У суднових парових котлахкорозія може протікати як із боку пароводяного контуру, і з боку продуктів згоряння палива.

Внутрішні поверхні пароводяного контуру можуть бути піддані наступним видам корозії;

Киснева корозія є найбільш небезпечним видом корозії. Характерною особливістюкисневої корозії є утворення місцевих точкових вогнищ корозії, що сягають глибоких виразок і наскрізних дірок; Найбільш схильні до кисневої корозії вхідні ділянки економайзерів, колектори та опускні труби циркуляційних контурів.

Нітритна корозія - на відміну від кисневої вражає внутрішні поверхні теплонапружених підйомних трубок і викликає утворення глибших виразок діаметром 15^20 мм.

Міжкристалітна корозія є особливим видом корозії і виникає в місцях найбільшої напруги металу (зварні шви, вальцювальні та фланцеві з'єднання) в результаті взаємодії котельного металу з висококонцентрованим лугом. Характерною особливістю є поява на поверхні металу сітки з дрібних тріщин, що поступово розвиваються наскрізні тріщини;

Підшлама корозія виникає в місцях відкладення шламу і в застійних зонах циркуляційних контурів котлів. Процес протікання має електрохімічний характер при контакті оксидів заліза з металом.

З боку продуктів згоряння палива можуть бути такі види корозії;

Газова корозія вражає випарні, перегрівальні та економайзерні поверхні нагріву, обшивку кожуха,

Газонаправляючі щити та інші елементи котла, що піддаються впливу високих температур газів. При підвищенні температури металу котелень понад 530 0С (для вуглецевої сталі) починається руйнування захисної оксидної плівки на поверхні труб, забезпечуючи безперешкодний доступ кисню до чистого металу. При цьому на поверхні труб відбувається корозія з утворенням окалини.

Безпосередньою причиною цього виду корозії є порушення режиму охолодження зазначених елементів та підвищення їх температури вище за допустиму. Для труб поверхонь нагріву причинами пов ЫшЄння температури стін може бути; утворення значного шару накипу, порушення режиму циркуляції (застій, перекидання, утворення парових пробок), упуск води з котла, нерівномірність роздачі води та відбору пари по довжині парового колектора.

Високотемпературна (ванадієва) корозія вражає поверхні нагріву пароперегрівачів, що розташовані в зоні високих температур газів. При спалюванні палива відбувається утворення оксидів ванадію. При цьому при нестачі кисню утворюється триокис ванадію, а при його надлишку - п'ятиокис ванадію. Корозійно-небезпечною є п'ятиокис ванадію У205, що має температуру плавлення 675 0С. П'ятиокис ванадію, що виділяється при спалюванні мазутів, налипає на поверхні нагріву, що мають високу температуру, і викликає активну руйнацію металу. Досліди показали, що навіть такі вмісти ванадію, як 0,005% за ваговим складом, можуть викликати небезпечну корозію.

Ванадієву корозію можна запобігти зниженню допустимої температури металу елементів котла та організацією горіння з мінімальними коефіцієнтами надлишку повітря а = 1,03 + 1,04.

Низькотемпературна (кислотна) корозія вражає переважно хвостові поверхні нагріву. У продуктах згоряння сірчистих мазутів завжди є пари води і сполуки сірки, що утворюють при з'єднанні один з одним сірчану кислоту. При омиванні газами щодо холодних хвостових поверхонь нагрівання пари сірчаної кислоти конденсується на них і викликають корозію металу. Інтенсивність низькотемпературної корозії залежить від концентрації сірчаної кислоти у плівці вологи, що осідає на поверхнях нагріву. При цьому концентрація Б03 у продуктах згоряння визначається не лише вмістом сірки у паливі. Основними чинниками, що впливають швидкість протікання низькотемпературної корозії, є;

Умови перебігу реакції горіння в топці. У разі підвищення коефіцієнта надлишку повітря збільшується процентний змістгазу Б03 (при а = 1,15 окислюється 3,6% сірки, що міститься в паливі; при а = 1,7 окислюється близько 7% сірки). При коефіцієнтах надлишку повітря а = 1,03 - 1,04 сірчаного ангідриду Б03 мало утворюється;

Стан поверхонь нагріву;

Живлення котла дуже холодною водою, що викликає зниження температури стінок труб економайзера нижче туги роси для сірчаної кислоти;

Концентрація води у паливі; при спалюванні обводнених палив точка роси підвищується внаслідок підвищення парціального тиску водяної пари в продуктах згоряння.

Стоянка корозія вражає зовнішні поверхні труб і колекторів, обшивку, топкові пристрої, арматуру та інші елементи газоповітряного тракту котла. Сажа, що утворюється під час спалювання палива, покриває поверхні нагріву та внутрішні частини газоповітряного тракту котла. Сажа гігроскопічна, і при охолодженні котла легко вбирає вологу корозію. Корозія носить виразковий характер при утворенні на поверхні металу плівки розчину сірчаної кислоти при охолодженні котла та зниженні температури його елементів нижче за точку роси для сірчаної кислоти.

Боротьба зі стоянковою корозією заснована на створенні умов, що унеможливлюють попадання вологи на поверхні котельного металу, а також нанесенням антикорозійних покриттів на поверхні елементів котлів.

При короткочасній бездіяльності котлів після огляду та чищення поверхонь нагріву з метою запобігання потраплянню атмосферних опадів у газоходи котлів на димову трубу необхідно одягати чохол, закривати повітряні регістри, оглядові отвори. Необхідно постійно контролювати вологість та температуру в МКО.

Для запобігання корозії котлів під час бездіяльності використовуються різні способизберігання казанів. Розрізняють два способи зберігання; мокре та сухе.

Основним способом зберігання казанів є мокре зберігання. Воно передбачає повне заповнення котла живильною водою, пропущеною через електроно-іонообмінні та знекислювальні фільтри, включаючи пароперегрівач та економайзер. Тримати котли на мокрому зберіганні не більше 30 діб. У разі тривалішої бездіяльності котлів застосовується сухе зберігання котла.

Сухе зберігання передбачає повне осушення котла від води з розміщенням у колекторах котла бязевих мішечків із селікагелем, що поглинає вологу. Періодично проводиться розтин колекторів, контрольний замір маси селікагелю з метою визначення маси поглиненої вологи, та випарювання поглиненої вологи з селікагелю.

Морський сайт Росія немає 05 жовтня 2016 Створено: 05 жовтня 2016 Оновлено: 05 жовтня 2016 Переглядів: 5363

Види корозії. У процесі роботи елементи парового котла піддаються впливу агресивних середовищ - води, пари та димових газів. Розрізняють корозію хімічну та електрохімічну.

Хімічна корозіявикликана парою або водою, руйнує метал рівномірно по всій поверхні. Швидкість такої корозії у сучасних суднових казанах низька. Більш небезпечна місцева хімічна корозія, що викликається агресивними хімічними сполуками, що містяться у відкладеннях золи (сірки, оксидів ванадію тощо).

Найбільш поширеною та небезпечною є електрохімічна корозія, що протікає у водних розчинах електролітів при виникненні електричного струму, викликаного різницею потенціалів між окремими ділянками металу, що відрізняються хімічною неоднорідністю, температурою або якістю обробки.
Роль електроліту виконують вода (при внутрішній корозії) або пари води, що сконденсувалися, у відкладеннях (при зовнішній корозії).

Виникнення таких мікрогальванічних пар на поверхні труб призводить до того, що іон-атоми металу переходять у воду у вигляді позитивно заряджених іонів, а поверхня труби в цьому місці набуває негативного заряду. Якщо різниця в потенціалах таких мікрогальванічних пар незначна, то на межі метал-вода поступово створюється подвійний електричний шар, який гальмує подальший перебіг процесу.

Однак у більшості випадків потенціали окремих ділянокрізні, що зумовлює виникнення ЕРС, спрямованої від більшого потенціалу (аноду) до меншого (катоду).

