Un método para prevenir la formación de incrustaciones en tuberías de calefacción de agua caliente y calderas de vapor. Tipos de daños a las tuberías de las superficies de calefacción de calderas y sus causas Corrosión por cloro de las tuberías de las calderas
2.1. Superficies calefactoras.
Los daños más típicos en las tuberías de superficie de calefacción son: grietas en la superficie de las tuberías de cribas y calderas, ataques de corrosión en las superficies exterior e interior de las tuberías, roturas, adelgazamiento de las paredes de las tuberías, grietas y destrucción de campanas.
Motivos de la aparición de grietas, roturas y fístulas: depósitos de sales en las tuberías de las calderas, productos de corrosión, cordones de soldadura que ralentizan la circulación y provocan el sobrecalentamiento del metal, daños mecánicos externos, alteración del régimen químico del agua.
La corrosión de la superficie exterior de las tuberías se divide en baja y alta temperatura. La corrosión a baja temperatura ocurre en los lugares donde se instalan los sopladores, cuando, como resultado de una operación incorrecta, se permite que se forme condensación en las superficies de calefacción cubiertas de hollín. La corrosión a alta temperatura puede ocurrir en la segunda etapa del sobrecalentador cuando se quema combustible ácido.
La corrosión más común de la superficie interior de las tuberías se produce cuando los gases corrosivos (oxígeno, dióxido de carbono) o las sales (cloruros y sulfatos) contenidos en el agua de la caldera interactúan con el metal de las tuberías. Corrosión superficie interior Las tuberías se manifiestan en la formación de picaduras, úlceras, caries y grietas.
La corrosión de la superficie interior de las tuberías también incluye: corrosión por estancamiento de oxígeno, corrosión alcalina debajo de los lodos de las tuberías de calderas y cribas, fatiga por corrosión, que se manifiesta en forma de grietas en las tuberías de calderas y cribas.
Los daños en las tuberías por fluencia se caracterizan por un aumento del diámetro y la formación de grietas longitudinales. Deformaciones en lugares donde las tuberías están dobladas y uniones soldadas puede tener diferentes direcciones.
El quemado y la incrustación en las tuberías ocurren debido a su sobrecalentamiento a temperaturas que exceden la temperatura de diseño.
Los principales tipos de daños en las soldaduras realizadas mediante soldadura por arco manual son las fístulas que surgen por falta de penetración, inclusiones de escoria, poros de gas y falta de fusión en los bordes de las tuberías.
Los principales defectos y daños en la superficie del sobrecalentador son: corrosión e incrustaciones en las superficies exterior e interior de las tuberías, grietas, riesgos y delaminación del metal de las tuberías, fístulas y roturas de tuberías, defectos en las uniones soldadas de las tuberías, deformaciones residuales como resultado de la fluencia.
El daño a las soldaduras en ángulo de las bobinas de soldadura y los accesorios a los colectores, causado por una violación de la tecnología de soldadura, se presenta en forma de grietas anulares a lo largo de la línea de fusión desde el lado de la bobina o los accesorios.
Las averías típicas que surgen durante el funcionamiento del atemperador de superficie de la caldera DE-25-24-380GM son: corrosión interna y externa de tuberías, grietas y fístulas en soldaduras.
costuras y dobleces de tuberías, cavidades que puedan ocurrir durante reparaciones, riesgos en la cara de bridas, fugas de conexiones de bridas por desalineación de bridas. Durante una prueba hidráulica de la caldera, se puede
determine únicamente la presencia de fugas en el atemperador. Para identificar defectos ocultos, se debe realizar una prueba hidráulica individual del atemperador.
2.2. Tambores de caldera.
Los daños típicos en los tambores de las calderas son: grietas-desgarros en las superficies internas y externas de las carcasas y fondos, grietas-desgarros alrededor agujeros de tubería en la superficie interior de los tambores y en la superficie cilíndrica de los orificios de las tuberías, corrosión intercristalina de carcasas y fondos, separación por corrosión de las superficies de carcasas y fondos, ovalidad del tambor, oddulina (protuberancias) en las superficies de los tambores enfrentados el horno, causado por el efecto de la temperatura de la antorcha en casos de destrucción (o pérdida) de piezas individuales del revestimiento.
2.3. Estructuras metálicas y revestimiento de calderas.
Dependiendo de la calidad del trabajo preventivo, así como de los modos y períodos de funcionamiento de la caldera, sus estructuras metálicas pueden tener los siguientes defectos y daños: roturas y dobleces de puntales y eslabones, grietas, daños por corrosión en la superficie del metal.
Como resultado de la exposición prolongada a las temperaturas, se producen grietas y daños a la integridad de los ladrillos perfilados, fijados con pasadores al tambor superior desde el costado de la cámara de combustión, así como grietas en Enladrillado a lo largo del tambor inferior y el piso de la cámara de combustión.
Particularmente común es la destrucción de la tronera de ladrillo del quemador y la violación de las dimensiones geométricas debido a la fusión del ladrillo.
3. Comprobación del estado de los elementos de la caldera.
El estado de los elementos de la caldera llevados a reparación se verifica en base a los resultados de una prueba hidráulica, una inspección externa e interna, así como otros tipos de control realizados en el alcance y de acuerdo con el programa de inspección pericial de la caldera (sección “Caldera Programa de Inspección Experta”).
3.1. Comprobación de superficies calefactoras.
La inspección de las superficies exteriores de los elementos de las tuberías debe realizarse con especial cuidado en los lugares donde las tuberías pasan a través del revestimiento, la carcasa, en áreas de máxima tensión térmica: en el área de quemadores, trampillas, pozos de registro, así como en lugares donde la pantalla Los tubos están doblados y en las soldaduras.
Para evitar accidentes asociados con el adelgazamiento de las paredes de las tuberías debido al azufre y la corrosión estática, es necesario inspeccionar las tuberías de la superficie de calefacción de las calderas que han estado en funcionamiento durante más de dos años durante las inspecciones técnicas anuales realizadas por la administración de la empresa.
El control se realiza mediante inspección externa golpeando las superficies exteriores previamente limpiadas de las tuberías con un martillo que no pese más de 0,5 kg y midiendo el espesor de las paredes de la tubería. En este caso, conviene seleccionar los tramos de tubería que hayan sufrido mayor desgaste y corrosión (tramos horizontales, zonas con depósitos de hollín y cubiertas de depósitos de coque).
El espesor de las paredes de las tuberías se mide mediante medidores de espesor ultrasónicos. Es posible cortar secciones de tuberías en dos o tres tuberías de pantallas de combustión y tuberías de haz convectivo ubicado en la entrada y salida de gas. El espesor restante de las paredes de la tubería no debe ser menor que el calculado según el cálculo de resistencia (adjunto al Certificado de la Caldera), teniendo en cuenta el aumento de la corrosión durante el período de funcionamiento posterior hasta la próxima inspección y el aumento de la margen de 0,5 mm.
