Морской сайт Россия нет 05 октября 2016 Создано: 05 октября 2016 Обновлено: 05 октября 2016 Просмотров: 5363

Виды коррозии. В процессе работы элементы парового котла подвергаются воздействию агрессивных сред - воды, пара и дымовых газов. Различают коррозию химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия ,вызванная паром или водой, разрушает металл равномерно по всей поверхности. Скорость такой коррозии в современных судовых котлах низкая. Более опасна местная химическая коррозия, вызываемая агрессивными химическими соединениями, содержащимися в отложениях золы (серы, окислов ванадия и т. п.).

Наиболее распространенной и опасной является электрохимическая коррозия , протекающая в водных растворах электролитов при возникновении электрического тока, вызванного разностью потенциалов между отдельными участками металла, отличающимися химической неоднородностью, температурой или качеством обработки.
Роль электролита выполняют вода (при внутренней коррозии) или сконденсировавшиеся пары воды в отложениях (при наружной коррозии).

Возникновение таких микрогальванических пар на поверхности труб приводит к тому, что ион-атомы металла переходят в воду в виде положительно заряженныхионов, а поверхность трубы в этом месте приобретает отрицательный заряд. Если различие в потенциалах таких микрогальванических пар незначительно, то на границе металл-вода постепенно создается двойной электрический слой, который тормозит дальнейший ход процесса.

Однако в большинстве случаев потенциалы отдельных участков различны, что обусловливает возникновение ЭДС, направленной от большего потенциала (анода) к меньшему (катоду).

При этом с анода в воду переходят ион-атомы металла, а на катоде накапливаются избыточные электроны. В результате ЭДС и, следовательно, интенсивность процесса разрушения металла резко снижаются.

Это явление называется поляризацией. Если потенциал анода уменьшается в результате образования защитной оксидной пленки или роста концентрации ионов металла в районе анода, а потенциал катода практически не изменяется, то поляризация носит название анодной.

При катодной поляризации в растворе у катода резко падает концентрация ионов и молекул, способных удалять избыточные электроны с поверхности металла. Из этого следует, что основным моментом борьбы с электрохимической коррозией является создание таких условий, когда будут поддерживаться оба вида поляризации.
Практически достигнуть этого невозможно, так как в котловой воде всегда имеются деполяризаторы - вещества, вызывающие нарушение процессов поляризации.

К деполяризаторам относятся молекулы О 2 и СО 2 , ионы Н + , Сl - и SO - 4 , а также окислы железа и меди. Растворенные в воде СО 2 , Cl - и SO - 4 тормозят образование на аноде плотной защитной оксидной пленки и тем самым способствуют интенсивному протеканию анодных процессов. Ионы водорода Н + снижают отрицательный заряд катода.

Влияние кислорода на скорость коррозии стало проявляться в двух противоположных направлениях. С одной стороны, кислород увеличивает скорость коррозионного процесса, так как является сильным деполяризатором катодных участков, с другой оказывает пассивирующее действие на поверхность.
Обычно детали котла, изготовленные из стали, имеют достаточно прочную первоначальную оксидную пленку, которая защищает материал от воздействия кислорода до тех пор, пока не будет разрушена под действием химических или механических факторов.

Скорость гетерогенных реакций (к которым относится и коррозия) регулируется интенсивностью следующих процессов: подводом к поверхности материала реагентов (в первую очередь деполяризаторов); разрушением защитной оксидной пленки; удалением продуктов реакции от места ее протекания.

Интенсивность же этих процессов во многом определяется гидродинамическими, механическими и тепловыми факторами. Поэтому меры по снижению концентрации агрессивных химических реагентов при высокой интенсивности двух других процессов, как показывает опыт эксплуатации котлов, обычно малоэффективны.

Отсюда следует, что решение проблемы предотвращения коррозионных повреждений должно быть комплексным, когда учитываются все факторы, влияющие на исходные причины разрушения материалов.

Электрохимическая коррозия

В зависимости от места протекания иучаствующих в реакциях веществ различают следующие виды электрохимической коррозии:

• кислородную (и ее разновидность - стояночную),
• подшламовую (иногда называемую „ракушечной"),
• межкристаллитную (щелочная хрупкость котельных сталей),
• щелевую и
• сернистую.

