У суднових парових котлахкорозія може протікати як з боку пароводяного контуру, і з боку продуктів згоряння палива.
Внутрішні поверхні пароводяного контуру можуть бути піддані наступним видам корозії;
Киснева корозія є найбільш небезпечним видом корозії. Характерною особливістю кисневої корозіїє утворення місцевих точкових вогнищ корозії, що сягають глибоких виразок і наскрізних дірок; Найбільш схильні до кисневої корозії вхідні ділянки економайзерів, колектори та опускні труби циркуляційних контурів.
Нітритна корозія - на відміну від кисневої, вражає внутрішні поверхні теплонапружених підйомних трубок і викликає утворення більш глибоких виразок діаметром 15^20 мм.
Міжкристалітна корозія є особливим видом корозії і виникає в місцях найбільшої напруги металу (зварні шви, вальцювальні та фланцеві з'єднання) в результаті взаємодії котельного металу з висококонцентрованим лугом. Характерною особливістю є поява на поверхні металу сітки з дрібних тріщин, що поступово розвиваються наскрізні тріщини;
Підшлама корозія виникає в місцях відкладення шламу і в застійних зонах циркуляційних контурів котлів. Процес протікання має електрохімічний характер при контакті оксидів заліза з металом.
З боку продуктів згоряння палива можуть бути такі види корозії;
Газова корозія вражає випарні, перегрівальні та економайзерні поверхні нагріву, обшивку кожуха,
При підвищенні температури металу котельних труб понад 530 0С (для вуглецевої сталі) починається руйнування захисної оксидної плівки на поверхні труб, забезпечуючи безперешкодний доступ кисню до чистого металу. При цьому на поверхні труб відбувається корозія з утворенням окалини.
Безпосередньою причиною цього виду корозії є порушення режиму охолодження зазначених елементів та підвищення їх температури вище за допустиму. Для труб поверхонь нагріву причинами пов ЫшЕнія температури стін може бути; утворення значного шару накипу, порушення режиму циркуляції (застій, перекидання, утворення парових пробок), упуск води з котла, нерівномірність роздачі води та відбору пари по довжині парового колектора.
Високотемпературна (ванадієва) корозія вражає поверхні нагрівання пароперегрівачів, що розташовані в зоні високих температур газів. При спалюванні палива відбувається утворення оксидів ванадію. При цьому при нестачі кисню утворюється триокис ванадію, а при його надлишку - п'ятиокис ванадію. Корозійно-небезпечною є п'ятиокис ванадію У205, що має температуру плавлення 675 0С. П'ятиокис ванадію, що виділяється при спалюванні мазутів, налипає на поверхні нагріву, що мають високу температуру, і викликає активну руйнацію металу. Досліди показали, що навіть такі вмісти ванадію, як 0,005% за ваговим складом, можуть викликати небезпечну корозію.
Ванадієву корозію можна запобігти зниженню допустимої температуриметалу елементів котла та організацією горіння з мінімальними коефіцієнтами надлишку повітря а = 1,03 + 1,04.
Низькотемпературна (кислотна) корозія вражає переважно хвостові поверхні нагрівання. У продуктах згоряння сірчистих мазутів завжди присутні пари води та сполуки сірки, що утворюють при з'єднанні один з одним сірчану кислоту. При омиванні газами щодо холодних хвостових поверхонь нагрівання пари сірчаної кислоти конденсується на них і викликають корозію металу. Інтенсивність низькотемпературної корозії залежить від концентрації сірчаної кислоти у плівці вологи, що осідає на поверхнях нагрівання. При цьому концентрація Б03 у продуктах згоряння визначається не лише вмістом сірки у паливі. Основними факторами, що впливають швидкість протікання низькотемпературної корозії, є;
Умови перебігу реакції горіння у топці. При підвищенні коефіцієнта надлишку повітря збільшується процентний вміст газу Б03 (при а = 1,15 окислюється 3,6% сірки, що міститься в паливі; при а = 1,7 окислюється близько 7% сірки). При коефіцієнтах надлишку повітря а = 1,03 – 1,04 сірчаного ангідриду Б03 практично не утворюється;
Стан поверхонь нагріву;
Живлення котла дуже холодною водою, що викликає зниження температури стінок труб економайзера нижче туги роси для сірчаної кислоти;
Концентрація води у паливі; при спалюванні обводнених палив точка роси підвищується внаслідок підвищення парціального тиску водяної пари в продуктах згоряння.
