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) наповнення технологічної системи азотом.
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 водою деаерованої з підтриманням надлишкового тиску або 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 витрати 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 конструктивних особливостей поверхонь нагрівання устаткування.
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 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 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.
МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ СРСР
ГОЛОВНЕ НАУКОВО-ТЕХНІЧНЕ УПРАВЛІННЯ ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ
МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ
ЗА ПОПЕРЕДЖЕННЯМ
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 управліннямз експлуатації енергосистем 22.04.84
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 01.07.2005р.
Дані Методичні вказівки поширюються на низькотемпературні поверхні нагрівання парових і водогрійних котлів (економайзери, газові випарники, повітропідігрівачі різних типів тощо), а також на газовий тракт за повітропідігрівачами (газоходи, золоуловлювачі, димососи, димові труби) і 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 під час роботи 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 піковий такий режим може бути забезпечений за умови повного використання 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 мережу 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 значеннявідноситься 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 холодних кубів, що змінюються, або кубів з 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. В цьому випадку вибір температури стінки холодних металевих кубів змінних, а також корозійностійких кубів, повинен виключати інтенсивне забруднення труб, для чого їх мінімальна температура стінки при спалюванні сірчистих мазутів повинна бути нижчою за точку 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 фарфорові трубки, керамічні блоки, або фарфорові 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 із дротяним оребренням» (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 має 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 подачі не менше 0,4 кг/м.с (п. цього документа).
Для твердих паливз 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, що йдуть, 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 трубиі 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 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 температуригазів, що йдуть, не можуть бути забезпечені через недостатню поверхню нагрівання РВП, повинні прийматися значення температур попереднього підігріву повітря, при яких температура газів, що йдуть, не перевищить значень, наведених у п. 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 газами та стінкою не більше 5 °С.
Застосовувані нині ізоляційні матеріалиі конструкції недостатньо надійні у тривалій експлуатації, тому необхідно вести періодичний, не рідше одного разу на рік, контроль за їх станом та 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 дії 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 і 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 та води може бути визначена як температура кипіння розчину сірчаної кислоти такої концентрації, при якій над розчином є той самий вміст пари 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 t рприйнята 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 у електродами в стані, що встановився 10 7 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 у паливі S p(Рис.).
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 t pможе бути підрахована за наведеним вмістом у паливі сірки та золи S р пр, А р прта температурі конденсації водяної пари t конза формулою
де a ун- Частка золи у віднесенні (зазвичай приймається 0,85).
Рис. 1. Залежність температури точки роси димових газів від вмісту сірки в мазуті, що спалюється
Значення першого члена цієї формули при a ун= 0,85 можна визначити за рис. .
Рис. 2. Різниці температур точки роси димових газів та конденсації водяної пари в них залежно від наведених вмістів сірки ( S р пр) та золи ( А р пр) 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 паливанаведений 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);
Q н- теплота згоряння газу кДж/м 3 (ккал/нм 3);
З- коефіцієнт, що дорівнює 4,187, якщо Q нвиражено в кДж/м 3 та 1,0, якщо в ккал/м 3 .
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 парою швидкість корозії (з двох сторін у мм/рік) набивання РВП орієнтовно може бути оцінена за даними табл. .
Таблиця 1
|
Таблиця 2
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. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Система залізо – водяна пара термодинамічно нестійка. Взаємодія цих речовин може протікати з утворенням магнетиту Fe3O4 або вюститу FeO:
|
| |
;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.
Внаслідок впливу пари на сталь на її спочатку чистій 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)
Рис. 2.1. Залежність швидкості розкладання перегрітої пари
від температури стінки
Вплив на корозію перегрівальних поверхонь методами водного режиму не вдається. Тому основне завдання водно-хімічного режиму власне пароперегрівачів полягає у систематичному спостереженні за станом металу пароперегрівачів з метою недопущення руйнування топотактичного шару. Це може відбуватися за рахунок влучення 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, що конденсуються, конденсату, дистиляту і суміші їх. 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, що у воді. Внаслідок безперервного надходження та руху нових порцій води трактом відбувається постійне поповнення їх убутку. Безперервне видалення частини продуктів реакції заліза з водою і приплив нових порцій агресивних агентів створюють сприятливі умови для інтенсивного протікання корозійних процесів.
