Признаки коррозионной агрессивности воды в котельных установках. Предупреждение коррозии оборудования теплоснабжения. Обработка котловой воды


Признаки коррозионной агрессивности воды в котельных установках. Предупреждение коррозии оборудования теплоснабжения. Обработка котловой воды

Наиболее активно коррозия экранных труб проявляется в местах концентрирования примесей теплоносителя. Сюда относятся участки экранных труб с высокими тепловыми нагрузками, где происходит глубокое упаривание котловой воды (особенно при наличии на испарительной поверхности пористых малотеплопроводных отложений). Поэтому в отношении предупреждения повреждений экранных труб, связанных с внутренней коррозией металла, нужно учитывать необходимость комплексного подхода, т.е. воздействия как на водно-химический, так и топочный режим.

Повреждения экранных труб в основном носят смешанный характер, их условно можно разделить на две группы:

1) Повреждения с признаками перегрева стали (деформация и утонение стенок труб в месте разрушения; наличие графитных зерен и т.д.).

2) Хрупкие разрушения без характерных признаков перегрева металла.

На внутренней поверхности многих труб отмечены значительные отложения двухслойного характера: верхний — слабосцепленный, нижний — окалинообразный, плотно сцепленный с металлом. Толщина нижнего слоя окалины составляет 0.4-0.75 мм. В зоне повреждения окалина на внутренней поверхности подвергается разрушению. Вблизи мест разрушений и на некотором удалении от них внутренняя поверхность труб поражена коррозионными язвинами и хрупкими микроповреждениями.

Общий вид повреждений свидетельствует о тепловом характере разрушения. Структурные изменения на лобовой стороне труб — глубокая сферидизация и распад перлита, образование графита (переход углерода в графит 45-85%) — свидетельствует о превышении не только рабочей температуры экранов, но и допустимой для стали 20 500 оС. Наличие FeO также подтверждает высокий уровень температур металла в процессе эксплуатации (выше 845 оК — т.е. 572 оС).

Хрупкие повреждения, вызванные водородом, обычно происходят в зонах с мощными тепловыми потоками, под толстыми слоями отложений, и на-клонных или горизонтальных трубах, а также на участках теплопередачи рядом с подкладными кольцами сварных швов либо другпмии устройства-ми, препятствующими свободному движению потоков..Опыт показал, что повреждения, вызванные водородом, происходят в котлах, работающих под давлением ниже 1000 фунт/кв. дюйм (6.9 МПа).

Повреждення под действием водорода обычно приводят к разрывам с тол-стыми краями. Другие механизмы, способствующие образованию разры-вов с толстыми краями, это коррозионное растрескивание под напряжени-ем, коррозионная усталость, разрывы под действием напряжений, а также (в некоторых редких случаях) сильнейший перегрев. Может оказаться за-труднительным визуально отличить разрушения, вызванные водородным повреждением, от других видов разрушений, однако здесь могут помочь не-которые их особенности.

Например, водородное повреждение почти всегда связано с образова-нием раковин в металле (см. меры предосторожности, приведенные в Гла-вах 4 и 6). Другие виды разрушений (за исключением, возможно, коррози-онной усталости, которая часто начинается в отдельных раковинах) обыч-но не связаны с сильной коррозией.

Аварии труб в результате водородного повреждения металла часто про-являются в виде образования в стенке трубы прямоугольного «окна», что не характерно для других видов разрушений.

Для оценки повреждаемости экранных труб следует учитывать, что металлургическое (исходное) содержание газообразного водорода в стали перлитного класса (в т.ч. ст.20) не превышает 0.5—1 см3/100г. При содержании водорода выше 4—5 см3/100г механические свойства стали существенно ухудшаются. При этом ориентироваться надо преимущественно на локальное содержание остаточного водорода, поскольку при хрупких разрушениях экранных труб резкое ухудшение свойств металла отмечается только в узкой зоне по сечению трубы при неизменно удовлетворительных структуре и механических свойствах прилегаемого металла на удалении всего 0.2-2мм.

Полученные значения средних концентраций водорода у кромки разрушения в 5-10 раз превышают его исходное содержание для ст.20, что не могло не оказать существенного влияния на повреждаемость труб.

Приведенные результаты свидетельствуют, что водородное охрупчивание оказалось решающим фактором повреждаемости экранных труб котлов КрТЭЦ.

Потребовалось дополнительное изучение, какой из факторов оказывает на этот процесс определяющее влияние: а) термоциклирование из-за дестабилизации нормального режима кипения в зонах повышенных тепловых потоков при наличии отложений на испарительной поверхности, а, как результат, — повреждение покрывающих ее защитных оксидных пленок; б) наличие в рабочей среде коррозионно активных примесей, концентрирующихся в отложениях у испарительной поверхности; в) совместное действие факторов «а» и «б».