Стоянкова корозія вражає зовнішні поверхні труб та колекторів, обшивку, топкові пристрої, арматуру та інші елементи газоповітряного тракту котла. Сажа, що утворюється під час спалювання палива, покриває поверхні нагріву та внутрішні частини газоповітряного тракту котла. Сажа гігроскопічна, і при охолодженні котла легко вбирає вологу корозію. Корозія носить виразковий характер при утворенні на поверхні металу плівки розчину сірчаної кислоти при охолодженні котла та зниженні температури його елементів нижче за точку роси для сірчаної кислоти.
Боротьба зі стоянковою корозією заснована на створенні умов, що унеможливлюють попадання вологи на поверхні котельного металу, а також нанесенням антикорозійних покриттів на поверхні елементів котлів.
При короткочасній бездіяльності котлів після огляду та чищення поверхонь нагрівання з метою запобігання попаданню атмосферних опадів у газоходи котлів димову трубунеобхідно одягати чохол, закривати повітряні регістри, оглядові отвори. Необхідно постійно контролювати вологість та температуру в МКО.
Для запобігання корозії котлів під час бездіяльності використовуються різні способи зберігання котлів. Розрізняють два способи зберігання; мокре та сухе.
Основним способом зберігання казанів є мокре зберігання. Воно передбачає повне заповнення котла живильною водою, пропущеною через електроно-іонообмінні та знекислювальні фільтри, включаючи пароперегрівач та економайзер. Тримати котли на мокрому зберіганні не більше 30 діб. У разі тривалішої бездіяльності котлів застосовується сухе зберігання котла.
Сухе зберігання передбачає повне осушення котла від води з розміщенням у колекторах котла бязевих мішечків із селікагелем, що поглинає вологу. Періодично проводиться розтин колекторів, контрольний замір маси селікагелю з метою визначення маси поглиненої вологи, та випарювання поглиненої вологи з селікагелю.
Морський сайт Росія немає 05 жовтня 2016 Створено: 05 жовтня 2016 Оновлено: 05 жовтня 2016 Переглядів: 5363Види корозії. У процесі роботи елементи парового котла піддаються впливу агресивних середовищ - води, пари та димових газів. Розрізняють корозію хімічну та електрохімічну.
Хімічна корозія,викликана парою або водою, руйнує метал рівномірно по всій поверхні. Швидкість такої корозії у сучасних суднових казанах низька. Більш небезпечна місцева хімічна корозія, що викликається агресивними хімічними сполуками, які у відкладеннях золи (сірки, оксидів ванадію тощо.).
Найбільш поширеною та небезпечною є електрохімічна корозія
, що протікає у водних розчинах електролітів у разі виникнення електричного струму, викликаного різницею потенціалів між окремими ділянками металу, що відрізняються хімічною неоднорідністю, температурою або якістю обробки.
Роль електроліту виконують вода (при внутрішній корозії) або пари води, що сконденсувалися, у відкладеннях (при зовнішній корозії).
Виникнення таких мікрогальванічних пар на поверхні труб призводить до того, що іон-атоми металу переходять у воду у вигляді позитивно заряджених іонів, а поверхня труби в цьому місці набуває негативного заряду. Якщо відмінність у потенціалах таких мікрогальванічних пар незначна, то межі метал-вода поступово створюється подвійний електричний шар, який гальмує подальший хід процесу.
Однак у більшості випадків потенціали окремих ділянок різні, що зумовлює виникнення ЕРС, спрямованої від більшого потенціалу (аноду) до меншого (катоду).
При цьому з анода у воду переходять іон-атоми металу, а на катоді накопичуються надлишкові електрони. Внаслідок ЕРС і, отже, інтенсивність процесу руйнування металу різко знижуються.
Це називається поляризацією. Якщо потенціал анода зменшується внаслідок утворення захисної оксидної плівки або зростання концентрації іонів металу в районі анода, а потенціал катода практично не змінюється, то поляризація називається анодною.