Джерелом появи кисню в конденсаті турбін є присоси повітря у хвостовій частині турбін та у сальниках конденсатних насосів. Підігрів води, що містить 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 належить до цієї частини тракту, є головним чином вплив на метал розчиненої у поживній воді вільної вуглекислоти, джерелом якої є додаткова обробка хімічно 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 Сu(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 обладнанні.
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 живильних трубопроводів, що знаходяться під вакуумом;
7) забезпечення достатньої герметичності конденсаторів турбін з боку охолоджуючої 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 режимах роботи деаеровану воду з залишковим вмістом кисню та вуглекислоти, що не перевищує допустимі норми;
2) максимальне виведення газів, що не конденсуються, 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 неметалевих покриттів, стійких при температурах до 80–100 °С, наприклад, азбовініла (суміші лаку етиноль 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 живильної води лужними реагентами з метою підтримки заданого оптимального значеннярН поживної води, при якому пригнічується вуглекислотна корозія та забезпечується достатня міцність захисної плівки;
7) постійна обробка живильної води гідразином для зв'язування залишкового кисню після термічних деаераторів та створення інгібіторного ефекту гальмування переходу з'єднань заліза з поверхні обладнання в живильну воду;
8) герметизація баків поживної води шляхом організації так званої закритої системи, щоб запобігти попаданню кисню з живильною водою в економайзер парогенераторів;
9) здійснення надійної консервації обладнання тракту поживної води під час його простою у резерві.
Ефективним методом зниження концентрації продуктів корозії в конденсаті, що повертається на ТЕЦ споживачами пари, є введення у добірну пару турбін, що направляється споживачам плівкоутворюючих амінів – октадециламіну або його замінників. При концентрації цих речовин у парі, що дорівнює 2–3 мг/дм 3 , можна знизити вміст оксидів заліза у виробничому конденсаті у 10–15 разів. Дозування водної емульсії поліамінів за допомогою насоса-дозатора не залежить від концентрації в конденсаті вугільної кислоти, так як дія їх не пов'язана з властивостями, що нейтралізують, а засноване на здатності цих амінів утворювати на поверхні сталі, латуні та інших металів нерозчинні і несмачиваемые водою плен.
Ряд електростанцій 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 можлива також у схемах підкислення, які застосовуються для великих систем теплопостачання з безпосереднім водорозбором гарячої води (2000-3000 т/год). Пом'якшення води за схемою Na-катионирования підвищує її агресивність унаслідок видалення природних інгібіторів корозії – солей твердості.
При погано налагодженій деаерації води та можливих підвищення концентрацій кисню та вуглекислоти через відсутність додаткових захисних заходів у системах теплопостачання внутрішньої корозії схильні трубопроводи, теплообмінні апарати, акумуляторні баки та інше обладнання.
Відомо, що підвищення температури сприяє розвитку корозійних процесів, що протікають як із поглинанням кисню, так і з виділенням водню. Зі збільшенням температури вище 40 °С киснева та вуглекислотна форми корозії різко посилюються.
Особливий вид підшламової корозії протікає в умовах незначного вмісту залишкового кисню (при виконанні норм ПТЕ) та при кількості оксидів заліза понад 400 мкг/дм 3 (у перерахунку на Fe). Цей вид корозії, раніше відомий у практиці експлуатації парових котлів, було виявлено в умовах порівняно слабкого підігріву та відсутності теплових навантажень. У цьому випадку пухкі продукти корозії, що складаються в основному із гідратованих тривалентних оксидів заліза, є активними деполяризаторами катодного процесу.
При експлуатації теплофікаційного обладнання нерідко спостерігається щілинна корозія, тобто вибіркова, інтенсивна корозійна руйнація металу в щілини (зазорі). Особливістю процесів, що протікають у вузьких зазорах, є знижена концентрація кисню порівняно з концентрацією обсягом розчину і уповільнений відведення продуктів корозійної реакції. В результаті накопичення останніх та їх гідролізу можливе зниження рН розчину у щілини.
При постійному підживленні теплової мережі з відкритим водорозбором деаерованою водою можливість утворення наскрізних нориць на трубопроводах повністю виключається лише за нормального гідравлічного режиму, коли у всіх точках системи теплопостачання постійно підтримується надлишковий тисквище за атмосферне.