El espesor de pared calculado de las tuberías de rejilla y caldera para una presión de funcionamiento de 1,3 MPa (13 kgf/cm2) es de 0,8 mm, para 2,3 MPa (23 kgf/cm2) es de 1,1 mm. El margen de corrosión se toma en función de los resultados de medición obtenidos y teniendo en cuenta la duración de la operación entre estudios.
En empresas donde, como resultado de una operación prolongada, no se ha observado un desgaste intensivo de las tuberías de la superficie de calefacción, el control del espesor de la pared de la tubería se puede realizar en reparaciones mayores, pero al menos una vez cada 4 años.
El colector, el sobrecalentador y la luneta trasera están sujetos a inspección interna. Las trampillas del colector superior de la luneta trasera deberán estar sujetas a apertura e inspección obligatorias.
El diámetro exterior de las tuberías debe medirse en la zona de temperatura máxima. Para las mediciones, utilice plantillas especiales (grapas) o calibradores. Se permiten abolladuras con transiciones suaves con una profundidad de no más de 4 mm en la superficie de las tuberías, si no llevan el espesor de la pared más allá de los límites de las desviaciones negativas.
La diferencia permitida en el espesor de la pared de la tubería es del 10%.
Los resultados de la inspección y las mediciones se registran en el formulario de reparación.
3.2. Comprobando el tambor.
Después de identificar las áreas del tambor dañadas por la corrosión, es necesario inspeccionar la superficie antes de la limpieza interna para determinar la intensidad de la corrosión y medir la profundidad de la corrosión del metal.
Mida la corrosión uniforme a lo largo del espesor de la pared, en la que para ello se perfora un orificio de 8 mm de diámetro. Después de medir, instale un tapón en el orificio y escalde por ambos lados o, en casos extremos, solo desde el interior del tambor. La medición también se puede realizar con un medidor de espesor ultrasónico.
La corrosión principal y las úlceras deben medirse mediante impresiones. Para ello, limpie la zona dañada de la superficie metálica de los depósitos y lubríquela ligeramente con vaselina técnica. La impresión más precisa se obtiene si el área dañada se ubica sobre una superficie horizontal, y en este caso es posible llenarla con metal fundido con un punto de fusión bajo. El metal endurecido forma una impresión exacta de la superficie dañada.
Para obtener impresiones utilice terciario, babbitt, estaño y, si es posible, yeso.
Las impresiones de daños ubicados en superficies verticales del techo se pueden obtener usando cera y plastilina.
La inspección de los orificios de las tuberías y los tambores se realiza en el siguiente orden.
Después de retirar los tubos abocardados, compruebe el diámetro de los orificios utilizando una plantilla. Si la plantilla ingresa en el orificio hasta el saliente del tope, esto significa que el diámetro del orificio aumenta más allá de lo normal. El diámetro exacto se mide con un calibre y se anota en el formulario de reparación.
Al inspeccionar las soldaduras del tambor, es necesario verificar el metal base adyacente hasta un ancho de 20-25 mm en ambos lados de la costura.
La ovalidad del tambor se mide al menos cada 500 mm a lo largo del tambor y, en casos dudosos, con mayor frecuencia.
La medición de la deflexión del tambor se lleva a cabo estirando la cuerda a lo largo de la superficie del tambor y midiendo los espacios a lo largo de la cuerda.
El control de la superficie del tambor, los orificios de las tuberías y las uniones soldadas se realiza mediante inspección externa, métodos, detección de defectos por partículas magnéticas, colores y ultrasonidos.
Se permiten agujeros y abolladuras fuera del área de costuras y agujeros (no requieren enderezamiento), siempre que su altura (deflexión), como porcentaje del tamaño más pequeño de su base, no sea superior a:
hacia la presión atmosférica (hacia afuera) - 2%;
hacia la presión del vapor (abolladuras) - 5%.
La reducción permitida del espesor de la pared del fondo es del 15%.
El aumento permitido en el diámetro de los orificios para tuberías (para soldar) es del 10%.
La identificación de los tipos de corrosión es difícil y, por lo tanto, los errores son comunes al determinar las medidas tecnológica y económicamente óptimas para combatir la corrosión. Las principales medidas necesarias se toman de acuerdo con los documentos reglamentarios, que establecen los límites de los principales iniciadores de corrosión.
GOST 20995-75 “Calderas de vapor estacionarias con presión de hasta 3,9 MPa. Los indicadores de calidad del agua de alimentación y del vapor" normalizan los indicadores en el agua de alimentación: transparencia, es decir, la cantidad de impurezas en suspensión; dureza general, contenido de compuestos de hierro y cobre - prevención de la formación de incrustaciones y depósitos de óxido de hierro y cobre; Valor de pH: prevención de la corrosión alcalina y ácida y también de la formación de espuma en el tambor de la caldera; contenido de oxígeno: prevención de la corrosión por oxígeno; contenido de nitrito: prevención de la corrosión por nitrito; contenido de productos derivados del petróleo - evitando la formación de espuma en el tambor de la caldera.
Los valores normativos los determina GOST en función de la presión en la caldera (por lo tanto, de la temperatura del agua), de la potencia del flujo de calor local y de la tecnología de tratamiento del agua.
Al investigar las causas de la corrosión, en primer lugar, es necesario inspeccionar (cuando estén disponibles) los lugares de destrucción del metal, analizar las condiciones de funcionamiento de la caldera en el período anterior al accidente, analizar la calidad del agua de alimentación, el vapor y los depósitos. analizar caracteristicas de diseño caldera
Tras una inspección externa, se pueden sospechar los siguientes tipos de corrosión.
Corrosión por oxígeno
: secciones de entrada de tuberías economizadoras de acero; tuberías de suministro cuando se encuentra con agua insuficientemente desoxigenada (por encima de lo normal): "avances" de oxígeno debido a una mala desaireación; calentadores de agua de alimentación; todas las áreas húmedas de la caldera durante su parada y no tomar medidas para evitar que entre aire en la caldera, especialmente en áreas estancadas, al drenar el agua, de donde es difícil eliminar el condensado de vapor o llenar completamente con agua, por ejemplo, vertical Tuberías de sobrecalentadores. Durante el tiempo de inactividad, la corrosión aumenta (localizada) en presencia de álcali (menos de 100 mg/l).