Кислородная коррозия наблюдается в экономайзерах, арматуре, питательных и опускных трубах, пароводяных коллекторах и внутриколлекторных устройствах (щитах, трубах, пароохладителях и т.п.). Особенно сильно подвержены кислородной коррозии змеевики второго контура двухконтурных котлов, утилизационных котлов и паровых воздухоподогревателей. Кислородная коррозия протекает во время действия котлов и зависит от концентрации кислорода, растворенного в котловой воде.

Скорость кислородной коррозии в главных котлах низкая, что обусловлено эффективной работой деаэраторов и фосфатно-нитратным водным режимом. Во вспомогательных водотрубных котлах она нередко достигает 0,5 - 1 мм/год, хотя в среднем лежит в пределах 0,05 - 0,2 мм/год. Характер повреждения котельных сталей - язвы небольших размеров.

Более опасной разновидностью кислородной коррозии является стояночная коррозия , протекающая в период бездействия котла. В силу специфики работы все судовые котлы (а вспомогательные особенно) подвержены интенсивной стояночной коррозии. Как правило, стояночная коррозия не приводит к отказам котла, однако металл, подвергшийся коррозии во время остановок, при прочих равных условиях более интенсивно разрушается при работе котла.

Основной причиной возникновения стояночной коррозии является попадание кислорода в воду, если котел заполнен, или в пленку влаги на поверхности металла, если котел осушен. Большую роль при этом играют хлориды и NaOH, содержащиеся в воде, и водорастворимые отложения солей.

При наличии в воде хлоридов интенсифицируется равномерная коррозия металла, а если в ней содержится незначительное количество щелочей (меньше 100 мг/л), то коррозия локализуется. Чтобы избежать стояночной коррозии при температуре 20 - 25 °С в воде должно содержаться до 200 мг/л NaOH.

Внешние признаки коррозии с участием кислорода: локальные язвы небольшого размера (рис. 1, а), заполненные продуктами коррозии бурого цвета, которые образуют бугорки над язвами.

Удаление кислорода из питательной воды является одним из важных мероприятий по снижению кислородной коррозии. С 1986 г. содержание кислорода в питательной воде для судовых вспомогательных и утилизационных котлов ограничивается 0,1 мг/л.

Однако и при таком кислородосодержании питательной воды в эксплуатации наблюдаются коррозионные повреждения элементов котла, что свидетельствует о преобладающем влиянии процессов разрушения оксидной пленки и вымывании продуктов реакции из очагов коррозии. Наиболее наглядным примером, иллюстрирующим влияние этих процессов на коррозионные повреждения, являются разрушения змеевиков утилизационных котлов с принудительной циркуляцией.

Рис. 1. Повреждения при кислородной коррозии

Коррозионные повреждения при кислородной коррозии обычно строго локализованы: на внутренней поверхности входных участков (см. рис. 1, а), в районе гибов (рис. 1, б), на выходных участках и в колене змеевика (см. рис. 1, в), а также в пароводяных коллекторах утилизационных котлов (см. рис. 1, г). Именно на этих участках (2 - область пристенной кавитации) гидродинамические особенности потока создают условия для разрушения оксидной пленки и интенсивного вымывания продуктов коррозии.
Действительно, любые деформации потока воды и пароводяной смеси сопровождаются возникновением кавитации в пристенных слоях расширяющегося потока 2, где образующиеся и тут же схлопывающиеся пузырьки пара обусловливают разрушение оксидной пленки вследствие энергии гидравлических микроударов.
Этому способствуют также знакопеременные напряжения в пленке, вызванные вибрацией змеевиков и колебаниями температуры и давлений. Повышенная же локальная турбулизация потока на этих участках вызывает активное вымывание продуктов коррозии.

На прямых выходных участках змеевиков оксидная пленка разрушается из-за ударов о поверхность капелек воды при турбулентных пульсациях потока пароводяной смеси, дисперсно-кольцевой режим движения которой переходит здесь в дисперсный при скорости потока до 20-25 м/с.
В этих условиях даже невысокое кислородосодержание (~ 0,1 мг/л) обусловливает интенсивное разрушение металла, что приводит к появлению свищей на входных участках змеевиков утилизационных котлов типа Ла Монт через 2-4 года эксплуатации, а на остальных участках - через 6-12 лет.

Рис. 2. Коррозионные повреждения змеевиков экономайзеров утилизационных котлов КУП1500Р теплохода "Индира Ганди".

