Гужулев Э.П. Водоподготовка и вводно-химические режимы в теплоэнергетике - файл n1.doc. Коррозия металла паровых котлов. Хранение котлов Хлорная коррозия труб в котлах
Впервые наружная коррозия экранных труб была обнаружена на двух электростанциях у котлов высокого давления ТП-230-2, работавших на угле марки АШ и сернистом мазуте и находившихся до того в эксплуатации около 4 лет. Наружная поверхность труб подвергалась коррозионному разъеданию со стороны, обращенной в топку, в зоне максимальной температуры факела. 88
Разрушались преимущественно трубы средней (по ширине) части топки, непосредственно над зажигательным. поясом. Широкие и относительно неглубокие коррозионные язвы имели неправильную форму и часто смыкались между собой, вследствие чего поврежденная поверхность труб была неровной, бугристой. В середине наиболее глубоких язв появились свищи, и через них начали вырываться струи воды и пара.
Характерным было полное отсутствие такой коррозии на экранных трубах котлов среднего давления этих электростанций, хотя среднего давления находились там в эксплуатации значительно "более длительное время.
В последующие годы наружная коррозия экранных труб появилась и на других котлах высокого давления, работавших на твердом топливе. Зона коррозионных разрушений распространялась иногда на значительную высоту; в отдельные местах толщина стенок труб в результате коррозии уменьшалась до 2-3 мм. Было замечено также, что эта коррозия практически отсутствует в котлах высокого давления, работающих на мазуте.
Наружная коррозия экранных труб была обнаружена у котлов ТП-240-1 после 4 лет эксплуатации, работающих при давлении в барабанах 185 ат. В этих котлах сжигался подмосковный бурый уголь, имевший влажность около 30%; мазут сжигали только при растопке. У этих котлов коррозионные разрушения также возникали в зоне наибольшей тепловой нагрузки экранных труб. Особенность процесса коррозии заключалась в том, что трубы разрушались как со стороны, обращенной в топку, так и со стороны, обращенной к обмуровке (рис. 62).
Эти факты показывают, что коррозия экранных труб зависит прежде всего от температуры их поверхности. У котлов среднего давления вода испаряется при температуре около 240° С; у котлов, рассчитанных на давление 110 ат, расчетная температура кипения воды равна 317° С; в котлах ТП-240-1 вода кипит при температуре 358° С. Температура наружной поверхности экранных труб обычно превышает температуру кипения примерно на 30-40° С.
Можно. предположить, что интенсивная наружная коррозия металла начинается при повышении его температуры до 350° С. У котлов, рассчитанных на давление 110 ат, эта температура достигается лишь с огневой стороны труб, а у котлов, имеющих давление 185 ат, она соответствует температуре воды в трубах. Именно поэтому коррозия экранных труб со стороны обмуровки наблюдалась только у этих котлов.
Подробное изучение вопроса было произведено на котлах ТП-230-2, работавших на одной из упомянутых электростанций . Там отбирались пробы газов и горя-
Щих частиц из факела на расстоянии около 25 мм от экранных труб. Близ фронтового экрана в зоне интенсивной наружной коррозии труб топочные газы почти не содержали свободного кислорода. Вблизи же заднего экрана, у которого наружная коррозия труб почти отсутствовала, свободного кислорода в газах было значительно больше. Кроме того, проверка показала, что в районе образования коррозии более 70% проб газов
Можно "предположить, что в присутствии избыточного кислорода сероводород сгорает и коррозии не происходит, Но при отсутствии избыточного кислорода сероводород вступает в химическое соединение с металлом труб. При этом образуется сульфид железа FeS. Этот продукт коррозии действительно был найден в отложениях на экранных трубах.
Наружной коррозии подвержена не только углеродистая сталь, но и хромомолибденовая. В частности, у котлов ТП-240-1 коррозия поражала экранные трубы, изготовленные из стали марки 15ХМ.
До сих пор отсутствуют проверенные мероприятия для полного предупреждения описанного вида коррозии. Некоторое уменьшение скорости разрушения. металла достигалось. после наладки процесса горения, в частности при увеличении избытка воздуха в топочных газах.
27. КОРРОЗИЯ ЭКРАНОВ ПРИ СВЕРХВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ
В этой книге вкратце рассказано об условиях работы металла паровых котлов современных электростанций. Но прогресс энергетики в СССР продолжается, и теперь вступает в строй большое число новых котлов, рассчитанных на более высокие давления и температуры пара. В этих условиях большое значение имеет практический опыт эксплуатации нескольких котлов ТП-240-1, работающих с 1953-1955 гг. при давлении 175 ат (185 ат в барабане). Весьма ценны, >в частности, сведения о коррозии их экранов.
Экраны этих котлов были подвержены коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Их наружная коррозия описана в предыдущем параграфе этой главы, разрушение же внутренней поверхности труб не похоже ни на один из описанных выше видов коррозии металла
Разъедание происходило в основном с огневой стороны верхней части наклонных труб холодной воронки и сопровождалось появлением коррозионных раковин (рис. 63,а). В дальнейшем число таких раковин увеличивалось, и возникала сплошная полоса (иногда две параллельные. полосы) разъеденного металла (рис. 63,6). Характерным являлось также отсутствие коррозии в зоне сварных стыков.
Внутри труб имелся налет рыхлого шлама толщиной 0,1-0,2 мм, состоявшего в основном из окислов железа и меди. Увеличение коррозионного разрушения металла не сопровождалось увеличением толщины слоя шлама, следовательно, коррозия под слоем шлама не была основной причиной разъедания внутренней поверхности экранных труб.
В котловой воде поддерживался режим чистофосфатной щелочности. Фосфаты вводились в котел не.непрерывно, а периодически.
