Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов. Коррозия металла паровых котлов. Хранение котлов а) Кислородная коррозия
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.
Коррозия водогрейных котлов , систем отопления, теплофикационных систем встречается гораздо чаще, нежели в пароконденсатных системах. В большинстве случаев такое положение объясняется тем, что при проектировании водогрейной системы этому уделяется меньше внимания, хотя факторы образования и последующего развития коррозии в котлах остаются точно такими, как и для паровых котлов и всего остального оборудования. Растворенный кислород, который не удаляется методом деаэрации, соли жесткости, углекислый газ, поступающие в водогрейные котлы с питательной водой, вызывают различные виды коррозии - щелочную (межкристаллическую), кислородную, хелатную, подшламовую. Нужно сказать, что хелатная коррозия в большинстве случаев образуется при наличии некоторых химических реагентов, так называемых, «комплексонов».
Для того, чтобы предупредить возникновение коррозии в водогрейных котлах и ее последующее развитие, необходимо серьезно и ответственно отнестись к подготовке характеристик воды, предназначенной для подпитки. Нужно обеспечить связывание свободной двуокиси углерода, кислорода, вывести значение рН до приемлемого уровня, принять меры по защите от коррозии алюминиевых, бронзовых и медных элементов отопительного оборудования и котлов, трубопроводов и теплофикационного оборудования.
В последнее время для качественной коррекционной тепловых сетей, водогрейных котлов и другого оборудования используются специальные химические реагенты.
Вода в одно и то же время является универсальным растворителем и недорогим теплоносителем, ее выгодно использовать в системах отопления. Но недостаточная ее подготовка может привести к неприятным последствиям, одно из которых - коррозия водогрейных котлов . Вероятные риски, в первую очередь связаны с наличием в ней большого количества нежелательных примесей. Предотвратить образование и развитие коррозии можно, но только если четко понимать причины ее появления, а также быть знакомым с современными технологиями .
Для водогрейных котлов, впрочем, как и для любых отопительных систем, использующих в качестве теплоносителя воду, характерны три вида проблем, обусловленных наличием следующих примесей:
- механических нерастворимых;
- осадкообразующих растворенных;
- коррозионноактивных.
Каждый из видов перечисленных примесей может стать причиной образования коррозии и выхода из строя водогрейного котла или иного оборудования. Кроме того, они способствуют снижению эффективности и производительности котла.
И если в течение длительного времени использовать в отопительных системах не прошедшую специальную подготовку воду, то это может привести к серьезным последствиям - поломке циркуляционных насосов, снижению диаметра водопровода и последующее повреждение, выход из строя регулирующей и запорной арматуры. Самые простые механические примеси - глина, песок, обычная грязь - присутствуют практически везде, как в водопроводной воде, так и в артезианских источниках. Также в теплоносителях в больших количествах имеются продукты коррозии теплопередающих поверхностей, трубопроводов и остальных металлических элементов системы, которые постоянно соприкасаются с водой. Не стоит и говорить, что их наличие со временем провоцирует очень серьезные неполадки в функционировании водогрейных котлов и всего теплоэнергетического оборудования, которые в основном связаны с коррозией котлов, образованием известковых отложений, унесением солей и вспениванием котловой воды.
Наиболее частая причина, в связи с которой возникает коррозия водогрейных котлов , это карбонатные отложения, возникающие при использовании воды повышенной жесткости, удаление которых возможно посредствам . Следует отметить, что в результате присутствия солей жесткости накипь образуется даже в низкотемпературном отопительном оборудовании. Но это далеко не единственная причина коррозии. Например, после нагрева воды до температуры более 130 градусов, растворимость сульфата кальция существенно снижается, в результате чего образуется слой плотной накипи. При этом неизбежно развитие коррозии металлических поверхностей водогрейных котлов.
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ
РД 34.26.105-84
СОЮЗТЕХЭНЕРГО
Москва 1986
РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского
ИСПОЛНИТЕЛИ Р.А. ПЕТРОСЯН, И.И. НАДЫРОВ
УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 22.04.84 г.
Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ
|
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ |
РД 34.26.105-84 |
Срок действия установлен
с 01.07.85 г.
до 01.07.2005 г.
