Гужульов Е.П. Водопідготовка та вступно-хімічні режими в теплоенергетиці - файл n1.doc. Корозія металу парових казанів. Зберігання котлів Хлорна корозія труб у 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 температурифакела. 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 окремі місцяхтовщина стінок труб у результаті корозії зменшувалась 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, можливо. 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 котлів 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 казанів сучасних електростанцій. Але прогрес енергетики в СРСР триває, і тепер вступає в дію велике числонових котлів, розрахованих на більш високий тискта температури пари. В цих умовах велике значеннямає практичний досвідексплуатації 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. Їхня зовнішня корозія описана в попередньому параграфі цього розділу, руйнація ж внутрішньої поверхнітруб 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 значенняцієї 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. |
Вступ
Коррозія (від лат. corrosio - роз'їдання) - це мимовільне руйнування металів в результаті хімічної або фізико-хімічної взаємодії з довкіллям. У загальному випадкуце - руйнування будь-якого матеріалу - чи то метал чи кераміка, дерево чи полімер. Причиною корозії є термодинамічна нестійкість конструкційних матеріалівдо впливу речовин, що у контактуючому із нею середовищі. Приклад - киснева корозія заліза у воді:
4Fe + 2Н 2 О + ЗО 2 = 2 (Fe 2 O 3 Н 2 О)
У повсякденному життідля сплавів заліза (сталей) частіше використовують термін «іржавіння». Менш відомі випадки корозії полімерів. Стосовно них існує поняття «старіння», аналогічне терміну «корозія» для металів. Наприклад, старіння гуми через взаємодію з киснем повітря або руйнування деяких пластиків під впливом атмосферних опадів, а також біологічна корозія. Швидкість корозії, як і будь-якої хімічної реакціїдуже залежить від температури. Збільшення температури на 100 градусів може збільшити швидкість корозії на кілька порядків.
Корозійні процеси відрізняються широким поширеннямта різноманітністю умов та середовищ, у яких вона протікає. Тому немає єдиної і всеосяжної класифікації випадків корозії. Головна класифікація проводиться у разі механізму протікання процесу. Розрізняються два види: хімічну корозію та електрохімічну корозію. У цьому рефераті докладно розглядається хімічна корозія з прикладу суднових котельних установках малих великих потужностей.
Корозійні процеси відрізняються широким поширенням та різноманітністю умов та середовищ, у яких вона протікає. Тому немає єдиної і всеосяжної класифікації випадків корозії.
За типом агресивних середовищ, у яких протікає процес руйнування, корозія може бути наступних видів:
1) -Газова корозія
2) -Корозія в неелектролітах
3) -Атмосферна корозія
4) -Корозія в електролітах
5) -Підземна корозія
6) -Біокрозія
7) -Корозія блукаючим струмом.
За умовами перебігу корозійного процесу розрізняються такі види:
1) -Контактна корозія
2) -Щілева корозія
3) -Корозія при неповному зануренні
4) -Корозія при повному зануренні
5) -Корозія при змінному зануренні
6) -Корозія при терті
7) -Корозія під напругою.
За характером руйнування:
Суцільна корозія, що охоплює всю поверхню:
1)-рівномірна;
2) -нерівномірна;
3) -виборча.
Локальна (місцева) корозія, що охоплює окремі ділянки:
1) -плямами;
2) -виразкова;
3) -точкова (або піттинг);
4) -наскрізна;
5) -міжкристалітна.
1. Хімічна корозія
Уявімо метал у процесі виробництва металевого прокату на металургійному заводі: по клітях прокатного табору рухається розпечена маса. На всі боки від неї розлітаються вогняні бризки. Це з поверхні металу сколюються частинки окалини – продукту хімічної корозії, що виникає внаслідок взаємодії металу з киснем повітря. Такий процес мимовільного руйнування металу через безпосередню взаємодію частинок окислювача і металу, що окислюється, називається хімічною корозією.