При цьому з анода у воду переходять іон-атоми металу, а на катоді накопичуються надлишкові електрони. В результаті ЕРС і, отже, інтенсивність процесу руйнування металу різко знижуються.

Це називається поляризацією. Якщо потенціал анода зменшується внаслідок утворення захисної оксидної плівки або зростання концентрації іонів металу в районі анода, а потенціал катода практично не змінюється, то поляризація зветься анодною.

При катодної поляризації в розчині у катода різко знижується концентрація іонів і молекул, здатних видаляти надлишкові електрони з поверхні металу. З цього випливає, що основним моментом боротьби з електрохімічною корозією є створення таких умов, коли будуть підтримуватись обидва види поляризації.
Практично досягти цього неможливо, тому що в казановій воді завжди є деполяризатори - речовини, що викликають порушення процесів поляризації.

До деполяризаторів відносяться молекули О 2 і СО 2 іони Н + , Сl - і SO - 4 а також оксиди заліза і міді. Розчинені у воді СО 2 , Cl - і SO - 4 гальмують утворення на аноді щільної захисної плівки оксидної і тим самим сприяють інтенсивному протіканню анодних процесів. Іони водню Н+ знижують негативний заряд катода.

Вплив кисню на швидкість корозії став проявлятися у двох протилежних напрямках. З одного боку, кисень збільшує швидкість корозійного процесу, оскільки є сильним деполяризатором катодних ділянок, з іншого надає пасивну дію на поверхню.
Зазвичай деталі котла, виготовлені зі сталі, мають досить міцну початкову оксидну плівку, яка захищає матеріал від дії кисню доти, доки не буде зруйнована під дією хімічних або механічних факторів.

Швидкість гетерогенних реакцій (до яких і корозія) регулюється інтенсивністю наступних процесів: підведенням до поверхні матеріалу реагентів (насамперед деполяризаторів); руйнуванням захисної оксидної плівки; видалення продуктів реакції від місця її протікання.

Інтенсивність цих процесів багато в чому визначається гидродинамическими, механічними і тепловими чинниками. Тому заходи щодо зниження концентрації агресивних хімічних реагентів за високої інтенсивності двох інших процесів, як показує досвід експлуатації котлів, зазвичай малоефективні.

Звідси випливає, що вирішення проблеми запобігання корозійним ушкодженням має бути комплексним, коли враховуються всі фактори, що впливають на вихідні причини руйнування матеріалів.

Електрохімічна корозія

Залежно від місця перебігу речовин, що беруть участь у реакціях, розрізняють такі види електрохімічної корозії:

• кисневу (і її різновид - стоянкову),
• підшламову (іноді звану "черепашкової"),
• міжкристалітну (лужна крихкість котельних сталей),
• щілинну та
• сірчисту.

Киснева корозіяспостерігається в економайзерах, арматурі, живильних та опускних трубах, пароводяних колекторах та внутрішньоколекторних пристроях (щитах, трубах, пароохолоджувачах тощо). Особливо сильно схильні до кисневої корозії змійовики другого контуру двоконтурних котлів, утилізаційних котлів і парових повітропідігрівачів. Киснева корозія протікає під час дії котлів і залежить від концентрації кисню, розчиненого у воді котла.

Швидкість кисневої корозії у головних котлах низька, що з ефективної роботою деаераторів і фосфатно-нитратным водним режимом. У допоміжних водотрубних котлах вона часто досягає 0,5 - 1 мм/рік, хоча в середньому лежить в межах 0,05 - 0,2 мм/рік. Характер пошкодження котелень - виразки невеликих розмірів.

Більш небезпечним різновидом кисневої корозії є стоянкова корозія, що протікає під час бездіяльності котла. В силу специфіки роботи всі суднові котли (а особливо допоміжні) схильні до інтенсивної стоянкової корозії. Як правило, корозія стоянки не призводить до відмов котла, проте метал, що зазнав корозії під час зупинок, за інших рівних умов більш інтенсивно руйнується при роботі котла.

Основною причиною виникнення стоянкової корозії є попадання кисню у воду, якщо котел заповнений, або плівку вологи на поверхні металу, якщо котел осушений. Велику роль при цьому відіграють хлориди та NaOH, що містяться у воді, та водорозчинні відкладення солей.

За наявності у воді хлоридів інтенсифікується рівномірна корозія металу, а якщо в ній міститься незначна кількість лугів (менше 100 мг/л), корозія локалізується. Щоб уникнути стоянкової корозії, при температурі 20 - 25 °С у воді повинно міститися до 200 мг/л NaOH.

Зовнішні ознаки корозії за участю кисню: локальні виразки невеликого розміру (рис. 1 а), заповнені продуктами корозії бурого кольору, які утворюють горбики над виразками.

Видалення кисню з поживної води є одним із важливих заходів щодо зниження кисневої корозії. З 1986 р. вміст кисню у поживній воді для суднових допоміжних та утилізаційних котлів обмежується 0,1 мг/л.

Однак і при такому кисневмісті поживної води в експлуатації спостерігаються корозійні ушкодження елементів котла, що свідчить про переважний вплив процесів руйнування оксидної плівки і вимивання продуктів реакції з вогнищ корозії. Найбільш наочним прикладом, що ілюструє вплив цих процесів на корозійні ушкодження, є руйнування змійовиків утилізаційних котлів із примусовою циркуляцією.

Мал. 1. Ушкодження при кисневій корозії

Корозійні ушкодженняпри кисневій корозії зазвичай суворо локалізовані: на внутрішній поверхні вхідних ділянок (див. рис. 1, а), в районі згинів (рис. 1, б), на вихідних ділянках і в коліні змійовика (див. рис. 1, в), а також у пароводяних колекторах утилізаційних котлів (рис. 1, г). Саме на цих ділянках (2 – область пристінної кавітації) гідродинамічні особливості потоку створюють умови для руйнування оксидної плівки та інтенсивного вимивання продуктів корозії.
Справді, будь-які деформації потоку води та пароводяної суміші супроводжуються виникненням кавітації у пристінних шарахпотоку 2, що розширюється, де утворюються і тут же бульбашки пари, що схлопуються, обумовлюють руйнування оксидної плівки внаслідок енергії гідравлічних мікроударів.
Цьому сприяють також знакозмінні напруги в плівці, викликані вібрацією змійовиків і коливаннями температури та тиску. Підвищена локальна турбулізація потоку цих ділянках викликає активне вимивання продуктів корозії.

На прямих вихідних ділянках змійовиків оксидна плівка руйнується через удари об поверхню крапельок води при турбулентних пульсаціях потоку пароводяної суміші, дисперсно-кільцевий режим руху якої переходить тут у дисперсний при швидкості потоку до 20-25 м/с.
У цих умовах навіть невисокий вміст кисню (~ 0,1 мг/л) обумовлює інтенсивне руйнування металу, що призводить до появи нориці на вхідних ділянках змійовиків утилізаційних котлів типу Ла Монт через 2-4 роки експлуатації, а на інших ділянках - через 6-12 років.

Мал. 2. Корозійні ушкодження змійовиків економайзерів утилізаційних котлів КУП1500Р теплохода "Індіра Ганді".

Як ілюстрацію до викладеного розглянемо причини пошкодження змійовиків економайзерів двох утилізаційних котлів типу КУП1500Р, встановлених на ліхтеровозі «Індіра Ганді» (типу "Олексій Косигін"), який вступив в експлуатацію в жовтні 1985 р. Вже в лютому 1985 р. замінено економайзерів обох котлів. Через 3 роки і в цих економайзерах утворюються пошкодження змійовиків, розташовані на ділянках до 1-1,5 м від вхідного колектора. Характер ушкоджень свідчить (рис. 2, а, б) про типову кисневу корозію з подальшим руйнуванням втоми (поперечні тріщини).

