сулфатите до железен сулфид (FeS) и сероводород (H 2 S). На свой ред, сероводородът започва образуването на сярна (много нестабилна) и сярна киселина, а металът корозира.

Този тип има косвен ефект върху корозията на котела: воден поток със скорост 2-3 m/s откъсва туберкулите, пренася съдържанието им в котела, увеличавайки натрупването на утайки.

В редки случаи тази корозия може да възникне в самия котел, ако при продължително спиране на котела резервът се напълни с вода с температура 50-60 o C и температурата се поддържа поради случайни пробиви на пара от съседни котли.

Хелатна корозия

Места на увреждане от корозия. Оборудване, в което парата се отделя от водата: барабан на котела, устройства за отделяне на пара в и извън барабана, също - рядко - в тръбопроводи за захранваща вода и економайзер.

Вид и характер на увреждането. Повърхността на метала е гладка, но ако средата се движи с висока скорост, тогава корозиралата повърхност не е гладка, има подковообразни вдлъбнатини и „опашки“, ориентирани по посока на движението. Повърхността е покрита с тънък матов или черен блестящ филм. Няма очевидни отлагания и няма продукти от корозия, тъй като „хелатите“ (органичните полиаминови съединения, специално въведени в котела) вече са реагирали.

В присъствието на кислород, което рядко се случва в нормално работещ котел, корозиралата повърхност се „обновява“: грапавини, острови от метал.

Причини за увреждане от корозия. Механизмът на действие на „хелата“ беше описан по-рано („Промишлени и отоплителни котелни и мини-CHP“, 1(6)΄ 2011, стр. 40).

„Хелатна“ корозия възниква, когато има свръхдоза „хелат“, но е възможна и при нормална доза, тъй като „хелатът“ е концентриран в зони, където се получава интензивно изпарение на водата: ядреното кипене се заменя с филмово кипене. В устройствата за разделяне на пара има особено случаи разрушително действие“хелатна” корозия, дължаща се на високите турбулентни скорости на вода и пароводна смес.

Всички описани корозионни повреди могат да имат синергичен ефект, така че общите щети от комбинираното действие на различни корозионни фактори могат да надвишат сумата на щетите от отделните видове корозия.

По правило действието на корозивните агенти подобрява нестабилния термичен режим на котела, което причинява корозионна умора и инициира корозия от термична умора: броят на стартиранията от студено състояние е повече от 100, общият брой на стартиранията е повече от 200 , Тъй като тези видове метални повреди се случват рядко, пукнатините, разкъсаните тръби имат външен вид, идентичен с металните повреди от различни видове корозия.

Обикновено, за да се установи причината за разрушаването на метала, са необходими допълнителни металографски изследвания: радиография, ултразвук, цветна и магнитна дефектоскопия.

Различни изследователи са предложили програми за диагностициране на видове корозионни щети на котелни стомани. Програмата VTI (A.F. Bogachev и колегите му) е известна - главно за енергийни котли с високо налягане и разработките на асоциацията Energochermet - главно за енергийни котли с ниско и средно налягане и котли за отпадна топлина.

Глава четвърта Предварително пречистване на водата и физико-химични процеси

4.1. Пречистване на вода чрез коагулационен метод

4.2. Утаяване чрез методи за варуване и варуване със сода

Глава пета Филтриране на водата чрез механични филтри

Филтърни материали и основни характеристики на структурата на филтриращите слоеве

Глава шеста Обезсоляване на вода

6.1. Физикохимични основи на йонообмена

6.2. Йонообменни материали и техните характеристики

6.3. Йонообменна технология

6.4. Схеми за пречистване на йонитна вода с нисък поток

6.5. Автоматизация на пречиствателни станции

6.6. Усъвършенствани технологии за пречистване на водата

6.6.1. Технология на противотокова йонизация

Цел и обхват

Принципни схеми на VPU

Глава седма Термичен метод за пречистване на водата

7.1. Метод на дестилация

7.2. Предотвратяване на образуването на котлен камък в изпарителни инсталации чрез физични методи

7.3. Предотвратяване на образуването на котлен камък в изпарителни инсталации чрез химични, конструктивни и технологични методи