Большое значение имело то обстоятельство, что температура металла труб периодически резко.повышалась и иногда была выше 600° С (рис. 64). Зона наиболее частого и максимального повышения температуры совпадала с зоной наибольшего разрушения металла. Снижение давления в котле до 140-165 ат (т. е. до давления, при котором работают новые серийные котлы) не изменяло характера временного повышения температуры труб, но сопровождалось значительным снижением максимального значения этой температуры. Причины такого периодического повышения температуры огневой стороны наклонных труб холодной. воронки еще подробно не изучены.
|
В настоящей книге рассматриваются конкретные вопросы, связанные с работой стальных деталей парового котла. Но для изучения этих сугубо практических вопросов необходимо знать общие сведения, касающиеся строения стали и ее " свойств. В схемах, показывающих строение металлов, атомы иногда изображают в виде соприкасающихся друг с другом шаров (рис. 1). Такие схемы показывают расстановку атомов в металле, но в них трудно наглядно показать расположение атомов друг относительно друга. Эрозией называется постепенное разрушение поверхностного слоя металла под влиянием механического воздействия. Наиболее распространенным видом эрозии стальных элементов - парового котла является их истирание твердыми частицами золы, движущейся вместе с дымовыми газами. При длительном истирании происходит постепенное уменьшение толщины стенок труб, а затем их деформация и разрыв под действием внутреннего давления. |
Введение
Корро́зия (от лат. corrosio - разъедание) - это самопроизвольное разрушение металлов в результате химического или физико-химического взаимодействия с окружающей средой. В общем случае это - разрушение любого материала - будь то металл или керамика, дерево или полимер. Причиной коррозии служит термодинамическая неустойчивость конструкционных материалов к воздействию веществ, находящихся в контактирующей с ними среде. Пример - кислородная коррозия железа в воде:
4Fe + 2Н 2 О + ЗО 2 = 2(Fe 2 O 3 Н 2 О)
В повседневной жизни для сплавов железа (сталей) чаще используют термин «ржавление». Менее известны случаи коррозии полимеров. Применительно к ним существует понятие «старение», аналогичное термину «коррозия» для металлов. Например, старение резины из-за взаимодействия с кислородом воздуха или разрушение некоторых пластиков под воздействием атмосферных осадков, а также биологическая коррозия. Скорость коррозии, как и всякой химической реакции очень сильно зависит от температуры. Повышение температуры на 100 градусов может увеличить скорость коррозии на несколько порядков.
Коррозионные процессы отличаются широким распространением и разнообразием условий и сред, в которых она протекает. Поэтому нет единой и всеобъемлющей классификации встречающихся случаев коррозии. Главная классификация производится по механизму протекания процесса. Различаются два вида: химическую коррозию и электрохимическую коррозию. В данном реферате подробно рассматривается химическая коррозия на примере судовых котельных установках малых и больших мощностей.
Коррозионные процессы отличаются широким распространением и разнообразием условий и сред, в которых она протекает. Поэтому нет единой и всеобъемлющей классификации встречающихся случаев коррозии.
По типу агрессивных сред, в которых протекает процесс разрушения, коррозия может быть следующих видов:
1) -Газовая коррозия
2) -Коррозия в неэлектролитах
3) -Атмосферная коррозия
4) -Коррозия в электролитах
5) -Подземная коррозия
6) -Биокоррозия
7) -Коррозия блуждающим током.
По условиям протеканию коррозионного процесса различаются следущие виды:
1) -Контактная коррозия
2) -Щелевая коррозия
3) -Коррозия при неполном погружении
4) -Коррозия при полном погружении
5) -Коррозия при переменном погружении
6) -Коррозия при трении
7) -Коррозия под напряжением.
По характеру разрушения:
Сплошная коррозия, охватывающая всю поверхность:
1) -равномерная;
2) -неравномерная;
3) -избирательная.
Локальная(местная) коррозия, охватывающая отдельные участки:
1) -пятнами;
2) -язвенная;
3) -точечная(или питтинг);
4) -сквозная;
5) -межкристаллитная.
1. Химическая коррозия
Представим себе металл в процессе производства металлического проката на металлургическом заводе: по клетям прокатного стана движется раскаленная масса. Во все стороны от нее разлетаются огненные брызги. Это с поверхности металла скалываются частички окалины – продукта химической коррозии, возникающего в результате взаимодействия металла с кислородом воздуха. Такой процесс самопроизвольного разрушения металла из-за непосредственного взаимодействия частиц окислителя и окисляемого металла, называется химической коррозией.
Химическая коррозия - взаимодействие поверхности металла с (коррозионно-активной) средой, не сопровождающееся возникновением электрохимических процессов на границе фаз. В этом случае взаимодействия окисление металла и восстановление окислительного компонента коррозионной среды протекают в одном акте. Например, образование окалины при взаимодействии материалов на основе железа при высокой температуре с кислородом:
4Fe + 3O 2 → 2Fe 2 O 3
При электрохимической коррозии ионизация атомов металла и восстановление окислительного компонента коррозионной среды протекают не в одном акте и их скорости зависят от электродного потенциала металла (например, ржавление стали в морской воде).
При химической коррозии окисление металла и восстановление окислительного компонента коррозионной среды происходят одновременно. Такая коррозия наблюдается при действии на металлы сухих газов (воздуха, продуктов горения топлива) и жидких не электролитов (нефти, бензина и т. д.) и представляет собой гетерогенную химическую реакцию.