Хімічна корозія - взаємодія поверхні металу з (корозійно-активним) середовищем, що не супроводжується виникненням електрохімічних процесів на межі фаз. У цьому випадку взаємодії окислення металу та відновлення окисного компонента корозійного середовища протікають в одному акті. Наприклад, утворення окалини при взаємодії матеріалів на основі заліза за високої температури з киснем:
4Fe + 3O 2 → 2Fe 2 O 3
При електрохімічній корозії іонізація атомів металу та відновлення окисного компонента корозійного середовища протікають не в одному акті та їх швидкості залежать від електродного потенціалу металу (наприклад, іржавлення сталі в морській воді).
При хімічній корозії окиснення металу та відновлення окисного компонента корозійного середовища відбуваються одночасно. Така корозія спостерігається при дії на метали сухих газів (повітря, продуктів горіння палива) і рідких електролітів (нафти, бензину і т. д.) і являє собою гетерогенну хімічну реакцію.
Процес хімічної корозії відбувається в такий спосіб. Окислювальний компонент зовнішнього середовища, забираючи у металу валентні електрони, одночасно вступає з ним у хімічну сполуку, утворюючи на поверхні металу плівку (продукт корозії). Подальше утворення плівки відбувається за рахунок взаємної двосторонньої дифузії через плівку агресивного середовища до металу та атомів металу у напрямку до зовнішнього середовища та їх взаємодії. При цьому якщо плівка, що утворюється, володіє захисними властивостями, Т. е. перешкоджає дифузії атомів, то корозія протікає з самогальмуванням у часі. Така плівка утворюється на міді за температури нагріву 100 °С, на нікелі - при 650, на залозі - при 400 °С. Нагрів сталевих виробіввище 600 °З призводить до утворення на їх поверхні пухкої плівки. З підвищенням температури процес окиснення йде з прискоренням.
Найбільш поширеним видом хімічної корозії є корозія металів у газах за високої температури - газова корозія. Прикладами такої корозії є окислення арматури печей, деталей двигунів внутрішнього згоряння, колосників, деталей гасових лампта окислення при високотемпературній обробці металів (кування, прокаті, штампування). На поверхні металовиробів можливе утворення та інших продуктів корозії. Наприклад, при дії сірчистих сполук на залозі утворюються сірчисті сполуки, на сріблі при дії парів йоду - йодисте срібло і т. д. Однак найчастіше на поверхні металів утворюється шар оксидних сполук.
Великий вплив на швидкість хімічної корозії має температура. З підвищенням температури швидкість газової корозіїзбільшується. Склад газового середовища специфічно впливає на швидкість корозії різних металів. Так, нікель стійкий серед кисню, Вуглекислий газале сильно корродує в атмосфері сірчистого газу. Мідь схильна до корозії в атмосфері кисню, але стійка в атмосфері сірчистого газу. Хром має корозійну стійкість у всіх трьох газових середовищах.
Для захисту від газової корозії використовують жаростійке легування хромом, алюмінієм та кремнієм, створення захисних атмосфер та захисних покриттів алюмінієм, хромом, кремнієм та жаростійкими емалями.
2. Хімічна корозія в суднових парових казанах.
Види корозії. У процесі роботи елементи парового котла піддаються впливу агресивних середовищ - води, пари та димових газів. Розрізняють корозію хімічну та електрохімічну.
Хімічній корозії схильні деталі та вузли машин, що працюють при високих температурах, - Двигуни поршневого та турбінного типу, ракетні двигуниі т. п. Хімічна спорідненість більшості металів до кисню при високих температурах майже необмежена, тому що оксиди всіх технічно важливих металів здатні розчинятися в металах і йти з рівноважної системи:
2Ме(т) + O2(г) 2МеО(т); МЕО(т) [МеО] (р-р)У цих умовах окиснення завжди можливе, але поряд із розчиненням оксиду з'являється і оксидний шар на поверхні металу, який може гальмувати процес окиснення.