В качестве иллюстрации к изложенному рассмотрим причины повреждения змеевиков экономайзеров двух утилизационных котлов типа КУП1500Р, установленных на лихтеровозе «Индира Ганди» (типа "Алексей Косыгин"), который вступил в эксплуатацию в октябре 1985 г. Уже в феврале 1987 г. из-за повреждений заменены экономайзеры обоих котлов. Через 3 года и в этих экономайзерах появляются повреждения змеевиков, расположенные на участках до 1-1,5 м от входного коллектора. Характер повреждений свидетельствует (рис. 2, а, б) о типичной кислородной коррозии с последующим усталостным разрушением (поперечные трещины).

Однако природа усталости на отдельных участках различна. Появление трещины (а ранее - растрескивание оксидной пленки) в районе сварного шва (см. рис. 2, а) является следствием знакопеременных напряжений, обусловленных вибрацией пучка труб и конструктивной особенностью узла соединения змеевиков с коллектором (к изогнутому штуцеру диаметром 22x3 приварен конец змеевика диаметром 22x2).
Разрушение же оксидной пленки и образование усталостных трещин на внутренней поверхности прямых участков змеевиков, удаленных от входа на 700-1000 мм (см. рис. 2, б), обусловлены знакопеременными термическими напряжениями, возникающими в период ввода котла в действие, когда на горячую поверхность подается холодная вода. При этом действие термических напряжений усиливается тем, что оребрение змеевиков затрудняет свободное расширение металла трубы, создавая дополнительные напряжения в металле.

Подшламовая коррозия обычно наблюдается в главных водотрубных котлах на внутренних поверхностях экранных и парообразующих труб притопочных пучков, обращенных к факелу. Характер подшламовой коррозии - язвы овальной формы с размером по большой оси (параллельной оси трубы) до 30-100 мм.
На язвах имеется плотный слой окислов в виде „ракушек" 3 (рис. 3). Подшламовая коррозия протекает в присутствии твердых деполяризаторов - окислов железа и меди 2, которые осаждаются на наиболее теплонапряженных участках труб в местах активных центров коррозии, возникающих при разрушении оксидных пленок.
Сверху образуется рыхлый слой накипи и продуктов коррозии 1. Образующиеся „ракушки" из продуктов коррозии прочно сцеплены с основным металлом и могут быть удаленытолько механическим путем. Под „ракушками" ухудшается теплообмен, что приводит к перегреву металла и появлению выпучин.
Для вспомогательных котлов этот вид коррозии не характерен, но при высоких тепловых нагрузках и соответствующих режимах водообработки не исключено появление подшламовой коррозии и в этих котлах.

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

ЗFе + 4Н20 = Fe2O3 + 4H2

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

ТОЧЕЧНАЯ КОРРОЗИЯ

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

Распознавание точечной коррозии

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

ЗFе (ОН)2 = Fе3O4 + 2Н2О + Н2.

Причины, влияющие на развитие точечной коррозии

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

Коррозия экономайзеров

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

ОБРАБОТКА КОТЛОВОЙ ВОДЫ

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

КОРРОЗИЯ В КОНЦЕНТРИРОВАННОЙ КОТЛОВОЙ ВОДЕ

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

ЩЕЛОЧНАЯ ХРУПКОСТЬ СТАЛИ

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

Напряжение, необходимое для возникновения щелочной хрупкости

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

Концентрация щелочи

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

Устройство для выявления щелочной хрупкости

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

Распознавание трещин щелочной хрупкости

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

Теория щелочной хрупкости

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

Способы борьбы с щелочной хрупкостью

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

КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ

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

Водород, как мера скорости коррозии

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

Коррозия, вызываемая примесями в паре

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

Популярные статьи

Условия, в которых находятся элементы паровых котлов во время эксплуатации, чрезвычайно разнообразны.

Как показали многочисленные коррозионные испытания и промышленные наблюдения, низколегированные и даже аустенитные стали при эксплуатации котлов могут подвер­гаться интенсивной коррозии.

Коррозия металла поверхностей нагрева паровых кот­лов вызывает его преждевременный износ, а иногда приво­дит к серьезным неполадкам и авариям.