При катодної поляризації в розчині у катода різко знижується концентрація іонів і молекул, здатних видаляти надлишкові електрони з поверхні металу. З цього випливає, що основним моментом боротьби з електрохімічною корозією є створення таких умов, коли будуть підтримуватись обидва види поляризації.
Практично досягти цього неможливо, тому що в котловій воді завжди є деполяризатори - речовини, що спричиняють порушення процесів поляризації.
До деполяризаторів відносяться молекули О 2 і СО 2 , іони Н + , Сl - і SO - 4 , а також оксиди заліза та міді. Розчинені у воді СО 2 , Cl - і SO - 4 гальмують утворення на аноді щільної захисної плівки оксидної і тим самим сприяють інтенсивному протіканню анодних процесів. Іони водню Н+ знижують негативний заряд катода.
Вплив кисню на швидкість корозії стало виявлятися у двох протилежних напрямках. З одного боку, кисень збільшує швидкість корозійного процесу, оскільки є сильним деполяризатором катодних ділянок, з іншого надає пасивну дію на поверхню.
Зазвичай деталі котла, виготовлені зі сталі, мають досить міцну первісну оксидну плівку, яка захищає матеріал від дії кисню доти, доки не буде зруйнована під дією хімічних або механічних факторів.
Швидкість гетерогенних реакцій (до яких і корозія) регулюється інтенсивністю наступних процесів: підведенням до поверхні матеріалу реагентів (насамперед деполяризаторів); руйнуванням захисної оксидної плівки; видалення продуктів реакції від місця її протікання.
Інтенсивність цих процесів багато в чому визначається гідродинамічними, механічними і тепловими факторами. Тому заходи щодо зниження концентрації агресивних хімічних реагентів за високої інтенсивності двох інших процесів, як свідчить досвід експлуатації котлів, зазвичай малоефективні.
Звідси випливає, що вирішення проблеми запобігання корозійних ушкодженьмає бути комплексним, коли враховуються всі чинники, що впливають вихідні причини руйнації матеріалів.
Електрохімічна корозія
Залежно від місця перебігу речовин, що беруть участь у реакціях, розрізняють такі види електрохімічної корозії:
- кисневу (і її різновид - стоянкову),
- підшламову (іноді звану "черепашною"),
- міжкристалітну ( лужна крихкістькотельних сталей),
- щілинну та
- сірчисту.
Киснева корозіяспостерігається в економайзерах, арматурі, поживних та опускних трубах, пароводяних колекторах та внутрішньоколекторних пристроях (щитах, трубах, пароохолоджувачах тощо). Особливо сильно схильні до кисневої корозії змійовики другого контуру двоконтурних котлів, утилізаційних котлів та парових повітропідігрівачів. Киснева корозія протікає під час дії котлів та залежить від концентрації кисню, розчиненого у котловій воді.
Швидкість кисневої корозії у головних котлах низька, що зумовлено ефективною роботоюдеаераторів та фосфатно-нітратним водним режимом. У допоміжних водотрубних котлах вона часто сягає 0,5 - 1 мм/год, хоча у середньому лежить близько 0,05 - 0,2 мм/год. Характер пошкодження котелень - виразки невеликих розмірів.
Більш небезпечним різновидом кисневої корозії є стоянкова корозія, що протікає під час бездіяльності котла. В силу специфіки роботи всі суднові котли (а особливо допоміжні) схильні до інтенсивної стоянкової корозії. Як правило, стоянкова корозія не призводить до відмови котла, проте метал, котрий зазнав корозії під час зупинок, за інших рівних умов більш інтенсивно руйнується при роботі котла.
Основною причиною виникнення стоянкової корозії є попадання кисню у воду, якщо казан заповнений, або в плівку вологи на поверхні металу, якщо казан осушений. Велику роль при цьому відіграють хлориди та NaOH, що містяться у воді, та водорозчинні відкладення солей.
За наявності у воді хлоридів інтенсифікується рівномірна корозія металу, а якщо в ній міститься незначна кількість лугів (менше 100 мг/л), то корозія локалізується. Щоб уникнути стоянкової корозії, при температурі 20 - 25 °С у воді повинно міститися до 200 мг/л NaOH.