Процесс химической коррозии происходит следующим образом. Окислительный компонент внешней среды, отнимая у металла валентные электроны, одновременно вступает с ним в химическое соединение, образуя на поверхности металла пленку (продукт коррозии). Дальнейшее образование пленки происходит за счет взаимной двусторонней диффузии через пленку агрессивной среды к металлу и атомов металла по направлению к внешней среде и их взаимодействия. При этом если образующаяся пленка обладает защитными свойствами, т. е. препятствует диффузии атомов, то коррозия протекает с самоторможением во времени. Такая пленка образуется на меди при температуре нагрева 100 °С, на никеле - при 650, на железе - при 400 °С. Нагрев стальных изделий выше 600 °С приводит к образованию на их поверхности рыхлой пленки. С повышением температуры процесс окисления идет с ускорением.
Наиболее распространенным видом химической коррозии является коррозия металлов в газах при высокой температуре - газовая коррозия. Примерами такой коррозии являются окисление арматуры печей, деталей двигателей внутреннего сгорания, колосников, деталей керосиновых ламп и окисление при высокотемпературной обработке металлов (ковке, прокате, штамповке). На поверхности металлоизделий возможно образование и других продуктов коррозии. Например, при действии сернистых соединений на железе образуются сернистые соединения, на серебре при действии паров йода - йодистое серебро и т. д. Однако чаще всего на поверхности металлов образуется слой оксидных соединений.
Большое влияние на скорость химической коррозии оказывает температура. С повышением температуры скорость газовой коррозии увеличивается. Состав газовой среды оказывает специфическое влияние на скорость коррозии различных металлов. Так, никель устойчив в среде кислорода, углекислого газа, но сильно корродирует в атмосфере сернистого газа. Медь подвержена коррозии в атмосфере кислорода, но устойчива в атмосфере сернистого газа. Хром обладает коррозионной стойкостью во всех трех газовых средах.
Для защиты от газовой коррозии используют жаростойкое легирование хромом, алюминием и кремнием, создание защитных атмосфер и защитных покрытий алюминием, хромом, кремнием и жаростойкими эмалями.
2. Химическая коррозия в судовых паровых котлах.
Виды коррозии. В процессе работы элементы парового котла подвергаются воздействию агрессивных сред - воды, пара и дымовых газов. Различают коррозию химическую и электрохимическую.
Химической коррозии подвержены детали и узлы машин, работающих при высоких температурах, - двигатели поршневого и турбинного типа, ракетные двигатели и т. п. Химическое сродство большинства металлов к кислороду при высоких температурах почти неограниченно, так как оксиды всех технически важных металлов способны растворяться в металлах и уходить из равновесной системы:
2Ме(т) + O 2 (г) 2МеО(т); МеО(т) [МеО] (р-р)В этих условиях окисление всегда возможно, но наряду с растворением оксида появляется и оксидный слой на поверхности металла, который может тормозить процесс окисления.
Скорость окисления металла зависит от скорости собственно химической реакции и скорости диффузии окислителя через пленку, а поэтому защитное действие пленки тем выше, чем лучше ее сплошность и ниже диффузионная способность. Сплошность пленки, образующейся на поверхности металла, можно оценить по отношению объема образовавшегося оксида или другого какого-либо соединения к объему израсходованного на образование этого оксида металла (фактор Пиллинга-Бэдвордса). Коэффициент a (фактор Пиллинга - Бэдвордса) у разных металлов имеет разные значения. Металлы, у которых a <1, не могут создавать сплошные оксидные слои, и через несплошности в слое (трещины) кислород свободно проникает к поверхности металла.
Сплошные и устойчивые оксидные слои образуются при a = 1,2-1,6, но при больших значениях a пленки получаются несплошные, легко отделяющиеся от поверхности металла (железная окалина) в результате возникающих внутренних напряжений.
Фактор Пиллинга - Бэдвордса дает очень приближенную оценку, так как состав оксидных слоев имеет большую широту области гомогенности, что отражается и на плотности оксида. Так, например, для хрома a = 2,02 (по чистым фазам), но пленка оксида, образующегося на нем, весьма устойчива к действию окружающей среды. Толщина оксидной пленки на поверхности металла меняется в зависимости от времени.
Химическая коррозия, вызванная паром или водой, разрушает металл равномерно по всей поверхности. Скорость такой коррозии в современных судовых котлах низкая. Более опасна местная химическая коррозия, вызываемая агрессивными химическими соединениями, содержащимися в отложениях золы (серы, окислов ванадия и т. п.).
Электрохимическая коррозия, как показывает ее название, связана не только с химическими процессами, но и с передвижением электронов во взаимодействующих средах, т.е. с появлением электрического тока. Эти процессы происходят при взаимодействии металла с растворами электролитов, что и имеет место в паровом котле, в котором циркулирует котловая вода, представляющая собой раствор распавшихся на ионы солей и щелочей. Электрохимическая коррозия протекает также при контактировании металла с воздухом (при обычной температуре), содержащем всегда пары воды, которые конденсируясь на поверхности металла в виде тончайшей пленки влаги, создают условия для протекания электрохимической коррозии.
Система железо – водяной пар термодинамически неустойчива. Взаимодействие этих веществ может протекать с образованием магнетита Fe 3 O 4 или вюстита FeO:
|
| |
;Анализ реакций (2.1) – (2.3) свидетельствует о своеобразном разложении водяного пара при взаимодействии с металлом с образованием молекулярного водорода, который не является следствием собственно термической диссоциации водяного пара. Из уравнений (2.1) – (2.3) следует, что при коррозии сталей в перегретом паре в отсутствие кислорода на поверхности может образоваться только Fe 3 О 4 или FeO.
При наличии в перегретом паре кислорода (например, в нейтральных водных режимах, с дозированием кислорода в конденсат) в перегревательной зоне возможно образование гематита Fe 2 O 3 за счет доокисления магнетита.