Глава осма Пречистване на силно минерализирани води

8.1. Обратна осмоза

8.2. Електродиализа

Глава девета Пречистване на водата в топлофикационни мрежи с директно водочерпене

9.1. Основни положения

Стандарти за органолептични показатели на водата

Норми на бактериологичните показатели на водата

Показатели за максимално допустими концентрации (норми) на химичния състав на водата

9.2. Приготвяне на допълнителна вода чрез n-катионизация с гладна регенерация

9.3. Намаляване на карбонатната твърдост (алкалност) на добавъчната вода чрез подкисляване

9.4. Декарбонизация на вода чрез варов метод

9.6. Магнитна обработка против накип на подхранваща вода

9.7. Подготовка на вода за затворени отоплителни мрежи

9.8. Подготовка на вода за локални системи за топла вода

9.9. Подготовка на вода за отопление на отоплителни системи

9.10. Технология на пречистване на вода с комплексони в системи за топлоснабдяване

Глава десета Пречистване на водата от разтворени газове

10.1. Общи положения

10.2. Отстраняване на свободния въглероден диоксид

Височината на слоя в метри на уплътнението на пръстена на Рашиг се определя от уравнението:

10.3. Отстраняване на кислород чрез физични и химични методи

10.4. Деаерация в деаератори с атмосферно и понижено налягане

10.5. Химични методи за отстраняване на газове от водата

Глава единадесета Стабилизационна обработка на водата

11.1. Общи положения

11.2. Стабилизиране на водата чрез подкисляване

11.3. Фосфатиране на охлаждаща вода

11.4. Рекарбонизация на охлаждаща вода

Глава дванадесета

Използването на окислители за борба

С биологично замърсяване на топлообменниците

И дезинфекция на водата

Глава тринадесета Изчисляване на механични и йонообменни филтри

13.1. Изчисляване на механични филтри

13.2. Изчисляване на йонообменни филтри

Глава четиринадесета Примери за изчисляване на пречиствателни станции

14.1. Общи положения

14.2. Изчисляване на инсталация за химическо обезсоляване с паралелно свързване на филтри

14.3. Изчисляване на декарбонизатор с дюза от пръстени на Рашиг

14.4. Изчисляване на смесени филтри (MSF)

14.5. Изчисляване на инсталация за обезсоляване с блоково свързване на филтри (изчисляване на "вериги")

Специални условия и препоръки

Изчисляване на n-катионни обменни филтри на 1-ви етап ()

Изчисляване на анионобменни филтри от първи етап (a1)

Изчисляване на n-катионни обменни филтри на 2-ри етап ()

Изчисляване на 2-ри етап на анионобменни филтри (a2)

14.6. Изчисляване на инсталация за електродиализа

Глава петнадесета кратки технологии за почистване на кондензат

15.1. Електромагнитен филтър (EMF)

15.2. Характеристики на избистряне на турбинни и промишлени кондензати

Глава шестнадесета Кратки технологии за топлоенергийно пречистване на отпадъчни води

16.1. Основни понятия за отпадъчни води от ТЕЦ и котелни

16.2. Води за химическо пречистване на водата

16.3. Отработени разтвори от измиване и консервиране на топлоенергийно оборудване

16.4. Топли води

16.5. Вода за хидравлично отстраняване на пепелта

16.6. Миещи води

16.7. Замърсени с нефт води

Част II. Водохимичен режим

Глава втора Химичен контрол - основа на водохимичния режим

Глава трета: метална корозия на парно енергийно оборудване и методи за борба с нея

3.1. Основни положения

3.2. Корозия на стомана в прегрята пара

3.3. Корозия на пътя на захранващата вода и кондензните линии

3.4. Корозия на елементите на парогенератора

3.4.1. Корозия на парогенераторни тръби и барабани на парогенератори по време на тяхната работа

3.4.2. Корозия на прегревателя

3.4.3. Корозия в застой на парогенератори

3.5. Корозия на парни турбини

3.6. Корозия на турбинни кондензатори

3.7. Корозия на грим и мрежово оборудване

3.7.1. Корозия на тръбопроводи и водогрейни котли

3.7.2. Корозия на топлообменни тръби

3.7.3. Оценка на корозионното състояние на съществуващи системи за топла вода и причините за корозията