Большинство аварийных остановов котлов приходится на сквозные коррозионные поражения экранных, экономай - зерных, пароперегревательных труб и барабанов котлов. Появление даже одного коррозионного свища у прямоточ­ного котла приводит к останову всего блока, что связано с недовыработкой электроэнергии. Коррозия барабанных котлов высокого и сверхвысокого давления стала основной причиной отказов в работе ТЭЦ. 90 % отказов в работе из-за коррозионных повреждений произошло на барабанных котлах давлением 15,5 МПа. Значительное количество кор­розионных повреждений экранных труб солевых отсеков было в"зонах максимальных тепловых нагрузок.

Проведенными специалистами США обследованиями 238 котлов (блоки мощностью от 50 до 600 МВт) было зафиксировано 1719 вне­плановых простоев. Около 2/3 простоев котлов были вызваны коррози­ей, из них 20 % приходилось на коррозию парогенерирующих труб. В США внутренняя коррозия"в 1955 г. была признана серьезной проб­лемой после ввода в эксплуатацию большого числа барабанных котлов давлением 12,5-17 МПа.

К концу 1970 г. около 20 % из 610 таких котлов были поражены коррозией. В основном внутренней коррозии были подвержены экран­ные трубы, а пароперегреватели и экономайзеры поражались ею мень­ше. С улучшением качества питательной воды и переходом на режим координированного фосфатироваиия, с ростом параметров на барабан­ных котлах электростанций США вместо вязких, пластических корро­зионных повреждений происходили внезапные хрупкие разрушения экранных труб. "По состоянию на J970 т. для котлрв давлением 12,5; 14,8 и 17 МПа разрушение труб из-за коррозионных повреждений со­ставило соответственно 30, 33 и 65 % .

По условиям протекания коррозионного процесса раз­личают атмосферную коррозию, протекающую под дейст­вием атмосферных, а также влажных газов; газовую, обу­словленную взаимодействием металла с различными газа­ми - кислородом, хлором и т. д. - при высоких температу­рах, и коррозию в электролитах, в большинстве случаев протекающую в водных растворах.

По характеру коррозионных процессов котельный ме­талл может подвергаться химической и электрохимической коррозии, а также их совместному воздействию.

При эксплуатации поверхностей нагрева паровых кот­лов встречается высокотемпературная газовая коррозия в окислительной и восстановительной атмосферах топоч­ных газов и низкотемпературная электрохимическая кор­розия хвостовых поверхностей нагрева.

Исследованиями установлено, что высокотемператур­ная коррозия поверхностей нагрева наиболее интенсивно протекает лишь при наличии в топочных газах избыточного свободного кислорода и в присутствии расплавленных ок­сидов ванадия.

Высокотемпературная газовая или сульфидная корро­зия в окислительной атмосфере топочных газов поражает трубы ширмовых и конвективных перегревателей, первые ряды кипятильных пучков, металл дистанционирующих проставок между трубами, стойки и подвески.

Высокотемпературная газовая коррозия в восстановит тельной атмосфере наблюдалась на экранных трубах то­почных камер ряда котлов высокого и сверхкритического давления.

Коррозия труб поверхностей нагрева с газовой стороны представляет сложный физико-химический процесс взаимо­действия топочных газов и наружных отложений с окисны - ми пленками и металлом труб. На развитие этого процесса оказывают влияние изменяющиеся во времени интенсивные тепловые потоки и высокие механические напряжения, возникающие от внутреннего давления и самокомпенсации.

На котлах среднего и низкого давления " температура стенки экранов, определяемая температурой кипения воды, ниже, и поэтому этот вид разрушения металла не наблюда­ется.

Коррозия поверхностей нагрева со стороны дымовых газов (внешняя коррозия) есть процесс разрушения метал­ла в результате взаимодействия с продуктами сгорания, агрессивными газами, растворами и расплавами минераль­ных соединений.

Под коррозией металла понимают постепенное разру­шение металла, происходящее вследствие химического или электрохимического воздействия внешней среды.

\ Процессы разрушения металла, являющиеся следствием их непосредственного химического взаимодействия с окру­жающей средой, относятся к химической коррозии.

Химическая коррозия происходит при контакте металла с перегретым паром и сухими газами. Химическую корро­зию в сухих газах называют газовой коррозией.

В топке и газоходах котла газовая коррозия наружной поверхности труб и стоек пароперегревателей происходит под воздействием кислорода, углекислого газа, водяных паров, сернистого и других газов; внутренней поверхности труб - в результате взаимодействия с паром или водой.