Зовнішні ознаки корозії за участю кисню: локальні виразки невеликого розміру(рис. 1, а), заповнені продуктами корозії бурого кольору, що утворюють горбики над виразками.
Видалення кисню з поживної водиє одним із важливих заходів щодо зниження кисневої корозії. З 1986 р. вміст кисню у поживній воді для суднових допоміжних та утилізаційних котлів обмежується 0,1 мг/л.
Однак і при такому кисневмісті поживної води в експлуатації спостерігаються корозійні пошкодження елементів котла, що свідчить про переважний вплив процесів руйнування оксидної плівки і вимивання продуктів реакції з вогнищ корозії. Найбільш наочним прикладом, що ілюструють вплив цих процесів на корозійні ушкодження, є руйнування змійовиків утилізаційних котлів із примусовою циркуляцією.
Рис. 1. Ушкодження при кисневій корозії
Корозійні ушкодженняпри кисневій корозії зазвичай суворо локалізовані: на внутрішній поверхні вхідних ділянок (див. рис. 1, а), в районі згинів (рис. 1, б), на вихідних ділянках та в коліні змійовика (див. рис. 1, в), а також у пароводяних колекторах утилізаційних казанів (див. рис. 1, г). Саме на цих ділянках (2 – область пристінної кавітації) гідродинамічні особливості потоку створюють умови для руйнування оксидної плівки та інтенсивного вимивання продуктів корозії.
Справді, будь-які деформації потоку води та пароводяної суміші супроводжуються виникненням кавітації у пристінних шарахрозширюється потоку 2, де утворюються і тут же бульбашки пари, що схлопуються, обумовлюють руйнування оксидної плівки внаслідок енергії гідравлічних мікроударів.
Цьому сприяють також знакозмінні напруження в плівці, викликані вібрацією змійовиків і коливаннями температури та тиску. Підвищена ж локальна турбулізація потоку цих ділянках викликає активне вимивання продуктів корозії.
На прямих вихідних ділянках змійовиків оксидна плівка руйнується через удари об поверхню крапельок води при турбулентних пульсаціях потоку пароводяної суміші, дисперсно-кільцевий режим руху якої переходить тут у дисперсний при швидкості потоку до 20-25 м/с.
У цих умовах навіть невисока кисневміст (~ 0,1 мг/л) обумовлює інтенсивне руйнування металу, що призводить до появи нориць на вхідних ділянках змійовиків утилізаційних котлів типу Ла Монт через 2-4 роки експлуатації, а на решті дільниць - через 6-12 років.
Рис. 2. Корозійні ушкодження змійовиків економайзерів утилізаційних котлів КУП1500Р теплохода "Індіра Ганді".
Як ілюстрацію до викладеного розглянемо причини пошкодження змійовиків економайзерів двох утилізаційних котлів типу КУП1500Р, встановлених на ліхтеровозі «Індіра Ганді» (типу "Олексій Косигін"), який вступив в експлуатацію в жовтні 1985 р. Вже в лютому замінено економайзерів обох котлів. Через 3 роки і в цих економайзерах утворюються пошкодження змійовиків, розташовані на ділянках до 1-1,5 м від вхідного колектора. Характер ушкоджень свідчить (рис. 2, а, б) про типову кисневу корозію з подальшим руйнуванням втоми (поперечні тріщини).
Однак природа втоми на окремих ділянкахрізна. Поява тріщини (а раніше - розтріскування оксидної плівки) в районі зварного шва (див. рис. 2, а) є наслідком знакозмінних напруг, зумовлених вібрацією пучка труб і конструктивною особливістю вузла з'єднання змійовиків з колектором (до вигнутого штуцера діаметром 22x 22x2).
Руйнування ж оксидної плівки та утворення втомних тріщин на внутрішній поверхні прямих ділянок змійовиків, віддалених від входу на 700-1000 мм (див. рис. 2, б), обумовлені знакозмінними термічними напругами, що виникають у період введення котла в дію, коли на гарячу поверхню подається холодна вода. При цьому дія термічної напруги посилюється тим, що ребра змійовиків ускладнює вільне розширення металу труби, створюючи додаткові напруги в металі.