3.8. Консервация на топлоенергийно оборудване и отоплителни мрежи

3.8.1. Обща позиция

3.8.2. Методи за консервиране на барабанни котли

3.8.3. Методи за консервиране на еднопроходни котли

3.8.4. Методи за консервиране на водогрейни котли

3.8.5. Методи за консервиране на турбинни агрегати

3.8.6. Консервация на отоплителни мрежи

3.8.7. Кратка характеристика на химичните реактиви, използвани за консервиране и предпазни мерки при работа с тях. Воден разтвор на хидразин хидрат n2Н4·Н2о

Воден разтвор на амоняк nh4(oh)

Трилон b

Тринатриев фосфат Na3po4 12Н2о

Сода каустик NaOh

Натриев силикат (натриево течно стъкло)

Калциев хидроксид (варов разтвор) Ca(one)2

Контактен инхибитор

Летливи инхибитори

Глава четвърта отлагания в енергийно оборудване и методи за отстраняване

4.1. Отлагания в парогенератори и топлообменници

4.2. Състав, структура и физични свойства на седиментите

4.3. Образуване на отлагания върху вътрешните нагревателни повърхности на многоциркулационни парогенератори и топлообменници

4.3.1. Условия за образуване на твърда фаза от солеви разтвори

4.3.2. Условия за образуване на алкалоземни люспи

4.3.3. Условия за образуване на феро- и алумосиликатни люспи

4.3.4. Условия за образуване на люспи от железен оксид и железен фосфат

4.3.5. Условия за образуване на медни люспи

4.3.6. Условия за образуване на отлагания на лесно разтворими съединения

4.4. Образуване на отлагания по вътрешните повърхности на парогенератори с директен поток

4.5. Образуване на отлагания върху охладените повърхности на кондензаторите и по протежение на цикъла на охлаждащата вода

4.6. Отлагания на парния път

4.6.1. Поведение на парни примеси в паропрегревател

4.6.2. Поведение на парните примеси в пътя на потока на парни турбини

4.7. Образуване на отлагания във водонагревателно оборудване

4.7.1. Основи на седимента

4.7.2. Организиране на химичен контрол и оценка на интензивността на образуване на котлен камък във водонагревателно оборудване

4.8. Химическо почистване на ТЕЦ и котелно оборудване

4.8.1. Цел на химическото почистване и избор на реагенти

4.8.2. Оперативно химическо почистване на парни турбини

4.8.3. Оперативно химическо почистване на кондензатори и мрежови нагреватели

4.8.4. Оперативно химическо почистване на водогрейни котли Общи положения

Технологични режими на почистване

4.8.5. Най-важните реагенти за отстраняване на отлагания от водогрейни и парни котли с ниско и средно налягане

Глава пета: Водохимичен режим (ВХР) в енергетиката

5.1. Водно-химични режими на барабанни котли

5.1.1. Физико-химични характеристики на вътрешнокотелни процеси

5.1.2. Методи за коригиращо третиране на котелна и захранваща вода

5.1.2.1. Фосфатна обработка на котелна вода

5.1.2.2. Аминиране и хидразиново третиране на захранваща вода

5.1.3. Замърсители от пара и как да ги премахнете

5.1.3.1. Основни положения

5.1.3.2. Продухване на барабанни котли в ТЕЦ и котелни

5.1.3.3. Поетапно изпаряване и измиване с пара

5.1.4. Влияние на химичния състав на водата върху състава и структурата на седиментите

5.2. Водно-химични режими на агрегати за САУ

5.3. Водно-химичен режим на парни турбини

5.3.1. Поведение на примесите по пътя на потока на турбините

5.3.2. Водно-химичен режим на парни турбини с високо и свръхвисоко налягане

5.3.3. Водохимичен режим на турбини с наситена пара

5.4. Воден режим на турбинни кондензатори

5.5. Водно-химичен режим на отоплителните мрежи

5.5.1. Основни положения и задачи

5.5.3. Повишаване надеждността на водно-химичния режим на отоплителните мрежи

5.5.4. Характеристики на водохимичния режим при работа на водогрейни котли, работещи с мазут

5.6. Проверка на ефективността на водно-химичните режими, извършвани в топлоелектрически централи и котелни

Част III Случаи на аварии в топлоенергетиката поради нарушения на химичния режим на водата

Оборудването на пречиствателните станции (WPU) спира котелната централа и фабриките

Калциевият карбонат създава мистерии...