Электрохимическая коррозия в отличие от химической характеризуется тем, что протекающие при ней реакции сопровождаются возникновением электрического тока.

Переносчиком электричества в растворах служат ионы, присутствующие в них из-за диссоциации молекул, а в ме­таллах - свободные электроны:

Внутрикотловая поверхность подвержена в основном электрохимической коррозии. По современным представле­ниям ее проявление обусловлено двумя самостоятельными процессами: анодным, при котором ионы металла перехо­дят в раствор в виде гидратироваиных ионов, и катодным, при котором происходит ассимиляция избыточных электро­нов деполяризаторами. Деполяризаторами могут быть ато­мы, ионы, молекулы, которые при этом восстанавливаются.

По внешним признакам различают сплошную (общую) и местную (локальную) формы коррозионных разрушений.

При общей коррозии вся соприкасающаяся поверхность нагрева с агрессивной средой подвергается разъеданию, равномерно утоняясь с внутренней или наружной стороны. При локальной коррозии разрушение происходит на от­дельных участках поверхности, остальная поверхность ме­талла не затрагивается повреждениями.

К местной локальной относят коррозию пятнами, язвен­ную, точечную, межкристаллитную, коррозионное растрес­кивание, коррозионную усталость металла.

Типичный пример разрушения от электрохимической коррозии.

Разрушение с наружной поверхности труб НРЧ 042X5 мм из ста­ли 12Х1МФ котлов ТПП-110 произошло на горизонтальном участке в нижней части подъемно-опускной петли в зоне, примыкающей к подо­вому экрану. На тыльной стороне трубы произошло раскрытие с ма­лым утонением кромок в месте разрушения. Причиной разрушения явилось утонение стенки трубы примерно на 2 мм при коррозии из-за расшлаковки струей воды. После останова котла паропроизводитель - ностью 950 т/ч, отапливаемого пылью антрацитного штыба (жидкое шлакоудаление), давлением 25,5 МПа и температурой перегретого пара 540 °С на трубах оставались мокрый шлак и зола, в которых интенсив­но протекала электрохимическая коррозия. Снаружи труба была по­крыта толстым слоем бурой гидроокиси железа Внутренний диаметр труб находился в пределах допусков на трубы котлов высокого и сверх­высокого давления. Размеры по наружному диаметру имеют отклоне­ния, выходящие за пределы минусового допуска: минимальный наруж­ный диаметр. составил 39 мм при минимально допустимом 41,7 мм. Толщина стенки вблизи места разрушения от коррозии составляла все­го 3,1 мм при номинальной толщине трубы 5 мм.

Микроструктура металла однородна по длине и окружности. На внутренней поверхности трубы имеется обезуглераженный слой, обра­зовавшийся при окислении трубы в процессе термической обработки. На наружной стороне такой слой отсутствует.

Обследования труб НРЧ после первого разрыва позволило выяс­нить причину разрушения. Было принято решение о замене НРЧ и об изменении технологии расшлаковки. В данном случае электрохимиче­ская коррозия протекала из-за наличия тонкой пленки электролита.

Язвенная коррозия протекает интенсивно на отдельных небольших участках поверхности, но часто на значитель­ную глубину. При диаметре язвин порядка 0,2-1 мм ее называют точечной.

В местах, где образуются язвины, со временем могут образоваться свищи. Язвины часто заполняются продукта­ми коррозии, вследствие чего не всегда их удается обнару­жить. Примером может служить разрушение труб стально­го экономайзера при плохой деаэрации питательной воды и низких скоростях движения воды в трубах.

Несмотря на то что поражена значительная часть ме­талла труб, из-за сквозных свищей приходится полностью заменять змеевики экономайзера.

Металл паровых котлов подвергается следующим опас­ным видам коррозии: кислородной коррозии во время ра­боты котлов и нахождения их в ремонте; межкристаллит - ной коррозии в местах упаривания котловой воды; парово­дяной коррозии; коррозионному растрескиванию элементов котлов, изготовленных из аустенитных сталей; подшламо - вой коррозии. Краткая характеристика указанных видов коррозии металла котлов приведена в табл. ЮЛ.

В процессе работы котлов различают коррозию метал­ла - коррозию под нагрузкой и стояночную коррозию.

Коррозии под нагрузкой наиболее подвержены обогре-. ваемые котельные элементы, контактирующие с двухфаз­ной средой, т. е. экранные и кипятильные трубы. Внутрен­няя поверхность экономайзеров и перегревателей при работе котлов поражается коррозией меньше. Коррозия под нагрузкой протекает и в обескислороженной среде.