Підшламова корозіязазвичай спостерігається в головних водотрубних котлах на внутрішніх поверхнях екранних і пароутворювальних труб пучок притопки, звернених до факелу. Характер підшламової корозії - виразки овальної форми з розміром великої осі (паралельної осі труби) до 30-100 мм.
На виразках є щільний шар оксидів у вигляді „черепашок" 3 (рис. 3). Підшламова корозія протікає в присутності твердих деполяризаторів - оксидів заліза та міді 2, які осідають на найбільш теплонапружених ділянках труб у місцях активних центрів корозії, що виникають при руйнуванні .
Зверху утворюється пухкий шар накипу та продуктів корозії 1. Утворюються "черепашки" з продуктів корозії міцно зчеплені з основним металом і можуть бути видалені тільки механічним шляхом. Під "черепашками" погіршується теплообмін, що призводить до перегріву металу та появи випучин.
Для допоміжних котлів цей вид корозії не характерний, але при високих теплових навантаженнях та відповідних режимах водообробки не виключена поява підшламової корозії та в цих котлах.
Ряд котелень використовує для підживлення теплових мереж річкові та водопровідні води з низьким значенням рН та малою жорсткістю. Додаткова обробка річкової води на водопровідній станції зазвичай призводить до зниження рН, зменшення лужності та підвищення вмісту агресивної вуглекислоти. Поява агресивної вуглекислоти можливе також у схемах підключення, що застосовуються для великих систем теплопостачання з безпосереднім водорозбором гарячої води (2000-3000 т/год). Пом'якшення води за схемою Na-катіонування підвищує її агресивність внаслідок видалення природних інгібіторів корозії – солей жорсткості.
При погано налагодженій деаерації води та можливих підвищення концентрацій кисню та вуглекислоти через відсутність додаткових захисних заходів у системах теплопостачання внутрішньої корозії схильне теплосилове обладнання ТЕЦ.
Під час обстеження підживлювального тракту однієї з ТЕЦ м. Ленінграда було отримано такі дані щодо швидкості корозії, г/(м2 · 4):
Місце встановлення індикаторів корозії
У трубопроводі води для підживлення після підігрівачів тепломережі перед деаераторами труби товщиною 7 мм потонулися за рік експлуатації місцями до 1 мм на окремих ділянках утворилися наскрізні нориці.
Причини виразкової корозії труб водогрійних котлів:
недостатнє видалення кисню з підживлювальної води;
низьке значення рН обумовлене присутністю агресивної вуглекислоти
(До 10ч15 мг/л);
накопичення продуктів кисневої корозії заліза (Fe2O3;) на теплопередаючих поверхнях.
Експлуатація обладнання на мережній воді з концентрацією заліза понад 600 мкг/л зазвичай призводить до того, що на кілька тисяч годин роботи водогрійних котлів спостерігається інтенсивне (понад 1000 г/м2) занесення залізооксидними відкладеннями їх поверхонь нагріву. При цьому відзначаються течі, що часто з'являються, в трубах конвективної частини. У складі відкладень вміст оксидів заліза зазвичай досягає 80-90%.
Особливо важливими для експлуатації водогрійних казанів є пускові періоди. У початковий період експлуатації однією ТЕЦ не забезпечувалося видалення кисню до норм, встановлених ПТЕ. Зміст кисню у підживлювальній воді перевищував ці норми в 10 разів.
Концентрація заліза у підживлювальній воді досягала - 1000 мкг/л, а у зворотній воді тепломережі - 3500 мкг/л. Після першого року експлуатації було зроблено вирізки з трубопроводів мережевої води, виявилося, що забруднення їх поверхні продуктами корозії становило понад 2000 г/м2.
Необхідно відзначити, що на цій ТЕЦ перед включенням котла в роботу внутрішні поверхні екранних труб та труб конвективного пучка зазнали хімічному очищенню. До моменту вирізки зразків екранних труб котел пропрацював 5300 год. Зразок екранної труби мав нерівний шар жовтокисидних відкладень чорно-бурого кольору, міцно пов'язаний з металом; висота горбків 10ч12 мм; питома забрудненість 2303 г/м2.