Причини виразкової корозії труб водогрійних котлів та іншого обладнання такі: неякісна деаерація води для підживлення; низьке значення рН, зумовлене присутністю агресивної вуглекислоти (до 10-15 мг/дм3); накопичення продуктів кисневої корозіїзаліза (Fe 2 O 3) на теплопередаючих поверхнях. Підвищений змістоксидів заліза в мережній воді сприяє занесення поверхонь нагріву котла залізоокисними відкладеннями.
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 на вологі поверхні котлів атмосферного повітря, продовжують функціонувати під час роботи котлів.
Корозія сталі в парових котлах, що протікає під дією водяної пари, зводиться в основному до наступної реакції:
ЗFе + 4Н20 = Fe2O3 + 4H2
Можна вважати, що внутрішня поверхня котла є тонкою плівкою магнітного окису заліза. Під час експлуатації котла плівка окису безперервно руйнується і знову утворюється, причому виділяється водень. Оскільки поверхнева плівка магнітного окису заліза є основним захистом для сталі, її слід підтримувати в стані найменшої проникності для води.
Для котлів, арматури, водо- та паропроводів застосовуються переважно прості вуглецеві або низьколеговані сталі. Корозійним середовищем у всіх випадках є вода або водяна пара різного ступеня чистоти.
Температура, при якій може протікати корозійний процес, коливається від температури приміщення, де знаходиться котел, до температури кипіння насичених розчинів при роботі котла, що досягає іноді 700°. Розчин може мати температуру значно більшу, ніж критична температура чистої води (374°). Проте високі концентрації солей у котлах зустрічаються рідко.
Механізм, за допомогою якого фізичні та хімічні причини можуть призводити до руйнування плівки в парових котлах, по суті відрізняється від механізму, дослідженого при більш низьких температурахна менш відповідальному устаткуванні. Різниця полягає в тому, що швидкість корозії в котлах значно більша внаслідок високої температури та тиску. Велика швидкість теплопередачі від стін котла до середовища, що досягає 15 кал/см2сек, також посилює корозію.
ТОЧКОВА КОРОЗІЯ
Форма корозійних раковин та його розподіл лежить на поверхні металу можуть змінюватися у межах. Корозійні раковини іноді утворюються всередині вже існуючих раковин і часто розташовуються настільки близько один до одного, що поверхня стає надзвичайно нерівною.Розпізнавання точкової корозії
З'ясування причин утворення корозійних руйнувань певного типучасто дуже важко, оскільки одночасно можуть діяти кілька причин; крім того, ряд змін, що відбуваються при охолодженні котла від високої температури та спуску води, іноді маскує явища, що мали місце при експлуатації. Проте досвід суттєво допомагає розпізнавати точкову корозію у котлах. Наприклад, було помічено, що присутність у корозійній раковині або на поверхні горбка чорного магнітного окису заліза вказує, що у котлі протікав активний процес. Подібними спостереженнями часто користуються під час перевірки заходів, вжитих для захисту від корозії.
Не слід змішувати той окис заліза, який утворюється в місцях активної корозії, з чорним магнітним окисом заліза, що є іноді у вигляді суспензії в котловій воді. Необхідно пам'ятати, що ні загальна кількість дрібнодисперсного магнітного окису заліза, ні кількість водню, що виділяється в котлі, не можуть служити надійною ознакою ступеня і розмірів корозії. Гідрат закису заліза, що потрапляє в котел із сторонніх джерел, наприклад з резервуарів для конденсату або з котел трубопроводів, що живлять, може частково пояснити присутність в котлі як окису заліза, так і водню. Гідрат закису заліза, що надходить з живильною водою, взаємодіє в котлі реакції.
ЗFе(ОН)2 = Fе3O4 + 2Н2О + Н2.
Причини, що впливають на розвиток точкової корозії
Сторонні домішки та напруги. Неметалічні включення в сталі, як і напруги, здатні створювати анодні ділянки на металевій поверхні. Зазвичай корозійні раковини бувають різних розмірів і розкидані по поверхні безладно. За наявності напруг розташування раковин підпорядковується напрямку прикладеної напруги. Типовими прикладами можуть бути плавникові трубки у місцях, де плавники дали тріщини, і навіть місця розвальцювання котельних трубок.
Розчинений кисень.