Считают, что коррозия в паре, начиная с температуры 570 °С, является химической. В настоящее время предельная температура перегрева для всех котлов снижена до 545 °С, и, следовательно, в пароперегревателях происходит электрохимическая коррозия. Выходные участки первичных пароперегревателей выполняют из коррозионно-стойкой аустенитной нержавеющей стали, выходные участки промежуточных пароперегревателей, имеющие ту же конечную температуру перегрева (545 °С), – из перлитных сталей. Поэтому коррозия промежуточных пароперегревателей обычно проявляется в сильной степени.
В результате воздействия пара на сталь на ее первоначально чистой поверхности постепенно образуется так называемый топотактический слой, плотно сцепленный с самим металлом и потому защищающий его от коррозии. С течением времени на этом слое нарастает второй так называемый эпитактический слой. Оба эти слоя для уровня температур пара до 545 °С представляют собой магнетит, но структура их не одинакова – эпитактический слой крупнозернист и не защищает от коррозии.
Скорость разложения пара
мгН 2 /(см 2 ч)
Рис. 2.1. Зависимость скорости разложения перегретого пара
от температуры стенки
Влиять на коррозию перегревательных поверхностей методами водного режима не удается. Поэтому основная задача водно-химического режима собственно пароперегревателей заключается в систематическом наблюдении за состоянием металла пароперегревателей с целью недопущения разрушения топотактического слоя. Это может происходить за счет попадания в пароперегреватели и осаждения в них отдельных примесей, особенно солей, что возможно, например, в результате резкого повышения уровня в барабане котлов высокого давления. Связанные с этим отложения солей в пароперегревателе могут привести как к повышению температуры стенки, так и к разрушению защитной оксидной топотактической пленки, о чем можно судить по резкому возрастанию скорости разложения пара (рис. 2.1).
3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов
Значительная часть коррозионных повреждений оборудования тепловых электростанций приходится на долю тракта питательной воды, где металл находится в наиболее тяжелых условиях, причиной чего является коррозионная агрессивность соприкасающихся с ним химически обработанной воды, конденсата, дистиллята и смеси их. На паротурбинных электростанциях основным источником загрязнения питательной воды соединениями меди является аммиачная коррозия конденсаторов турбин и регенеративных подогревателей низкого давления, трубная система которых выполнена из латуни.
Тракт питательной воды паротурбинной электростанции можно разделить на два основных участка: до термического деаэратора и после него, причем условия протекания в них коррозии резко различны. Элементы первого участка тракта питательной воды, расположенные до деаэратора, включают трубопроводы, баки, конденсатные насосы, конденсатопроводы и другое оборудование. Характерной особенностью коррозии этой части питательного тракта является отсутствие возможности истощения агрессивных агентов, т. е. угольной кислоты и кислорода, содержащихся в воде. Вследствие непрерывного поступления и движения новых порций воды по тракту происходит постоянное пополнение их убыли. Непрерывное удаление части продуктов реакции железа с водой и приток свежих порций агрессивных агентов создают благоприятные условия для интенсивного протекания коррозионных процессов.
Источником появления кислорода в конденсате турбин являются присосы воздуха в хвостовой части турбин и в сальниках конденсатных насосов. Подогрев воды, содержащей О 2 и СО 2 в поверхностных подогревателях, расположенных на первом участке питательного тракта, до 60–80 °С и выше приводит к серьезным коррозионным повреждениям латунных труб. Последние становятся хрупкими, и нередко латунь после нескольких месяцев работы приобретает губчатую структуру в результате ярко выраженной избирательной коррозии.
Элементы второго участка тракта питательной воды – от деаэратора до парогенератора – включают питательные насосы и магистрали, регенеративные подогреватели и экономайзеры. Температура воды на этом участке в результате последовательного подогрева воды в регенеративных подогревателях и водяных экономайзерах приближается к температуре котловой воды. Причиной коррозии оборудования, относящегося к этой части тракта, является главным образом воздействие на металл растворенной в питательной воде свободной углекислоты, источником которой является добавочная химически обработанная вода. При повышенной концентрации ионов водорода (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.
При наличии оборудования, изготовленного из латуни (подогреватели низкого давления, конденсаторы), обогащение воды соединениями меди по пароконденсатному тракту протекает в присутствии кислорода и свободного аммиака. Увеличение растворимости гидратированной окиси меди происходит за счет образования медно-аммиачных комплексов, например Сu(NH 3) 4 (ОН) 2 . Эти продукты коррозии латунных трубок подогревателей низкого давления начинают разлагаться на участках тракта регенеративных подогревателей высокого давления (п. в. д.) с образованием менее растворимых окислов меди, частично осаждающихся на поверхности трубок п. в. д. Медистые отложения на трубках п. в. д. способствуют их коррозии во время работы и длительной стоянки оборудования без консервации.
При недостаточно глубокой термической деаэрации питательной воды язвенная коррозия наблюдается преимущественно на входных участках экономайзеров, где кислород выделяется вследствие заметного повышения температуры питательной воды, а также в застойных участках питательного тракта.
Теплоиспользующая аппаратура потребителей пара и трубопроводы, по которым возвращается производственный конденсат на ТЭЦ, подвергаются коррозии под действием содержащихся в нем кислорода и угольной кислоты. Появление кислорода объясняется контактом конденсата с воздухом в открытых баках (при открытой схеме сбора конденсата) и подсосами через неплотности в оборудовании.