Особо стоит вопрос о роли топочного режима. Характер кривых свидетельствует о скоплении водорода в ряде случаев вблизи наружной поверхности экранных труб. Это возможно прежде всего при наличии на указанной поверхности плотного слоя сульфидов, в значительной мере не проницаемых для водорода, диффундирующего от внутренней поверхности к наружной. Образование сульфидов обусловлено: высокой сернистостью сжигаемого топлива; набросом факела на экранные панели. Другой причиной наводораживания металла у наружной поверхности является протекание коррозионных процессов при контакте металла с дымовыми газами. Как показал анализ наружных отложений труб котлов, обычно имело место действие обеих приведенных причин.

Роль топочного режима проявляется также в коррозии экранных труб под действием чистой воды, которая чаще всего наблюдается на парогенераторах высокого давления. Очаги коррозии расположены обычно в зоне максимальных местных тепловых нагрузок и только на обогреваемой поверхности трубы. Это явление ведет к образованию круглых или эллиптических углублений диаметром больше 1 см.

Перегрев металла возникает наиболее часто при наличии отложений в связи с тем, что количество воспринятого тепла будет практически одинаковым как для чистой трубы, так и для трубы, содержащей накипь температура трубы будет разной.

Ряд электростанций использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению рН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подкисления, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000–3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na‑катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии – солей жесткости.

При плохо налаженной деаэрации воды и возможных повышениях концентраций кислорода и углекислоты из-за отсутствия дополнительных защитных мероприятий в системах теплоснабжения внутренней коррозии подвержены трубопроводы, теплообменные аппараты, аккумуляторные баки и другое оборудование.

Известно, что повышение температуры способствует развитию коррозионных процессов, протекающих как с поглощением кислорода, так и с выделением водорода. С увеличением температуры выше 40 °С кислородная и углекислотная формы коррозии резко усиливаются.

Особый вид подшламовой коррозии протекает в условиях незначительного содержания остаточного кислорода (при выполнении норм ПТЭ) и при количестве окислов железа более 400 мкг/дм 3 (в пересчете на Fe). Этот вид коррозии, ранее известный в практике эксплуатации паровых котлов, был обнаружен в условиях сравнительно слабого подогрева и отсутствия тепловых нагрузок. В этом случае рыхлые продукты коррозии, состоящие в основном из гидратированных трехвалентных окислов железа, являются активными деполяризаторами катодного процесса.

При эксплуатации теплофикационного оборудования нередко наблюдается щелевая коррозия, т. е. избирательное, интенсивное коррозионное разрушение металла в щели (зазоре). Особенностью процессов, протекающих в узких зазорах, является пониженная концентрация кислорода по сравнению с концентрацией в объеме раствора и замедленный отвод продуктов коррозионной реакции. В результате накопления последних и их гидролиза возможно снижение рН раствора в щели.

При постоянной подпитке тепловой сети с открытым водоразбором деаэрированной водой возможность образования сквозных свищей на трубопроводах полностью исключается только при нормальном гидравлическом режиме, когда во всех точках системы теплоснабжения постоянно поддерживается избыточное давление выше атмосферного.

Причины язвенной коррозии труб водогрейных котлов и другого оборудования следующие: некачественная деаэрация подпиточной воды; низкое значение рН, обусловленное присутствием агрессивной углекислоты (до 10–15 мг/дм 3); накопление продуктов кислородной коррозии железа (Fe 2 O 3) на теплопередающих поверхностях. Повышенное содержание окислов железа в сетевой воде способствует заносу поверхностей нагрева котла железоокисными отложениями.

Ряд исследователей признает важную роль в возникновении подшламовой коррозии процесса ржавления труб водогрейных котлов при их простоях, когда не принято должных мер для предупреждения стояночной коррозии. Очаги коррозии, возникающие под воздействием на влажные поверхности котлов атмосферного воздуха, продолжают функционировать при работе котлов.

Коррозия стали в паровых котлах, протекающая под действием водяного пара, сводится, в основном, к следующей реакции:

ЗFе + 4Н20 = Fe2O3 + 4H2

Можно считать, что внутренняя поверхность котла представляет тонкую пленку магнитной окиси железа. Во время эксплуатации котла пленка окиси непрерывно разрушается и снова образуется, причем выделяется водород. Поскольку поверхностная пленка магнитной окиси железа представляет основную защиту для стали, ее следует поддерживать в состоянии наименьшей проницаемости для воды.
Для котлов, арматуры, водо- и паропроводов применяются преимущественно простые углеродистые или низколегированные стали. Коррозионной средой во всех случаях являются вода или водяной пар различной степени чистоты.
Температура, при которой может протекать коррозионный процесс, колеблется от температуры помещения, где находится бездействующий котел, до температуры кипения насыщенных растворов при работе котла, достигающей иногда 700°. Раствор может иметь температуру, значительно более высокую, чем критическая температура чистой воды (374°). Однако высокие концентрации солей в котлах встречаются редко.
Механизм, посредством которого физические и химические причины могут приводить к разрушению пленки в паровых котлах, по существу на отличается от механизма, исследованного при более низких температурах на менее ответственном оборудовании. Разница заключается в том, что скорость
коррозии в котлах значительно больше вследствие высокой температуры и давления. Большая скорость теплопередачи от стенок котла к среде, достигающая 15 кал/см2сек, также усиливает коррозию.