Можливо, що найсильнішим активатором точкової корозії є розчинений у воді кисень. При всіх температурах, навіть у лужному розчині, кисень є активним деполяризатором. Крім того, у котлах легко можуть виникати кисневі концентраційні елементи, особливо під окалиною або забрудненнями, де утворюються застійні ділянки. Звичайним заходом боротьби з такою корозією є деаерація.
Розчинений вугільний ангідрид.
Оскільки розчини вугільного ангідриду мають слабокислу реакцію, він прискорює корозію в котлах. Лужна котлова вода знижує агресивність розчиненого вугільного ангідриду однак вигода, що отримується від цього, не поширюється на поверхні, що омиваються парою, або на трубопроводи для конденсату. Видалення вугільного ангідриду разом із розчиненим киснем шляхом механічної деаерації є звичайним заходом.
Нещодавно були спроби застосувати циклогексиламін з метою усунення корозії в паропроводах і трубопроводах для конденсату опалювальних систем.
Відкладення на стінках котла.
Дуже часто корозійні раковини можна виявити вздовж зовнішньої поверхні(або під поверхнею) таких відкладень, як прокатна окалина, котельний шлам, котельний накип, продукти корозії, масляні плівки. Раз розпочавшись, точкова корозія розвиватиметься далі, а то й видалити продуктів корозії. Цей вид місцевої корозії посилюється катодним (стосовно котельної сталі) характером опадів або виснаженням кисню під відкладеннями.
Мідь у котловій воді.
Якщо взяти до уваги велику кількість мідних сплавів, що застосовуються для допоміжного обладнання (конденсатори, насоси тощо), то немає нічого дивного в тому, що у більшості випадків у котельних відкладах міститься мідь. Вона присутня зазвичай у металевому стані, іноді у вигляді окису. Кількість міді у відкладеннях змінюється від часток відсотка майже чистої міді.
Питання про значення мідних відкладень у котельній корозії не можна вважати вирішеним. Деякі стверджують, що мідь лише присутня при корозійному процесіі ніяк на нього не впливає, інші, навпаки, вважають, що мідь, будучи катодом по відношенню до сталі, може сприяти точковій корозії. Жодна з цих точок зору не підтверджена прямими дослідами.
У багатьох випадках спостерігалася незначна корозія (або навіть її повна відсутність), незважаючи на те, що відкладення по всьому котлу містили значні кількості металевої міді. Існують також відомості, що при контакті міді з маловуглецевою сталлю в лужній котловій воді, при підвищених температурах, мідь руйнується швидше, ніж сталь. Мідні кільця, що стискають кінці розвальцьованих труб, мідні заклепки та екрани допоміжного обладнання, через яке проходить котлова вода, майже повністю руйнуються навіть за відносно низьких температур. Зважаючи на це, вважається, що металева мідь не посилює корозії котельної сталі. Мідь, що відклалася, можна розглядати просто як кінцевий продукт відновлення окису міді воднем в момент його утворення.
Навпаки, дуже сильні корозійні виразки котельного металу часто спостерігаються по сусідству з відкладами, особливо багатими на мідь. Ці спостереження призвели до припущення, що мідь, оскільки вона катодна щодо сталі, сприяє точковій корозії.
Поверхня котлів рідко уявляє оголене металеве залізо. Найчастіше на ній є захисний шар, Що складається переважно з окису заліза. Можливо, що там, де у цьому шарі утворюються тріщини, оголюється поверхня, яка є анодною щодо міді. У таких місцях утворення корозійних раковин посилюється. Цим же можна пояснити у деяких випадках прискорене роз'їдання у тих місцях, де утворилася раковина, а також сильну точкову корозію, що спостерігається іноді після очищення котлів із застосуванням кислот.
Неправильний догляд за недіючими котлами.
Однією з найчастіших причин утворення корозійних раковин є відсутність належного догляду за недіючими казанами. Бездіяльний котел повинен утримуватися або сухим, або наповненим водою, обробленою таким чином, щоб корозія була неможлива.
Вода, що залишилася на внутрішній поверхні бездіяльного котла, розчиняє кисень з повітря, що призводить до утворення раковин, які надалі з'являться центрами навколо яких буде розвиватися корозійний процес.
Звичайні інструкції щодо запобігання бездіяльним котлам від корозії полягають у наступному:
1) спуск води з гарячого котла (близько 90°); продування котла повітрям до повного його осушення та вміст у сухому стані;
2) наповнення котла лужною водою (рН = 11), що містить надлишок іонів SО3" (близько 0,01%), та зберігання під водяним або паровим затвором;
3) наповнення котла лужним розчином, що містить, солі хромової кислоти (0,02-0,03% СгО4").