Швидкість окислення металу залежить від швидкості власне хімічної реакції та швидкості дифузії окислювача через плівку, а тому захисна діяплівки тим вище, чим краще її суцільність і нижче дифузійна здатність. Суцільність плівки, що утворюється на поверхні металу, можна оцінити по відношенню обсягу оксиду, що утворився, або іншого будь-якого з'єднання до обсягу витраченого на утворення цього оксиду металу (фактор Піллінга-Бедвордса). Коефіцієнт a (фактор Піллінга - Бедвордса) у різних металівмає різні значення. Метали, у яких a<1, не могут создавать сплошные оксидные слои, и через несплошности в слое (трещины) кислород свободно проникает к поверхности металла.
Суцільні та стійкі оксидні шари утворюються при a = 1,2-1,6, але при великих значеннях a плівки виходять несплошні, легко відокремлюються від поверхні металу (залізна окалина) в результаті внутрішніх напруг.
Фактор Піллінга - Бедвордса дає дуже наближену оцінку, оскільки склад оксидних шарів має велику широту області гомогенності, що відбивається і щільності оксиду. Так, наприклад, для хрому a = 2,02 (за чистими фазами), але плівка оксиду, що утворюється на ньому, дуже стійка до дії довкілля. Товщина оксидної плівки лежить на поверхні металу змінюється залежно від часу.
Хімічна корозія, викликана парою чи водою, руйнує метал поступово 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).
p align="justify"> Електрохімічна корозія, як показує її назву, пов'язана не тільки з хімічними процесами, але і з пересуванням електронів у взаємодіючих середовищах, тобто. з появою електричного струму. Ці процеси відбуваються при взаємодії металу з розчинами електролітів, що і має місце в паровому котлі, в якому циркулює котлова вода, що є розчином солей і лугів, що розпалися на іони. Електрохімічна корозія протікає також при контактуванні металу з повітрям (при звичайній температурі), завжди містить пари води, які конденсуючись на поверхні металу у вигляді найтоншої плівки вологи, створюють умови для протікання електрохімічної корозії.
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.
За 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 в 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 тиску починають 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 етоноль лаку з азбестом) або лакофарбових матеріалів на 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 значення рН 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 до економайзерів 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.
МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ СРСР
ГОЛОВНЕ НАУКОВО-ТЕХНІЧНЕ УПРАВЛІННЯ ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ
МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ
З ПОПЕРЕДЖЕННЯ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЇ
КОРОЗІЇ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРІВУ І ГАЗОХОДІВ КОТЛІВ
РД 34.26.105-84
СОЮЗТЕХЕНЕРГО
Москва 1986
РОЗРОБЛЕНО Всесоюзним двічі орденом Трудового Червоного Прапора теплотехнічним науково-дослідним інститутом імені Ф.Е. Дзержинського
ВИКОНАВЦІ Р.А. ПЕТРОСЯН, І.І. НАДІРІВ
ЗАТВЕРДЖЕНО Головним технічним управлінням з експлуатації енергосистем 22.04.84 р.
Заступник начальника Д.Я. ШАМАРАКІВ
|
МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ З ПОПЕРЕДЖЕННЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЇ КОРОЗІЇ ПОВЕРХНЬ НАГРІВУ І ГАЗОХОДІВ КОТЛІВ |
РД 34.26.105-84 |
Термін дії встановлено
з 01.07.85 р.
до 01.07.2005 р.
Дані Методичні вказівки поширюються на низькотемпературні поверхні нагріву парових і водогрійних котлів (економайзери, газові випарники, повітропідігрівачі різних типів тощо), а також на газовий тракт за повітропідігрівачами (газоходи, золоуловлювачі, димососи, димові труби) та встановлюють метод нагрівання від низькотемпературної корозії
Методичні вказівки призначені для теплових електростанцій, що працюють на сірчистих паливах, та організацій, що проектують котельне обладнання.