ТОЧЕЧНАЯ КОРРОЗИЯ

Форма коррозионных раковин и их распределение на поверхности металла могут изменяться в широких пределах. Коррозионные раковины иногда образуются внутри уже существующих раковин и часто располагаются настолько близко друг к другу, что поверхность становится чрезвычайно неровной.

Распознавание точечной коррозии

Выяснение причины образования коррозионных разрушений определенного типа часто весьма затруднительно, так как одновременно могут действовать несколько причин; кроме того, ряд изменений, происходящих при охлаждении котла от высокой температуры и при спуске воды, иногда маскирует явления, имевшие место при эксплуатации. Однако опыт существенно помогает распознавать точечную коррозию в котлах. Например, было замечено, что присутствие в коррозионной раковине или на поверхности бугорка черной магнитной окиси железа указывает, что в котле протекал активный процесс. Подобными наблюдениями часто пользуются при проверке мероприятий, принятых для защиты от коррозии.
Не следует смешивать ту окись железа, которая образуется в местах активной коррозии, с черной магнитной окисью железа, присутствующей иногда в виде взвеси в котловой воде. Необходимо помнить, что ни общее количество мелкодисперсной магнитной окиси железа, ни количество выделяющегося в котле водорода не могут служить надежным признаком степени и размеров происходящей коррозии. Гидрат закиси железа, попадающий в котел из посторонних источников, например из резервуаров для конденсата или из питающих котел трубопроводов, может частично объяснить присутствие в котле как окиси железа, так и водорода. Гидрат закиси железа, поступающий с питательной водой, взаимодействует в котле по реакции.

ЗFе (ОН)2 = Fе3O4 + 2Н2О + Н2.

Причины, влияющие на развитие точечной коррозии

Посторонние примеси и напряжения. Неметаллические включения в стали, так же как и напряжения, способны создавать анодные участки на металлической поверхности. Обычно коррозионные раковины бывают разных размеров и разбросаны по поверхности в беспорядке. При наличии напряжений расположение раковин подчиняется направлению приложенного напряжения. Типичными примерами могут служить плавниковые трубки в местах, где плавники дали трещины, а также места развальцовки котельных трубок.
Растворенный кислород.
Возможно, что самым сильным активатором точечной коррозии является растворенный в воде кислород. При всех температурах, даже в щелочном растворе, кислород служит активным деполяризатором. Кроме того, в котлах легко могут возникать кислородные концентрационные элементы, особенно под окалиной или загрязнениями, где создаются застойные участки. Обычной мерой борьбы с такого рода коррозией служит деаэрация.
Растворенный угольный ангидрид.
Так как растворы угольного ангидрида имеют слабокислую реакцию,
то он ускоряет коррозию в котлах. Щелочная котловая вода снижает агрессивность растворенного угольного ангидрида однако получающаяся от этого выгода не распространяется на поверхности, омываемые паром, или на трубопроводы для конденсата. Удаление угольного ангидрида вместе с растворенным кислородом путем механической деаэрации является обычным мероприятием.
Недавно были произведены попытки применить циклогексиламин с целью устранения коррозии в паропроводах и трубопроводах для конденсата отопительных систем.
Отложения на стенках котла.
Очень часто коррозионные раковины можно обнаружить вдоль наружной поверхности (или под поверхностью) таких отложений, как прокатная окалина, котельный шлам, котельная накипь, продукты коррозии, масляные пленки. Раз начавшись, точечная коррозия будет развиваться дальше, если не удалить продуктов коррозии. Этот вид местной коррозии усиливается катодным (по отношению к котельной стали) характером осадков или истощением кислорода под отложениями.
Медь в котловой воде.
Если принять во внимание большие количества медных сплавов, применяемых для вспомогательного оборудования (конденсаторы, насосы и т. п.), то нет ничего удивительного в том, что в большинстве случаев в котельных отложениях содержится медь. Она присутствует обычно в металлическом состоянии, иногда в виде окиси. Количество меди в отложениях изменяется от долей процента до почти чистой меди.
Вопрос о значении медных отложении в котельной коррозии нельзя считать решенным. Некоторые утверждают, что медь лишь присутствует при коррозионном процессе и никак на него не влияет, другие, напротив, считают, что медь, являясь катодом по отношению к стали, может способствовать точечной коррозии. Ни одна из этих точек зрения не подтверждена прямыми опытами.
Во многих случаях наблюдалась незначительная коррозия (или даже полное ее отсутствие), несмотря на то, что отложения по всему котлу содержали значительные количества металлической меди. Имеются также сведения, что при контакте меди с малоуглеродистой сталью в щелочной котловой воде, при повышенных температурах, медь разрушается скорее, чем сталь. Медные кольца, обжимающие концы развальцованных труб, медные заклепки и экраны вспомогательного оборудования, через которое проходит котловая вода, почти полностью разрушаются даже при относительно низких температурах. Ввиду этого считается, что металлическая медь не усиливает коррозии котельной стали. Отложившуюся медь можно рассматривать просто как конечный продукт восстановления окиси меди водородом в момент его образования.
Наоборот, весьма сильные коррозионные изъязвления котельного металла часто наблюдаются по соседству с отложениями, особо богатыми медью. Эти наблюдения привели к предположению, что медь, поскольку она катодна по отношению к стали, способствует точечной коррозии.
Поверхность котлов редко представляет обнаженное металлическое железо. Чаще всего на ней имеется защитный слой, состоящий преимущественно из окиси железа. Возможно, что там, где в этом слое образуются трещины, обнажается поверхность, являющаяся анодной относительно меди. В таких местах образование коррозионных раковин усиливается. Этим же можно объяснить в некоторых случаях ускоренное разъедание в тех местах, где образовалась раковина, а также сильную точечную коррозию, наблюдаемую иногда после очистки котлов с применением кислот.
Неправильный уход за бездействующими котлами.
Одной из самых частых причин образования коррозионных раковин является отсутствие надлежащего ухода за бездействующими котлами. Бездействующий котел должен содержаться либо совершенно сухим, либо наполненным водой, обработанной таким образом, чтобы коррозия была невозможна.
Вода, оставшаяся на внутренней поверхности бездействующег котла, растворяет кислород из воздуха, что приводит к образованию раковин, которые в дальнейшем явятся центрами вокруг которых будет развиваться коррозионный процесс.
Обычные инструкции по предохранению бездействующих котлов от коррозии заключаются в следующем:
1) спуск воды из еще горячего котла (около 90°); продувание котла воздухом до полного его осушения и содержание в сухом состоянии;
2) наполнение котла щелочной водой (рН = 11), содержащей избыток ионов SО3″ (около 0,01%), и хранение под водяным или паровым затвором;
3) наполнение котла щелочным раствором, содержащим, соли хромовой кислоты (0,02-0,03% СгО4″).
При химической очистке котлов защитный слой окиси железа будет снят во многих местах. Впоследствии эти места могут не покрыться вновь образованным сплошным слоем и на них, даже в отсутствие меди, появятся раковины. Поэтому рекомендуется немедленно после химической очистки возобновить слой окиси железа путем обработки кипящим щелочным раствором (подобно тому, как это делается для новых котлов, вступающих в эксплуатацию).