При хімічному очищенні котлів захисний шар окису заліза буде знято у багатьох місцях. Згодом ці місця можуть не покритися знову утвореним суцільним шаром і на них, навіть без міді, з'являться раковини. Тому рекомендується негайно після хімічного очищеннявідновити шар окису заліза шляхом обробки киплячим лужним розчином (подібно до того, як це робиться для нових котлів, що вступають в експлуатацію).
Корозія економайзерів
загальні положення, що стосуються котельної корозії, однаково застосовні і до економайзерів. Однак економайзер, підігріваючи поживну воду і розташовуючись перед котлом, особливо чутливий до утворення корозійних раковин. Він представляє першу поверхню з високою температурою, що зазнає на собі руйнівну дію кисню, розчиненого у поживній воді. Крім того, вода, що проходить через економайзер, має, як правило, низьке значення рН і не містить хімічних сповільнювачів.
Боротьба з корозією економайзерів полягає в деаерації води та додаванні лугу та хімічних сповільнювачів.
Іноді обробка води котла здійснюється пропусканням частини її через економайзер. У цьому випадку слід уникати відкладень шламу в економайзері. Потрібно враховувати також вплив такої рециркуляції котлової води на якість пари.
ОБРОБКА КОТЛОВОЇ ВОДИ
При обробці котлової води з метою захисту від корозії першорядним завданням є утворення та збереження захисної плівки на металевих поверхнях. Поєднання речовин, що додаються у воду, залежить від робочих умов, особливо від тиску, температури, теплової напруженості якості поживної води. Однак для всіх випадків потрібно дотримуватися трьох правил: котлова вода повинна бути лужною, не повинна містити розчиненого кисню та забруднювати поверхню нагріву.Їдкий натр найкраще забезпечує захист при рН = 11-12. На практиці при складному складі котлової води найкращі результати виходять при рН = 11. Для котлів, що працюють при тиску нижче 17,5 кг/см2, рН зазвичай підтримується в межах між 11,0 і 11,5. Для більш високих тисків, зважаючи на можливість руйнування металу в результаті неправильної циркуляції та місцевого підвищення концентрації розчину лугу, рН зазвичай береться рівним 10,5 - 11,0.
Для видалення залишкового кисню широко застосовуються хімічні відновники: солі сірчистої кислоти, гідрат закису заліза та органічні відновники. З'єднання двовалентного заліза дуже хороші для видалення кисню, але утворюють шлам, який небажано впливає на теплопередачу. Органічні відновники, зважаючи на їх нестійкість при високих температурах, зазвичай не рекомендуються для котлів, що працюють при тиску вище 35 кг/см2. Є дані про розкладання сірчанокислих солей за підвищених температур. Однак застосування їх у невеликих концентраціях у котлах, що працюють під тиском до 98 кг/см2, широко практикується. Багато установок високого тиску працюють взагалі без хімічної деаерації.
Вартість спеціального обладнання для деаерації, незважаючи на безперечну його користь, не завжди виправдовується для малих установок, що працюють при порівняно низьких тисках. При тисках нижче 14 кг/см2 часткова деаерація в підігрівачах поживної води може довести вміст розчиненого кисню приблизно 0,00007%. Добавка хімічних відновників дає хороші результати, особливо коли рН води вище 11, а речовини, що зв'язують кисень, додаються до надходження води в котел, що забезпечує поглинання кисню поза котлом.
КОРОЗІЯ У КОНЦЕНТРОВАНОЇ КОТЛОВОЇ ВОДИ
Низькі концентрації їдкого натру (порядку 0,01%) сприяють збереженню окисного шару сталі в стані, що надійно забезпечує захист від корозії. Місцеве підвищення концентрації спричиняє сильну корозію.Ділянки котельної поверхні, на яких концентрація лугу досягає небезпечної величини, зазвичай характеризуються надлишковим по відношенню до циркулюючої води підведенням тепла. Збагачені лугом зони біля поверхні металу можуть виникати у різних місцях котла. Корозійні виразки розташовані у вигляді смуг або подовжених ділянок, іноді гладких, а іноді наповнених твердим і щільним магнітним окисом.