Настоящие Методические указания распространяются на низкотемпературные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов (экономайзеры, газовые испарители, воздухоподогреватели различных типов и т.п.), а также на газовый тракт за воздухоподогревателями (газоходы, золоуловители, дымососы, дымовые трубы) и устанавливают методы защиты поверхностей нагрева от низкотемпературной коррозии.
Методические указания предназначены для тепловых электростанций, работающих на сернистых топливах, и организаций, проектирующих котельное оборудование.
1. Низкотемпературной коррозией называется коррозия хвостовых поверхностей нагрева, газоходов и дымовых труб котлов под действием конденсирующихся на них из дымовых газов паров серной кислоты.
2. Конденсация паров серной кислоты, объемное содержание которых в дымовых газах при сжигании сернистых топлив составляет лишь несколько тысячных долей процента, происходит при температурах, значительно (на 50 - 100 °С) превышающих температуру конденсации водяных паров.
4. Для предупреждения коррозии поверхностей нагрева в процессе эксплуатации температура их стенок должна превышать температуру точки росы дымовых газов при всех нагрузках котла.
Для поверхностей нагрева, охлаждаемых средой с высоким коэффициентом теплоотдачи (экономайзеры, газовые испарители и т.п.), температуры среды на входе в них должны превышать температуру точки росы примерно на 10 °С.
5. Для поверхностей нагрева водогрейных котлов при работе их на сернистом мазуте условия полного исключения низкотемпературной коррозии не могут быть реализованы. Для ее уменьшения необходимо обеспечить температуру воды на входе в котел, равную 105 - 110 °С. При использовании водогрейных котлов в качестве пиковых такой режим может быть обеспечен при полном использовании подогревателей сетевой воды. При использовании водогрейных котлов в основном режиме повышение температуры воды на входе в котел может быть достигнуто с помощью рециркуляции горячей воды.
В установках с применением схемы включения водогрейных котлов в теплосеть через водяные теплообменники условия снижения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева обеспечиваются в полной мере.
6. Для воздухоподогревателей паровых котлов полное исключение низкотемпературной коррозии обеспечивается при расчетной температуре стенки наиболее холодного участка, превышающей температуру точки росы при всех нагрузках котла на 5 - 10 °С (минимальное значение относится к минимальной нагрузке).
7. Расчет температуры стенки трубчатых (ТВП) и регенеративных (РВП) воздухоподогревателей выполняется по рекомендациям «Теплового расчета котельных агрегатов. Нормативный метод» (М.: Энергия, 1973).
8. При применении в трубчатых воздухоподогревателях в качестве первого (по воздуху) хода сменяемых холодных кубов или кубов из труб с кислостойким покрытием (эмалированные и т.п.), а также изготовленных из коррозионностойких материалов на условия полного исключения низкотемпературной коррозии проверяются следующие за ними (по воздуху) металлические кубы воздухоподогревателя. В этом случае выбор температуры стенки холодных металлических кубов сменяемых, а также коррозионностойких кубов, должен исключать интенсивное загрязнение труб, для чего их минимальная температура стенки при сжигании сернистых мазутов должна быть ниже точки росы дымовых газов не более чем на 30 - 40 °С. При сжигании твердых сернистых топлив минимальная температура стенки трубы по условиям предупреждения интенсивного ее загрязнения должна приниматься не менее 80 °С.
9. В РВП на условиях полного исключения низкотемпературной коррозии рассчитывается их горячая часть. Холодная часть РВП выполняется коррозионностойкой (эмалированная, керамическая, из низколегированной стали и т.п.) или сменяемой из плоских металлических листов толщиной 1,0 - 1,2 мм, изготовленных из малоуглеродистой стали. Условия предупреждения интенсивного загрязнения набивки соблюдаются при выполнении требований п. настоящего документа.
10. В качестве эмалированной применяется набивка из металлических листов толщиной 0,6 мм. Срок службы эмалированной набивки, изготовленной в соответствии с ТУ 34-38-10336-89, составляет 4 года.
В качестве керамической набивки могут применяться фарфоровые трубки, керамические блоки, или фарфоровые пластины с выступами.