Коррозия экономайзеров

Общие положения, касающиеся котельной коррозии, в равной мере применимы и к экономайзерам. Однако экономайзер, подогревая питательную воду и располагаясь перед котлом, особенно чувствителен к образованию коррозионных раковин. Он представляет первую поверхность с высокой температурой, испытывающую на себе разрушающее действие кислорода, растворенного в питательной воде. Кроме того, вода, проходящая через экономайзер, имеет, как правило, низкое значение рН и не содержит химических замедлителей.
Борьба с коррозией экономайзеров заключается в деаэрации воды и добавке щелочи и химических замедлителей.
Иногда обработка котловой воды осуществляется пропусканием части ее через экономайзер. В этом случае следует избегать отложений шлама в экономайзере. Нужно учитывать также влияние такой рециркуляции котловой воды на качество пара.

ОБРАБОТКА КОТЛОВОЙ ВОДЫ

При обработке котловой воды с целью защиты от коррозии первостепенной задачей является образование и сохранение защитной пленки на металлических поверхностях. Сочетание добавляемых в воду веществ зависит от рабочих условий, особенно от давления, температуры, тепловой напряженности качества питательной воды. Однако для всех случаев нужно соблюдать три правила: котловая вода должна быть щелочной, не должна содержать растворенного кислорода и загрязнять поверхность нагрева.
Едкий натр лучше всего обеспечивает защиту при рН =11-12. На практике при сложном составе котловой воды наилучшие результаты получаются при рН = 11. Для котлов, работающих при давлениях ниже 17,5 кг/см2, рН обычно поддерживается в пределах, между 11,0 и 11,5. Для более высоких давлений, ввиду возможности разрушения металла в результате неправильной циркуляции и местного повышения концентрации раствора щелочи, рН обычно берется равным 10,5 — 11,0.
Для удаления остаточного кислорода широко применяются химические восстановители: соли сернистой кислоты, гидрат закиси железа и органические восстановители. Соединения двухвалентного железа очень хороши для удаления кислорода, но образуют шлам, который оказывает нежелательное влияние на теплопередачу. Органические восстановители, ввиду их неустойчивости при высоких температурах, обычно не рекомендуются для котлов, работающих при давлениях выше 35 кг/см2. Имеются данные о разложении сернистокислых солей при повышенных температурах. Однако применение их в небольших концентрациях в котлах, работающих под давлением вплоть до 98 кг/см2, широко практикуется. Многие установки высокого давления работают вообще без химической деаэрации.
Стоимость специального оборудования для деаэрации, несмотря на несомненную его пользу, не всегда оправдывается для малых установок, работающих при сравнительно низких давлениях. При давлениях ниже 14 кг/см2 частичная деаэрация в подогревателях питательной воды может довести содержание растворенного кислорода приблизительно до 0,00007%. Добавка химических восстановителей дает хорошие результаты, особенно, когда рН воды выше 11, а вещества, связывающие кислород, добавляются до поступления воды в котел, что обеспечивает поглощение кислорода вне котла.