Трубки, розташовані горизонтально або злегка похило і схильні до інтенсивної дії випромінювання зверху, роз'їдаються всередині, вздовж верхньої утворює. Подібні випадки спостерігалися в котлах великої потужності, а також відтворювалися за спеціально поставлених дослідів.
Трубки, в яких циркуляція води нерівномірна або порушується при великому навантаженні котла, можуть зазнавати руйнування вздовж нижньої утворює. Іноді корозія різкіше виражена вздовж змінного рівня води на бічних поверхнях. Часто можна спостерігати рясні скупчення магнітного окису заліза-іноді пухкі, іноді являють собою щільні маси.
Перегрів стали часто посилює руйнування. Це може статися в результаті утворення прошарку пари у верхній частині похилої трубки. Утворення парової сорочки можливе і у вертикальних трубках під час посиленого підведення тепла, на що вказує вимірювання температури в різних місцях трубок під час роботи котла. Характерні дані, отримані за цих вимірах, представлені на рис. 7. Обмежені ділянки перегріву у вертикальних трубках, що мають нормальну температурувище та нижче „гарячого місця”, можливо є результатом плівкового кипіння води.
Щоразу, як на поверхні котельної трубки утворюється бульбашка пари, температура металу під ним підвищується.
Підвищення концентрації лугу у воді має відбуватися на поверхні розділу: бульбашка пари - вода - поверхня нагрівання. На рис. показано, що навіть незначне підвищення температури водяної плівки, що стикається з металом і з бульбашкою пари, що розширюється, призводить до концентрації їдкого натру, що вимірюється вже відсотками а не мільйонними частками. Плівка води, збагаченим лугом, що утворюється в результаті появи кожної бульбашки пари, впливає на малу ділянку металу і протягом дуже короткого часу. Тим не менш, сумарна дія пари на поверхню нагрівання може бути уподібнена до безперервної дії концентрованого розчину лугу, незважаючи на те, що загальна маса води містить лише мільйонні частки їдкого натру. Було зроблено кілька спроб знайти вирішення питання, пов'язаного з місцевим підвищенням концентрації їдкого натру на поверхні нагрівання. Так пропонувалося додавати до води нейтральні солі (наприклад, хлористі метали) у більшій концентрації, ніж їдкий натр. Однак найкраще зовсім виключити добавку їдкого натру і забезпечити необхідну величину рН введенням солей фосфорної кислоти, що гідролізуються. Залежність між рН розчину та концентрацією фосфорнонатрієвої солі представлена на рис. Незважаючи на те, що вода, що містить фосфорнонатрієву сіль, має високе значення рН, її можна випаровувати без значного підвищення концентрації гідроксильних іонів.
Слід, проте, пам'ятати, що виняток дії їдкого натру означає лише, що видалено один фактор, який прискорює корозію. Якщо в трубках утворюється парова сорочка, то хоча б вода і не містила лугу, корозія все ж таки можлива, хоча й меншою мірою, ніж у присутності їдкого натру. Розв'язання задачі слід шукати також шляхом зміни конструкції, враховуючи водночас тенденцію до постійного збільшення енергетичної напруженості поверхонь нагріву, що, своєю чергою, безумовно посилює корозію. Якщо температура тонкого шару води, безпосередньо біля поверхні трубки, що нагріває, перевищує середню температуру води в грубці хогя б на малу величину, в такому шарі може відносно сильно зрости концентрація їдкого натру. Крива показує умови рівноваги в розчині, що містить тільки їдкий натр. Точні дані залежать, певною мірою, від тиску в котлі.
лужна крихтість СТАЛИ
Лужну крихкість можна визначити, як поява тріщин в районі заклепувальних швів або в інших місцях з'єднань, де можливе скупчення концентрованого розчину лугу і де є висока механічна напруга.Найбільш серйозні ушкодження майже завжди відбуваються в районі заклепувальних швів. Іноді вони призводять до вибуху казана; Найчастіше доводиться робити дорогий ремонт навіть порівняно нових котлів. Одна американська залізниця за рік зареєструвала утворення тріщин у 40 паровозних котлів, що зажадало ремонту вартістю близько 60 000 доларів. Поява крихкості було встановлено також на трубках у місцях розвальцювання, на зв'язках, колекторах та у місцях різьбових з'єднань.