Учитывая сокращение потребления мазута тепловыми электростанциями, целесообразно применять для холодной части РВП набивку из низколегированной стали 10ХНДП или 10ХСНД, коррозионная стойкость которой в 2 - 2,5 раза выше, чем у малоуглеродистой стали.
11. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной коррозии в пусковой период следует выполнить мероприятия, изложенные в «Руководящих указаниях по проектированию и эксплуатации энергетических калориферов с проволочным оребрением» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).
Растопку котла на сернистом мазуте, следует проводить с предварительно включенной системой подогрева воздуха. Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки должна быть как правило, 90 °С.
11а. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной («стояночной») коррозии на остановленном котле, уровень которой примерно вдвое выше скорости коррозии в период эксплуатации, перед остановкой котла следует провести тщательную очистку воздухоподогревателей от наружных отложений. При этом перед остановом котла температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель рекомендуется поддерживать на уровне ее значения при номинальной нагрузке котла.
Очистка ТВП осуществляется дробью с плотностью ее подачи не менее 0,4 кг/м.с (п. настоящего документа).
Для твердых топлив с учетом значительной опасности коррозии золоуловителей температура уходящих газов должна выбираться выше точки росы дымовых газов на 15 - 20 °С.
Для сернистых мазутов температура уходящих газов должна превышать температуру точки росы при номинальной нагрузке котла примерно на 10 °С.
В зависимости от содержания серы в мазуте следует принимать расчетное значение температуры уходящих газов при номинальной нагрузке котла, указанное ниже:
Температура уходящих газов, ºС...... 140 150 160 165
При сжигании сернистого мазута с предельно малыми избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура уходящих газов может приниматься более низкой с учетом результатов измерений точки росы. В среднем переход от малых избытков воздуха к предельно малым снижает температуру точки росы на 15 - 20 °С.
На условия обеспечения надежной работы дымовой трубы и предупреждения выпадения влаги на ее стенки влияет не только температура уходящих газов, но также и их расход. Работа трубы с режимами нагрузки существенно ниже проектных увеличивает вероятность низкотемпературной коррозии.
При сжигании природного газа температуру уходящих газов рекомендуется иметь не ниже 80 °С.
13. При снижении нагрузки котла в диапазоне 100 - 50 % от номинальной следует стремиться к стабилизации температуры уходящих газов, не допуская ее снижения более, чем на 10 °С от номинальной.
Наиболее экономичным способом стабилизации температуры уходящих газов является повышение температуры предварительного подогрева воздуха в калориферах по мере снижение нагрузки.
Минимально допустимые значения температур предварительного подогрева воздуха перед РВП принимается в соответствии с п. 4.3.28 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Энергоатомиздат, 1989).
В тех случаях, когда оптимальные температуры уходящих газов не могут быть обеспечены из-за недостаточной поверхности нагрева РВП, должны приниматься значения температур предварительного подогрева воздуха, при которых температура уходящих газов не превысит значений, приведенных в п. настоящих Методических указаний.
16. Ввиду отсутствия надежных кислотостойких покрытий для защиты от низкотемпературной коррозии металлических газоходов надежная работа их может быть обеспечена тщательной изоляцией, обеспечивающей разность температур между дымовыми газами и стенкой не более 5 °С.
Применяемые в настоящее время изоляционные материалы и конструкции недостаточно надежны в длительной эксплуатации, поэтому необходимо вести периодический, не реже одного раза в год, контроль за их состоянием и при необходимости выполнять ремонтно-восстановительные работы.
17. При использовании в опытном порядке для защиты газоходов от низкотемпературной коррозии различных покрытий следует учитывать, что последние должны обеспечивать термостойкость и газоплотность при температурах, превышающих температуру уходящих газов не менее чем на 10 °С, стойкость к воздействию серной кислоты концентрации 50 - 80 % в интервале температур соответственно 60 - 150 °С и возможность их ремонта и восстановления.
18. Для низкотемпературных поверхностей, конструкционных элементов РВП и газоходов котлов целесообразно использование низколегированных сталей 10ХНДП и 10ХСНД, превосходящих по коррозионной стойкости углеродистую сталь в 2 - 2,5 раза.
Абсолютной коррозионной стойкостью обладают лишь весьма дефицитные и дорогие высоколегированные стали (например, сталь ЭИ943, содержащая до 25 % хрома и до 30 % никеля).