Проте природа втоми окремих ділянках різна. Поява тріщини (а раніше - розтріскування оксидної плівки) в районі зварного шва (див. рис. 2, а) є наслідком знакозмінної напруги, обумовленої вібрацією пучка труб і конструктивною особливістю вузла з'єднання змійовиків з колектором (до вигнутого штуцера діаметром 22x 22x2).
Руйнування ж оксидної плівки та утворення втомних тріщин на внутрішній поверхні прямих ділянок змійовиків, віддалених від входу на 700-1000 мм (див. рис. 2, б), обумовлені знакозмінними термічними напругами, що виникають у період введення котла в дію, коли на гарячу поверхню подається холодна вода. При цьому дія термічних напруг посилюється тим, що ребра змійовиків ускладнює вільне розширення металу труби, створюючи додаткові напруги в металі.

Підшламова корозіязазвичай спостерігається в головних водотрубних котлах внутрішніх поверхняхекранних та пароутворюючих труб притопочних пучків, звернених до смолоскипа. Характер підшламової корозії - виразки овальної форми з розміром великої осі (паралельної осі труби) до 30-100 мм.
На виразках є щільний шар оксидів у вигляді „черепашок” 3 (рис. 3). активних центрівкорозії, що виникають під час руйнування оксидних плівок.
Зверху утворюється пухкий шар накипу та продуктів корозії 1. Утворені "черепашки" з продуктів корозії міцно зчеплені з основним металом і можуть бути видалені тільки механічним шляхом. Під "черепашками" погіршується теплообмін, що призводить до перегріву металу та появи випучин.
Для допоміжних котлів цей вид корозії не характерний, але при високих теплових навантаженнях та відповідних режимах водообробки не виключена поява підшламової корозії та в цих котлах.

Вперше зовнішню корозію екранних труб було виявлено на двох електростанціях у котлів високого тиску ТП-230-2, які працювали на вугіллі марки АШ і сірчистому мазуті і були до того в експлуатації близько 4 років. Зовнішня поверхня труб зазнавала корозійного роз'їдання з боку, зверненого в топку, у зоні максимальної температури факела. 88

Руйнувалися переважно труби середньої (по ширині) частини топки, безпосередньо над запальним. поясом. Широкі та відносно неглибокі корозійні виразки мали неправильну формуі часто стулялися між собою, внаслідок чого пошкоджена поверхня труб була нерівною, бугристою. В середині найбільш глибоких виразок з'явилися нориці, і через них почали вириватися струмені води та пари.

Характерною була повна відсутність такої корозії на екранних трубах котлів середнього тиску цих електростанцій, хоча середнього тиску перебували там в експлуатації значно більш тривалий час.

У наступні роки зовнішня корозія екранних труб з'явилася і інших котлах високого тиску, працювали на твердому паливі. Зона корозійних руйнувань поширювалася іноді на значну висоту; в окремих місцях товщина стінок труб у результаті корозії зменшувалася до 2-3 мм. Було помічено також, що ця корозія практично відсутня у казанах високого тиску, що працюють на мазуті.

Зовнішню корозію екранних труб виявили у котлів ТП-240-1 після 4 років експлуатації, що працюють при тиску в барабанах 185 ат. У цих котлах спалювалося підмосковне буре вугілля, що мало вологість близько 30%; мазут спалювали тільки під час розпалювання. У цих котлів корозійні руйнування також виникали у зоні найбільшого теплового навантаження екранних труб. Особливість процесу корозії полягала в тому, що труби руйнувалися як з боку, зверненого в топку, так і з боку, зверненого до обмуровування (рис. 62).

Ці факти показують, що корозія екранних труб залежить насамперед від температури поверхні. У котлів середнього тиску вода випаровується за нормальної температури близько 240° З; у котлів, розрахованих тиск 110 ат, розрахункова температура кипіння води дорівнює 317° З; в котлах ТП-240-1 вода кипить за нормальної температури 358° З. Температура зовнішньої поверхні екранних труб зазвичай перевищує температуру кипіння приблизно 30-40° З.

Можна. припустити, що інтенсивна зовнішня корозія металу починається при підвищенні його температури до 350 ° С. У котлів, розрахованих на тиск 110 ат, ця температура досягається лише з вогневого боку труб, а у котлів, що мають тиск 185 ат, вона відповідає температурі води в трубах . Саме тому корозія екранних труб з боку обмуровки спостерігалася лише у цих казанів.

Докладне вивчення питання було здійснено на котлах ТП-230-2, які працювали на одній із згаданих електростанцій. Там відбиралися проби газів та горя.

Щих частинок із смолоскипа на відстані близько 25 мм від екранних труб. Поблизу фронтового екрану в зоні інтенсивної зовнішньої корозії труб топкові гази майже не містили вільного кисню. Поблизу заднього екрана, біля якого зовнішня корозія труб майже була відсутня, вільного кисню в газах було значно більше. Крім того, перевірка показала, що у районі утворення корозії понад 70% проб газів

Можна "припустити, що в присутності надлишкового кисню сірководень згоряє і корозії не відбувається, Але за відсутності надлишкового кисню сірководень вступає в хімічну сполуку з металом труб. При цьому утворюється сульфід заліза FeS. Цей продукт корозії дійсно був знайдений у відкладеннях на екранних трубах.

Зовнішню корозію схильна не тільки вуглецева сталь, але і хромомолібденова. Зокрема, у казанів ТП-240-1 корозія вражала екранні труби, виготовлені зі сталі марки 15ХМ.

До цього часу відсутні перевірені заходи повного попередження описаного виду корозії. Деяке зменшення швидкості руйнування. металу досягалося. після налагодження процесу горіння, зокрема зі збільшенням надлишку повітря в топкових газах.

27. Корозія екранів при надвисокому тиску

У цій книзі коротко розказано про умови роботи металу парових котлів сучасних електростанцій. Але прогрес енергетики у СРСР триває, і тепер входить у лад велику кількість нових котлів, розрахованих більш високі тиску і температури пари. У цих умовах велике значеннямає практичний досвід експлуатації кількох казанів ТП-240-1, що працюють з 1953-1955 рр. при тиску 175 ат (185 ат барабані). Дуже цінні, зокрема, відомості про корозію їх екранів.

Екрани цих котлів були схильні до корозії як із зовнішньої, так і з внутрішньої сторони. Їх зовнішня корозія описана в попередньому параграфі цього розділу, руйнування внутрішньої поверхні труб не схоже на жоден з описаних вище видів корозії металу

Роз'їдання відбувалося в основному з вогневого боку верхньої частини похилих труб холодної лійки та супроводжувалося появою корозійних раковин (рис. 63,а). Надалі кількість таких раковин збільшувалася, і виникала суцільна смуга (іноді дві паралельні смуги) роз'їденого металу (рис. 63,6). Характерною була відсутність корозії в зоні зварних стиків.

Усередині труб був наліт пухкого шламу товщиною 0,1-0,2 мм, що складався в основному з оксидів заліза та міді. Збільшення корозійного руйнування металу не супроводжувалося збільшенням товщини шару шламу, отже, корозія під шаром шламу була основною причиною роз'їдання внутрішньої поверхні екранних труб.

У котловій воді підтримувався режим чистофосфатної лужності. Фосфати вводилися в котел не безперервно, а періодично.

Велике значення мала та обставина, що температура металу труб періодично різко. Зона найчастішого та максимального підвищення температури збігалася із зоною найбільшого руйнування металу. Зниження тиску в котлі до 140-165 ат (тобто, до тиску, при якому працюють нові серійні котли) не змінювало характеру тимчасового підвищення температури труб, але супроводжувалося значним зниженням максимального значення цієї температури. Причини такого періодичного підвищення температури вогневої сторони холодних похилих труб. вирви ще докладно не вивчені.