Стояночная коррозия проявляется в недренируемых. элементах вертикальных змеевиков перегревателей, провис­ших трубах горизонтальных змеевиков перегревателей

Ряд котельных использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению pН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подключения, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000ч3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na-катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии - солей жесткости.

При плохо налаженной деаэрации воды и возможных повышениях концентраций кислорода и углекислоты из-за отсутствия дополнительных защитных мероприятий в системах теплоснабжения внутренней коррозии подвержено теплосиловое оборудование ТЭЦ.

При обследовании подпиточного тракта одной из ТЭЦ г. Ленинграда были получены следующие данные по скорости коррозии, г/(м2 · 4):

Место установки индикаторов коррозии

В трубопроводе подпиточной воды после подогревателей теплосети перед деаэраторами трубы толщиной 7 мм утонились за год эксплуатации местами до 1 мм на отдельных участках образовались сквозные свищи.

Причины язвенной коррозии труб водогрейных котлов следующие:

недостаточное удаление кислорода из подпиточной воды;

низкое значение рН обусловленное присутствием агрессивной углекислоты

(до 10ч15 мг/л);

накопление продуктов кислородной коррозии железа (Fe2O3;) на теплопередающих поверхностях.

Эксплуатация оборудования на сетевой воде с концентрацией железа свыше 600 мкг/л обычно приводит к тому, что на несколько тысяч часов работы водогрейных котлов наблюдается интенсивный (свыше 1000 г/м2) занос железоокисидными отложениями их поверхностей нагрева. При этом отмечаются часто появляющиеся течи в трубах конвективной части. В составе отложений содержание окислов железа обычно достигает 80ч90%.

Особенно важными для эксплуатации водогрейных котлов являются пусковые периоды. В первоначальный период эксплуатации на одной ТЭЦ не обеспечивалось удаление кислорода до норм, установленных ПТЭ. Содержание кислорода в подпиточной воде превышало эти нормы в 10 раз.

Концентрация железа в подпиточной воде достигала - 1000 мкг/л, а в обратной воде теплосети - 3500 мкг/л. После первого года эксплуатации были сделаны вырезки из трубопроводов сетевой воды, оказалось, что загрязнение их поверхности продуктами коррозии составляло свыше 2000 г/м2.

Необходимо отметить, что на этой ТЭЦ перед включением котла в работу внутренние поверхности экранных труб и труб конвективного пучка подверглись химической очистке. К моменту вырезки образцов экранных труб котел проработал 5300 ч. Образец экранной трубы имел неровный слой желзоокисидных отложений черно-бурого цвета, прочно связаный с металлом; высота бугорков 10ч12 мм; удельная загрязненность 2303 г/м2.

Состав отложений, %

Поверхность металла под слоем отложений была поражена язвами глубиной до 1 мм. Трубки конвективного пучка с внутренней стороны были занесены отложениями железооксидного типа черно-бурого цвета с высотой бугорков до 3ч4 мм. Поверхность металла под отложениями покрыта язвами различных размеров глубиной 0,3ч1,2 и диаметром 0,35ч0,5 мм. Отдельные трубки имели сквозные отверстия (свищи).

Когда водогрейные котлы устанавливают в старых системах централизованного теплоснабжении, в которых накопилось значительное количество окислов железа, наблюдаются случаи отложения этих окислов в обогреваемых трубах котла. Перед включением котлов необходимо производить тщательную промывку всей системы.

Ряд исследователей признает важную роль в возникновении подшламовой коррозии процесса ржавления труб водогрейных котлов при их простоях, когда не принято должных мер для предупреждения стояночной коррозии. Очаги коррозии, возникающие под воздействием атмосферного воздуха на влажные поверхности котлов, продолжают функционировать при работе котлов.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ

РД 34.26.105-84

СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1986

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского

ИСПОЛНИТЕЛИ Р.А. ПЕТРОСЯН, И.И. НАДЫРОВ

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 22.04.84 г.

Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ

РД 34.26.105-84

Срок действия установлен
с 01.07.85 г.
до 01.07.2005 г.