Напруга, необхідна для виникнення лужної крихкості
Практика показує малу ймовірність тендітного руйнування звичайної котельної сталі, якщо напруга не перевищує межі плинності. Напруги, створювані тиском пари або рівномірно розподіленим навантаженнямвід власної ваги споруди, що не можуть призвести до утворення тріщин. Однак напруга, що створюється прокаткою листового матеріалу, призначеного для виготовлення котлів, деформацією під час клепки або будь-якою холодною обробкою, пов'язаною з залишковою деформацією, можуть викликати утворення тріщин.
Наявність напруг, що додаються ззовні, необов'язково для утворення тріщин. Зразок котельної сталі, попередньо витриманий при постійній напрузі, що згинає, а потім звільнений, може дати тріщину в лужному розчині, концентрація якого дорівнює підвищеній концентрації лугу в котловій воді.
Концентрація лугу
Нормальна концентрація лугу в барабані котла не може викликати утворення тріщин, тому що вона не перевищує 0,1% NaОН, а найменша концентрація, при якій спостерігається лужна крихкість, вища за нормальну приблизно в 100 разів.
Такі високі концентрації можуть утворюватися внаслідок надзвичайно повільного просочування води через заклепувальний шов або будь-який інший зазор. Це пояснює появу твердих солей зовні більшості заклепувальних швів у парових казанах. Найбільш небезпечною течією є така, яку важко виявити. Вона залишає осад твердої речовини всередині заклепувального шва, де є висока залишкова напруга. Спільна дія напруги та концентрованого розчину може спричинити появу тріщин лужної крихкості.
Пристрій виявлення лужної крихкості
Спеціальний пристрій контролю складу води відтворює процес упарювання води з підвищенням концентрації лугу на напруженому сталевому зразку в тих же умовах, в яких це відбувається в районі заклепувального шва. Розтріскування контрольного зразка вказує, що котлова вода цього складу здатна викликати лужну крихкість. Отже, у такому разі необхідна обробка води, що усуває її небезпечні властивості. Проте розтріскування контрольного зразка ще означає, що у котлі вже з'явилися чи з'являться тріщини. У заклепувальних швах або інших місцях з'єднань необов'язково є одночасно і текти (пропарювання), і напруга, і підвищення концентрації лугу, як у контрольного зразка.
Контрольний пристрій встановлюється безпосередньо на паровому котлі та дозволяє судити про якість котлової води.
Випробування триває 30 днів і більше при постійної циркуляції води через контрольний пристрій.
Розпізнавання тріщин лужної крихкості
Тріщини лужної крихкості в звичайній котельні стали носять інший характер, ніж втомні тріщини або тріщини, що утворилися внаслідок високих напруг. Це ілюструється рис. I9, який показує міжкристалітний характер таких тріщин, що утворюють тонку сітку. Різницю між міжкристалітними тріщинами лужної крихкості та внутрішньокристалітними тріщинами, спричиненими корозійною втомою, можна бачити при порівнянні.
У легованих сталях (наприклад, нікелевих або кремнемарганцовистих), які застосовуються для паровозних котлів, тріщини також розташовуються сіткою, але не завжди проходять між кристаллітами, як у випадку звичайної котельної сталі.
Теорія лужної крихкості
Атоми в кристалічній решітці металу, що знаходяться на межах кристаллітів, відчувають менш симетричну дію своїх сусідів, ніж атоми в іншій масі зерна. Тому вони легше залишають кристалічну решітку. Можна думати, що з ретельному доборі агресивного середовища вдасться здійснити таке вибіркове видалення атомів із меж кристаллітів. Дійсно, досліди показують, що в кислих, нейтральних (за допомогою слабкого електричного струму, що створює умови, сприятливі для корозії) та концентрованих розчинах лугу можна отримати міжкристалітне розтріскування. Якщо розчин, що викликає загальну корозію, змінений добавкою будь-якої речовини, що утворює захисну плівку на поверхні кристалітів, корозія зосереджується на межах кристалітів.
Агресивним розчином у цьому випадку є розчин їдкого натру. Кремненатрієва сіль може захищати поверхні кристаллітів, не діючи у своїй межі з-поміж них. Результат спільної захисної та агресивної дії залежить від багатьох обставин: концентрації, температури, напруженого стану металу та складу розчину.