Приложение
1. Теоретически температура точки росы дымовых газов с заданным содержанием паров серной кислоты и воды может быть определена как температура кипения раствора серной кислоты такой концентрации, при которой над раствором имеется то же самое содержание паров воды и серной кислоты.
Измеренное значение температуры точки росы в зависимости от методики измерения может не совпадать с теоретическим. В данных рекомендациях за температуру точки росы дымовых газов tр принята температура поверхности стандартного стеклянного датчика с впаянными на расстоянии 7 мм один от другого платиновыми электродами длиной 7 мм, при которой сопротивление пленки росы между электродами в установившемся состоянии равно 107 Ом. В измерительной цепи электродов используется переменный ток низкого напряжения (6 - 12 В).
2. При сжигании сернистых мазутов с избытками воздуха 3 - 5 % температура точки росы дымовых газов зависит от содержания серы в топливе Sp (рис.).
При сжигании сернистых мазутов с предельно низкими избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура точки росы дымовых газов должна приниматься по результатам специальных измерений. Условия перевода котлов в режим с α ≤ 1,02 изложены в «Руководящих указаниях по переводу котлов, работающих на сернистых топливах, в режим сжигания с предельно малыми избытками воздуха» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).
3. При сжигании сернистых твердых топлив в пылевидном состоянии температура точки росы дымовых газов tp может быть подсчитана по приведенному содержанию в топливе серы и золы Sрпр , Арпр и температуре конденсации водяных паров tкон по формуле
где aун - доля золы в уносе (обычно принимается 0,85).
Рис. 1. Зависимость температуры точки росы дымовых газов от содержания серы в сжигаемом мазуте
Значение первого члена этой формулы при aун = 0,85 можно определить по рис. .
Рис. 2. Разности температур точки росы дымовых газов и конденсации водяных паров в них в зависимости от приведенных содержаний серы (Sрпр ) и золы (Арпр ) в топливе
4. При сжигании газообразных сернистых топлив точка росы дымовых газов может быть определена по рис. при условии, что содержание серы в газе рассчитывается как приведенное, то есть в процентах по массе на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоты сгорания газа.
Для газового топлива приведенное содержание серы в процентах по массе может быть определено по формуле
где m - число атомов серы в молекуле серосодержащего компонента;
q - объемный процент серы (серосодержащего компонента);
Qн - теплота сгорания газа в кДж/м3 (ккал/нм3);
С - коэффициент, равный 4,187, если Qн выражено в кДж/м3 и 1,0, если в ккал/м3.
5. Скорость коррозии сменяемой металлической набивки воздухоподогревателей при сжигании мазута зависит от температуры металла и степени коррозионной активности дымовых газов.
При сжигании сернистого мазута с избытком воздуха 3 - 5 % и обдувке поверхности паром скорость коррозии (с двух сторон в мм/год) набивки РВП ориентировочно может быть оценена по данным табл. .
Таблица 1
|
Скорость коррозии (мм/год) при температуре стенки, ºС |
||||||||
|
0,5Более 2 0,20 |
||||||||
|
Св. 0,11 до 0,4 вкл. |
||||||||
|
Св. 0,41 до 1,0 вкл. |
||||||||
6. Для углей с высоким содержанием окиси кальция в золе температуры точки росы оказываются ниже вычисленных по п. настоящих Методических указаний. Для таких топлив рекомендуется использовать результаты непосредственных измерений.
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.
Идентификация видов коррозии затруднена, и, следовательно, нередки ошибки при определении технологически и экономически оптимальных мер противодействия коррозии. Основные необходимые меры предпринимаются в соответствии с нормативными документами, где установлены пределы главных инициаторов коррозии.
ГОСТ 20995-75 «Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара» нормирует показатели в питательной воде: прозрачность, то есть количество взвешенных примесей; общая жесткость, содержание соединений железа и меди - предотвращение накипеобразования и железо- и медноокисных отложений; значение рН - предотвращение щелочной и кислотной коррозии и также пенообразования в барабане котла; содержание кислорода - предотвращение кислородной коррозии; содержание нитритов - предотвращение нитритной коррозии; содержание нефтепродуктов - предотвращение пенообразования в барабане котла.