1. Низькотемпературною корозією називається корозія хвостових поверхонь нагріву, газоходів і димових труб котлів під дією парів сірчаної кислоти, що конденсуються на них з димових газів.
2. Конденсація парів сірчаної кислоти, об'ємний вміст яких у димових газах при спалюванні сірчистих палив становить лише кілька тисячних часток відсотка, відбувається при температурах, що значно (на 50 - 100 °С) перевищують температуру конденсації водяної пари.
4. Для запобігання корозії поверхонь нагрівання в процесі експлуатації температура їх стінок повинна перевищувати температуру точки роси димових газів при всіх навантаженнях котла.
Для поверхонь нагріву, що охолоджуються середовищем з високим коефіцієнтом тепловіддачі (економайзери, газові випарники тощо), температури середовища на вході в них повинні перевищувати температуру точки роси приблизно на 10 °С.
5. Для поверхонь нагрівання водогрійних котлів при роботі їх на сірчистому мазуті умови повного виключення низькотемпературної корозії не можуть бути реалізовані. Для її зменшення необхідно забезпечити температуру води на вході в казан, що дорівнює 105 - 110 °С. При використанні водогрійних котлів як пікові такий режим може бути забезпечений при повному використанні підігрівачів мережної води. При використанні водогрійних котлів в основному режимі підвищення температури води на вході в казан може бути досягнуто за допомогою рециркуляції гарячої води.
В установках із застосуванням схеми включення водогрійних котлів у тепломережу через водяні теплообмінники умови зниження низькотемпературної корозії поверхонь нагріву забезпечуються повною мірою.
6. Для повітропідігрівачів парових котлів повне виключення низькотемпературної корозії забезпечується при розрахунковій температурі стінки найбільш холодної ділянки, що перевищує температуру точки роси при всіх навантаженнях котла на 5 - 10 ° С (мінімальне значення відноситься до мінімального навантаження).
7. Розрахунок температури стінки трубчастих (ТВП) та регенеративних (РВП) повітропідігрівачів виконується за рекомендаціями «Теплового розрахунку котельних агрегатів. Нормативний метод» (М.: Енергія, 1973).
8. При застосуванні в трубчастих повітропідігрівачах як перший (по повітрю) ходу змінних холодних кубів або кубів із труб з кислостійким покриттям (емальовані тощо), а також виготовлених з корозійностійких матеріалів на умови повного виключення низькотемпературної корозії перевіряються наступні за ними (По повітрю) металеві куби повітропідігрівача. У цьому випадку вибір температури стінки холодних металевих кубів змінюваних, а також корозійностійких кубів повинен виключати інтенсивне забруднення труб, для чого їх мінімальна температура стінки при спалюванні сірчистих мазутів повинна бути нижче точки роси димових газів не більше ніж на 30 - 40 °С. При спалюванні твердого сірчистого палива мінімальна температура стінки труби за умов попередження інтенсивного її забруднення повинна прийматися не менше 80 °С.
9. У РВП на умовах повного виключення низькотемпературної корозії розраховується їхня гаряча частина. Холодна частина РВП виконується корозійностійкою (емальована, керамічна, з низьколегованої сталі і т.п.) або змінюється з плоских металевих листів товщиною 1,0 - 1,2 мм, виготовлених з маловуглецевої сталі. Умови попередження інтенсивного забруднення набивання дотримуються під час виконання вимог п. цього документа.
10. Як емальоване застосовується набивання з металевих листів товщиною 0,6 мм. Термін служби емальованого набивання, виготовленого відповідно до ТУ 34-38-10336-89, становить 4 роки.
Як керамічне набивання можуть застосовуватися порцелянові трубки, керамічні блоки, або порцелянові пластини з виступами.
Враховуючи скорочення споживання мазуту тепловими електростанціями, доцільно застосовувати для холодної частини РВП набивання з низьколегованої сталі 10ХНДП або 10ХСНД, корозійна стійкість якої у 2 - 2,5 рази вища, ніж у маловуглецевої сталі.