La corrosión por oxígeno rara vez (cuando el contenido de oxígeno en el agua es significativamente mayor de lo normal: 0,3 mg/l) aparece en los dispositivos de separación de vapor de los tambores de las calderas y en las paredes del tambor en el límite del nivel del agua; en bajantes. En las tuberías ascendentes no se produce corrosión debido al efecto desaireador de las burbujas de vapor.
Tipo y naturaleza del daño.. Úlceras de diferente profundidad y diámetro, a menudo cubiertas de tubérculos, cuya corteza superior es de óxidos de hierro rojizos (probablemente hematita Fe 2 O 3). Evidencias de corrosión activa: debajo de la corteza de los tubérculos hay un sedimento líquido negro, probablemente magnetita (Fe 3 O 4) mezclada con sulfatos y cloruros. Con la corrosión extinta, queda un vacío debajo de la corteza y el fondo de la úlcera se cubre con depósitos de incrustaciones y lodos.
Con un pH del agua > 8,5: las úlceras son raras, pero más grandes y más profundas, con un pH< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.
Cuando la velocidad del agua es superior a 2 m/s, los tubérculos pueden adoptar una forma oblonga en la dirección del movimiento del chorro.
. Las cortezas magnéticas son bastante densas y podrían servir como una barrera fiable para la penetración de oxígeno en los tubérculos. Pero a menudo se destruyen como resultado de la fatiga por corrosión, cuando la temperatura del agua y el metal cambia cíclicamente: paradas y arranques frecuentes de la caldera, movimiento pulsante de la mezcla de vapor y agua, estratificación de la mezcla de vapor y agua en tapones separados de vapor y agua, uno tras otro.
La corrosión aumenta al aumentar la temperatura (hasta 350 °C) y al aumentar el contenido de cloruro en el agua de la caldera. A veces, la corrosión se ve reforzada por los productos de descomposición térmica de determinadas sustancias orgánicas en el agua de alimentación.
Arroz. 1. Apariencia corrosión por oxígeno
Corrosión alcalina (en sentido estricto, intergranular)
Lugares de daño por corrosión del metal.. Tuberías en áreas de flujo de calor de alta potencia (área del quemador y frente a la antorcha alargada) - 300-400 kW/m2 y donde la temperatura del metal es 5-10 °C mayor que el punto de ebullición del agua a una presión determinada; tuberías inclinadas y horizontales donde la circulación del agua es deficiente; lugares bajo sedimentos espesos; zonas cercanas a los anillos de respaldo y en las propias soldaduras, por ejemplo, en lugares donde se sueldan dispositivos de separación de vapor dentro del tambor; lugares cerca de los remaches.
Tipo y naturaleza del daño.. Depresiones hemisféricas o elípticas llenas de productos de corrosión, que a menudo incluyen cristales brillantes de magnetita (Fe 3 O 4). La mayoría de los huecos están cubiertos con una costra dura. En el lado de los tubos que mira hacia la cámara de combustión, los huecos se pueden conectar formando la llamada pista de corrosión de 20 a 40 mm de ancho y hasta 2 a 3 m de largo.
Si la corteza no es lo suficientemente estable y densa, la corrosión puede provocar, en condiciones de tensión mecánica, la aparición de grietas en el metal, especialmente cerca de las grietas: remaches, juntas rodantes, puntos de soldadura de dispositivos de separación de vapor.
Causas de daños por corrosión. En altas temperaturas- más de 200 °C - y una alta concentración de sosa cáustica (NaOH) - 10 % o más - la película protectora (costra) del metal se destruye:
4NaOH + Fe 3 O 4 = 2NaFeO 2 + Na 2 FeO 2 + 2H 2 O (1)
El producto intermedio NaFeO 2 sufre hidrólisis:
4NaFeO 2 + 2H 2 O = 4NaOH + 2Fe 2 O 3 + 2H 2 (2)
Es decir, en esta reacción (2) la sosa cáustica se reduce, en las reacciones (1), (2) no se consume, sino que actúa como catalizador.
Cuando se elimina la magnetita, la soda cáustica y el agua pueden reaccionar con el hierro directamente para liberar hidrógeno atómico:
2NaOH + Fe = Na2FeO2 + 2H (3)
4H2O + 3Fe = Fe3O4 + 8H (4)
El hidrógeno liberado puede difundirse en el metal y formar metano (CH 4) con carburo de hierro:
4H + Fe3C = CH4 + 3Fe (5)
También es posible combinar hidrógeno atómico en hidrógeno molecular (H + H = H 2).
El metano y el hidrógeno molecular no pueden penetrar en el metal, se acumulan en los límites de los granos y, en presencia de grietas, los expanden y profundizan. Además, estos gases impiden la formación y compactación de películas protectoras.
Se forma una solución concentrada de soda cáustica en lugares de evaporación profunda del agua de la caldera: depósitos densos de sales (un tipo de corrosión sub-lodo); una crisis de ebullición nucleada, cuando se forma una película de vapor estable sobre el metal; allí el metal casi no se daña, pero en los bordes de la película, donde se produce la evaporación activa, se concentra la soda cáustica; la presencia de grietas donde se produce la evaporación, que se diferencia de la evaporación en todo el volumen de agua: la soda cáustica se evapora peor que el agua, no es arrastrada por el agua y se acumula. Al actuar sobre el metal, la soda cáustica forma grietas en los límites de los granos dirigidos al metal (un tipo de corrosión intergranular: grieta).
La corrosión intergranular bajo la influencia del agua de caldera alcalina se concentra con mayor frecuencia en el tambor de la caldera.
Arroz. 3. Corrosión intergranular: a - microestructura del metal antes de la corrosión, b - microestructura en la etapa de corrosión, formación de grietas a lo largo de los límites de los granos del metal
Un efecto tan corrosivo sobre el metal sólo es posible con la presencia simultánea de tres factores:
- tensiones mecánicas de tracción locales cercanas o ligeramente superiores al límite elástico, es decir, 2,5 MN/mm2;
- juntas sueltas de las piezas del tambor (indicadas anteriormente), donde puede producirse una profunda evaporación del agua de la caldera y donde la acumulación de sosa cáustica disuelve la película protectora de óxidos de hierro (la concentración de NaOH es superior al 10%, la temperatura del agua es superior a 200 °C y, especialmente, más cerca de 300 ° C). Si la caldera funciona a una presión inferior a la presión nominal (por ejemplo, 0,6-0,7 MPa en lugar de 1,4 MPa), la probabilidad de que se produzca este tipo de corrosión disminuye;
- una combinación desfavorable de sustancias en el agua de caldera, que carece de las concentraciones protectoras necesarias de inhibidores de este tipo de corrosión. Las sales de sodio pueden actuar como inhibidores: sulfatos, carbonatos, fosfatos, nitratos, licor de sulfito de celulosa.
Arroz. 4. Aparición de corrosión intergranular.