Значения норм определены ГОСТом в зависимости от давления в котле (следовательно, от температуры воды), от мощности локального теплового потока и от технологии водоподготовки.
При исследовании причин коррозии, прежде всего, необходимо проводить осмотр (где это доступно) мест разрушения металла, анализ условий работы котла в предаварийный период, анализ качества питательной воды, пара и отложений, анализ конструктивных особенностей котла.
При внешнем осмотре можно подозревать следующие виды коррозии.
Кислородная коррозия
: входные участки труб стальных экономайзеров; питательные трубопроводы при встрече с недостаточно обескислороженной (выше нормы) водой - «прорывы» кислорода при плохой деаэрации; подогреватели питательной воды; все влажные участки котла во время его остановки и непринятия мер по предотвращению поступления воздуха в котел, особенно в застойных участках, при дренировании воды, откуда трудно удалить конденсат пара или полностью залить водой, например вертикальные трубы пароперегревателей. Во время простоев коррозия усиливается (локализируется) в присутствии щелочи (менее 100 мг/л).
Кислородная коррозия редко (при содержании кислорода в воде, значительном превышающем норму, - 0,3 мг/л) проявляется в паросепарационных устройствах барабанов котлов и на стенке барабанов на границе уровня воды; в опускных трубах. В подъемных трубах коррозия не проявляется из-за деаэрирующего действия паровых пузырьков.
Вид и характер повреждения . Язвы различной глубины и диаметра, часто покрытые бугорками, верхняя корка которых - красноватые окислы железа (вероятно, гематит Fе 2 О 3). Свидетельство активной коррозии: под коркой бугорков - черный жидкий осадок, наверное, магнетит (Fе 3 О 4) в смеси с сульфатами и хлоридами. При затухшей коррозии под коркой - пустота, а дно язвы покрыто отложениями накипи и шлама.
При рН воды > 8,5 - язвы редкие, но более крупные и глубокие, при рН < 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.
При скорости воды более 2 м/с бугорки могут принять продолговатую форму в направлении движения струи.
. Магнетитные корки достаточно плотные и могли бы служить надежным препятствием для проникновения кислорода внутрь бугорков. Но они часто разрушаются в результате коррозионной усталости, когда циклично изменяется температура воды и металла: частые остановы и пуски котла, пульсирующее движение пароводяной смеси, расслоение пароводяной смеси на отдельные пробки пара и воды, следующие друг за другом.
Коррозия усиливается с ростом температуры (до 350 °С) и увеличением содержания хлоридов в котловой воде. Иногда коррозию усиливают продукты термического распада некоторых органических веществ питательной воды.
Рис. 1. Внешний вид кислородной коррозии
Щелочная (в более узком смысле - межкристаллитная) коррозия
Места коррозионного повреждения металла . Трубы в зонах теплового потока большой мощности (район горелок и напротив вытянутого факела) - 300-400 кВт/м 2 и где температура металла на 5-10 °С выше температуры кипения воды при данном давлении; наклонные и горизонтальные трубы, где слабая циркуляция воды; места под толстыми отложениями; зоны вблизи подкладных колец и в самих сварных швах, например, в местах приварки внутрибарабанных паросепарационных устройств; места около заклепок.
Вид и характер повреждения . Полусферические или эллиптические углубления, заполненные продуктами коррозии, часто включающие блестящие кристаллы магнетита (Fе 3 О 4). Большая часть углублений покрыта твердой коркой. На стороне труб, обращенных к топке, углубления могут соединяться, образуя так называемую коррозионную дорожку шириной 20-40 мм и длиной до 2-3 м.
Если корка недостаточно устойчива и плотна, то коррозия может привести - в условиях механического напряжения - к появлению трещин в металле, особенно около щелей: заклепки, вальцовочные соединения, места приварки паросепарационных устройств.
Причины коррозионного повреждения . При высоких температурах - более 200 °С - и большой концентрации едкого натра (NаОН) - 10 % и более - защитная пленка (корка) на металле разрушается:
4NаОН + Fе 3 О 4 = 2NаFеО 2 + Nа 2 FеО 2 + 2Н 2 О (1)
Промежуточный продукт NаFеО 2 подвергается гидролизу:
4NаFеО 2 + 2Н 2 О = 4NаОН + 2Fe 2 О 3 + 2Н 2 (2)
То есть в этой реакции (2) едкий натр восстанавливается, в реакциях (1), (2) не расходуется, а выступает в качестве катализатора.