Магнитната обработка на водата вече не предотвратява образуването на котлен камък от калциев карбонат. Защо?

Как да предотвратим отлаганията и корозията в малки водогрейни котли

Какви съединения на желязото се отлагат в котлите за гореща вода?

В PSV тръбите се образуват отлагания от магнезиев силикат

Как се взривяват обезвъздушителите?

Как да спасим омекотените водопроводи от корозия?

Съотношението на концентрациите на йони в изходната вода определя агресивността на котелната вода

Защо "изгоряха" тръбите само на задното стъкло?

Как да премахнете отлаганията от органично желязо от ситовите тръби?

Химически „изкривявания“ в котела

Ефективно ли е периодичното продухване на котела в борбата с трансформацията на железен оксид?

Появиха се фистули в тръбите на котела преди да започне работа!

Защо корозията в застой прогресира при „най-младите“ котли?

Защо тръбите в повърхностния пароохладител се срутиха?

Защо кондензът е опасен за котлите?

Основните причини за аварии в отоплителните мрежи

Проблеми на котелните в птицевъдната индустрия в Омска област

Защо централните отоплителни станции не работят в Омск

Причината за високия процент на авариите на системите за топлоснабдяване в Съветски район на Омск

Защо корозионните аварии са високи при новите тръбопроводи на отоплителна мрежа?

Изненади на природата? Бяло море настъпва към Архангелск

Заплашва ли река Ом аварийно спиране на топлоенергийните и нефтохимическите комплекси на Омск?

– Увеличена е дозата на коагуланта за предварителна обработка;

Извлечение от „Правила за техническа експлоатация на електрически централи и мрежи“, одобрено. 19.06.2003 г

Изисквания към устройствата AHK (Автоматизация на химичния контрол)

Изисквания към оборудването за лабораторни контроли

Сравнение на техническите характеристики на устройства от различни производители

3.2. Корозия на стомана в прегрята пара

Системата желязо-водна пара е термодинамично нестабилна. Взаимодействието на тези вещества може да се случи с образуването на магнетит Fe 3 O 4 или вюстит FeO:

;

Анализът на реакциите (2.1) - (2.3) показва своеобразно разлагане на водна пара при взаимодействие с метал с образуването на молекулярен водород, което не е следствие от действителната термична дисоциация на водната пара. От уравнения (2.1) – (2.3) следва, че по време на корозия на стомани в прегрята пара в отсъствие на кислород на повърхността може да се образува само Fe 3 O 4 или FeO.

Ако има кислород в прегрята пара (например при условия на неутрална вода, с дозиране на кислород в кондензата), хематит Fe 2 O 3 може да се образува в прегрятата зона поради допълнителното окисление на магнетита.

Смята се, че корозията в пара, започваща при температура 570 °C, е химическа. Понастоящем максималната температура на прегряване за всички котли е намалена до 545 °C и следователно в прегревателите възниква електрохимична корозия. Изходните секции на първичните прегреватели са изработени от устойчива на корозия аустенитна неръждаема стомана, изходните секции на междинните прегреватели, които имат същата крайна температура на прегряване (545 °C), са изработени от перлитни стомани. Следователно корозията на нагревателите обикновено е тежка.

В резултат на действието на парата върху стоманата върху нейната първоначално чиста повърхност тя постепенно образува се така нареченият топотактичен слой, плътно прилепнал към самия метал и следователно го предпазва от корозия. С течение на времето върху този слой израства втори така наречен епитактичен слой. И двата слоя за температури на парата до 545 °C са магнетитни, но структурата им не е еднаква - епитаксичният слой е едрозърнест и не предпазва от корозия.