У книзі розглядаються конкретні питання, пов'язані з роботою сталевих деталей парового котла. Але для вивчення цих суто практичних питань потрібно знати загальні відомості, Що стосується будови сталі та її властивостей. У схемах, що показують будову металів, атоми іноді зображують у вигляді куль, що стикаються один з одним (рис. 1). Такі схеми показують розстановку атомів в металі, але в них важко наочно показати розташування атомів один відносно друга. Ерозією називається поступове руйнування поверхневого шару металу під впливом механічної дії. Найбільш поширеним видом ерозії сталевих елементів - парового котла є їх стирання твердими частинками золи, що рухається разом із димовими газами. При тривалому стиранні відбувається поступове зменшення товщини стінок труб, а потім їх деформація і розрив під дією внутрішнього тиску.

Ідентифікація видів корозії утруднена, і, отже, нерідкі помилки щодо технологічно і економічно оптимальних заходів протидії корозії. Основні необхідні заходи вживаються відповідно до нормативних документів, де встановлено межі головних ініціаторів корозії.

ГОСТ 20995-75 «Котли парові стаціонарні тиском до 3,9 МПа. Показники якості поживної води та пари нормує показники в поживній воді: прозорість, тобто кількість зважених домішок; загальна жорсткість, вміст сполук заліза та міді - запобігання накипеутворенню та залізо- та мідноокисних відкладень; значення рН - запобігання лужній та кислотній корозії і також піноутворення в барабані котла; вміст кисню – запобігання кисневій корозії; вміст нітритів – запобігання нітритній корозії; вміст нафтопродуктів - запобігання піноутворенню в барабані котла.

Значення норм визначені ГОСТом залежно від тиску в котлі (отже, від температури води), потужності локального теплового потоку і технології водопідготовки.

При дослідженні причин корозії, передусім, необхідно проводити огляд (де доступно) місць руйнування металу, аналіз умов роботи котла в передаварійний період, аналіз якості поживної води, пари і відкладень, аналіз конструктивних особливостей котла.

При зовнішньому огляді можна підозрювати такі види корозії.

Киснева корозія

: вхідні ділянки труб сталевих економайзерів; живильні трубопроводи при зустрічі з недостатньо знекисненою (вищою за норму) водою - «прориви» кисню при поганій деаерації; підігрівачі живильної води; всі вологі ділянки котла під час його зупинки та неприйняття заходів щодо запобігання надходженню повітря в котел, особливо в застійних ділянках, при дренуванні води, звідки важко видалити конденсат пари або повністю залити водою, наприклад, вертикальні труби пароперегрівачів. Під час простоїв корозія посилюється (локалізується) у присутності лугу (менше 100 мг/л).

Киснева корозія рідко (при вмісті кисню у воді, що значно перевищує норму, - 0,3 мг/л) проявляється в паросепараційних пристроях барабанів котлів і на стінці барабанів на межі рівня води; у опускних трубах. У підйомних трубах корозія не проявляється через деаеруючу дію парових бульбашок.

Вид та характер ушкодження. Виразки різної глибини і діаметра, часто покриті горбками, верхня кірка яких - червоні оксиди заліза (ймовірно, гематит Fе 2 Про 3). Свідчення активної корозії: під кіркою горбків - чорний рідкий осад, напевно, магнетит (Fе 3 Про 4) у суміші з сульфатами та хлоридами. При затухлій корозії під кіркою - порожнеча, а дно виразки покрите відкладами накипу та шламу.

При рН води > 8,5 - виразки рідкісні, але більші та глибокі, при рН< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.

При швидкості води більше 2 м/с горбки можуть набути довгасту форму в напрямку руху струменя.

. Магнетитні кірки досить щільні і могли б служити надійною перешкодою для проникнення кисню всередину горбків. Але вони часто руйнуються в результаті корозійної втоми, коли циклічно змінюється температура води та металу: часті зупинки та пуски котла, пульсуючий рух пароводяної суміші, розшарування пароводяної суміші на окремі пробки пари та води, що йдуть один за одним.

Корозія посилюється зі зростанням температури (до 350 ° С) та збільшенням вмісту хлоридів у котловій воді. Іноді корозію посилюють продукти термічного розпаду деяких органічних поживної води.

Мал. 1. Зовнішній виглядкисневої корозії

Лужна (у вужчому сенсі - міжкристалітна) корозія

Місця корозійного пошкодження металу. Труби у зонах теплового потоку великої потужності(район пальників і навпроти витягнутого смолоскипу) - 300-400 кВт/м 2 і де температура металу на 5-10 °С вище за температуру кипіння води при даному тиску; похилі та горизонтальні труби, де слабка циркуляція води; місця під товстими відкладеннями; зони поблизу підкладних кілець та у самих зварних швах, наприклад, у місцях приварювання внутрішньобарабанних паросепараційних пристроїв; місця біля заклепок.

Вид та характер ушкодження. Напівсферичні або еліптичні заглиблення, заповнені продуктами корозії, які часто включають блискучі кристали магнетиту (Fе 3 Про 4). Більшість заглиблень покрита твердою кіркою. На стороні труб, звернених до топки, поглиблення можуть з'єднуватися, утворюючи так звану доріжку корозійну шириною 20-40 мм і довжиною до 2-3 м.

Якщо кірка недостатньо стійка і щільна, то корозія може призвести - в умовах механічної напруги - до появи тріщин у металі, особливо біля щілин: заклепки, з'єднання вальцювання, місця приварювання паросепараційних пристроїв.

Причини корозійного ушкодження. При високих температурах – понад 200 °С – і великій концентрації їдкого натру (NаОН) – 10 % і більше – захисна плівка (кірка) на металі руйнується:

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

Проміжний продукт NaFеО 2 піддається гідролізу:

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

Тобто в цій реакції (2) їдкий натр відновлюється, в реакціях (1), (2) не витрачається, а виступає як каталізатор.

Коли магнетит видалений, то їдкий натр і вода можуть реагувати із залізом безпосередньо з виділенням атомарного водню:

2NаОН + Fе = Nа 2 FеО 2 + 2Н (3)

4Н 2 Про + 3Fе = Fе 3 Про 4 + 8Н (4)

Водень, що виділяється, здатний дифундувати всередину металу і утворювати з карбідом заліза метан (CH 4):

4Н + Fе 3 С = СН 4 + 3Fе (5)

Можливе також об'єднання атомарного водню в молекулярний (Н+Н=Н2).

Метан і молекулярний водень не можуть проникати всередину металу, вони накопичуються на межах зерен та за наявності тріщин розширюють та поглиблюють їх. Крім того, ці гази перешкоджають утворенню та ущільненню захисних плівок.

Концентрований розчин їдкого натру утворюється в місцях глибокого упарювання котлової води: щільні накипні відкладення солей (вид підшламової корозії); криза бульбашкового кипіння, коли утворюється стійка парова плівка над металом - там метал майже не пошкоджується, але з обох боків плівки, де йде активне випаровування, їдкий натр концентрується; наявність щілин, де йде випаровування, відмінне від випаровування у всьому обсязі води: їдкий натр випаровується гірше, ніж вода, не розмивається водою і накопичується. Діючи на метал, їдкий натр утворює на межах зерен щілини, спрямовані всередину металу (вигляд міжкристалітної корозії – щілинна).

Міжкристалітна корозія під впливом лужної води котла найчастіше концентрується в барабані котла.

Мал. 3. Міжкристалітна корозія: а – мікроструктура металу до корозії, б – мікроструктура на стадії корозії, утворення тріщин по межі зерен металу

Такий корозійний вплив на метал можливий лише за одночасної наявності трьох факторів:

• місцеві механічні напруги, що розтягують, близькі або дещо перевищують межу плинності, тобто 2,5 МН/мм 2 ;
• нещільні зчленування деталей барабана (вказані вище), де може відбуватися глибоке упарювання котлової води і де їдкий натр, що накопичується, розчиняє захисну плівку оксидів заліза (концентрація NаОН більше 10 %, температура води вище 200 °С і - особливо - ближче до 300 °С). Якщо котел експлуатується з меншим тиском, ніж паспортне (наприклад, 0,6-0,7 МПа замість 1,4 МПа), то ймовірність цього виду корозії зменшується;
• несприятливе поєднання речовин у котловій воді, у якій відсутні необхідні захисні концентрації інгібіторів цього виду корозії. Як інгібітори можуть виступати натрієві солі: сульфати, карбонати, фосфати, нітрати, сульфітцелюлозний луг.