No se desarrollan grietas por corrosión si se observa la siguiente proporción:
(Na 2 SO 4 + Na 2 CO 3 + Na 3 PO 4 + NaNO 3)/(NaOH) ≥ 5,3 (6)
donde Na 2 SO 4, Na 2 CO 3, Na 3 PO 4, NaNO 3, NaOH son los contenidos de sulfato de sodio, carbonato de sodio, fosfato de sodio, nitrato de sodio e hidróxido de sodio, respectivamente, mg/kg.
En las calderas fabricadas actualmente, al menos una de las condiciones especificadas para la aparición de corrosión está ausente.
La presencia de compuestos de silicio en el agua de caldera también puede aumentar la corrosión intergranular.
El NaCl en estas condiciones no es un inhibidor de la corrosión. Como se mostró arriba: los iones de cloro (Cl -) son aceleradores de la corrosión; debido a su alta movilidad y pequeño tamaño, penetran fácilmente las películas protectoras de óxido y producen sales altamente solubles con hierro (FeCl 2, FeCl 3) en lugar de óxidos de hierro poco solubles. .
En el agua de caldera, tradicionalmente se controlan los valores de mineralización total, y no el contenido de sales individuales. Probablemente por esta razón, la estandarización se introdujo no según la relación indicada (6), sino según el valor de la alcalinidad relativa del agua de la caldera:
Sh q rel = Sh ov rel = Sh ov 40 100/S ov ≤ 20, (7)
donde Shk rel - alcalinidad relativa del agua de caldera, %; Shch ov rel - alcalinidad relativa del agua tratada (adicional), %; Shch ov - alcalinidad total del agua tratada (adicional), mmol/l; S ov - mineralización del agua tratada (adicional) (incluido el contenido de cloruro), mg/l.
La alcalinidad total del agua tratada (adicional) se puede considerar igual, mmol/l:
- después de la cationización del sodio: la alcalinidad total del agua de origen;
- después de la cationización de hidrógeno-sodio en paralelo - (0,3-0,4), o secuencial con regeneración "hambrienta" del filtro de intercambio catiónico de hidrógeno - (0,5-0,7);
- después de la cationización de sodio con acidificación e ionización de cloro sodio - (0,5-1,0);
- después de la cationización amonio-sodio - (0,5-0,7);
- después del encalado a 30-40 °C - (0,35-1,0);
- después de la coagulación - (Sh sobre ref - D k), donde Sh sobre ref es la alcalinidad total del agua de origen, mmol/l; D k - dosis de coagulante, mmol/l;
- después del encalado con soda a 30-40 °C - (1,0-1,5) y a 60-70 °C - (1,0-1,2).
Se aceptan los valores de alcalinidad relativa del agua de caldera según los estándares de Rostechnadzor, %, no más de:
- para calderas con tambores remachados - 20;
- para calderas con tambores soldados y tuberías enrolladas en ellos: 50;
- para calderas con tambores soldados y tuberías soldadas a ellos: cualquier valor, no estandarizado.
Arroz. 4. Resultado de la corrosión intergranular.
Según los estándares de Rostekhnadzor, Shk kv rel es uno de los criterios trabajo seguro calderas Es más correcto comprobar el criterio de posible agresividad alcalina del agua de caldera, que no tiene en cuenta el contenido de iones de cloro:
K sh = (S ov - [Cl - ])/40 Shch ov, (8)
donde Ksh es un criterio para la posible agresividad alcalina del agua de caldera; S ov - mineralización del agua tratada (adicional) (incluido el contenido de cloruro), mg/l; Cl - - contenido de cloruros en agua tratada (adicional), mg/l; Shch ov - alcalinidad total del agua tratada (adicional), mmol/l.
El valor de K sch se puede tomar:
- para calderas con tambores remachados, presión superior a 0,8 MPa ≥ 5;
- para calderas con tambores soldados y tuberías enrolladas en ellos con una presión superior a 1,4 MPa ≥ 2;
- para calderas con tambores soldados y tuberías soldadas a ellos, así como para calderas con tambores soldados y tuberías enrolladas con una presión de hasta 1,4 MPa y calderas con tambores remachados con una presión de hasta 0,8 MPa, no estandarizar.
Corrosión por lodos
Bajo este nombre varios diferentes tipos corrosión (álcali, oxígeno, etc.). La acumulación de depósitos y lodos sueltos y porosos en diferentes zonas de la caldera provoca la corrosión del metal debajo de los lodos. La razón principal: la contaminación del agua de alimentación con óxidos de hierro.
Corrosión por nitrito
. Pantalla y tubos de caldera de la caldera en el lado que da al hogar.
Tipo y naturaleza del daño.. Úlceras grandes raras y muy limitadas.
. Si hay más de 20 μg/l de iones nitrito (NO - 2) en el agua de alimentación y la temperatura del agua es superior a 200 ° C, los nitritos sirven como despolarizantes catódicos de la corrosión electroquímica, reduciéndose a HNO 2, NO, N 2 (ver arriba).
Corrosión vapor-agua
Ubicaciones de daños por corrosión del metal.. La parte de salida de los serpentines de sobrecalentador, tuberías de vapor sobrecalentado, tuberías de generación de vapor horizontales y ligeramente inclinadas en áreas de mala circulación de agua, a veces a lo largo de la forma superior de los serpentines de salida de los economizadores de agua hirviendo.
Tipo y naturaleza del daño.. Placas de densos óxidos de hierro negro (Fe 3 O 4), firmemente adheridos al metal. Cuando la temperatura fluctúa, la continuidad de la placa (corteza) se altera y las escamas se caen. Adelgazamiento uniforme del metal con protuberancias, grietas longitudinales, roturas.
Se puede identificar como corrosión debajo del lodo: en forma de úlceras profundas con bordes vagamente delimitados, generalmente cerca de las soldaduras que sobresalen del interior de la tubería, donde se acumula el lodo.
Causas de daños por corrosión.:
- medio de lavado: vapor en sobrecalentadores, tuberías de vapor, “almohadas” de vapor bajo una capa de lodo;
- temperatura del metal (acero 20) superior a 450 °C, flujo de calor a la sección metálica - 450 kW/m2;
- violación del régimen de combustión: escoria de los quemadores, aumento de la contaminación de las tuberías por dentro y por fuera, combustión inestable (vibrante), alargamiento de la antorcha hacia las tuberías de la pantalla.
El resultado: interacción química directa del hierro con vapor de agua (ver arriba).
Corrosión microbiológica
Provocada por bacterias aeróbicas y anaeróbicas, aparece a temperaturas de 20-80°C.
Ubicaciones de daños en el metal.. Tuberías y recipientes hasta la caldera con agua a la temperatura especificada.