КОРРОЗИЯ В КОНЦЕНТРИРОВАННОЙ КОТЛОВОЙ ВОДЕ

Низкие концентрации едкого натра (порядка 0,01%) способствуют сохранению окисного слоя на стали в состоянии, надежно обеспечивающем защиту от коррозии. Местное повышение концентрации вызывает сильную коррозию.
Участки котельной поверхности, на которых концентрация щелочи достигает опасной величины, обычно характеризуются избыточным, по отношению к циркулирующей воде, подводом тепла. Обогащенные щелочью зоны у поверхности металла могут возникать в разных местах котла. Коррозионные изъязвления расположены в виде полос или удлиненных участков, иногда гладких, а иногда наполненных твердой и плотной магнитной окисью.
Трубки, расположенные горизонтально или слегка наклонно и подверженные интенсивному действию излучения сверху, разъедаются внутри, вдоль верхней образующей. Подобные случаи наблюдались в котлах большой мощности, а также воспроизводились при специально поставленных опытах.
Трубки, в которых циркуляция воды неравномерна или нарушается при большой нагрузке котла, могут подвергаться разрушению вдоль нижней образующей. Иногда коррозия более резко выражена вдоль переменного уровня воды на боковых поверхностях. Часто можно наблюдать обильные скопления магнитной окиси железа-иногда рыхлые, иногда представляющие плотные массы.
Перегрев стали часто усиливает разрушение. Это может произойти в результате образования прослойки пара в верхней части наклонной трубки. Образование паровой рубашки возможно и в вертикальных трубках при усиленном подводе тепла, на что указывает измерение температуры в различных местах трубок во время работы котла. Характерные данные, полученные при этих измерениях, представлены на рис. 7. Ограниченные участки перегрева в вертикальных трубках, имеющих нормальную температуру выше и ниже „горячего места», возможно являются результатом пленочного кипения воды.
Всякий раз, как на поверхности котельной трубки
образуется пузырек пара, температура металла под ним повышается.
Повышение концентрации щелочи в воде должно происходить на поверхности раздела: пузырек пара — вода — поверхность нагрева. На рис. показано, что даже незначительное повышение температуры водяной пленки, соприкасающейся с металлом и с расширяющимся пузырьком пара, приводит к концентрации едкого натра, измеряемой уже процентами а не миллионными долями. Пленка воды, обогащенной щелочью, образующаяся в результате появления каждого пузырька пара, влияет на малый участок металла и в течение весьма короткого времени. Тем не менее, суммарное действие пара на поверхность нагрева может быть уподоблено непрерывному действию концентрированного раствора щелочи, несмотря на то, что общая масса воды содержит всего лишь миллионные доли едкого натра. Было сделано несколько попыток найти разрешение вопроса, связанного с местным повышением концентрации едкого натра на поверхностях нагрева. Так предлагалось добавлять к воде нейтральные соли (например, хлористые металлы) в большей концентрации, чем едкий натр. Однако лучше всего вовсе исключить добавку едкого натра и обеспечить необходимую величину рН введением гидролизующихся солей фосфорной кислоты. Зависимость между рН раствора и концентрацией фосфорнонатриевой соли представлена на рис. Несмотря на то, что вода, содержащая фосфорнонатриевую соль, имеет высокое значение рН, ее можно упаривать без значительного повышения концентрации гидроксильных ионов.
Следует, однако, помнить, что исключение действия едкого натра означает только, что удален один фактор, ускоряющий коррозию. Если в трубках образуется паровая рубашка, то хотя бы вода и не содержала щелочи, коррозия все же возможна, хотя и в меньшей степени, чем в присутствии едкого натра. Решение задачи следует искать также путем изменения конструкции, учитывая в то же время тенденцию к постоянному увеличению энергетической напряженности поверхностей нагрева, что, в свою очередь, безусловно усиливает коррозию.
Если температура тонкого слоя воды, непосредственно у нагревающей поверхности трубки, превосходит среднюю температуру воды в грубке хогя бы на малую величину, в таком слое может относительно сильно вырасти концентрация едкого натра. Кривая приблизительно показывает условия равновесия в растворе, содержащем только едкий натр. Точные данные зависят, до некоторой степени, от давления в котле.

ЩЕЛОЧНАЯ ХРУПКОСТЬ СТАЛИ

Щелочную хрупкость можно определить, как появление трещин в районе заклепочных швов или в других местах соединений, где возможно скопление концентрированного раствора щелочи и где имеются высокие механические напряжения.
Наиболее серьезные повреждения почти всегда происходят в районе заклепочных швов. Иногда они приводят к взрыву котла; чаще приходится производить дорогостоящий ремонт даже сравнительно новых котлов. Одна американская железная дорога за год зарегистрировала образование трещин у 40 паровозных котлов, что потребовало ремонта стоимостью около 60000 долларов. Появление хрупкости было установлено также на трубках в местах развальцовки, на связях, коллекторах и в местах резьбовых соединений.