Мал. 4. Зовнішній вигляд міжкристалітної корозії

Корозійні тріщини не розвиваються, якщо дотримується відношення:

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

де Na 2 SО 4 , Na 2 3 , Na 3 РО 4 , NaNO 3 , NaOH - вміст відповідно натрій сульфату, натрій карбонату, натрій фосфату, натрій нітрату і натрій гідроксиду, мг/кг.

У котлах, що виготовляються в даний час, принаймні одна з зазначених умов виникнення корозії відсутня.

Наявність у котловій воді кремнієвих сполук також може посилювати міжкристалітну корозію.

NаСl у даних умовах – не інгібітор корозії. Вище було показано: іони хлору (Сl -) - прискорювачі корозії, через велику рухливість і малих розмірів вони легко проникають через захисні плівки і дають із залізом добре розчинні солі (FеСl 2 , FеСl 3) замість малорозчинних оксидів заліза.

У воді котелень традиційно контролюють значення загальної мінералізації, а не вміст окремих солей. Ймовірно, з цієї причини було введено нормування не за вказаним співвідношенням (6), а за значенням відносної лужності котлової води:

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

де Щ кв отн - відносна лужність казанової води, %; Щ ов відн - відносна лужність обробленої (додаткової) води, %; Щ ів - загальна лужність обробленої (додаткової) води, ммоль/л; S ов - мінералізація обробленої (додаткової) води (зокрема - вміст хлоридів), мг/л.

Загальна лужність обробленої (додаткової) води може бути прийнята рівною, ммоль/л:

• після натрій-катіонування - загальної лужності вихідної води;
• після водень-натрій-катіонування паралельного - (0,3-0,4), або послідовного з «голодною» регенерацією водень-катіонітного фільтра - (0,5-0,7);
• після натрій-катіонування з підкисленням та натрій-хлор-іонування - (0,5-1,0);
• після амоній-натрій-катіонування - (0,5-0,7);
• після вапнування при 30-40 ° С - (0,35-1,0);
• після коагулювання - (Що вых - Д к), де Щ про вых - загальна лужність вихідної води, ммоль/л; Д до - доза коагулянту, ммоль/л;
• після содовапнювання при 30-40 ° С - (1,0-1,5), а при 60-70 ° С - (1,0-1,2).

Значення відносної лужності котлової води за нормами Ростехнагляду приймаються, %, не більше:

• для котлів із клепаними барабанами - 20;
• для котлів зі звареними барабанами та ввальцьованими в них трубами - 50;
• для котлів зі звареними барабанами та привареними до них трубами - будь-яке значення не нормується.

Мал. 4. Результат міжкристалітної корозії

За нормами Ростехнагляду Щ кв отн - один із критеріїв безпечної роботи котлів. Правильніше перевіряти критерій потенційної лужної агресивності котлової води, який не враховує вміст іону хлору:

К щ = (S ов - [Сl - ])/40 Щ ов, (8)

де К щ - критерій потенційної лужної агресивності казанової води; S ов - мінералізація обробленої (додаткової) води (у тому числі вміст хлоридів), мг/л; Сl - вміст хлоридів в обробленій (додатковій) воді, мг/л; Щ ів - загальна лужність обробленої (додаткової) води, ммоль/л.

Значення К щ можна набувати:

• для котлів із клепаними барабанами тиском понад 0,8 МПа ≥ 5;
• для котлів зі звареними барабанами та ввальцьованими в них трубами тиском понад 1,4 МПа ≥ 2;
• для котлів зі звареними барабанами та привареними до них трубами, а також для котлів зі звареними барабанами та ввальцованими в них трубами тиском до 1,4 МПа та котлів із клепаними барабанами тиском до 0,8 МПа - не нормувати.

Підшламова корозія

Під цією назвою об'єднують кілька різних видівкорозії (лужна, киснева та ін.). Накопичення в різних зонах котла пухких та пористих відкладень, шламу викликає корозію металу під шламом. Головна причина: забруднення поживної води окислами заліза

Нітритна корозія

. Екранні та кип'ятільні труби котла на боці, зверненій у топку.

Вид та характер пошкоджень. Рідкісні, різко обмежені великі виразки.

. За наявності у поживній воді нітритних іонів (NО - 2) більше 20 мкг/л, температурі води понад 200 °С, нітрити служать катодними деполяризатрами електрохімічної корозії, відновлюючись до НNО 2 , NО, N 2 (див. вище).

Пароводяна корозія

Місця корозійних пошкоджень металу. Вихідна частина змійовиків пароперегрівачів, паропроводи перегрітої пари, горизонтальні та слабонахильні парогенеруючі труби на ділянках поганої циркуляції води, іноді по верхній утворює вихідних змійовиків киплячих водяних економайзерів.

Вид та характер пошкоджень. Нальоти щільних чорних оксидів заліза (Fе 3 Про 4), міцно зчеплених із металом. При коливаннях температури суцільність нальоту (кірки) порушується, лусочки відвалюються. Рівномірне витончення металу з отдулінами, поздовжніми тріщинами, розриви.

Може ідентифікуватися як підшламова корозія: у вигляді глибоких виразок з нечітко відмежованими краями, частіше біля труби зварних швів, що виступають усередину, де накопичується шлам.

Причини корозійних ушкоджень:

• омиваюче середовище - пара в пароперегрівачах, паропроводах, парові «подушки» під шаром шламу;
• температура металу (сталь 20) понад 450 °С, тепловий потік на ділянку металу - 450 кВт/м 2 ;
• порушення топкового режиму: зашлаковування пальників, підвищене забруднення труб усередині та зовні, нестійке (вібраційне) горіння, подовження факела у напрямку до екранів.

В результаті: безпосередня хімічна взаємодія заліза з водяною парою (див. вище).

Мікробіологічна корозія

Викликається аеробними та анаеробними бактеріями, з'являється при температурах 20-80 °С.

Місця пошкоджень металу. Труби та ємності до котла з водою вказаної температури.

Вид та характер пошкоджень. Горбики різних розмірів: діаметр від кількох міліметрів до кількох сантиметрів, рідко – кілька десятків сантиметрів. Горбики покриті щільними оксидами заліза – продукт життєдіяльності аеробних бактерій. Усередині - порошок і суспензія чорного кольору (сульфід заліза FеS) - продукт анаеробних бактерій, що сульфатвідновлюють, під чорним утворенням - круглі виразки.

Причини пошкоджень. У природній воді завжди присутні сульфати заліза, кисень та різні бактерії.

Залізобактерії у присутності кисню утворюють плівку оксидів заліза, під нею анаеробні бактерії відновлюють сульфати до сульфіду заліза (FеS) та сірководню (Н 2 S). У свою чергу, сірководень дає старт утворенню сірчистої (дуже нестійкої) і сірчаної кислот, і корродує метал.

На корозію котла цей вид впливає непрямо: потік води при швидкості 2-3 м/с зриває горбики, відносить їх вміст у котел, збільшуючи накопичення шламу.

У поодиноких випадках можливе протікання цієї корозії в самому котлі, якщо під час тривалої зупинки котла в резерв він заповнюється водою з температурою 50-60 о С, температура підтримується за рахунок випадкових проривів пари з сусідніх котлів.