Tipo y naturaleza del daño.. Los tubérculos son de diferentes tamaños: diámetro desde varios milímetros hasta varios centímetros, rara vez, varias decenas de centímetros. Los tubérculos están cubiertos de densos óxidos de hierro, un producto de desecho de las bacterias aeróbicas. En el interior hay un polvo negro y una suspensión (sulfuro de hierro FeS), un producto de bacterias anaeróbicas reductoras de sulfato; debajo de la formación negra hay úlceras redondas.
Causas del daño. El agua natural siempre contiene sulfatos de hierro, oxígeno y diversas bacterias.
Las bacterias del hierro, en presencia de oxígeno, forman una película de óxidos de hierro, bajo la cual las bacterias anaeróbicas reducen los sulfatos a sulfuro de hierro (FeS) y sulfuro de hidrógeno (H 2 S). A su vez, el sulfuro de hidrógeno inicia la formación de ácidos sulfurosos (muy inestables) y sulfúricos, y el metal se corroe.
Este tipo tiene un efecto indirecto sobre la corrosión de la caldera: un flujo de agua con una velocidad de 2-3 m/s arranca los tubérculos, transporta su contenido a la caldera, aumentando la acumulación de lodos.
En casos raros, esta corrosión puede ocurrir en la propia caldera si, durante una parada prolongada de la caldera, la reserva se llena con agua a una temperatura de 50-60 o C y la temperatura se mantiene debido a irrupciones aleatorias de vapor de calderas vecinas.
Corrosión por quelatos
Lugares de daño por corrosión. Equipos en los que se separa el vapor del agua: tambor de caldera, dispositivos de separación de vapor dentro y fuera del tambor, también - raramente - en tuberías de agua de alimentación y economizador.
Tipo y naturaleza del daño.. La superficie del metal es lisa, pero si el medio se mueve a alta velocidad, entonces la superficie corroída no es lisa, tiene depresiones en forma de herradura y "colas" orientadas en la dirección del movimiento. La superficie está cubierta con una fina película mate o negra brillante. No hay depósitos evidentes ni productos de corrosión, porque el "quelato" (compuestos orgánicos de poliaminas introducidos especialmente en la caldera) ya ha reaccionado.
En presencia de oxígeno, lo que rara vez ocurre en una caldera que funciona normalmente, la superficie corroída se “vigoriza”: asperezas, islas de metal.
Causas de daños por corrosión. El mecanismo de acción del “quelato” se describió anteriormente (“Salas de calderas industriales y de calefacción y mini-CHP”, 1(6)΄ 2011, p. 40).
La corrosión por “quelato” ocurre cuando hay una sobredosis de “quelato”, pero también es posible con una dosis normal, ya que el “quelato” se concentra en áreas donde se produce una intensa evaporación del agua: la ebullición nucleada se reemplaza por una ebullición de película. En los dispositivos de separación de vapor, hay casos de corrosión por "quelato" particularmente destructiva debido a las altas velocidades turbulentas del agua y la mezcla de vapor y agua.
Todos los daños por corrosión descritos pueden tener un efecto sinérgico, de modo que el daño total por la acción combinada de diferentes factores de corrosión puede superar la suma de los daños por tipos individuales de corrosión.
Como regla general, la acción de los agentes corrosivos mejora el régimen térmico inestable de la caldera, lo que causa fatiga por corrosión e inicia la corrosión por fatiga térmica: el número de arranques desde un estado frío es más de 100, el número total de arranques es más de 200 Dado que estos tipos de daños al metal ocurren raramente, las grietas y roturas de tuberías tienen una apariencia idéntica a los daños al metal causados por varios tipos de corrosión.
Por lo general, para identificar la causa de la destrucción del metal, se requieren estudios metalográficos adicionales: radiografía, ultrasonido, color y detección de defectos por partículas magnéticas.
Varios investigadores han propuesto programas para diagnosticar tipos de daños por corrosión en los aceros de calderas. El programa VTI es conocido (A.F. Bogachev y colaboradores), principalmente para calderas eléctricas. alta presión y desarrollos de la asociación Energochermet, principalmente para calderas de baja y media presión y calderas de calor residual.
a) Corrosión por oxígeno
Muy a menudo, los economizadores de agua de acero de las unidades de caldera sufren corrosión por oxígeno que, debido a una desaireación insatisfactoria del agua de alimentación, falla 2-3 años después de la instalación.
El resultado inmediato de la corrosión por oxígeno de los economizadores de acero es la formación de fístulas en los tubos, a través de las cuales sale un chorro de agua a gran velocidad. Estos chorros dirigidos a la pared de un tubo adyacente pueden desgastarlo hasta el punto de formar agujeros pasantes. Dado que los tubos del economizador están ubicados de forma bastante compacta, la fístula de corrosión resultante puede causar daños masivos a las tuberías si la unidad de caldera permanece en funcionamiento durante mucho tiempo con la fístula resultante. Los economizadores de hierro fundido no se dañan por la corrosión del oxígeno.
Corrosión por oxígeno las secciones de entrada de los economizadores suelen estar expuestas. Sin embargo, con una concentración significativa de oxígeno en el agua de alimentación, este penetra en la unidad de caldera. Aquí, principalmente los bidones y los tubos verticales están expuestos a la corrosión por oxígeno. La principal forma de corrosión por oxígeno es la formación de depresiones (úlceras) en el metal que, cuando se desarrollan, conducen a la formación de fístulas.
Un aumento de presión intensifica la corrosión por oxígeno. Por lo tanto, para las calderas con una presión de 40 atm o más, incluso los "deslizamientos" de oxígeno en los desaireadores son peligrosos. La composición del agua con la que entra en contacto el metal es fundamental. La presencia de una pequeña cantidad de álcali mejora la localización de la corrosión, mientras que la presencia de cloruros la dispersa sobre la superficie.
b) Corrosión por estacionamiento
Las calderas que están inactivas se ven afectadas por la corrosión electroquímica, llamada corrosión en reposo. Dependiendo de las condiciones de funcionamiento, las unidades de caldera a menudo se ponen fuera de servicio y se ponen en reserva o se paran durante un tiempo prolongado.
Cuando la unidad de caldera se detiene en reserva, la presión en ella comienza a bajar y se produce un vacío en el tambor, lo que hace que el aire penetre y enriquezca el agua de la caldera con oxígeno. Este último crea las condiciones para la aparición de corrosión por oxígeno. Incluso cuando se elimina completamente el agua de la unidad de caldera, su superficie interna no está seca. Las fluctuaciones de la temperatura y la humedad del aire provocan el fenómeno de condensación de humedad de la atmósfera contenida en el interior de la caldera. La presencia de una película en la superficie del metal, enriquecida con oxígeno cuando se expone al aire, crea condiciones favorables para el desarrollo de la corrosión electroquímica. Si en la superficie interior de la caldera hay depósitos que pueden disolverse en una película de humedad, la intensidad de la corrosión aumenta significativamente. Fenómenos similares se pueden observar, por ejemplo, en los sobrecalentadores de vapor, que a menudo sufren corrosión permanente.