Скорост на разлагане с пара

mgN 2 /(см 2  з)

Ориз. 2.1. Зависимост на скоростта на разлагане на прегрята пара

върху температурата на стената

Не е възможно да се повлияе на корозията на прегретите повърхности с помощта на методи за воден режим. Следователно основната задача на водно-химичния режим на самите прегреватели е систематичното наблюдение на състоянието на метала на прегревателите, за да се предотврати разрушаването на топотактичния слой. Това може да се случи поради навлизането в прегревателите и отлагането на отделни примеси, особено соли, което е възможно например в резултат на рязко повишаване на нивото в барабана на котли с високо налягане. Свързаните солеви отлагания в прегревателя могат да доведат както до повишаване на температурата на стената, така и до разрушаване на защитния оксиден топотактичен филм, както може да се съди по рязкото увеличаване на скоростта на разлагане на пара (фиг. 2.1).

3.3. Корозия на пътя на захранващата вода и кондензните линии

Значителна част от корозионните увреждания на оборудването на топлоелектрическите централи възникват в тракта на захранващата вода, където металът е в най-тежки условия, причината за което е корозионната агресивност на химически обработената вода, кондензат, дестилат и смеси от тях в контакт с него. В електроцентралите с парни турбини основният източник на замърсяване на захранващата вода с медни съединения е амонячната корозия на кондензаторите на турбините и регенеративните нагреватели с ниско налягане, чиято тръбопроводна система е изработена от месинг.

Пътят на захранващата вода на парна турбина може да бъде разделен на два основни участъка: преди термичния деаератор и след него и условията на потока в Техните скорости на корозия са рязко различни. Елементите на първия участък от пътя на захранващата вода, разположени преди деаератора, включват тръбопроводи, резервоари, кондензни помпи, кондензни линии и друго оборудване. Характерна особеност на корозията на тази част от хранителния тракт е невъзможността да се изчерпят агресивните агенти, т.е. въглеродната киселина и кислорода, съдържащи се във водата. Поради непрекъснатото подаване и движение на нови порции вода по протежение на тракта, загубата им непрекъснато се попълва. Непрекъснатото отстраняване на част от реакционните продукти на желязото с вода и навлизането на свежи порции агресивни агенти създават благоприятни условия за интензивни корозионни процеси.

Източникът на кислород в кондензата на турбината е засмукването на въздуха в опашната част на турбините и в уплътненията на кондензните помпи. Вода за отопление, съдържаща O 2 и CO 2 в повърхностни нагреватели, разположени в първата секция на захранващия тракт, до 60–80 °C и по-високи води до сериозно увреждане от корозия на месинговите тръби. Последните стават крехки и често месингът след няколко месеца работа придобива гъбеста структура в резултат на изразена селективна корозия.

Елементите на втория участък от пътя на захранващата вода - от деаератора до парогенератора - включват захранващи помпи и линии, регенеративни нагреватели и економайзери. Температурата на водата в тази секция, в резултат на последователно нагряване на водата в регенеративни нагреватели и водни економайзери, се доближава до температурата на котелната вода. Причината за корозията на оборудването, свързано с тази част от тракта, е главно въздействието върху метала на свободния въглероден диоксид, разтворен в захранващата вода, чийто източник е допълнително химически обработена вода. При повишена концентрация на водородни йони (pH< 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 наличие на оборудване, изработено от месинг (нагреватели с ниско налягане, кондензатори), обогатяването на водата с медни съединения през парокондензатния път става в присъствието на кислород и свободен амоняк. Увеличаването на разтворимостта на хидратирания меден оксид възниква поради образуването на медно-амониеви комплекси, например Cu(NH3)4(OH)2. Тези продукти корозират месинговите нагревателни тръби ниско наляганезапочват да се разлагат в участъци от тракта на регенеративните нагреватели с високо налягане (HPR) с образуването на по-малко разтворими медни оксиди, частично отложени върху повърхността на HPR тръбите. г. Медни отлагания върху п.в. и др. допринасят за тяхната корозия по време на експлоатация и дългосрочно паркиране на оборудване без консервация.

Ако термичното обезвъздушаване на захранващата вода не е достатъчно дълбоко, точковата корозия се наблюдава главно във входящите секции на економайзерите, където се отделя кислород поради забележимо повишаване на температурата на захранващата вода, както и в застоялите участъци на захранващ тракт.

Топлоизползващото оборудване на консуматорите на пара и тръбопроводите, по които производственият кондензат се връща в топлоелектрическата централа, са подложени на корозия под въздействието на съдържащите се в него кислород и въглеродна киселина. Появата на кислород се обяснява с контакта на кондензат с въздух в отворени резервоари (с отворена верига за събиране на кондензат) и изтичане чрез течове в оборудването.