«Хелатна» корозія

Місця корозійного пошкодження. Обладнання, в якому пара відокремлюється від води: барабан котла, паросепараційні пристрої в барабані та поза ним, також - рідко - у трубопроводах живильної води та економайзері.

Вид та характер ушкодження. Поверхня металу – гладка, але якщо середовище рухається з великою швидкістю, то корродована поверхня – негладка, має підковоподібні заглиблення та «хвости», орієнтовані у напрямку руху. Поверхня покрита тонкою матовою або чорною блискучою плівкою. Явних відкладень немає, немає і продуктів корозії, бо «хелат» (органічні сполуки поліамінів, що спеціально вводяться в котел), вже прореагував.

У присутності кисню, що в нормально працюючому казані трапляється рідко, корозійна поверхня - «підбадьорена»: шорсткості, острівці металу.

Причини корозійного ушкодження. Механізм дії «хелату» описаний раніше («Промислові та опалювальні котельні та міні-ТЕЦ», 1(6) 2011, с.40).

«Хелатна» корозія виникає при передозуванні «хелату», але і при нормальній дозі можлива, оскільки «хелат» концентрується в зонах, де йде інтенсивне випаровування води: бульбашковий кипіння замінюється плівчастим. У паросепараційних пристроях трапляються випадки особливо руйнівної дії«хелатної» корозії через великі турбулентні швидкості води та пароводяної суміші.

Всі описані корозійні пошкодження можуть мати синенергетичний ефект, тому сумарні збитки від спільної дії різних факторів корозії можуть перевищити суму збитків від окремих видів корозії.

Як правило, дія корозійних агентів посилює нестабільний тепловий режим котла, що викликає корозійну втому і збуджує термовтомну корозію: число пусків з холодного стану - більше 100, загальна кількість пусків - більше 200. Так як ці види руйнувань металу виявляються рідко, то тріщини, розрив труб мають вигляд, ідентичний ураженням металу від різних видів корозії.

Зазвичай, для ідентифікації причини руйнування металу потрібні додатково металографічні дослідження: рентгенографія, ультразвук, кольорова та магніто-порошкова дефектоскопія.

Різними дослідниками було запропоновано програми діагностування видів корозійних ушкоджень котельних сталей. Відомі програма ОТІ (А.Ф. Богачов із співробітниками) – в основному для енергетичних котлів високого тиску, та розробки об'єднання «Енергочермет» – в основному для енергетичних котлів низького та середнього тиску та котлів-утилізаторів.

Глава четверта Попереднє очищення води та фізико-хімічні процеси

4.1. Очищення води методом коагуляції

4.2. Осадження методами вапнування та співвідповідання

Розділ п'ятий Фільтрування води на механічних фільтрах

Фільтруючі матеріали та основні характеристики структури фільтрованих шарів

Розділ шостий Знесолювання води

6.1. Фізико-хімічні основи іонного обміну

6.2. Іонообмінні матеріали та їх характеристики

6.3. Технологія іонного обміну

6.4. Малосткові схеми іонітних водопідготовок

6.5. Автоматизація водопідготовчих установок

6.6. Перспективні технології водоочищення

6.6.1. Протиточна технологія іонування

Призначення та сфера застосування

Основні принципові схеми впу

Глава сьома Термічний метод очищення води

7.1. Метод дистиляції

7.2. Запобігання накипу утворенню у випарних установках фізичними методами

7.3. Запобігання накипу утворенню у випарних установках хімічними, конструктивними та технологічними методами

Глава восьма Очищення високомінералізованих вод

8.1. Зворотний осмос

8.2. Електродіаліз

Розділ дев'ятий Водопідготовка в теплових мережах з безпосереднім водозабором

9.1. Основні положення

Норми органолептичних показників води

Норми бактеріологічних показників води

Показники пдк (норми) хімічного складу води

9.2. Підготовка додаткової води методом н-катіонування з голодною регенерацією

9.3. Зниження карбонатної жорсткості (лужності) додаткової води методом підкислення

9.4. Декарбонізація води методом вапнування

9.6. Магнітна протинакипна обробка додаткової води

9.7. Підготовка води для закритих теплових мереж

9.8. Підготовка води для місцевих систем гарячого водопостачання

9.9. Підготовка води для опалювальних систем теплопостачання

9.10. Технологія обробки води комплексонами у системах теплопостачання

Розділ десятий Очищення води від розчинених газів

10.1. Загальні положення

10.2. Видалення вільної вуглекислоти

Висота шару в метрах насадки з кілець Рашига визначається з рівняння:

10.3. Видалення кисню фізико-хімічними методами

10.4. Деаерація в деаераторах атмосферного та зниженого тиску

10.5. Хімічні методи видалення газів із води

Розділ одинадцятий Стабілізаційна обробка води

11.1. Загальні положення

11.2. Стабілізація води підкисленням

11.3. Фосфатування охолоджувальної води

11.4. Рекарбонізація охолоджувальної води

Розділ дванадцятий

Застосування окислювачів для боротьби

З біологічним обростанням теплообмінників

І знезараження води

Розділ тринадцятий Розрахунок механічних та іонообмінних фільтрів

13.1. Розрахунок механічних фільтрів

13.2. Розрахунок іонітних фільтрів

Розділ чотирнадцятий Приклади розрахунку водопідготовчих установок

14.1. Загальні положення

14.2. Розрахунок установки хімічного знесолення з паралельним включенням фільтрів

14.3. Розрахунок декарбонізатора з насадкою з кілець Рашига

14.4. Розрахунок фільтрів змішаної дії (ФСД)

14.5. Розрахунок знесолюючої установки з блоковим включенням фільтрів (розрахунок «ланцюжків»)

Особливі умови та рекомендації

Розрахунок н-катіонітних фільтрів 1-го ступеня ()

Розрахунок аніонітних фільтрів 1-го ступеня (а1)

Розрахунок н-катіонітних фільтрів 2-го ступеня ()

Розрахунок аніонітних фільтрів 2-го ступеня (а2)

14.6. Розрахунок електродіалізної установки

Розділ п'ятнадцятий короткі технології очищення конденсатів

15.1. Електромагнітний фільтр (ЕМФ)

15.2. Особливості освітлення турбінних та виробничих конденсатів

Розділ шістнадцятий Короткі технології очищення стічних вод теплоенергетики

16.1. Основні поняття про стічні води тес і котельні

16.2. Води хімводоочищення

16.3. Відпрацьовані розчини від промивок та консервації теплосилового обладнання

16.4. Теплі води

16.5.Води гідрозоловидалення

16.6. Обмивальні води

16.7. Нафтозабруднені води

Частина ІІ. Водно-хімічний режим

Розділ другий Хімічний контроль – основа водно-хімічного режиму

Глава третя корозія металу паросилового обладнання та методи боротьби з нею

3.1. Основні положення

3.2. Корозія стали в перегрітій парі

3.3. Корозія тракту живильної води та конденсатопроводів

3.4. Корозія елементів парогенераторів

3.4.1. Корозія пароутворюючих труб та барабанів парогенераторів під час їх експлуатації

3.4.2. Корозія пароперегрівачів

3.4.3. Стоянкова корозія парогенераторів

3.5. Корозія парових турбін

3.6. Корозія конденсаторів турбін

3.7. Корозія обладнання підживлювального та мережевого трактів

3.7.1. Корозія трубопроводів та водогрійних котлів

3.7.2. Корозія трубок теплообмінних апаратів

3.7.3. Оцінка корозійного стану діючих систем гарячого водопостачання та причини корозії

3.8. Консервація теплоенергетичного обладнання та тепломереж

3.8.1. Загальне становище

3.8.2. Способи консервації барабанних котлів

3.8.3. Способи консервації прямоточних котлів

3.8.4. Способи консервації водогрійних котлів

3.8.5. Способи консервації турбоустановок

3.8.6. Консервація теплових мереж

3.8.7. Короткі характеристики хімічних реагентів, що застосовуються для консервації та запобіжні заходи при роботі з ними Водний розчин гідразингідрату n2н4·н2о