Настоящие Методические указания распространяются на низкотемпературные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов (экономайзеры, газовые испарители, воздухоподогреватели различных типов и т.п.), а также на газовый тракт за воздухоподогревателями (газоходы, золоуловители, дымососы, дымовые трубы) и устанавливают методы защиты поверхностей нагрева от низкотемпературной коррозии.

Методические указания предназначены для тепловых электростанций, работающих на сернистых топливах, и организаций, проектирующих котельное оборудование.

1. Низкотемпературной коррозией называется коррозия хвостовых поверхностей нагрева, газоходов и дымовых труб котлов под действием конденсирующихся на них из дымовых газов паров серной кислоты.

2. Конденсация паров серной кислоты, объемное содержание которых в дымовых газах при сжигании сернистых топлив составляет лишь несколько тысячных долей процента, происходит при температурах, значительно (на 50 - 100 °С) превышающих температуру конденсации водяных паров.

4. Для предупреждения коррозии поверхностей нагрева в процессе эксплуатации температура их стенок должна превышать температуру точки росы дымовых газов при всех нагрузках котла.

Для поверхностей нагрева, охлаждаемых средой с высоким коэффициентом теплоотдачи (экономайзеры, газовые испарители и т.п.), температуры среды на входе в них должны превышать температуру точки росы примерно на 10 °С.

5. Для поверхностей нагрева водогрейных котлов при работе их на сернистом мазуте условия полного исключения низкотемпературной коррозии не могут быть реализованы. Для ее уменьшения необходимо обеспечить температуру воды на входе в котел, равную 105 - 110 °С. При использовании водогрейных котлов в качестве пиковых такой режим может быть обеспечен при полном использовании подогревателей сетевой воды. При использовании водогрейных котлов в основном режиме повышение температуры воды на входе в котел может быть достигнуто с помощью рециркуляции горячей воды.

В установках с применением схемы включения водогрейных котлов в теплосеть через водяные теплообменники условия снижения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева обеспечиваются в полной мере.

6. Для воздухоподогревателей паровых котлов полное исключение низкотемпературной коррозии обеспечивается при расчетной температуре стенки наиболее холодного участка, превышающей температуру точки росы при всех нагрузках котла на 5 - 10 °С (минимальное значение относится к минимальной нагрузке).

7. Расчет температуры стенки трубчатых (ТВП) и регенеративных (РВП) воздухоподогревателей выполняется по рекомендациям «Теплового расчета котельных агрегатов. Нормативный метод» (М.: Энергия, 1973).

8. При применении в трубчатых воздухоподогревателях в качестве первого (по воздуху) хода сменяемых холодных кубов или кубов из труб с кислостойким покрытием (эмалированные и т.п.), а также изготовленных из коррозионностойких материалов на условия полного исключения низкотемпературной коррозии проверяются следующие за ними (по воздуху) металлические кубы воздухоподогревателя. В этом случае выбор температуры стенки холодных металлических кубов сменяемых, а также коррозионностойких кубов, должен исключать интенсивное загрязнение труб, для чего их минимальная температура стенки при сжигании сернистых мазутов должна быть ниже точки росы дымовых газов не более чем на 30 - 40 °С. При сжигании твердых сернистых топлив минимальная температура стенки трубы по условиям предупреждения интенсивного ее загрязнения должна приниматься не менее 80 °С.

9. В РВП на условиях полного исключения низкотемпературной коррозии рассчитывается их горячая часть. Холодная часть РВП выполняется коррозионностойкой (эмалированная, керамическая, из низколегированной стали и т.п.) или сменяемой из плоских металлических листов толщиной 1,0 - 1,2 мм, изготовленных из малоуглеродистой стали. Условия предупреждения интенсивного загрязнения набивки соблюдаются при выполнении требований п. настоящего документа.

10. В качестве эмалированной применяется набивка из металлических листов толщиной 0,6 мм. Срок службы эмалированной набивки, изготовленной в соответствии с ТУ 34-38-10336-89, составляет 4 года.

В качестве керамической набивки могут применяться фарфоровые трубки, керамические блоки, или фарфоровые пластины с выступами.

Учитывая сокращение потребления мазута тепловыми электростанциями, целесообразно применять для холодной части РВП набивку из низколегированной стали 10ХНДП или 10ХСНД, коррозионная стойкость которой в 2 - 2,5 раза выше, чем у малоуглеродистой стали.

11. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной коррозии в пусковой период следует выполнить мероприятия, изложенные в «Руководящих указаниях по проектированию и эксплуатации энергетических калориферов с проволочным оребрением» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).