Si en la superficie interior de la caldera hay depósitos que pueden disolverse en una película de humedad, la intensidad de la corrosión aumenta significativamente. Fenómenos similares se pueden observar, por ejemplo, en los sobrecalentadores de vapor, que a menudo sufren corrosión permanente.
Por lo tanto, cuando la caldera esté fuera de funcionamiento durante un largo período de inactividad, es necesario eliminar los depósitos existentes mediante lavado.
Corrosión de estacionamiento Puede causar daños graves a las calderas a menos que se tomen medidas especiales para protegerlas. Su peligro también radica en el hecho de que los centros de corrosión que crea durante los períodos de inactividad continúan actuando durante el funcionamiento.
Para proteger las unidades de caldera de la corrosión estacionaria, se conservan.
c) Corrosión intergranular
Corrosión intergranular Se produce en costuras de remaches y uniones rodantes de unidades de calderas de vapor, que se lavan con agua de caldera. Se caracteriza por la aparición de grietas en el metal, inicialmente muy finas, invisibles a la vista, que a medida que se desarrollan se convierten en grandes grietas visibles. Pasan entre los granos del metal, por eso a esta corrosión se le llama intergranular. En este caso, la destrucción del metal se produce sin deformación, por lo que estas fracturas se denominan frágiles.
La experiencia ha establecido que la corrosión intergranular se produce sólo cuando se presentan simultáneamente 3 condiciones:
1) Altas tensiones de tracción en el metal, cercanas al límite elástico.
2) Fugas en uniones de remaches o uniones rodantes.
3) Propiedades agresivas del agua de caldera.
La ausencia de una de las condiciones enumeradas excluye la aparición de fracturas frágiles, lo que se utiliza en la práctica para combatir la corrosión intergranular.
La agresividad del agua de caldera está determinada por la composición de las sales disueltas en ella. Es importante el contenido de sosa cáustica, que en altas concentraciones (5-10%) reacciona con el metal. Estas concentraciones se consiguen en fugas en costuras de remaches y juntas rodantes, en las que se evapora el agua de la caldera. Por este motivo, la presencia de fugas puede provocar fracturas frágiles en las condiciones adecuadas. Además, un indicador importante de la agresividad del agua de caldera es la alcalinidad relativa: Schot.
d) Corrosión vapor-agua
La corrosión por vapor-agua es la destrucción del metal como resultado de la interacción química con el vapor de agua: 3Fe + 4H20 = Fe304 + 4H2
La destrucción del metal es posible para los aceros al carbono cuando la temperatura de la pared de la tubería aumenta a 400°C.
Los productos de corrosión son gas hidrógeno y magnetita. La corrosión por vapor y agua tiene un carácter tanto uniforme como local (local). En el primer caso, se forma una capa de productos de corrosión sobre la superficie del metal. La naturaleza local de la corrosión toma la forma de úlceras, surcos y grietas.
La principal razón de la aparición. corrosión por vapor consiste en calentar la pared del tubo hasta una temperatura crítica en la que se acelera la oxidación del metal con agua. Por tanto, la lucha contra la corrosión vapor-agua se realiza eliminando las causas que provocan el sobrecalentamiento del metal.
Corrosión vapor-agua no puede eliminarse mediante ningún cambio o mejora en la química del agua de la unidad de caldera, ya que las causas de esta corrosión radican en los procesos hidrodinámicos de combustión y dentro de la caldera, así como en las condiciones de funcionamiento.
e) Corrosión por lodos
Este tipo de corrosión se produce bajo una capa de lodo que se forma en la superficie interior de la tubería de la unidad de caldera como resultado de que la caldera se alimenta con agua insuficientemente purificada.
El daño al metal que ocurre durante la corrosión del lodo es de naturaleza local (ulcerativa) y generalmente se ubica en el semiperímetro de la tubería que mira hacia el horno. Las úlceras resultantes parecen conchas con un diámetro de hasta 20 mm o más, llenas de óxidos de hierro, creando un "bulto" debajo de la úlcera.
Las condiciones en las que se encuentran los elementos de las calderas de vapor durante su funcionamiento son sumamente variadas.
Como han demostrado numerosas pruebas de corrosión y observaciones industriales, los aceros de baja aleación e incluso los austeníticos pueden sufrir una intensa corrosión durante el funcionamiento de la caldera.
La corrosión de las superficies metálicas de calentamiento de las calderas de vapor provoca un desgaste prematuro y, en ocasiones, provoca problemas graves y accidentes.
La mayoría de las paradas de emergencia de las calderas se producen debido a daños por corrosión en la criba, el economizador de granos, las tuberías de sobrecalentamiento de vapor y los tambores de la caldera. La aparición de incluso una fístula de corrosión en una caldera de paso único provoca la parada de toda la unidad, lo que se asocia con una falta de producción de electricidad. La corrosión de las calderas de tambor de alta y ultraalta presión se ha convertido en la principal causa de averías en las centrales térmicas. El 90% de los fallos de funcionamiento debidos a daños por corrosión se produjeron en calderas de tambor con una presión de 15,5 MPa. Una cantidad significativa de daño por corrosión en las tuberías de cribado de los compartimentos de sal se produjo en áreas de cargas térmicas máximas.
Las inspecciones realizadas por especialistas estadounidenses en 238 calderas (unidades con una potencia de 50 a 600 MW) revelaron 1.719 paradas no programadas. Aproximadamente 2/3 del tiempo de inactividad de la caldera se debió a la corrosión, de los cuales el 20% se debió a la corrosión de las tuberías generadoras de vapor. En los EE. UU., la corrosión interna fue reconocida como un problema grave después de su puesta en servicio en 1955. gran número calderas de tambor con una presión de 12,5-17 MPa.
A finales de 1970, alrededor del 20% de las 610 calderas de este tipo estaban dañadas por la corrosión. Las tuberías de criba eran en su mayoría susceptibles a la corrosión interna, mientras que los sobrecalentadores y economizadores se veían menos afectados por ella. Con la mejora de la calidad del agua de alimentación y la transición a un régimen coordinado de fosfatación, con un aumento de los parámetros en las calderas de tambor de las centrales eléctricas estadounidenses, en lugar de daños por corrosión plástica y viscosa, se produjeron fracturas repentinas y frágiles de las tuberías de criba. “A partir de J970 t para calderas con presiones de 12,5, 14,8 y 17 MPa, la destrucción de tuberías por daños por corrosión fue del 30, 33 y 65%, respectivamente.