Когда магнетит удален, то едкий натр и вода могут реагировать с железом непосредственно с выделением атомарного водорода:
2NаОН + Fе = Nа 2 FеО 2 + 2Н (3)
4Н 2 О + 3Fе = Fе 3 О 4 + 8Н (4)
Выделяющийся водород способен диффундировать внутрь металла и образовывать с карбидом железа метан (CH 4):
4Н + Fе 3 С = СН 4 + 3Fе (5)
Возможно также объединение атомарного водорода в молекулярный (Н + Н = Н 2).
Метан и молекулярный водород не могут проникать внутрь металла, они скапливаются на границах зерен и при наличии трещин расширяют и углубляют их. Кроме того, эти газы препятствуют образованию и уплотнению защитных пленок.
Концентрированный раствор едкого натра образуется в местах глубокого упаривания котловой воды: плотные накипные отложения солей (вид подшламовой коррозии); кризис пузырькового кипения, когда образуется устойчивая паровая пленка над металлом - там металл почти не повреждается, но по краям пленки, где идет активное испарение, едкий натр концентрируется; наличие щелей, где идет испарение, отличное от испарения во всем объеме воды: едкий натр испаряется хуже, чем вода, не размывается водой и накапливается. Действуя на металл, едкий натр образует на границах зерен щели, направленные внутрь металла (вид межкристаллитной коррозии - щелевая).
Межкристаллитная коррозия под влиянием щелочной котловой воды чаще всего концентрируется в барабане котла.
Рис. 3. Межкристаллитная коррозия: а - микроструктура металла до коррозии, б - микроструктура на стадии коррозии, образование трещин по границе зерен металла
Такое коррозионное воздействие на металл возможно только при одновременном наличии трех факторов:
- местные растягивающие механические напряжения, близкие или несколько превышающие предел текучести, то есть 2,5 МН/мм 2 ;
- неплотные сочленения деталей барабана (указаны выше), где может происходить глубокое упаривание котловой воды и где накапливающийся едкий натр растворяет защитную пленку оксидов железа (концентрация NаОН более 10 %, температура воды выше 200 °С и - особенно - ближе к 300 °С). Если котел эксплуатируется с давлением меньшим, чем паспортное (например, 0,6-0,7 МПа вместо 1,4 МПа), то вероятность этого вида коррозии уменьшается;
- неблагоприятное сочетание веществ в котловой воде, в которой отсутствуют необходимые защитные концентрации ингибиторов этого вида коррозии. В качестве ингибиторов могут выступать натриевые соли: сульфаты, карбонаты, фосфаты, нитраты, сульфитцеллюлозный щелок.
Рис. 4. Внешний вид межкристаллитной коррозии
Коррозионные трещины не развиваются, если соблюдается отношение:
(Nа 2 SО 4 + Nа 2 СО 3 + Nа 3 РО 4 + NаNО 3)/(NaOH) ≥ 5, 3 (6)
где Nа 2 SО 4 , Nа 2 СО 3 , Nа 3 РО 4 , NаNO 3 , NaOH - содержание соответственно натрий сульфата, натрий карбоната, натрий фосфата, натрий нитрата и натрий гидроксида, мг/кг.
В изготавливаемых в настоящее время котлах по крайней мере одно из указанных условий возникновения коррозии отсутствует.
Наличие в котловой воде кремниевых соединений также может усиливать межкристаллитную коррозию.
NаСl в данных условиях - не ингибитор коррозии. Выше было показано: ионы хлора (Сl -) - ускорители коррозии, из-за большой подвижности и малых размеров они легко проникают через защитные окисные пленки и дают с железом хорошо растворимые соли (FеСl 2 , FеСl 3) вместо малорастворимых оксидов железа.