11. Для захисту повітропідігрівачів від низькотемпературної корозії в пусковий період слід виконати заходи, викладені в «Керівних вказівках з проектування та експлуатації енергетичних калориферів з дротяним ребра» (М.: СПО Союзтехенерго, 1981).
Розпалювання котла на сірчистому мазуті слід проводити з попередньо включеною системою підігріву повітря. Температура повітря перед повітропідігрівачем у початковий період розпалювання повинна бути як правило, 90 °С.
11а. Для захисту повітропідігрівачів від низькотемпературної («стоянкової») корозії на зупиненому котлі, рівень якої приблизно вдвічі вищий за швидкість корозії в період експлуатації, перед зупинкою котла слід провести ретельне очищення повітропідігрівачів від зовнішніх відкладень. При цьому перед зупинкою котла температуру повітря на вході в підігрівач повітря рекомендується підтримувати на рівні її значення при номінальному навантаженні котла.
Очищення ТВП здійснюється дробом із щільністю її подання не менше 0,4 кг/м.с (п. цього документа).
Для твердих палив з урахуванням значної небезпеки корозії золоуловлювачів температура газів, що йдуть, повинна вибиратися вище точки роси димових газів на 15 - 20 °С.
Для сірчистих мазутів температура газів повинна перевищувати температуру точки роси при номінальному навантаженні котла приблизно на 10 °С.
Залежно від вмісту сірки в мазуті слід приймати розрахункове значення температури газів при номінальному навантаженні котла, вказане нижче:
Температура газів, що йдуть, ºС...... 140 150 160 165
При спалюванні сірчистого мазуту з гранично малими надлишками повітря (α ≤ 1,02) температура газів може прийматися нижчою з урахуванням результатів вимірювань точки роси. У середньому перехід від малих надлишків повітря до мало знижує температуру точки роси на 15 - 20 °С.
На умови забезпечення надійної роботи димової труби та попередження випадання вологи на її стінки впливає не тільки температура газів, що йдуть, але також і їх витрата. Робота труби з режимами навантаження істотно нижче за проектні збільшує ймовірність низькотемпературної корозії.
При спалюванні природного газу температуру газів рекомендується мати не нижче 80 °С.
13. При зниженні навантаження котла в діапазоні 100 - 50 % від номінальної слід прагнути до стабілізації температури газів, що йдуть, не допускаючи її зниження більш, ніж на 10 °С від номінальної.
Найбільш економічним способом стабілізації температури газів, що йдуть, є підвищення температури попереднього підігріву повітря в калориферах у міру зниження навантаження.
Мінімально допустимі значення температур попереднього підігріву повітря перед РВП приймається відповідно до п. 4.3.28 «Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж» (М.: Енергоатоміздат, 1989).
У тих випадках, коли оптимальні температури газів, що йдуть, не можуть бути забезпечені через недостатню поверхню нагріву РВП, повинні прийматися значення температур попереднього підігріву повітря, при яких температура газів, що йдуть, не перевищить значень, наведених у п. цих Методичних вказівок.
16. Зважаючи на відсутність надійних кислотостійких покриттів для захисту від низькотемпературної корозії металевих газоходів, надійна робота їх може бути забезпечена ретельною ізоляцією, що забезпечує різницю температур між димовими газамиі стінкою трохи більше 5 °З.
Ізоляційні матеріали і конструкції, що застосовуються в даний час, недостатньо надійні в тривалій експлуатації, тому необхідно вести періодичний, не рідше одного разу на рік, контроль за їх станом і при необхідності виконувати ремонтно-відновлювальні роботи.