Основными мероприятиями для предотвращения коррозии оборудования, расположенного на первом участке тракта питательной воды (от водоподготовительной установки до термического деаэратора), являются:
1) применение защитных противокоррозионных покрытий поверхностей водоподготовительного оборудования и бакового хозяйства, которые омываются растворами кислых реагентов или коррозионно-агрессивными водами с использованием резины, эпоксидных смол, лаков на перхлорвиниловой основе, жидкого найрита и силикона;
2) применение кислотостойких труб и арматуры, изготовленных из полимерных материалов (полиэтилена, полиизобутилена, полипропилена и др.) либо стальных труб и арматуры, футерованных внутри защитными покрытиями, наносимыми методом газопламенного напыления;
3) применение труб теплообменных аппаратов из коррозионно-стойких металлов (красная медь, нержавеющая сталь);
4) удаление свободной углекислоты из добавочной химически обработанной воды;
5) постоянный вывод неконденсирующихся газов (кислорода и угольной кислоты) из паровых камер регенеративных подогревателей низкого давления, охладителей и подогревателей сетевой воды и быстрый отвод образующегося в них конденсата;
6) тщательное уплотнение сальников конденсатных насосов, арматуры и фланцевых соединений питательных трубопроводов, находящихся под вакуумом;
7) обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха и контроль за присосами воздуха с помощью регистрирующих кислородомеров;
8) оснащение конденсаторов специальными дегазационными устройствами с целью удаления кислорода из конденсата.
Для успешной борьбы с коррозией оборудования и трубопроводов, расположенных на втором участке тракта питательной воды (от термических деаэраторов до парогенераторов), применяются следующие мероприятия:
1) оснащение ТЭС термическими деаэраторами, выдающими при любых режимах работы деаэрированную воду с остаточным содержанием кислорода и углекислоты, не превышающим допустимые нормы;
2) максимальный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер регенеративных подогревателей высокого давления;
3) применение коррозионно-стойких металлов для изготовления соприкасающихся с водой элементов питательных насосов;
4) противокоррозионная защита питательных и дренажных баков путем нанесения неметаллических покрытий, стойких при температурах до 80–100 °С, например асбовинила (смеси лака этиноль с асбестом) или лакокрасочных материалов на основе эпоксидных смол;
5) подбор коррозионно-стойких конструкционных металлов, пригодных для изготовления труб регенеративных подогревателей высокого давления;
6) постоянная обработка питательной воды щелочными реагентами с целью поддержания заданного оптимального значения рН питательной воды, при котором подавляется углекислотная коррозия и обеспечивается достаточная прочность защитной пленки;
7) постоянная обработка питательной воды гидразином для связывания остаточного кислорода после термических деаэраторов и создания ингибиторного эффекта торможения перехода соединений железа с поверхности оборудования в питательную воду;
8) герметизация баков питательной воды путем организации так называемой закрытой системы, чтобы предотвратить попадание кислорода с питательной водой в экономайзеры парогенераторов;
9) осуществление надежной консервации оборудования тракта питательной воды во время его простоя в резерве.
Эффективным методом снижения концентрации продуктов коррозии в конденсате, возвращаемом на ТЭЦ потребителями пара, является введение в отборный пар турбин, направляемый потребителям, пленкообразующих аминов – октадециламина или его заменителей. При концентрации этих веществ в паре, равной 2–3 мг/дм 3 , можно снизить содержание окислов железа в производственном конденсате в 10–15 раз. Дозирование водной эмульсии полиаминов с помощью насоса-дозатора не зависит от концентрации в конденсате угольной кислоты, так как действие их не связано с нейтрализующими свойствами, а основано на способности этих аминов образовывать на поверхности стали, латуни и других металлов нерастворимые и несмачиваемые водой пленки.
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ
РД 34.26.105-84
СОЮЗТЕХЭНЕРГО
Москва 1986
РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского
ИСПОЛНИТЕЛИ Р.А. ПЕТРОСЯН, И.И. НАДЫРОВ
УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 22.04.84 г.
Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ
|
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ |
РД 34.26.105-84 |
Срок действия установлен
с 01.07.85 г.
до 01.07.2005 г.
Настоящие Методические указания распространяются на низкотемпературные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов (экономайзеры, газовые испарители, воздухоподогреватели различных типов и т.п.), а также на газовый тракт за воздухоподогревателями (газоходы, золоуловители, дымососы, дымовые трубы) и устанавливают методы защиты поверхностей нагрева от низкотемпературной коррозии.
Методические указания предназначены для тепловых электростанций, работающих на сернистых топливах, и организаций, проектирующих котельное оборудование.
1. Низкотемпературной коррозией называется коррозия хвостовых поверхностей нагрева, газоходов и дымовых труб котлов под действием конденсирующихся на них из дымовых газов паров серной кислоты.
2. Конденсация паров серной кислоты, объемное содержание которых в дымовых газах при сжигании сернистых топлив составляет лишь несколько тысячных долей процента, происходит при температурах, значительно (на 50 - 100 °С) превышающих температуру конденсации водяных паров.
4. Для предупреждения коррозии поверхностей нагрева в процессе эксплуатации температура их стенок должна превышать температуру точки росы дымовых газов при всех нагрузках котла.
Для поверхностей нагрева, охлаждаемых средой с высоким коэффициентом теплоотдачи (экономайзеры, газовые испарители и т.п.), температуры среды на входе в них должны превышать температуру точки росы примерно на 10 °С.
5. Для поверхностей нагрева водогрейных котлов при работе их на сернистом мазуте условия полного исключения низкотемпературной коррозии не могут быть реализованы. Для ее уменьшения необходимо обеспечить температуру воды на входе в котел, равную 105 - 110 °С. При использовании водогрейных котлов в качестве пиковых такой режим может быть обеспечен при полном использовании подогревателей сетевой воды. При использовании водогрейных котлов в основном режиме повышение температуры воды на входе в котел может быть достигнуто с помощью рециркуляции горячей воды.
В установках с применением схемы включения водогрейных котлов в теплосеть через водяные теплообменники условия снижения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева обеспечиваются в полной мере.