Растопку котла на сернистом мазуте, следует проводить с предварительно включенной системой подогрева воздуха. Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки должна быть как правило, 90 °С.

11а. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной («стояночной») коррозии на остановленном котле, уровень которой примерно вдвое выше скорости коррозии в период эксплуатации, перед остановкой котла следует провести тщательную очистку воздухоподогревателей от наружных отложений. При этом перед остановом котла температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель рекомендуется поддерживать на уровне ее значения при номинальной нагрузке котла.

Очистка ТВП осуществляется дробью с плотностью ее подачи не менее 0,4 кг/м.с (п. настоящего документа).

Для твердых топлив с учетом значительной опасности коррозии золоуловителей температура уходящих газов должна выбираться выше точки росы дымовых газов на 15 - 20 °С.

Для сернистых мазутов температура уходящих газов должна превышать температуру точки росы при номинальной нагрузке котла примерно на 10 °С.

В зависимости от содержания серы в мазуте следует принимать расчетное значение температуры уходящих газов при номинальной нагрузке котла, указанное ниже:

Температура уходящих газов, ºС...... 140 150 160 165

При сжигании сернистого мазута с предельно малыми избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура уходящих газов может приниматься более низкой с учетом результатов измерений точки росы. В среднем переход от малых избытков воздуха к предельно малым снижает температуру точки росы на 15 - 20 °С.

На условия обеспечения надежной работы дымовой трубы и предупреждения выпадения влаги на ее стенки влияет не только температура уходящих газов, но также и их расход. Работа трубы с режимами нагрузки существенно ниже проектных увеличивает вероятность низкотемпературной коррозии.

При сжигании природного газа температуру уходящих газов рекомендуется иметь не ниже 80 °С.

13. При снижении нагрузки котла в диапазоне 100 - 50 % от номинальной следует стремиться к стабилизации температуры уходящих газов, не допуская ее снижения более, чем на 10 °С от номинальной.

Наиболее экономичным способом стабилизации температуры уходящих газов является повышение температуры предварительного подогрева воздуха в калориферах по мере снижение нагрузки.

Минимально допустимые значения температур предварительного подогрева воздуха перед РВП принимается в соответствии с п. 4.3.28 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Энергоатомиздат, 1989).

В тех случаях, когда оптимальные температуры уходящих газов не могут быть обеспечены из-за недостаточной поверхности нагрева РВП, должны приниматься значения температур предварительного подогрева воздуха, при которых температура уходящих газов не превысит значений, приведенных в п. настоящих Методических указаний.

16. Ввиду отсутствия надежных кислотостойких покрытий для защиты от низкотемпературной коррозии металлических газоходов надежная работа их может быть обеспечена тщательной изоляцией, обеспечивающей разность температур между дымовыми газами и стенкой не более 5 °С.

Применяемые в настоящее время изоляционные материалы и конструкции недостаточно надежны в длительной эксплуатации, поэтому необходимо вести периодический, не реже одного раза в год, контроль за их состоянием и при необходимости выполнять ремонтно-восстановительные работы.

17. При использовании в опытном порядке для защиты газоходов от низкотемпературной коррозии различных покрытий следует учитывать, что последние должны обеспечивать термостойкость и газоплотность при температурах, превышающих температуру уходящих газов не менее чем на 10 °С, стойкость к воздействию серной кислоты концентрации 50 - 80 % в интервале температур соответственно 60 - 150 °С и возможность их ремонта и восстановления.

18. Для низкотемпературных поверхностей, конструкционных элементов РВП и газоходов котлов целесообразно использование низколегированных сталей 10ХНДП и 10ХСНД, превосходящих по коррозионной стойкости углеродистую сталь в 2 - 2,5 раза.

Абсолютной коррозионной стойкостью обладают лишь весьма дефицитные и дорогие высоколегированные стали (например, сталь ЭИ943, содержащая до 25 % хрома и до 30 % никеля).

Приложение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

где m - число атомов серы в молекуле серосодержащего компонента;

q - объемный процент серы (серосодержащего компонента);

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

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

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

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

Таблица 1

	Скорость коррозии (мм/год) при температуре стенки, ºС
				0,5Более 2 0,20
Св. 0,11 до 0,4 вкл.
Св. 0,41 до 1,0 вкл.

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