Водний розчин аміаку nh4(oh)

Трилон б

Тринатрійфосфат Na3po4·12н2о

Їдкий натр NaOh

Силікат натрію (рідке скло натрієве)

Гідроксид кальцію (вапняний розчин) Са(он)2

Контактний інгібітор

Летні інгібітори

Розділ четвертий відкладення в енергетичному обладнанні та способи усунення

4.1. Відкладення в парогенераторах та теплообмінниках

4.2. Склад, структура та фізичні властивості відкладень

4.3. Утворення відкладень на внутрішніх поверхнях нагрівання парогенераторів з багаторазовою циркуляцією та теплообмінниками

4.3.1. Умови утворення твердої фази із сольових розчинів

4.3.2. Умови утворення лужно-земельних накипів

4.3.3. Умови утворення феро- та алюмосилікатних накипів

4.3.4. Умови утворення залізоокисних та залізофосфатних накипів

4.3.5. Умови утворення мідних накипів

4.3.6. Умови утворення відкладень легкорозчинних сполук

4.4. Утворення відкладень на внутрішніх поверхнях прямоточних парогенераторів

4.5. Утворення відкладень на поверхнях конденсаторів, що охолоджуються, і за тактом охолоджуючої води

4.6. Відкладення по паровому тракту

4.6.1. Поведінка домішок пари в пароперегрівачі

4.6.2. Поведінка домішок пари в проточній частині парових турбін

4.7. Утворення відкладень у водогрійному устаткуванні

4.7.1. Основні відомості про відкладення

4.7.2. Організація хімічного контролю та оцінка інтенсивності накипеутворення у водогрійному устаткуванні

4.8. Хімічні очищення обладнання ТЕС та котелень

4.8.1. Призначення хімічних очищення та вибір реагентів

4.8.2. Експлуатаційні хімічні очищення парових турбін

4.8.3. Експлуатаційні хімічні очищення конденсаторів та мережевих підігрівачів

4.8.4. Експлуатаційні хімічні очищення водогрійних котлів Загальні положення

Технологічні режими очищення

4.8.5. Найважливіші реагенти для видалення відкладень з водогрійних та парових котлів низького та середнього тиску

Розділ п'ятий водно-хімічний режим (вхр) в енергетиці

5.1. Водно-хімічні режими барабанних котлів

5.1.1. Фізико-хімічна характеристика внутрішньокотлових процесів

5.1.2. Методи корекційної обробки котлової та поживної води

5.1.2.1. Фосфатна обробка котлової води

5.1.2.2. Аммінування та гідразинна обробка поживної води

5.1.3. Забруднення пари та способи їх видалення

5.1.3.1. Основні положення

5.1.3.2. Продування барабанних котлів тес і котелень

5.1.3.3. Ступінчасте випаровування та промивання пари

5.1.4. Вплив водно-хімічного режиму на склад та структуру відкладень

5.2. Водно-хімічні режими блоків СКД

5.3. Водно-хімічний режим парових турбін

5.3.1. Поведінка домішок у проточній частині турбін

5.3.2. Водно-хімічний режим парових турбін високих та надвисоких тисків

5.3.3. Водно-хімічний режим турбін насиченої пари

5.4. Водний режим конденсаторів турбін

5.5. Водно-хімічний режим теплових мереж

5.5.1. Основні положення та завдання

5.5.3. Підвищення надійності водно-хімічного режиму тепломереж

5.5.4. Особливості водно-хімічного режиму під час експлуатації водогрійних котлів, що спалюють мазутне паливо

5.6. Перевірка ефективності проведених на тест, котелень водно-хімічних режимів

Частина III Випадки аварійних ситуацій у теплоенергетиці через порушення водно-хімічного режиму

Устаткування водопідготовчих установок (впу) зупиняє котельню та заводи

Карбонат кальцію ставить загадки.

Магнітна обробка води перестала запобігати карбонатно-кальцієвому кипіоутворенню. Чому?

Як попередити відкладення та корозію в невеликих водогрійних котлах

Які сполуки заліза осідають у водогрійних котлах?

У трубках пс утворюються відкладення з силікату магнію.

Як вибухають деаератори?

Як врятувати трубопроводи пом'якшеної води від корозії?

Співвідношення концентрацій іонів у вихідній воді визначає агресивність котлової води

Чому «горіли» труби лише заднього екрану?

Як видаляти з екранних труб органо-залізисті відкладення?

Хімічні «перекоси» у казановій воді

Чи ефективне періодичне продування котлів у боротьбі із залізоокисним перетворенням?

Свищі в трубах казана з'явилися до початку його експлуатації!

Чому прогресувала стоянкова корозія у «молодих» котлах?

Чому руйнувалися труби в поверхневому пароохолоджувачі?

Чим небезпечний конденсат котлам?

Основні причини аварійності теплових мереж

Проблеми котелень птахопрому Омського регіону

Чому не працювали ЦТП в Омську

Причина високої аварійності систем теплопостачання у Радянському районі м. Омська

Чому висока корозійна аварійність на нових трубопроводах тепломережі?

Сюрпризи природи? Біле море наступає на Архангельськ

Річка Ом погрожує аварійним зупиненням теплоенергетичного та нафтохімічного комплексів м. Омська?

- Збільшено дозування коагулянту на передочистку;

Витяг з «Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж», затв. 19.06.2003

Вимоги до приладів АХК (Автоматика хімічного контролю)

Вимоги до засобів лабораторного контролю

Порівняння технічних характеристик приладів різних фірм-виробників

3.2. Корозія стали в перегрітій парі

Система залізо – водяна пара термодинамічно нестійка. Взаємодія цих речовин може протікати з утворенням магнетиту Fe 3 O 4 або FeO вюститу:

;

Аналіз реакцій (2.1) – (2.3) свідчить про своєрідне розкладання водяної пари при взаємодії з металом з утворенням молекулярного водню, який не є наслідком власне термічної дисоціації водяної пари. З рівнянь (2.1) – (2.3) випливає, що при корозії сталей у перегрітій парі без кисню на поверхні може утворитися тільки Fe 3 Про 4 або FeO.

При наявності в перегрітій парі кисню (наприклад, в нейтральних водних режимах, з дозуванням кисню в конденсат) в зоні перегрівання можливе утворення гематиту Fe 2 O 3 за рахунок доокислення магнетиту.

Вважають, що корозія у парі, починаючи з температури 570 °С, є хімічною. В даний час гранична температура перегріву для всіх котлів знижена до 545 ° С, і, отже, пароперегрівачі відбувається електрохімічна корозія. Вихідні ділянки первинних пароперегрівачів виконують з корозійностійкої аустенітної нержавіючої сталі, вихідні ділянки проміжних пароперегрівачів, що мають ту ж кінцеву температуру перегріву (545 ° С), - з перлітних сталей. Тому корозія проміжних пароперегрівачів зазвичай проявляється сильною мірою.

В результаті впливу пари на сталь на її спочатку чистої поверхні поступово утворюється так званий топотактичний шар, щільно зчеплений із самим металом і тому захищає його від корозії. З часом на цьому шарі наростає другий так званий епітактичний шар. Обидва ці шари для рівня температур пари до 545 °С є магнетит, але структура їх не однакова - епітактичний шар крупнозернистий і не захищає від корозії.

Швидкість розкладання пари

мгН 2 /(см 2  год)

Мал. 2.1. Залежність швидкості розкладання перегрітої пари

від температури стінки

Впливати на корозію перегрівальних поверхонь методами водного режиму не вдається. Тому основне завдання водно-хімічного режиму пароперегрівачів полягає в систематичному спостереженні за станом металу пароперегрівачів з метою недопущення руйнування топотактического шару. Це може відбуватися за рахунок потрапляння в пароперегрівачі та осадження в них окремих домішок, особливо солей, що можливо, наприклад, внаслідок різкого підвищення рівня в барабані котлів високого тиску. Пов'язані з цим відкладення солей у пароперегрівачі можуть призвести як до підвищення температури стінки, так і до руйнування оксидної захисної топотактической плівки, про що можна судити по різкому зростанню швидкості розкладання пари (рис. 2.1).