6. Для воздухоподогревателей паровых котлов полное исключение низкотемпературной коррозии обеспечивается при расчетной температуре стенки наиболее холодного участка, превышающей температуру точки росы при всех нагрузках котла на 5 - 10 °С (минимальное значение относится к минимальной нагрузке).
7. Расчет температуры стенки трубчатых (ТВП) и регенеративных (РВП) воздухоподогревателей выполняется по рекомендациям «Теплового расчета котельных агрегатов. Нормативный метод» (М.: Энергия, 1973).
8. При применении в трубчатых воздухоподогревателях в качестве первого (по воздуху) хода сменяемых холодных кубов или кубов из труб с кислостойким покрытием (эмалированные и т.п.), а также изготовленных из коррозионностойких материалов на условия полного исключения низкотемпературной коррозии проверяются следующие за ними (по воздуху) металлические кубы воздухоподогревателя. В этом случае выбор температуры стенки холодных металлических кубов сменяемых, а также коррозионностойких кубов, должен исключать интенсивное загрязнение труб, для чего их минимальная температура стенки при сжигании сернистых мазутов должна быть ниже точки росы дымовых газов не более чем на 30 - 40 °С. При сжигании твердых сернистых топлив минимальная температура стенки трубы по условиям предупреждения интенсивного ее загрязнения должна приниматься не менее 80 °С.
9. В РВП на условиях полного исключения низкотемпературной коррозии рассчитывается их горячая часть. Холодная часть РВП выполняется коррозионностойкой (эмалированная, керамическая, из низколегированной стали и т.п.) или сменяемой из плоских металлических листов толщиной 1,0 - 1,2 мм, изготовленных из малоуглеродистой стали. Условия предупреждения интенсивного загрязнения набивки соблюдаются при выполнении требований п. настоящего документа.
10. В качестве эмалированной применяется набивка из металлических листов толщиной 0,6 мм. Срок службы эмалированной набивки, изготовленной в соответствии с ТУ 34-38-10336-89, составляет 4 года.
В качестве керамической набивки могут применяться фарфоровые трубки, керамические блоки, или фарфоровые пластины с выступами.
Учитывая сокращение потребления мазута тепловыми электростанциями, целесообразно применять для холодной части РВП набивку из низколегированной стали 10ХНДП или 10ХСНД, коррозионная стойкость которой в 2 - 2,5 раза выше, чем у малоуглеродистой стали.
11. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной коррозии в пусковой период следует выполнить мероприятия, изложенные в «Руководящих указаниях по проектированию и эксплуатации энергетических калориферов с проволочным оребрением» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).
Растопку котла на сернистом мазуте, следует проводить с предварительно включенной системой подогрева воздуха. Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки должна быть как правило, 90 °С.
11а. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной («стояночной») коррозии на остановленном котле, уровень которой примерно вдвое выше скорости коррозии в период эксплуатации, перед остановкой котла следует провести тщательную очистку воздухоподогревателей от наружных отложений. При этом перед остановом котла температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель рекомендуется поддерживать на уровне ее значения при номинальной нагрузке котла.
Очистка ТВП осуществляется дробью с плотностью ее подачи не менее 0,4 кг/м.с (п. настоящего документа).
Для твердых топлив с учетом значительной опасности коррозии золоуловителей температура уходящих газов должна выбираться выше точки росы дымовых газов на 15 - 20 °С.
Для сернистых мазутов температура уходящих газов должна превышать температуру точки росы при номинальной нагрузке котла примерно на 10 °С.
В зависимости от содержания серы в мазуте следует принимать расчетное значение температуры уходящих газов при номинальной нагрузке котла, указанное ниже:
Температура уходящих газов, ºС...... 140 150 160 165
При сжигании сернистого мазута с предельно малыми избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура уходящих газов может приниматься более низкой с учетом результатов измерений точки росы. В среднем переход от малых избытков воздуха к предельно малым снижает температуру точки росы на 15 - 20 °С.
На условия обеспечения надежной работы дымовой трубы и предупреждения выпадения влаги на ее стенки влияет не только температура уходящих газов, но также и их расход. Работа трубы с режимами нагрузки существенно ниже проектных увеличивает вероятность низкотемпературной коррозии.
При сжигании природного газа температуру уходящих газов рекомендуется иметь не ниже 80 °С.
13. При снижении нагрузки котла в диапазоне 100 - 50 % от номинальной следует стремиться к стабилизации температуры уходящих газов, не допуская ее снижения более, чем на 10 °С от номинальной.
Наиболее экономичным способом стабилизации температуры уходящих газов является повышение температуры предварительного подогрева воздуха в калориферах по мере снижение нагрузки.
Минимально допустимые значения температур предварительного подогрева воздуха перед РВП принимается в соответствии с п. 4.3.28 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Энергоатомиздат, 1989).
В тех случаях, когда оптимальные температуры уходящих газов не могут быть обеспечены из-за недостаточной поверхности нагрева РВП, должны приниматься значения температур предварительного подогрева воздуха, при которых температура уходящих газов не превысит значений, приведенных в п. настоящих Методических указаний.
16. Ввиду отсутствия надежных кислотостойких покрытий для защиты от низкотемпературной коррозии металлических газоходов надежная работа их может быть обеспечена тщательной изоляцией, обеспечивающей разность температур между дымовыми газами и стенкой не более 5 °С.
Применяемые в настоящее время изоляционные материалы и конструкции недостаточно надежны в длительной эксплуатации, поэтому необходимо вести периодический, не реже одного раза в год, контроль за их состоянием и при необходимости выполнять ремонтно-восстановительные работы.