Напряжение, необходимое для возникновения щелочной хрупкости

Практика показывает малую вероятность хрупкого разрушения обычной котельной стали, если напряжения не превышают предела текучести. Напряжения, создаваемые давлением пара или равномерно распределенной нагрузкой от собственного веса сооружения, не могут привести к образованию трещин. Однако напряжения, создаваемые прокаткой листового материала, предназначенного для изготовления котлов, деформацией во время клепки или любой холодной обработкой, сопряженной с остаточной деформацией, могут вызвать образование трещин.
Наличие прилагаемых извне напряжений необязательно для образования трещин. Образец котельной стали, предварительно выдержанный при постоянном изгибающем напряжении, а затем освобожденный, может дать трещину в щелочном растворе, концентрация которого равняется повышенной концентрации щелочи в котловой воде.

Концентрация щелочи

Нормальная концентрация щелочи в барабане котла не может вызвать образования трещин, потому что она не превышает 0,1% NaОН, а наименьшая концентрация, при которой наблюдается щелочная хрупкость, выше нормальной приблизительно в 100 раз.
Такие высокие концентрации могут получаться в результате чрезвычайно медленного просачивания воды через заклепочный шов или какой-либо другой зазор.
Это объясняет появление твердых солей снаружи большинства заклепочных швов в паровых котлах. Наиболее опасной течью является такая, которую трудно обнаружить Она оставляет осадок твердого вещества внутри заклепочного шва, где имеются высокие остаточные напряжения. Совместное действие напряжения и концентрированного раствора может вызвать появление трещин щелочной хрупкости.

Устройство для выявления щелочной хрупкости

Специальное устройство для контроля состава воды воспроизводит процесс упаривания воды с повышением концентрации щелочи на напряженном стальном образце в тех же условиях, в которых это происходит в районе заклепочнох шва. Растрескивание контрольного образца указывает, что
котловая вода данного состава способна вызвать щелочную хрупкость. Следовательно, в таком случае необходима обработка воды, устраняющая ее опасные свойства. Однако растрескивание контрольного образца еще не означает, что в котле уже появились или появятся трещины. В заклепочных швах или в других местах соединений необязательно имеются одновременно и течь (пропаривание), и напряжение, и повышение концентрации щелочи, как у контрольного образца.
Контрольное устройство устанавливается непосредственно на паровом котле и позволяет судить о качестве котловой воды.
Испытание длится 30 и более дней при постоянной циркуляции воды через контрольное устройство.

Распознавание трещин щелочной хрупкости

Трещины щелочной хрупкости в обычной котельной стали носят иной характер, чем усталостные трещины или трещины, образовавшиеся вследствие высоких напряжений. Это иллюстрируется рис. I9, который показывает межкристаллитный характер таких трещин, образующих тонкую сетку. Разницу между межкристаллитными трещинами щелочной хрупкости и внутрикристаллитными трещинами, вызванными коррозионной усталостью, можно видеть при сравнении.
В легированных сталях (например, никелевых или кремнемарганцовистых), применяемых для паровозных котлов, трещины также располагаются сеткой, но не всегда проходят между кристаллитами, как в случае обыкновенной котельной стали.

Теория щелочной хрупкости

Атомы в кристаллической решетке металла, находящиеся на границах кристаллитов, испытывают менее симметричное воздействие своих соседей, чем атомы в остальной массе зерна. Поэтому они легче покидают кристаллическую решетку. Можно думать, что при тщательном подборе агрессивной среды удастся осуществить такое избирательное удаление атомов с границ кристаллитов. Действительно, опыты показывают, что в кислых, нейтральных (с помощью слабого электрического тока, создающего условия, благоприятные для коррозии) и концентрированных растворах щелочи можно получить межкристаллитное растрескивание. Если раствор, вызывающий общую коррозию, изменен добавкой какого-либо вещества, образующего защитную пленку на поверхности кристаллитов, коррозия сосредоточивается на границах между кристаллитами.
Агрессивным раствором в рассматриваемом случае является раствор едкого натра. Кремненатриевая соль может защищать поверхности кристаллитов, не действуя при этом на границы между ними. Результат совместного защитного и агрессивного действия зависит от многих обстоятельств: концентрации, температуры, напряженного состояния металла и состава раствора.
Существуют также коллоидная теория щелочной хрупкости и теория действия водорода, растворяющегося в стали.