3.3. Корозія тракту живильної води та конденсатопроводів

Значна частина корозійних пошкоджень обладнання теплових електростанцій припадає на частку тракту поживної води, де метал знаходиться в найбільш важких умовах, причиною чого є корозійна агресивність хімічно обробленої води, конденсату, дистиляту і суміші їх, що стикаються з ним. На паротурбінних електростанціях основним джерелом забруднення поживної води сполуками міді є аміачна корозія конденсаторів турбін та регенеративних підігрівачів низького тиску, трубна система яких виконана з латуні.

Тракт живильної води паротурбінної електростанції можна розділити на дві основні ділянки: до термічного деаератора і після нього, причому умови протікання в них корозії різко різні. Елементи першої ділянки тракту живильної води, розташовані до деаератора, включають трубопроводи, баки, конденсатні насоси, конденсатопроводи та інше обладнання. Характерною особливістю корозії цієї частини поживного тракту є можливість виснаження агресивних агентів, т. е. вугільної кислоти і кисню, які у воді. Внаслідок безперервного надходження та руху нових порцій води трактом відбувається постійне поповнення їх втрат. Безперервне видалення частини продуктів реакції заліза з водою і приплив нових порцій агресивних агентів створюють сприятливі умови для інтенсивного протікання корозійних процесів.

Джерелом появи кисню в конденсаті турбін є присоси повітря у хвостовій частині турбін та у сальниках конденсатних насосів. Підігрів води, що містить Про 2 та СО 2 у поверхневих підігрівачах, розташованих на першій ділянці поживного тракту, до 60–80 °С і вище призводить до серйозних корозійних ушкоджень латунних труб. Останні стають крихкими, і нерідко латунь після кількох місяців роботи набуває губчастої структури внаслідок яскраво вираженої виборчої корозії.

Елементи другої ділянки тракту живильної води – від деаератора до парогенератора – включають живильні насоси та магістралі, регенеративні підігрівачі та економайзери. Температура води на цій ділянці внаслідок послідовного підігріву води у регенеративних підігрівачах та водяних економайзерах наближається до температури котлової води. Причиною корозії обладнання, що відноситься до цієї частини тракту, є головним чином вплив на метал розчиненої у поживній воді вільної вуглекислоти, джерелом якої є додаткова хімічно оброблена вода. При підвищеній концентрації іонів водню (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.

За наявності обладнання, виготовленого з латуні (підігрівачі низького тиску, конденсатори), збагачення води сполуками міді пароконденсатним трактом протікає в присутності кисню і вільного аміаку. Збільшення розчинності гідратованого окису міді відбувається за рахунок утворення мідно-аміачних комплексів, наприклад, Су(NH 3) 4 (ОН) 2 . Ці продукти корозії латунних трубок підігрівачів низького тискупочинають розкладатися на ділянках тракту регенеративних підігрівачів високого тиску (п. в. д.) з утворенням менш розчинних оксидів міді, що частково осаджуються на поверхні трубок п. в. д. Медисті відкладення на трубках п. в. д. сприяють їх корозії під час роботи та тривалої стоянки обладнання без консервації.

При недостатньо глибокій термічній деаерації поживної води виразкова корозія спостерігається переважно на вхідних ділянках економайзерів, де кисень виділяється внаслідок помітного підвищення температури поживної води, а також у застійних ділянках живильного тракту.

Тепловикористовувальна апаратура споживачів пари і трубопроводи, якими повертається виробничий конденсат на ТЕЦ, піддаються корозії під дією кисню і вугільної кислоти, що містяться в ньому. Поява кисню пояснюється контактом конденсату з повітрям у відкритих баках (при відкритій схемі збору конденсату) та підсмоктування через нещільності в устаткуванні.

Основними заходами для запобігання корозії обладнання, розташованого на першій ділянці тракту живильної води (від водопідготовчої установки до термічного деаератора), є:

1) застосування захисних протикорозійних покриттів поверхонь водопідготовчого обладнання та бакового господарства, що омиваються розчинами кислих реагентів або корозійно-агресивними водами з використанням гуми, епоксидних смол, лаків на перхлорвініловій основі, рідкого найриту та силікону;

2) застосування кислотостійких труб та арматури, виготовлених з полімерних матеріалів (поліетилену, поліізобутилену, поліпропілену та ін) або сталевих труб та арматури, футерованих усередині захисними покриттями, що наносяться методом газополум'яного напилення;

3) застосування труб теплообмінних апаратів із корозійностійких металів (червона мідь, нержавіюча сталь);

4) видалення вільної вуглекислоти із додаткової хімічно обробленої води;

5) постійний виведення газів, що неконденсуються (кисню і вугільної кислоти) з парових камер регенеративних підігрівачів низького тиску, охолоджувачів і підігрівачів мережної води і швидке відведення конденсату, що утворюється в них;

6) ретельне ущільнення сальників конденсатних насосів, арматури та фланцевих з'єднань поживних трубопроводів, що знаходяться під вакуумом;

7) забезпечення достатньої герметичності конденсаторів турбін з боку охолоджувальної води та повітря та контроль за присосами повітря за допомогою реєструючих киснедомірів;

8) оснащення конденсаторів спеціальними дегазаційними пристроями для видалення кисню з конденсату.

Для успішної боротьби з корозією обладнання та трубопроводів, розташованих на другій ділянці тракту живильної води (від термічних деаераторів до парогенераторів), застосовуються такі заходи:

1) оснащення ТЕС термічними деаераторами, що видають за будь-яких режимів роботи деаеровану воду з залишковим вмістом кисню та вуглекислоти, що не перевищує допустимі норми;

2) максимальне виведення неконденсованих газів з парових камер регенеративних підігрівачів високого тиску;

3) застосування корозійно-стійких металів для виготовлення елементів живильних насосів, що стикаються з водою;

4) протикорозійний захист поживних та дренажних баків шляхом нанесення неметалічних покриттів, стійких при температурах до 80–100 °С, наприклад азбовініла (суміші лаку етиноль з азбестом) або лакофарбових матеріалівна основі епоксидних смол;

5) підбір корозійностійких конструкційних металів, придатних для виготовлення труб регенеративних підігрівачів високого тиску;

6) постійна обробка поживної води лужними реагентами з метою підтримки заданого оптимального значеннярН поживної води, при якому пригнічується вуглекислотна корозія та забезпечується достатня міцність захисної плівки;

7) постійна обробка поживної води гідразином для зв'язування залишкового кисню після термічних деаераторів та створення інгібіторного ефекту гальмування переходу з'єднань заліза з поверхні обладнання в поживну воду;

8) герметизація баків поживної води шляхом організації так званої закритої системи, щоб запобігти попаданню кисню з живильною водою в економайзер парогенераторів;

9) здійснення надійної консервації обладнання тракту поживної води під час його простою у резерві.

Ефективним методом зниження концентрації продуктів корозії в конденсаті, що повертається на ТЕЦ споживачами пари, є введення у добірну пару турбін, що направляється споживачам плівкоутворюючих амінів – октадециламіну або його замінників. При концентрації цих речовин у парі, що дорівнює 2–3 мг/дм 3 , можна знизити вміст оксидів заліза у виробничому конденсаті у 10–15 разів. Дозування водної емульсії поліамінів за допомогою насоса-дозатора не залежить від концентрації в конденсаті вугільної кислоти, так як дія їх не пов'язана з властивостями, що нейтралізують, а засноване на здатності цих амінів утворювати на поверхні сталі, латуні та інших металів нерозчинні і несмачиваемые водою плен.