В воде котельных традиционно контролируют значения общей минерализации, а не содержание отдельных солей. Вероятно, по этой причине было введено нормирование не по указанному соотношению (6), а по значению относительной щелочности котловой воды:
Щ кв отн = Щ ов отн = Щ ов 40 100/S ов ≤ 20, (7)
где Щ кв отн - относительная щелочность котловой воды, %; Щ ов отн - относительная щелочность обработанной (добавочной) воды, %; Щ ов - общая щелочность обработанной (добавочной) воды, ммоль/л; S ов - минерализация обработанной (добавочной) воды (в том числе - содержание хлоридов), мг/л.
Общая щелочность обработанной (добавочной) воды может быть принята равной, ммоль/л:
- после натрий-катионирования - общей щелочности исходной воды;
- после водород-натрий-катионирования параллельного - (0,3-0,4), или последовательного с «голодной» регенерацией водород-катионитного фильтра - (0,5-0,7);
- после натрий-катионирования с подкислением и натрий-хлор-ионирования - (0,5-1,0);
- после аммоний-натрий-катионирования - (0,5-0,7);
- после известкования при 30-40 °С - (0,35-1,0);
- после коагулирования - (Щ о исх - Д к), где Щ о исх - общая щелочность исходной воды, ммоль/л; Д к - доза коагулянта, ммоль/л;
- после содоизвесткования при 30-40 °С - (1,0-1,5), а при 60-70 °С - (1,0-1,2).
Значения относительной щелочности котловой воды по нормам Ростехнадзора принимаются, %, не более:
- для котлов с клепаными барабанами - 20;
- для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами - 50;
- для котлов со сварными барабанами и приваренными к ним трубами - любое значение, не нормируется.
Рис. 4. Результат межкристаллитной коррозии
По нормам Ростехнадзора Щ кв отн - один из критериев безопасной работы котлов. Правильнее проверять критерий потенциальной щелочной агрессивности котловой воды, который не учитывает содержание иона хлора:
К щ = (S ов - [Сl - ])/40 Щ ов, (8)
где К щ - критерий потенциальной щелочной агрессивности котловой воды; S ов - минерализация обработанной (добавочной) воды (в том числе - содержание хлоридов), мг/л; Сl - - содержание хлоридов в обработанной (добавочной) воде, мг/л; Щ ов - общая щелочность обработанной (добавочной) воды, ммоль/л.
Значение К щ можно принимать:
- для котлов с клепаными барабанами давлением более 0,8 МПа ≥ 5;
- для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами давлением более 1,4 МПа ≥ 2;
- для котлов со сварными барабанами и приваренными к ним трубами, а также для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами давлением до 1,4 МПа и котлов с клепаными барабанами давлением до 0,8 МПа - не нормировать.
Подшламовая коррозия
Под этим названием объединяют несколько разных видов коррозии (щелочная, кислородная и др.). Накопление в разных зонах котла рыхлых и пористых отложений, шлама вызывает коррозию металла под шламом. Главная причина: загрязнение питательной воды окислами железа.
Нитритная коррозия
. Экранные и кипятильные трубы котла на стороне, обращенной в топку.
Вид и характер повреждений . Редкие, резко ограниченные крупные язвы.
. При наличии в питательной воде нитритных ионов (NО - 2) более 20 мкг/л, температуре воды более 200 °С, нитриты служат катодными деполяризатрами электрохимической коррозии, восстанавливаясь до НNО 2 , NО, N 2 (см. выше).
Пароводяная коррозия
Места коррозионных повреждений металла . Выходная часть змеевиков пароперегревателей, паропроводы перегретого пара, горизонтальные и слабонаклонные парогенерирующие трубы на участках плохой циркуляции воды, иногда по верхней образующей выходных змеевиков кипящих водяных экономайзеров.
Вид и характер повреждений . Налеты плотных черных оксидов железа (Fе 3 О 4), прочно сцепленных с металлом. При колебаниях температуры сплошность налета (корки) нарушается, чешуйки отваливаются. Равномерное утончение металла с отдулинами, продольными трещинами, разрывами.
Может идентифицироваться в качестве подшламовой коррозии: в виде глубоких язв с нечетко отграниченными краями, чаще возле выступающих внутрь трубы сварных швов, где скапливается шлам.