Способы борьбы с щелочной хрупкостью

Одним из способов борьбы с щелочной хрупкостью является замена клепки котлов сваркой, что исключает возможность образования течи. Хрупкость можно устранить также примене
нием стали, стойкой против межкристаллитной коррозии, или химической обработкой котловой воды. В клепаных котлах, применяемых в настоящее время, последний способ является единственно приемлемым.
Предварительные испытания с применением контрольного образца представляют наилучший способ определения действенности тех или иных защитных добавок к воде. Сернистонатриевая соль не предупреждает растрескивания. Азотнонатриевая соль успешно применяется для предохранения от растрескивания при давлениях до 52,5 кг/см2. Концентрированные растворы азотнонатриевой соли, кипящие при атмосферном давлении, могут вызывать коррозионные трещины при напряжении мягкой стали.
В настоящее время азотнонатриевая соль широко применяется в стационарных котлах. Концентрация азотнонатриевой соли отвечает 20- 30% от концентрации щелочи.

КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ

Коррозия на внутренних поверхностях трубок пароперегревателей обусловлена прежде всего взаимодействием между металлом и паром при высокой температуре и в меньшей степени — уносом солей котловой воды паром. В последнем случае на металлических стенках могут образовываться пленки растворов с высокой концентрацией едкого натра, непосредственно разъедающие сталь или же дающие отложения, спекающиеся на стенке трубок, что может привести к образованию отдулин. В бездействующих котлах и в случаях конденсации пара в относительно холодных пароперегревателях может развиваться точечная коррозия под влиянием кислорода и угольного ангидрида.

Водород, как мера скорости коррозии

Температура пара в современных котлах приближается к температурам, применяемым в промышленном производстве водорода прямой реакцией между паром и железом.
О скорости коррозии труб из углеродистой и легированной сталей под действием пара, при температурах до 650°, можно судить по объему выделяющегося водорода. Иногда пользуются выделением водорода, как мерилом общей коррозии.
В последнее время на силовых станциях США применяются три типа миниатюрных установок для удаления газов и воздуха. Они обеспечивают полное удаление газов, а дегазированный конденсат пригоден для определения в нем солей, уносимых паром из котла. Приближенная величина общей коррозии пароперегревателя во время работы котла может быть получена определением разности концентраций водорода в пробах пара, взятых до и после прохода его через пароперегреватель.

Коррозия, вызываемая примесями в паре

Насыщенный пар, входящий в пароперегреватель, уносит с собой малые, но измеримые количества газов и солей из котловой воды. Наиболее часто встречающиеся газы — кислород, аммиак и двуокись углерода. При прохождении пара через пароперегреватель ощутимого изменения концентрации этих газов не наблюдается. Только незначительная коррозия металлического пароперегревателя может быть отнесена за счет действия этих газов. До сих пор еще не доказано, что соли, растворенные в воде, в сухом виде или осажденные на элементах пароперегревателя, могут способствовать коррозии. Однако едкий натр, будучи основной составной частью увлекаемых котловой водой солей, может способствовать коррозии сильно нагретой трубки, особенно если щелочь пристает к металлической стенке.
Повышение чистоты насыщенного пара достигается предварительным тщательным удалением газов из питательной воды. Уменьшение количества солей, увлекаемых паром, достигается тщательной очисткой в верхнем коллекторе, применением механических сепараторов, промывкой насыщенного пара питательной водой или подходящей химической обработкой воды.
Определение концентрации и природы газов, увлекаемых насыщенным паром, осуществляется применением указанных выще устройств и химическим анализом. Определение концентрации солей в насыщенном паре удобно производить путем измерения электропроводности воды или испарения большого количества конденсата.
Предложен улучшенный способ измерения электропроводности, даны соответствующие поправки на некоторые растворенные газы. Конденсат в упомянутых выше миниатюрных установках для удаления газов также может быть использован для измерения электропроводности.
Когда котел бездействует, пароперегреватель представляет собой холодильник, в котором скапливается конденсат; в этом случае возможна обычная подводная точечная коррозия, если пар содержал кислород или двуокись углерода.

Популярные статьи

В судовых паровых котлах коррозия может протекать как со стороны пароводяного контура, так и со стороны продуктов сгорания топлива.

Внутренние поверхности пароводяного контура могут подвергаться следующим видам коррозии;

Кислородная коррозия — является наиболее опасным видом коррозии. Характерной особенностью кислородной коррозии является образование местных точечных очагов коррозии, доходящих до глубоких язвин и сквозных дыр; Наиболее подвержены кислородной коррозии входные участки экономайзеров, коллекторы и опускные трубы циркуляционных контуров.

Нитритная коррозия — в отличие от кислородной поражает внутренние поверхности теплонапряженных подъемных трубок и вызывает образование более глубоких язвин диаметром 15 ^ 20 мм.

Межкристаллитная коррозия является особым видом коррозии и возникает в местах наибольших напряжений металла (сварные швы, вальцовочные и фланцевые соединения) в результате взаимодействия котельного металла с высококонцентрированной щелочью. Характерной особенностью является появление на поверхности металла сетки из мелких трещин, постепенно развивающихся в сквозные трещины;

Подшламоеая коррозия возникает в местах отложения шлама и в застойных зонах циркуляционных контуров котлов. Процесс протекания носит электрохимический характер при контакте окислов железа с металлом.