17. При використанні в дослідному порядку для захисту газоходів від низькотемпературної корозії різних покриттів слід враховувати, що останні повинні забезпечувати термостійкість і газощільність при температурах, що перевищують температуру газів не менше ніж на 10 °С, стійкість до впливу сірчаної кислоти концентрації 50 - 80 % в інтервалі температур відповідно 60 - 150 ° С та можливість їх ремонту та відновлення.
18. Для низькотемпературних поверхонь, конструкційних елементів РВП та газоходів котлів доцільно використання низьколегованих сталей 10ХНДП та 10ХСНД, що перевершують за корозійною стійкістю вуглецеву сталь у 2 - 2,5 рази.
Абсолютна корозійна стійкість має лише дуже дефіцитні та дорогі високолеговані сталі (наприклад, сталь ЕІ943, що містить до 25 % хрому і до 30 % нікелю).
додаток
1. Теоретично температура точки роси димових газів із заданим вмістом парів сірчаної кислоти і води може бути визначена як температура кипіння розчину сірчаної кислоти такої концентрації, при якій над розчином є той самий вміст парів води та сірчаної кислоти.
Виміряне значення температури точки роси в залежності від методики виміру може не збігатися з теоретичним. У цих рекомендаціях за температуру точки роси димових газів tрприйнята температура поверхні стандартного скляного датчика з впаяними на відстані 7 мм один від одного платиновими електродами довжиною 7 мм, при якій опір плівки роси між електродами в стані становить 107 Ом. У вимірювальному ланцюзі електродів використовується змінний струм низької напруги (6 - 12).
2. При спалюванні сірчистих мазутів із надлишками повітря 3 - 5 % температура точки роси димових газів залежить від вмісту сірки в паливі Sp(Мал.).
При спалюванні сірчистих мазутів із гранично низькими надлишками повітря (α ≤ 1,02) температура точки роси димових газів повинна прийматися за результатами спеціальних вимірювань. Умови переведення котлів у режим з α ≤ 1,02 викладені в «Керівних вказівках щодо переведення котлів, що працюють на сірчистих паливах, у режим спалювання з гранично малими надлишками повітря» (М.: СПО Союзтехенерго, 1980).
3. При спалюванні сірчистих твердих палив у пилоподібному стані температура точки роси димових газів tpможе бути підрахована за наведеним вмістом у паливі сірки та золи Sрпр, Арпрта температурі конденсації водяної пари tконза формулою
де aун- Частка золи у віднесенні (зазвичай приймається 0,85).
Мал. 1. Залежність температури точки роси димових газів від вмісту сірки в мазуті, що спалюється
Значення першого члена цієї формули при aун= 0,85 можна визначити за рис. .
Мал. 2. Різниці температур точки роси димових газів та конденсації водяної пари в них залежно від наведених вмістів сірки ( Sрпр) та золи ( Арпр) у паливі
4. При спалюванні газоподібних сірчистих палив точку роси димових газів можна визначити за рис. за умови, що вміст сірки в газі розраховується як наведене, тобто у відсотках масою на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоти згоряння газу.
Для газового палива наведений вміст сірки у відсотках за масою може бути визначений за формулою
де m- Число атомів сірки в молекулі сірковмісного компонента;
q- об'ємний відсоток сірки (сірковмісного компонента);
Qн- теплота згоряння газу кДж/м3 (ккал/нм3);
З- Коефіцієнт, рівний 4,187, якщо Qнвиражено в кДж/м3 та 1,0, якщо в ккал/м3.
5. Швидкість корозії змінного металевого набивання повітропідігрівачів при спалюванні мазуту залежить від температури металу та ступеня корозійної активності димових газів.
При спалюванні сірчистого мазуту з надлишком повітря 3 - 5 % і обдування поверхні пором швидкість корозії (з двох сторін мм/рік) набивання РВП орієнтовно може бути оцінена за даними табл. .