Причины коррозионных повреждений :
- омывающая среда - пар в пароперегревателях, паропроводах, паровые «подушки» под слоем шлама;
- температура металла (сталь 20) более 450 °С, тепловой поток на участок металла - 450 кВт/м 2 ;
- нарушение топочного режима: зашлаковывание горелок, повышенное загрязнение труб внутри и снаружи, неустойчивое (вибрационное) горение, удлинение факела по направлению к трубам экранов.
В результате: непосредственное химическое взаимодействие железа с водяным паром (см. выше).
Микробиологическая коррозия
Вызывается аэробными и анаэробными бактериями, появляется при температурах 20-80 °С.
Места повреждений металла . Трубы и емкости до котла с водой указанной температуры.
Вид и характер повреждений . Бугорки разных размеров: диаметр от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров, редко - несколько десятков сантиметров. Бугорки покрыты плотными оксидами железа - продукт жизнедеятельности аэробных бактерий. Внутри - порошок и суспензия черного цвета (сульфид железа FеS) - продукт сульфатвосстанавливающих анаэробных бактерий, под черным образованием - круглые язвы.
Причины повреждений . В природной воде всегда присутствуют сульфаты железа, кислород и разные бактерии.
Железобактерии в присутствии кислорода образуют пленку оксидов железа, под ней анаэробные бактерии восстанавливают сульфаты до сульфида железа (FеS) и сероводорода (Н 2 S). В свою очередь, сероводород дает старт образованию сернистой (очень нестойкой) и серной кислот, и металл корродирует.
На коррозию котла этот вид оказывает косвенное влияние: поток воды при скорости 2-3 м/с срывает бугорки, уносит их содержимое в котел, увеличивая накопление шлама.
В редких случаях возможно протекание этой коррозии в самом котле, если во время длительной остановки котла в резерв он заполняется водой с температурой 50-60 о С, и температура поддерживается за счет случайных прорывов пара из соседних котлов.
«Хелатная» коррозия
Места коррозионного повреждения . Оборудование, в котором пар отделяется от воды: барабан котла, паросепарационные устройства в барабане и вне его, также - редко - в трубопроводах питательной воды и экономайзере.
Вид и характер повреждения . Поверхность металла - гладкая, но если среда движется с большой скоростью, то корродированная поверхность - негладкая, имеет подковообразные углубления и «хвосты», ориентированные в направлении движения. Поверхность покрыта тонкой матовой или черной блестящей пленкой. Явных отложений нет, нет и продуктов коррозии, потому что «хелат» (специально вводимые в котел органические соединения полиаминов) уже прореагировал.
В присутствии кислорода, что в нормально работающем котле случается редко, коррозированная поверхность - «взбодренная»: шероховатости, островки металла.
Причины коррозионного повреждения . Механизм действия «хелата» описан ранее («Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ», 1(6)΄ 2011, с.40).
«Хелатная» коррозия возникает при передозировке «хелата», но и при нормальной дозе возможна, так как «хелат» концентрируется в зонах, где идет интенсивное испарение воды: пузырьковое кипение заменяется пленчатым. В паросепарационных устройствах бывают случаи особенно разрушительного действия «хелатной» коррозии из-за больших турбулентных скоростей воды и пароводяной смеси.
Все описанные коррозионные повреждения могут иметь синэнергетический эффект, так что суммарный ущерб от совместного действия разных факторов коррозии может превысить сумму ущерба от отдельных видов коррозии.
Как правило, действие коррозионных агентов усиливает нестабильный тепловой режим котла, что вызывает коррозионную усталость и возбуждает термоусталостную коррозию: число пусков из холодного состояния - более 100, общее число пусков - более 200. Так как эти виды разрушений металла проявляются редко, то трещины, разрыв труб имеют вид, идентичный поражениям металла от разных видов коррозии.
Обычно для идентификации причины разрушения металла требуются дополнительно металлографические исследования: рентгенография, ультразвук, цветная и магнито-порошковая дефектоскопия.
Разными исследователями были предложены программы диагностирования видов коррозионных повреждений котельных сталей. Известны программа ВТИ (А.Ф. Богачев с сотрудниками) - в основном для энергетических котлов высокого давления, и разработки объединения «Энергочермет» - в основном для энергетических котлов низкого и среднего давления и котлов-утилизаторов.