Склад відкладень, %
Поверхня металу під шаром відкладень була уражена виразками глибиною до 1 мм. Трубки конвективного пучка з внутрішньої сторонибули занесені відкладеннями залізооксидного типу чорно-бурого кольору з висотою горбків до 3-4 мм. Поверхня металу під відкладеннями покрита виразками. різних розмірівглибиною 0,3ч1,2 та діаметром 0,35ч0,5 мм. Окремі трубки мали наскрізні отвори(Нірви).
Коли водогрійні котли встановлюють у старих системах централізованого теплопостачання, в яких накопичилася значна кількість оксидів заліза, спостерігаються випадки відкладення цих оксидів в трубах котла, що обігріваються. Перед включенням котлів необхідно ретельне промивання всієї системи.
Ряд дослідників визнає важливу роль у виникненні підшламової корозії процесу іржавлення труб водогрійних котлів при їх простоях, коли не вжито належних заходів для запобігання стоянковій корозії. Вогнища корозії, що під впливом атмосферного повітря на вологі поверхні котлів, продовжують функціонувати під час роботи котлів.
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 зустрічатися найрізноманітніші випадки прояву стоянкової корозії. Слід насамперед відзначити крайню небажаність наявності води у 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 уздовж нижньої утворюючої та їх кінцях, тобто на ділянках найбільшого скупчення шламу.
Способи консервації обладнання, що перебуває в 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) заповнення технологічної системиазотом.
Спосіб консервації слід вибирати в залежності від характеру та тривалості простою, а також від типу та конструктивних особливостейобладнання.
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 деаерованою водою з підтримкою надлишкового тискуабо газовий (азотний) спосіб. Якщо потрібний аварійний зупинка, то єдино прийнятний спосіб — консервація азотом.
При виведенні системи в резерв або тривалому простої без виконання ремонтних робітконсервацію доцільно проводити шляхом заповнення розчином нітриту або силікату натрію. У цих випадках можна використовувати і азотну консервацію, обов'язково вживаючи заходів для створення щільності системи з метою запобігання надмірній витраті газу та непродуктивній роботі азотної установки, а також створення безпечних умовпід час обслуговування устаткування.
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 ремонтівзастосовні тільки 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 корозії стоянки проміжних пароперегрівачів котлів через труднощі, пов'язані з їх заповненням і 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 попередження стоянкової корозії на ТЕС, що застосовуються в даний час. Нижче описуються основні способи запобігання корозії в режимі простоювання обладнання подібних апаратів циркуляційних системз 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 та вище нуля. У приміщеннях, опалюваних у 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 рідини киснем.
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 за атмосферний тиск, 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 пароводяної арматури, щоб уникнути занадто швидкого зниження тиску, втрат захисного розчину (або газу) або попадання вологи. Крім того, у багатьох випадках корисне попереднє очищення поверхонь від різних відкладень (солей, шламу, накипу).
При здійсненні різних способівзахисту від стоянкової корозії необхідно пам'ятати таке.
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 подібних 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 небезпечно при контактній консервації, але неприпустимо при сухому та газовому методахзахисту.
Вибір вологопоглиначів визначається порівняльною доступністю реагенту та бажаністю отримання максимально можливої питомої вологоємності. Найкращий вологопоглинач - зернений хлористий кальцій. Негашене вапнозначно 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.
Умови, в яких знаходяться елементи парових казанів під час експлуатації, є надзвичайно різноманітними.
Як показали численні корозійні випробування та промислові спостереження, низьколеговані і навіть аустенітні сталі під час експлуатації котлів можуть зазнавати інтенсивної корозії.
Корозія металу поверхонь нагріву парових котлів викликає його передчасне зношування, а іноді призводить до серйозних неполадок і аварій.
Більшість аварійних зупинок котлів припадає на наскрізні корозійні ураження екранних, економ - зерних, пароперегрівальних труб і барабанів котлів. Поява навіть одного корозійного нориці біля прямоточного котла призводить до зупинення всього блоку, що пов'язано з недовиробленням електроенергії. Корозія барабанних котлів високого та надвисокого тиску стала основною причиною відмов у роботі ТЕЦ. 90% відмов у роботі через корозійні пошкодження сталося на барабанних котлах тиском 15,5 МПа. Значна кількість корозійних пошкоджень екранних труб сольових відсіків була в зонах максимальних теплових навантажень.