Таблиця 1
|
Швидкість корозії (мм/рік) за температури стінки, ºС |
||||||||
|
0,5Більше 2 0,20 |
||||||||
|
св. 0,11 до 0,4 вкл. |
||||||||
|
св. 0,41 до 1,0 вкл. |
||||||||
6. Для вугілля з високим вмістом окису кальцію в золі температури точки роси виявляються нижчими від обчислених за п. цих Методичних вказівок. Для таких палив рекомендується використовувати результати безпосередніх вимірів.
Ця корозія за розміром та інтенсивністю часто буває значною і небезпечною, ніж корозія котлів під час їхньої роботи.
При залишенні води в системах залежно від її температури та доступу повітря можуть траплятися найрізноманітніші випадки прояву стоянкової корозії. Слід насамперед відзначити крайню небажаність наявності води в трубах агрегатів під час перебування їх у резерві.
Якщо вода з тих чи інших причин залишається в системі, то може спостерігатися сильна корозія стоянки в паровому і особливо у водяному просторі ємності (переважно по ватерлінії) при температурі води 60-70°С. Тому на практиці досить часто спостерігається різна за інтенсивністю стоянкова корозія, незважаючи на однакові режими зупинки системи і якість води, що міститься в них; апарати зі значною тепловою акумуляцією піддаються сильнішій корозії, ніж апарати, що мають розміри топки та поверхню нагріву, оскільки котлова вода в них швидше охолоджується; температура її стає нижчою за 60—70°С.
При температурі води вище 85-90 ° С (наприклад, при короткочасних зупинках апаратів) загальна корозія знижується, причому корозія металу парового простору, в якому спостерігається в цьому випадку підвищена конденсація парів, може перевищувати корозію металу водяного простору. Стоянкова корозія в паровому просторі завжди рівномірніша, ніж у водяному просторі котла.
Розвитку стоянкової корозії сильно сприяє шлам, що накопичується на поверхнях котла, який зазвичай утримує вологу. У зв'язку з цим значні корозійні раковини часто виявляються в агрегатах і трубах вздовж нижньої утворює і їх кінцях, т. е. на ділянках найбільшого скупчення шламу.
Способи консервації обладнання, що знаходиться у резерві
Для консервації обладнання можуть бути застосовані такі способи:
а) висушування - видалення з агрегатів води та вологи;
б) заповнення їх розчинами їдкого натру, фосфату, силікату, нітриту натрію, гідразину;
в) наповнення технологічної системи азотом.
Спосіб консервації слід вибирати в залежності від характеру та тривалості простою, а також від типу та конструктивних особливостей обладнання.
Простои обладнання за тривалістю можна розділити на дві групи: короткочасні-не більше 3 діб і тривалі - більше 3 діб.
Розрізняють два види короткочасних простоїв:
а) планові, пов'язані з виведенням у резерв на вихідні дні у зв'язку з падінням навантаження або виведенням у резерв на нічний час;
б) вимушені - через виходу з ладу труб або пошкоджень інших вузлів обладнання, для усунення яких не потрібна триваліша зупинка.
Залежно від мети тривалі простої можна розділити такі групи: а) виведення устаткування резерв; б) поточні ремонти; в) капітальні ремонти.
При короткочасних простоях обладнання необхідно використовувати консервацію шляхом заповнення водою деаерованої з підтриманням надлишкового тиску або газовий (азотний) спосіб. Якщо необхідна аварійна зупинка, то єдино прийнятний спосіб — консервація азотом.
При виведенні системи в резерв або тривалому простої без виконання ремонтних робіт доцільно консервацію вести шляхом заповнення розчином нітриту або силікату натрію. У цих випадках можна використовувати і азотну консервацію, обов'язково вживаючи заходів для створення густини системи з метою запобігання надмірній витраті газу та непродуктивної роботи азотної установки, а також створення безпечних умов при обслуговуванні обладнання.
Способи консервації шляхом створення надлишкового тиску заповнення азотом можна використовувати незалежно від конструктивних особливостей поверхонь нагрівання обладнання.