17. При использовании в опытном порядке для защиты газоходов от низкотемпературной коррозии различных покрытий следует учитывать, что последние должны обеспечивать термостойкость и газоплотность при температурах, превышающих температуру уходящих газов не менее чем на 10 °С, стойкость к воздействию серной кислоты концентрации 50 - 80 % в интервале температур соответственно 60 - 150 °С и возможность их ремонта и восстановления.
18. Для низкотемпературных поверхностей, конструкционных элементов РВП и газоходов котлов целесообразно использование низколегированных сталей 10ХНДП и 10ХСНД, превосходящих по коррозионной стойкости углеродистую сталь в 2 - 2,5 раза.
Абсолютной коррозионной стойкостью обладают лишь весьма дефицитные и дорогие высоколегированные стали (например, сталь ЭИ943, содержащая до 25 % хрома и до 30 % никеля).
Приложение
1. Теоретически температура точки росы дымовых газов с заданным содержанием паров серной кислоты и воды может быть определена как температура кипения раствора серной кислоты такой концентрации, при которой над раствором имеется то же самое содержание паров воды и серной кислоты.
Измеренное значение температуры точки росы в зависимости от методики измерения может не совпадать с теоретическим. В данных рекомендациях за температуру точки росы дымовых газов tр принята температура поверхности стандартного стеклянного датчика с впаянными на расстоянии 7 мм один от другого платиновыми электродами длиной 7 мм, при которой сопротивление пленки росы между электродами в установившемся состоянии равно 107 Ом. В измерительной цепи электродов используется переменный ток низкого напряжения (6 - 12 В).
2. При сжигании сернистых мазутов с избытками воздуха 3 - 5 % температура точки росы дымовых газов зависит от содержания серы в топливе Sp (рис.).
При сжигании сернистых мазутов с предельно низкими избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура точки росы дымовых газов должна приниматься по результатам специальных измерений. Условия перевода котлов в режим с α ≤ 1,02 изложены в «Руководящих указаниях по переводу котлов, работающих на сернистых топливах, в режим сжигания с предельно малыми избытками воздуха» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).
3. При сжигании сернистых твердых топлив в пылевидном состоянии температура точки росы дымовых газов tp может быть подсчитана по приведенному содержанию в топливе серы и золы Sрпр , Арпр и температуре конденсации водяных паров tкон по формуле
где aун - доля золы в уносе (обычно принимается 0,85).
Рис. 1. Зависимость температуры точки росы дымовых газов от содержания серы в сжигаемом мазуте
Значение первого члена этой формулы при aун = 0,85 можно определить по рис. .
Рис. 2. Разности температур точки росы дымовых газов и конденсации водяных паров в них в зависимости от приведенных содержаний серы (Sрпр ) и золы (Арпр ) в топливе
4. При сжигании газообразных сернистых топлив точка росы дымовых газов может быть определена по рис. при условии, что содержание серы в газе рассчитывается как приведенное, то есть в процентах по массе на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоты сгорания газа.
Для газового топлива приведенное содержание серы в процентах по массе может быть определено по формуле
где m - число атомов серы в молекуле серосодержащего компонента;
q - объемный процент серы (серосодержащего компонента);
Qн - теплота сгорания газа в кДж/м3 (ккал/нм3);
С - коэффициент, равный 4,187, если Qн выражено в кДж/м3 и 1,0, если в ккал/м3.
5. Скорость коррозии сменяемой металлической набивки воздухоподогревателей при сжигании мазута зависит от температуры металла и степени коррозионной активности дымовых газов.
При сжигании сернистого мазута с избытком воздуха 3 - 5 % и обдувке поверхности паром скорость коррозии (с двух сторон в мм/год) набивки РВП ориентировочно может быть оценена по данным табл. .
Таблица 1
|
Скорость коррозии (мм/год) при температуре стенки, ºС |
||||||||
|
0,5Более 2 0,20 |
||||||||
|
Св. 0,11 до 0,4 вкл. |
||||||||
|
Св. 0,41 до 1,0 вкл. |
||||||||
6. Для углей с высоким содержанием окиси кальция в золе температуры точки росы оказываются ниже вычисленных по п. настоящих Методических указаний. Для таких топлив рекомендуется использовать результаты непосредственных измерений.
Эта коррозия по размеру и интенсивности часто бывает более значительной и опасной, чем коррозия котлов во время их работы.
При оставлении воды в системах в зависимости от ее температуры и доступа воздуха могут встречаться самые разнообразные случаи проявления стояночной коррозии. Следует прежде всего отметить крайнюю нежелательность наличия воды в трубах агрегатов при нахождении их в резерве.
Если вода по тем или иным причинам остается в системе, то может наблюдаться сильная стояночная коррозия в паровом и особенно в водяном пространстве емкости (преимущественно по ватерлинии) при температуре воды 60—70°С. Поэтому на практике довольно часто наблюдается различная по интенсивности стояночная коррозия, несмотря на одинаковые режимы останова системы и качество содержащейся в них воды; аппараты со значительной тепловой аккумуляцией подвергаются более сильной коррозии, чем аппараты, имеющие размеры топки и поверхность нагрева, так как котловая вода в них быстрее охлаждается; температура ее становится ниже 60—70°С.
При температуре воды выше 85—90°С (например, при кратковременных остановах аппаратов) общая коррозия снижается, причем коррозия металла парового пространства, в котором наблюдается в этом случае повышенная конденсация паров, может превышать коррозию металла водяного пространства. Стояночная коррозия в паровом пространстве во всех случаях более равномерная, чем в водяном пространстве котла.
Развитию стояночной коррозии сильно способствует скапливающийся на поверхностях котла шлам, который обычно удерживает влагу. В связи с этим значительные коррозионные раковины часто обнаруживаются в агрегатах и трубах вдоль нижней образующей и на их концах, т. е. на участках наибольшего скопления шлама.