Проведеними спеціалістами США обстеженнями 238 казанів (блоки потужністю від 50 до 600 МВт) було зафіксовано 1719 позапланових простоїв. Близько 2/3 простоїв котлів були викликані корозією, їх 20 % припадало на корозію парогенерирующих труб. У США внутрішня корозія "1955 р. була визнана серйозною проблемою після введення в експлуатацію великої кількості барабанних котлів тиском 12,5-17 МПа".
До кінця 1970 близько 20% з 610 таких котлів були уражені корозією. В основному внутрішньої корозії були схильні екранні труби, а пароперегрівачі та економайзери уражалися нею менше. З поліпшенням якості живильної води та переходом на режим координованого фосфатування, зі зростанням параметрів на барабанних котлах електростанцій США замість в'язких, пластичних корозійних пошкоджень відбувалися раптові крихкі руйнування екранних труб. "Станом на J970 т. для котлів тиском 12,5; 14,8 і 17 МПа руйнування труб через корозійні пошкодження склало відповідно 30, 33 і 65% .
За умов протікання корозійного процесу розрізняють атмосферну корозію, що протікає під дією атмосферних, а також вологих газів; газову, обумовлену взаємодією металу з різними газами - киснем, хлором і т. д. - при високих температурах, і корозію в електролітах, що у більшості випадків протікає у водних розчинах.
За характером корозійних процесівкотельний метал може піддаватися хімічній та електрохімічній корозії, а також їх спільному впливу.
При експлуатації поверхонь нагріву парових котлів зустрічається високотемпературна газова корозія в окислювальній та відновлювальній атмосферах топкових газів та низькотемпературна електрохімічна корозія хвостових поверхонь нагріву.
Дослідженнями встановлено, що високотемпературна корозія поверхонь нагрівання найбільш інтенсивно протікає лише за наявності в топкових газах надлишкового вільного кисню та у присутності розплавлених оксидів ванадію.
Високотемпературна газова або сульфідна корозія в окислювальній атмосфері топкових газів уражає труби ширмових та конвективних перегрівачів, перші ряди кип'ятільних пучків, метал дистанційних проставок між трубами, стійки та підвіски.
Високотемпературна газова корозія у відновлювальній атмосфері спостерігалася на екранних трубах топкових камер ряду котлів високого та надкритичного тиску.
Корозія труб поверхонь нагріву з газового боку представляє складний фізико-хімічний процес взаємодії топкових газів і зовнішніх відкладень з окисними плівками і металом труб. На розвиток цього процесу впливають інтенсивні, що змінюються в часі. теплові потокиі високі механічні напруги, що виникають від внутрішнього тиску та самокомпенсації.
На котлах середнього та низького тиску температура стінки екранів, що визначається температурою кипіння води, нижче, і тому цей вид руйнування металу не спостерігається.
Корозія поверхонь нагрівання з боку димових газів (зовнішня корозія) є процес руйнування металу внаслідок взаємодії з продуктами згоряння, агресивними газами, розчинами та розплавами мінеральних сполук.
Під корозією металу розуміють поступове руйнування металу, що відбувається внаслідок хімічного чи електрохімічного впливу довкілля.
\ Процеси руйнування металу, що є наслідком їхньої безпосередньої хімічної взаємодії з навколишнім середовищем, відносяться до хімічної корозії.
Хімічна корозія відбувається при контакті металу з перегрітою парою та сухими газами. Хімічну корозію у сухих газах називають газовою корозією.
У топці та газоходах котла газова корозія зовнішньої поверхнітруб і стійок пароперегрівачів відбувається під впливом кисню, вуглекислого газу, водяної пари, сірчистого та інших газів; внутрішньої поверхні труб - внаслідок взаємодії з парою або водою.
Електрохімічна корозія на відміну хімічної характеризується тим, що які у неї реакції супроводжуються виникненням електричного струму.
Переносником електрики в розчинах служать іони, присутні в них через дисоціацію молекул, а в металах - вільні електрони:
Внутрішньокотлова поверхня схильна в основному до електрохімічної корозії. За сучасними уявленнями її прояв обумовлений двома самостійними процесами: анодним, при якому іони металу переходять в розчин у вигляді гідратованих іонів, і катодним, при якому відбувається асиміляція надлишкових електронів деполяризаторами. Деполяризаторами може бути атоми, іони, молекули, які у своїй відновлюються.