Según las condiciones del proceso de corrosión, se distingue entre corrosión atmosférica, que se produce bajo la influencia de gases atmosféricos y también húmedos; gas, causado por la interacción del metal con diversos gases (oxígeno, cloro, etc.) a altas temperaturas, y la corrosión en electrolitos, que se produce en la mayoría de los casos en soluciones acuosas.
Debido a la naturaleza de los procesos de corrosión, el metal de las calderas puede estar sujeto a corrosión química y electroquímica, así como a sus efectos combinados.
Durante el funcionamiento de las superficies calefactoras de las calderas de vapor, se produce corrosión del gas a alta temperatura en las atmósferas oxidantes y reductoras de los gases de combustión y corrosión electroquímica a baja temperatura de las superficies calefactoras de cola.
Los estudios han establecido que la corrosión a alta temperatura de las superficies calefactoras se produce con mayor intensidad sólo en presencia de un exceso de oxígeno libre en los gases de combustión y en presencia de óxidos de vanadio fundidos.
La corrosión por gas a alta temperatura o sulfuro en la atmósfera oxidante de los gases de combustión afecta a las tuberías de pantalla y sobrecalentadores convectivos, a las primeras filas de haces de calderas, a los espaciadores metálicos entre tuberías, a los bastidores y a las suspensiones.
Se observó corrosión de gas a alta temperatura en una atmósfera reductora en los tubos de criba de las cámaras de combustión de varias calderas de presión alta y supercrítica.
La corrosión de las tuberías de la superficie de calefacción en el lado del gas es un proceso físico y químico complejo de interacción de los gases de combustión y los depósitos externos con las películas de óxido y el metal de las tuberías. El desarrollo de este proceso está influenciado por intensos flujos de calor que varían en el tiempo y altas tensiones mecánicas que surgen de la presión interna y la autocompensación.
En calderas de media y baja presión"La temperatura de la pared de la pantalla, determinada por el punto de ebullición del agua, es más baja y, por tanto, no se observa este tipo de destrucción del metal.
Corrosión de las superficies calefactoras desde el lateral. gases de combustión(corrosión externa) es el proceso de destrucción del metal como resultado de la interacción con productos de combustión, gases agresivos, soluciones y compuestos minerales fundidos.
Se entiende por corrosión del metal la destrucción paulatina del metal que se produce como consecuencia de la exposición química o electroquímica al ambiente externo.
\ Los procesos de destrucción de metales, que son consecuencia de su interacción química directa con el medio ambiente, se clasifican como corrosión química.
La corrosión química ocurre cuando el metal entra en contacto con vapor sobrecalentado y gases secos. La corrosión química en gases secos se llama corrosión de gases.
Corrosión del gas en la caldera y en los conductos de humos. Superficie exterior las tuberías y rejillas de los sobrecalentadores de vapor se producen bajo la influencia de oxígeno, dióxido de carbono, vapor de agua, dióxido de azufre y otros gases; la superficie interior de las tuberías, como resultado de la interacción con vapor o agua.
La corrosión electroquímica, a diferencia de la corrosión química, se caracteriza por el hecho de que las reacciones que se producen durante la misma van acompañadas de la aparición de una corriente eléctrica.
Los portadores de electricidad en soluciones son los iones presentes en ellas debido a la disociación de moléculas, y en los metales, los electrones libres:
La superficie interna de la caldera está sujeta principalmente a corrosión electroquímica. Según los conceptos modernos, su manifestación se debe a dos procesos independientes: anódico, en el que los iones metálicos pasan a solución en forma de iones hidratados, y catódico, en el que el exceso de electrones es asimilado por los despolarizadores. Los despolarizadores pueden ser átomos, iones, moléculas que se reducen.
Según los signos externos, se distinguen las formas continuas (generales) y locales (locales) de daño por corrosión.
En la corrosión generalizada, toda la superficie calefactora en contacto con el ambiente agresivo se corroe, adelgazando uniformemente por dentro o por fuera. Con la corrosión local, la destrucción se produce en áreas individuales de la superficie, el resto de la superficie del metal no se ve afectada por el daño.
La corrosión local incluye corrosión puntual, corrosión ulcerosa, corrosión por picaduras, corrosión intergranular, fisuración por corrosión bajo tensión y fatiga por corrosión del metal.
Un ejemplo típico de destrucción por corrosión electroquímica.
La destrucción de la superficie exterior de los tubos NRCh 042X5 mm de acero 12Kh1MF de las calderas TPP-110 se produjo en una sección horizontal en la parte inferior del circuito de elevación y descenso en el área adyacente a la rejilla inferior. En la parte posterior de la tubería se produjo una abertura con un ligero adelgazamiento de los bordes en el punto de destrucción. La causa de la destrucción fue el adelgazamiento de la pared de la tubería de aproximadamente 2 mm debido a la corrosión provocada por la desescoriación con un chorro de agua. Después de parar la caldera con una producción de vapor de 950 t/h, calentada con polvo de pellets de antracita (eliminación de escorias líquidas), una presión de 25,5 MPa y una temperatura de vapor sobrecalentado de 540 °C, quedaron escorias húmedas y cenizas en las tuberías, en cuya corrosión electroquímica se desarrolló intensamente. El exterior del tubo estaba recubierto con una gruesa capa de hidróxido de hierro de color marrón y el diámetro interior del tubo estaba dentro de las tolerancias para los tubos de calderas de alta y ultraalta presión. Las dimensiones del diámetro exterior tienen desviaciones más allá de la tolerancia negativa: diámetro exterior mínimo. ascendió a 39 mm con un mínimo permitido de 41,7 mm. El espesor de la pared cerca del punto de falla por corrosión fue de sólo 3,1 mm con un espesor nominal de tubería de 5 mm.
La microestructura del metal es uniforme a lo largo y circunferencia. En la superficie interior de la tubería hay una capa descarbonizada formada durante la oxidación de la tubería durante el tratamiento térmico. En afuera no existe tal capa.
El examen de las tuberías de la NRF después de la primera rotura permitió descubrir la causa de la destrucción. Se decidió sustituir la NRF y cambiar la tecnología de desescoriado. En este caso, la corrosión electroquímica se produjo debido a la presencia de una fina película de electrolito.
La corrosión por picadura ocurre intensamente en individuos. áreas pequeñas superficie, pero a menudo a una profundidad considerable. Cuando el diámetro de las úlceras es de aproximadamente 0,2 a 1 mm, se denomina puntiforme.