Основните мерки за предотвратяване на корозия на оборудването, разположено в първия участък на захранващия канал (от пречиствателната станция до термичния деаератор), са:

1) използването на защитни антикорозионни покрития върху повърхностите на оборудването за пречистване на водата и резервоарите, които се измиват с разтвори на киселинни реагенти или корозивни води с помощта на каучук, епоксидни смоли, лакове на основата на перхлоровинил, течен найрит и силикон;

2) използването на киселинноустойчиви тръби и фитинги от полимерни материали (полиетилен, полиизобутилен, полипропилен и др.) или стоманени тръби и фитинги, облицовани отвътре със защитни покрития, нанесени чрез пламъчно пръскане;

3) използването на топлообменни тръби от устойчиви на корозия метали (червена мед, неръждаема стомана);

4) отстраняване на свободния въглероден диоксид от допълнително химически обработена вода;

5) постоянно отстраняване на некондензиращи газове (кислород и въглеродна киселина) от парните камери на регенеративни нагреватели с ниско налягане, охладители и мрежови водонагреватели и бързо отстраняване на образувания в тях кондензат;

6) внимателно уплътняване на уплътненията на кондензни помпи, фитинги и фланцови връзки на захранващи тръбопроводи под вакуум;

7) осигуряване на достатъчна херметичност на кондензаторите на турбината от страната на охлаждащата вода и въздуха и наблюдение на засмукването на въздуха с помощта на записващи кислородомери;

8) оборудване на кондензатори със специални дегазиращи устройства за отстраняване на кислорода от кондензата.

За успешна борба с корозията на оборудване и тръбопроводи, разположени във втория участък на пътя на захранващата вода (от термични деаератори до парогенератори), се прилагат следните мерки:

1) оборудване на топлоелектрически централи с термични деаератори, които произвеждат деаерирана вода с остатъчно съдържание на кислород и въглероден диоксид при всякакви работни условия, които не надвишават допустимите стандарти;

2) максимално отстраняване на некондензиращи газове от парните камери на регенеративни нагреватели с високо налягане;

3) използването на устойчиви на корозия метали за производството на елементи на захранващи помпи в контакт с вода;

4) антикорозионна защита на захранващи и дренажни резервоари чрез нанасяне на неметални покрития, които са устойчиви при температури до 80–100 ° C, например азбовинил (смес от етинолов лак с азбест) или бояджийски и лакови материалина базата на епоксидни смоли;

5) избор на устойчиви на корозия конструкционни метали, подходящи за производство на тръби за регенеративни нагреватели с високо налягане;

6) постоянна обработка на захранващата вода с алкални реагенти с цел поддържане на даденост оптимална стойност pH на захранващата вода, при което се потиска корозията от въглероден диоксид и се осигурява достатъчна здравина на защитния филм;

7) постоянно третиране на захранващата вода с хидразин за свързване на остатъчния кислород след термичните деаератори и създаване на инхибиращ ефект за инхибиране на прехода на железни съединения от повърхността на оборудването в захранващата вода;

8) запечатване на резервоарите за захранваща вода чрез организиране на така наречената затворена система, за да се предотврати навлизането на кислород в економайзерите на парогенератора с захранващата вода;

9) прилагане на надеждна консервация на оборудването на пътя на захранващата вода по време на престоя му в резерв.

Ефективен метод за намаляване на концентрацията на корозионни продукти в кондензата, върнат в топлоелектрическите централи от потребителите на пара, е въвеждането на филмообразуващи амини - октадециламин или негови заместители - в избраната турбинна пара, изпратена до потребителите. При концентрация на тези вещества в пара, равна на 2–3 mg/dm 3 , възможно е да се намали съдържанието на железни оксиди в производствения кондензат с 10-15 пъти. Дозирането на водна емулсия на полиамини с помощта на дозираща помпа не зависи от концентрацията на въглена киселина в кондензата, тъй като техният ефект не е свързан с неутрализиращи свойства, а се основава на способността на тези амини да образуват неразтворими и неводни -омокрящи се филми върху повърхността на стомана, месинг и други метали.