за зовнішнім ознакамрозрізняють суцільну (загальну) та місцеву (локальну) форми корозійних руйнувань.
При загальної корозіївся стикається поверхня нагріву з агресивним середовищем піддається роз'їданню, рівномірно утоняючись із внутрішньої або зовнішньої сторони. При локальній корозії руйнація відбувається на окремих ділянках поверхні, решта поверхні металу не торкається ушкодженнями.
До місцевої локальної відносять корозію плямами, виразкову, точкову, міжкристалітну, корозійне розтріскування, корозійну втому металу.
Типовий прикладруйнування електрохімічної корозії.
Руйнування із зовнішньої поверхні труб НРЧ 042X5 мм із сталі 12Х1МФ котлів ТПП-110 сталося на горизонтальній ділянці в нижній частині підйомно-опускної петлі в зоні, що примикає до подового екрану. На тильній стороні труби відбулося розкриття з малим утоненням кромок у місці руйнування. Причиною руйнування стало потонання стінки труби приблизно на 2 мм при корозії через розшлаковування струменем води. Після зупинки котла паропродуктивністю 950 т/год, опалювального пилом антрацитного штиба (рідке шлаковидалення), тиском 25,5 МПа і температурою перегрітої пари 540 ° С на трубах залишалися мокрий шлак і зола, в яких інтенсивно протікала електрохімічна корозія. Зовні труба була покрита товстим шаром бурого гідроксиду заліза. Внутрішній діаметр труб знаходився в межах допусків на труби котлів високого та надвисокого тиску. Розміри зовнішнього діаметра мають відхилення, що виходять за межі мінусового допуску: мінімальний зовнішній діаметр. становив 39 мм при мінімально допустимому 41,7 мм. Товщина стінки поблизу місця руйнування від корозії становила лише 3,1 мм при номінальній товщині труби 5 мм.
Мікроструктура металу однорідна по довжині та колу. На внутрішній поверхні труби є обезуглераженный шар, що утворився при окисленні труби у процесі термічної обробки. На зовнішній сторонітакий шар відсутній.
Обстеження труб НРЧ після першого розриву дозволило з'ясувати причину руйнування. Було ухвалено рішення про заміну НРЧ та про зміну технології розшлаковування. В даному випадкуелектрохімічна корозія протікала через наявність тонкої плівки електроліту.
Виразкова корозія протікає інтенсивно на окремих невеликих ділянкахповерхні, але часто на значну глибину. При діаметрі виразок порядку 0,2-1 мм її називають точковою.
У місцях, де утворюються виразки, згодом можуть утворитися нориці. Виразки часто заповнюються продуктами корозії, унаслідок чого який завжди їх вдається виявити. Прикладом може бути руйнування труб сталевого економайзера при поганої деаерації поживної води та низьких швидкостях руху води в трубах.
Незважаючи на те, що уражена значна частина металу труб, через наскрізні нориці доводиться повністю замінювати змійовики економайзера.
Метал парових котлів піддається наступним небезпечним видам корозії: кисневої корозії під час роботи котлів та знаходження їх у ремонті; міжкристаліт-ної корозії у місцях упарювання котлової води; пароводяної корозії; корозійного розтріскування елементів котлів, виготовлених з аустенітних сталей; підшламовий корозії. коротка характеристиказазначених видів корозії металу котлів наведено у табл. ЮЛ.
У процесі роботи котлів розрізняють корозію металу - корозію під навантаженням та корозію стоянки.
Корозії під навантаженням найбільш схильні до обігріву. котельні елементи, що контактують з двофазним середовищем, тобто екранні і кип'ятільні труби. Внутрішня поверхня економайзерів та перегрівачів при роботі котлів уражається меншою корозією. Корозія під навантаженням протікає і в знекисненому середовищі.
Стоянкова корозія проявляється у недренованих. елементах вертикальних змійовиків перегрівачів, провислих трубах горизонтальних змійовиків перегрівачів
Завантаження...