Способы консервации оборудования, находящегося в резерве
Для консервации оборудования могут быть применены следующие способы:
а) высушивание — удаление из агрегатов воды и влаги;
б) заполнение их растворами едкого натра, фосфата, силиката, нитрита натрия, гидразина;
в) заполнение технологической системы азотом.
Способ консервации следует выбирать в зависимости от характера и длительности простоя, а также от типа и конструктивных особенностей оборудования.
Простои оборудования по продолжительности можно разделить на две группы: кратковременные—не более 3 сут и длительные — более 3 сут.
Различают два вида кратковременных простоев:
а) плановые, связанные с выводом в резерв на выходные дни в связи с падением нагрузки или выводом в резерв на ночное время;
б) вынужденные — из-за выхода из строя труб или повреждений других узлов оборудования, для устранения которых не требуется более длительный останов.
В зависимости от цели длительные простои можно разделить на следующие группы: а) вывод оборудования в резерв; б) текущие ремонты; в) капитальные ремонты.
При кратковременных простоях оборудования необходимо использовать консервацию путем заполнения деаэрированной водой с поддержанием избыточного давления или газовый (азотный) способ. Если необходим аварийный останов, то единственно приемлемый способ — консервация азотом.
При выводе системы в резерв или длительном простое без выполнения ремонтных работ консервацию целесообразно вести путем заполнения раствором нитрита или силиката натрия. В этих случаях можно использовать и азотную консервацию, обязательно принимая меры для создания плотности системы с целью предотвращения чрезмерного расхода газа и непроизводительной работы азотной установки, а также создания безопасных условий при обслуживании оборудования.
Способы консервации путем создания избыточного давления, заполнения азотом можно использовать независимо от конструктивных особенностей поверхностей нагрева оборудования.
Для предотвращения стояночной коррозии металла во время капитального и текущего ремонтов применимы только способы консервации, позволяющие создать на поверхности металла защитную пленку, сохраняющую свойства в течение не менее 1—2 мес после слива консервирующего раствора, поскольку опорожнение и разгерметизация системы неизбежны. Срок действия защитной пленки на поверхности металла после обработки ее нитритом натрия может достигать 3 мес.
Способы консервации с использованием воды и растворов реагентов практически неприемлемы для защиты от стояночной коррозии промежуточных пароперегревателей котлов из-за трудностей, связанных с их заполнением и последующей отмывкой.
Способы консервации водогрейных и паровых котлов низкого давления, а также другого оборудования замкнутых технологических контуров тепло- и водоснабжения во многом отличаются от применяемых в настоящее время методов предупреждения стояночной коррозии на ТЭС. Ниже описываются основные способы предупреждения коррозии в режиме простаивания оборудования аппаратов подобных циркуляционных систем с учетом специфики их работы.
Упрощенные способы консервации
Эти способы целесообразно применять для мелких котлов. Они заключаются в полном удалении воды из котлов и размещении в них влагопоглотителей: прокаленного хлористого кальция, негашеной извести, силикагеля из расчета 1—2 кг на 1 м 3 объема.
Этот способ консервации пригоден при температурах помещения ниже и выше нуля. В помещениях, отапливаемых в зимнее время, может быть реализован один из контактных способов консервации. Он сводится к заполнению всего внутреннего объема агрегата щелочным раствором (NaOH, Na 3 P0 4 и др.), обеспечивающим полную устойчивость защитной пленки на поверхности металла даже при насыщении жидкости кислородом.
Обычно применяют растворы, содержащие от 1,5— 2 до 10 кг/м 3 NaOH или 5—20 кг/м 3 Na 3 P0 4 в зависимости от содержания нейтральный солей в исходной воде. Меньшие значения относятся к конденсату, большие — к воде, содержащей до 3000 мг/л нейтральных солей.
Коррозию можно предупредить также способом избыточного давления, при котором давление пара в остановленном агрегате постоянно поддерживается на уровне выше атмосферного давления, а температура воды остается выше 100°С, чем предотвращается доступ основного коррозионного агента — кислорода.
Важное условие эффективности и экономичности любого способа защиты — максимально возможная герметичность паро-водяной арматуры во избежание слишком быстрого снижения давления, потерь защитного раствора (или газа) или попадания влаги. Кроме того, во многих случаях полезна предварительная очистка поверхностей от различных отложений (солей, шлама, накипи).
При осуществлении различных способов защиты от стояночной коррозии необходимо иметь в виду следующее.
1. При всех видах консервации необходимо предварительное удаление (промывка) отложений легкорастворимых солей (см. выше) во избежание усиления стояночной коррозии на отдельных участках защищаемого агрегата. Обязательным является осуществление этого мероприятия при контактной консервации, иначе возможна интенсивная местная коррозия.
2. По аналогичным соображениям желательно удаление перед длительной консервацией всех видов нерастворимых отложений (шлама, накипи, оксидов железа).
3. При ненадежности арматуры необходимо отключение резервного оборудования от работающих агрегатов с помощью заглушек.
Просачивание пара и воды менее опасно при контактной консервации, но недопустимо при сухом и газовом методах защиты.
Выбор влагопоглотителей определяется сравнительной доступностью реагента и желательностью получения максимально возможной удельной влагоемкости. Наилучший влагопоглотитель — зерненый хлористый кальций. Негашеная известь значительно хуже хлористого кальция не только вследствие меньшей влагоемкости, но и быстрой потери ее активности. Известь поглощает из воздуха не только влагу, но и углекислоту, в результате чего она покрывается слоем углекислого кальция, препятствующего дальнейшему поглощению влаги.