Існують також колоїдна теорія лужної крихкості та теорія дії водню, що розчиняється у сталі.
Способи боротьби з лужною крихкістю
Одним із способів боротьби з лужною крихкістю є заміна клепки котлів зварюванням, що унеможливлює утворення течі. Крихкість можна усунути також застосуванням сталі, стійкою проти міжкристалітної корозії, або хімічною обробкою котлової води. У клепаних котлах, що застосовуються нині, останній спосіб є єдино прийнятним.
Попередні випробування із застосуванням контрольного зразка представляють найкращий спосібвизначення ефективності тих чи інших захисних добавок до води. Сірчистонатрієва сіль не попереджає розтріскування. Азотнонатрієва сіль успішно застосовується для запобігання розтріскування при тисках до 52,5 кг/см2. Концентровані розчини азотнонатрієвої солі, що киплять при атмосферному тиску, можуть викликати корозійні тріщини при напрузі м'якої сталі.
Нині азотнонатрієва сіль широко застосовується у стаціонарних котлах. Концентрація азотнонатрієвої солі відповідає 20-30% від концентрації лугу.
КОРОЗІЯ ПАРОПЕРІГРІВАЧІВ
Корозія на внутрішніх поверхнях трубок пароперегрівачів обумовлена насамперед взаємодією між металом і парою за високої температури і меншою мірою - віднесенням солей котлової води парою. В останньому випадку на металевих стінках можуть утворюватися плівки розчинів з високою концентрацією їдкого натру, що безпосередньо роз'їдають сталь або дають відкладення, що спекаються на стінці трубок, що може призвести до утворення віддулин. У недіючих котлах і у випадках конденсації пари відносно холодних пароперегрівачах може розвиватися точкова корозія під впливом кисню і вугільного ангідриду.Водень, як міра швидкості корозії
Температура пари в сучасних котлах наближається до температур, які застосовуються у промисловому виробництві водню прямою реакцією між парою та залізом.
Про швидкість корозії труб з вуглецевої і легованої сталей під дією пари, при температурах до 650°, можна судити за обсягом водню, що виділяється. Іноді користуються виділенням водню як мірилом загальної корозії.
В Останнім часомна силових станціях США застосовуються три типи мініатюрних установок для видалення газів та повітря. Вони забезпечують повне видалення газів, а дегазований конденсат придатний для визначення в ньому солей, які відносяться парою з котла. Наближена величина загальної корозії пароперегрівача під час роботи котла може бути отримана визначенням різниці концентрацій водню в пробах пари, взятих до і після проходу через пароперегрівач.
Корозія, викликана домішками у парі
Насичену пару, що входить у пароперегрівач, забирає з собою малі, але вимірні кількості газів і солей з котлової води. Найбільш поширені гази - кисень, аміак і двоокис вуглецю. При проходженні пари через пароперегрівач відчутної зміни концентрації цих газів немає. Тільки незначна корозія металевого пароперегрівача можна віднести з допомогою дії цих газів. Досі ще не доведено, що солі, розчинені у воді, у сухому вигляді або обложені на елементах пароперегрівача, можуть сприяти корозії. Однак їдкий натр, будучи основним складовоюзахоплених котловою водою солей може сприяти корозії сильно нагрітої трубки, особливо якщо луг пристає до металевої стінки.
Підвищення чистоти насиченої пари досягається попереднім ретельним видаленням газів з живильної води. Зменшення кількості солей, що захоплюються парою, досягається ретельним очищенням у верхньому колекторі, застосуванням механічних сепараторів, промиванням насиченої пари живильною водою або підходящою хімічною обробкою води.
Визначення концентрації та природи газів, що захоплюються насиченою парою, здійснюється застосуванням зазначених вище пристроїв та хімічним аналізом. Визначення концентрації солей у насиченій парі зручно проводити шляхом вимірювання електропровідності води або випаровування великої кількості конденсату.
Запропоновано покращений спосіб вимірювання електропровідності, дано відповідні поправки на деякі розчинені гази. Конденсат у згаданих вище мініатюрних установках видалення газів також може бути використаний для вимірювання електропровідності.
Коли котел не діє, пароперегрівач є холодильником, у якому накопичується конденсат; у цьому випадку можлива звичайна підводна точкова корозія, якщо пара містила кисень або двоокис вуглецю.
Завантаження...