Для запобігання стоянковій корозії металу під час капітального та поточного ремонтів застосовні лише способи консервації, що дозволяють створити на поверхні металу захисну плівку, що зберігає властивості протягом не менше 1-2 місяців після зливу консервуючого розчину, оскільки випорожнення та розгерметизація системи неминучі. Термін дії захисної плівки на поверхні металу після обробки нітритом натрію може досягати 3 міс.
Способи консервації з використанням води та розчинів реагентів практично неприйнятні для захисту від стоянкової корозії проміжних пароперегрівачів котлів через труднощі, пов'язані з їх заповненням та подальшим відмиванням.
Способи консервації водогрійних і парових котлів низького тиску, а також іншого обладнання замкнутих технологічних контурів тепло- і водопостачання багато в чому відрізняються від методів, що застосовуються в даний час, попередження стоянкової корозії на ТЕС. Нижче описуються основні способи запобігання корозії у режимі простоювання обладнання апаратів подібних циркуляційних систем з урахуванням специфіки їхньої роботи.
Спрощені способи консервації
Ці способи доцільно застосовувати для дрібних казанів. Вони полягають у повному видаленні води з котлів та розміщенні в них вологопоглиначів: прожареного хлористого кальцію, негашеного вапна, силікагелю з розрахунку 1-2 кг на 1 м 3 обсягу.
Цей спосіб консервації придатний при температурах приміщення нижче і вище від нуля. У приміщеннях, що опалюються в зимовий час, може бути реалізований один із контактних способів консервації. Він зводиться до заповнення всього внутрішнього об'єму агрегату лужним розчином (NaOH, Na 3 P0 4 та ін), що забезпечує повну стійкість захисної плівки на поверхні металу навіть при насиченні киснем рідини.
Зазвичай застосовують розчини, що містять від 1,5-2 до 10 кг/м 3 NaOH або 5-20 кг/м 3 Na 3 P0 4 залежно від вмісту нейтральних солей у вихідній воді. Найменші значення відносяться до конденсату, більші до води, що містить до 3000 мг/л нейтральних солей.
Корозію можна попередити також способом надлишкового тиску, при якому тиск пари в зупиненому агрегаті постійно підтримується на рівні вище атмосферного тиску, а температура води залишається вище 100°С, ніж запобігає доступу основного корозійного агента - кисню.
Важлива умова ефективності та економічності будь-якого способу захисту - максимально можлива герметичність паро-водяної арматури, щоб уникнути занадто швидкого зниження тиску, втрат захисного розчину (або газу) або потрапляння вологи. Крім того, у багатьох випадках корисне попереднє очищення поверхонь від різних відкладень (солей, шламу, накипу).
При здійсненні різних способів захисту від корозії стоянки необхідно мати на увазі наступне.
1. При всіх видах консервації необхідно попереднє видалення (промивання) відкладень легкорозчинних солей (див. вище), щоб уникнути посилення стоянкової корозії на окремих ділянках агрегату, що захищається. Обов'язковим є здійснення цього заходу при контактній консервації, інакше можлива інтенсивна місцева корозія.
2. З аналогічних міркувань бажано видалення перед тривалою консервацією всіх видів нерозчинних відкладень (шламу, накипу, оксидів заліза).
3. При ненадійності арматури необхідно відключити резервне обладнання від працюючих агрегатів за допомогою заглушок.
Просочування пари та води менш небезпечне при контактній консервації, але неприпустимо при сухому та газовому методах захисту.
Вибір вологопоглиначів визначається порівняльною доступністю реагенту та бажаністю отримання максимально можливої питомої вологоємності. Найкращий вологопоглинач - зернений хлористий кальцій. Негашене вапно значно гірше за хлористий кальцій не тільки внаслідок меншої вологоємності, а й швидкої втрати її активності. Вапно поглинає з повітря як вологу, а й вуглекислоту, у результаті вона покривається шаром вуглекислого кальцію, що перешкоджає подальшому поглинанню вологи.