Со стороны продуктов сгорания топлива могут наблюдаться следующие виды коррозии;

Газовая коррозия поражает испарительные, перегревательные и экономайзерные поверхности нагрева, обшивку кожуха,

Газонаправляющие щиты и другие элементы котла, подвергающиеся воздействию высоких температур газов.. При повышении температуры металла котельных труб свыше 530 0С (для углеродистой стали) начинается разрушение защитной оксидной пленки на поверхности труб, обеспечивая беспрепятственный доступ кислорода к чистому металлу. При этом на поверхности труб происходит коррозия с образованием окалины.

Непосредственной причиной этого вида коррозии является нарушение режима охлаждения указанных элементов и повышение их температуры выше допустимой. Для труб поверхностей нагрева причинами повЫш
Ения температуры стенок могут быть; образование значительного слоя накипи, нарушения режима циркуляции (застой, опрокидывание, образование паровых пробок), упуск воды из котла, неравномерность раздачи воды и отбора пара по длине парового коллектора.

Высокотемпературная (ванадиевая) коррозия поражает поверхности нагрева пароперегревателей, расположенные в зоне высоких температур газов. При сжигании топлива происходит образование окислов ванадия. При этом при недостатке кислорода образуется трехокись ванадия, а при его избытке — пятиокись ванадия. Коррозионно-опасной является пятиокись ванадия У205, имеющая температуру плавления 675 0С. Пятиокись ванадия, выделяющаяся при сжигании мазутов, налипает на поверхности нагрева, имеющие высокую температуру, и вызывает активное разрушение металла. Опыты показали, что даже такие содержания ванадия, как 0,005 % по весовому составу могут вызвать опасную коррозию.

Ванадиевую коррозию можно предотвратить снижением допустимой температуры металла элементов котла и организацией горения с минимальными коэффициентами избытка воздуха а = 1,03 + 1,04.

Низкотемпературная (кислотная) коррозия поражает в основном хвостовые поверхности нагрева. В продуктах сгорания сернистых мазутов всегда присутствуют пары воды и соединения серы, образующие при соединении друг с другом серную кислоту. При омывании газами относительно холодных хвостовых поверхностей нагрева пары серной кислоты конденсируется на них и вызывают коррозию металла. Интенсивность низкотемпературной коррозии зависит от концентрации серной кислоты в пленке влаги, оседающей на поверхностях нагрева. При этом концентрация Б03 в продуктах сгорания определяется не только содержанием серы в топливе. Основными факторами, влияющими на скорость протекания низкотемпературной коррозии, являются;

Условия протекания реакции горения в топке. При повышении коэффициента избытка воздуха увеличивается процентное содержание газа Б03 (при а = 1,15 окисляется 3,6 % серы, содержащейся в топливе; при а = 1,7 окисляется около 7 % серы). При коэффициентах избытка воздуха а = 1,03 — 1,04 серного ангидрида Б03 практически не образуется;

Состояние поверхностей нагрева;

Питание котла слишком холодной водой, вызывающей понижение температуры стенок труб экономайзера ниже тоски росы для серной кислоты;

Концентрация воды в топливе; при сжигании обводненных топлив точка росы повышается вследствие повышения парциального давления водяных паров в продуктах сгорания.

Стояночная коррозия поражает внешние поверхности труб и коллекторов, обшивку, топочные устройства, арматуру и другие элементы газовоздушного тракта котла. Сажа, образующаяся при сжигании топлива, покрывает поверхности нагрева и внутренние части газовоздушного тракта котла. Сажа гигроскопична, и при остывании котла легко впитывает влагу, вызывающую коррозию. Коррозия носит язвенный характер при образовании на поверхности металла пленки раствора серной кислоты при остывании котла и снижении температуры его элементов ниже точки росы для серной кислоты.

Борьба со стояночной коррозией основана на создании условий, исключающих попадание влаги на поверхности котельного металла, а также нанесением антикоррозионных покрытий на поверхности элементов котлов.

При кратковременном бездействии котлов после осмотра и чистки поверхностей нагрева с целью предотвращения попадания атмосферных осадков в газоходы котлов на дымовую трубу необходимо одевать чехол, закрывать воздушные регистры, смотровые отверстия. Необходимо постоянно контролировать влажность и температуру в МКО.

Для предотвращения коррозии котлов во время бездействия используются различные способы хранения котлов. Различают два способа хранения; мокрое и сухое.

Основным способом хранения котлов является мокрое хранение. Оно предусматривает полное заполнение котла питательной водой, пропущенной через электроно-ионообменные и обескислораживающие фильтры, включая пароперегреватель и экономайзер. Держать котлы на мокром хранении можно не более 30 суток. В случае более длительного бездействия котлов применяется сухое хранение котла.

Сухое хранение предусматривает полное осушение котла от воды с размещением в коллекторах котла бязевых мешочков с селикагелем, поглощающим влагу. Периодически производится вскрытие коллекторов, контрольный замер массы селикагеля с целью определения массы поглощенной влаги, и выпаривание поглощенной влаги из селикаг

Оцените статью