En los lugares donde se forman las úlceras, con el tiempo se pueden formar fístulas. Las picaduras suelen estar llenas de productos de corrosión, por lo que no siempre se pueden detectar. Un ejemplo es la destrucción de las tuberías de acero del economizador debido a una mala desaireación del agua de alimentación y bajas velocidades Movimiento del agua en tuberías.
A pesar de que una parte importante del metal de las tuberías está afectada, debido a las fístulas pasantes es necesario sustituir por completo las bobinas economizadoras.
El metal de las calderas de vapor está sujeto a los siguientes tipos peligrosos de corrosión: corrosión por oxígeno durante el funcionamiento de las calderas y durante su reparación; corrosión intercristalina en lugares donde se evapora el agua de la caldera; corrosión por vapor y agua; agrietamiento por corrosión de elementos de calderas de aceros austeníticos; sub-lodo - corrosión aullante. una breve descripción de Los tipos indicados de corrosión del metal de la caldera se dan en la tabla. YUL.
Durante el funcionamiento de las calderas, se distingue la corrosión del metal: corrosión bajo carga y corrosión estacionaria.
La corrosión bajo carga es más susceptible al calentamiento. Elementos de caldera fabricados en contacto con un medio bifásico, es decir, pantalla y tuberías de caldera. La superficie interior de economizadores y sobrecalentadores se ve menos afectada por la corrosión durante el funcionamiento de la caldera. La corrosión bajo carga también ocurre en un ambiente libre de oxígeno.
La corrosión por estacionamiento ocurre en áreas sin drenaje. elementos de serpentines de sobrecalentador verticales, tubos hundidos de serpentines de sobrecalentador horizontales
La corrosión de las tuberías de cribado es más activa en los lugares donde se concentran las impurezas del refrigerante. Esto incluye áreas de tuberías de pantalla con altas cargas térmicas, donde se produce una evaporación profunda del agua de la caldera (especialmente si hay depósitos porosos con baja conductividad térmica en la superficie de evaporación). Por lo tanto, en relación con la prevención de daños a las tuberías de malla asociados con la corrosión interna del metal, se debe tener en cuenta la necesidad de un enfoque integrado, es decir, impacto tanto en la química del agua como en las condiciones de combustión.
Los daños a las tuberías de cribado son causados principalmente por carácter mixto, se pueden dividir en dos grupos:
1) Daños con signos de sobrecalentamiento del acero (deformación y adelgazamiento de las paredes de la tubería en el punto de destrucción; presencia de granos de grafito, etc.).
2) Fracturas frágiles sin signos característicos de sobrecalentamiento del metal.
En la superficie interior de muchas tuberías hay depósitos importantes de naturaleza de dos capas: la superior es débilmente adherente, la inferior tiene forma de escamas y está firmemente adherida al metal. El espesor de la capa inferior de incrustaciones es de 0,4 a 0,75 mm. En la zona dañada, se destruyen las incrustaciones de la superficie interior. Cerca de los lugares de destrucción y a cierta distancia de ellos, la superficie interior de las tuberías se ve afectada por picaduras de corrosión y microdaños por fragilidad.
La apariencia general del daño indica la naturaleza térmica de la destrucción. Los cambios estructurales en el lado frontal de las tuberías (esferidización profunda y descomposición de la perlita, formación de grafito (transición de carbono a grafito 45-85%)) indican que no solo la temperatura de funcionamiento de las pantallas, sino también la temperatura permitida para el acero. se superan los 20.500 °C. La presencia de FeO también confirma nivel alto temperaturas del metal durante el funcionamiento (por encima de 845 oK, es decir, 572 oC).
El daño por fragilidad causado por el hidrógeno generalmente ocurre en áreas con altos flujos de calor, debajo de gruesas capas de depósitos y tuberías inclinadas u horizontales, así como en áreas de transferencia de calor cerca de anillos de respaldo de soldadura u otros dispositivos que impiden el libre movimiento de los flujos. ha demostrado que el daño causado por el hidrógeno ocurre en calderas que funcionan a presiones inferiores a 1000 psi. pulgadas (6,9 MPa).
Los daños causados por el hidrógeno suelen provocar desgarros de bordes gruesos. Otros mecanismos que contribuyen a la formación de desgarros de bordes gruesos son el agrietamiento por corrosión bajo tensión, la fatiga por corrosión, las rupturas por tensión y (en algunos casos raros) el sobrecalentamiento extremo. Puede resultar difícil distinguir visualmente el daño causado por el hidrógeno de otros tipos de daño, pero varias características pueden ayudar.
Por ejemplo, el daño por hidrógeno casi siempre implica picaduras en el metal (véanse las precauciones en los Capítulos 4 y 6). Otros tipos de fallas (con la posible excepción de la fatiga por corrosión, que a menudo comienza en sumideros individuales) generalmente no están asociados con una corrosión severa.
Las fallas en las tuberías como resultado del daño del metal por hidrógeno a menudo se manifiestan como la formación de una "ventana" rectangular en la pared de la tubería, lo cual no es típico de otros tipos de daños.
Para evaluar la dañabilidad de las tuberías de cribado, se debe tener en cuenta que el contenido metalúrgico (inicial) de gas hidrógeno en el acero de clase perlita (incluido el Art. 20) no supera los 0,5-1 cm3/100 g. Cuando el contenido de hidrógeno es superior a 4-5 cm3/100 g, las propiedades mecánicas del acero se deterioran significativamente. En este caso, es necesario centrarse principalmente en el contenido local de hidrógeno residual, ya que en el caso de roturas frágiles de tubos de pantalla, un fuerte deterioro de las propiedades del metal se observa solo en una zona estrecha a lo largo de la sección transversal de la tubo, con la estructura y las propiedades mecánicas del metal adyacente invariablemente satisfactorias a una distancia de sólo 0,2-2 mm.
Los valores obtenidos de las concentraciones medias de hidrógeno en el borde de la destrucción son entre 5 y 10 veces superiores a su contenido inicial para la estación 20, lo que no podía dejar de tener un impacto significativo en la dañabilidad de las tuberías.
Los resultados presentados indican que la fragilización por hidrógeno resultó ser un factor decisivo en la dañabilidad de los tubos de criba de las calderas KrCHPP.
Fue necesario estudiar más a fondo qué factor influye decisivamente en este proceso: a) el ciclado térmico por desestabilización del régimen normal de ebullición en zonas de aumento de los flujos de calor en presencia de depósitos en la superficie de evaporación y, en consecuencia, daño a las películas protectoras de óxido que lo recubren; b) la presencia en el ambiente de trabajo de impurezas corrosivas concentradas en depósitos cerca de la superficie de evaporación; c) la acción combinada de los factores “a” y “b”.
Particularmente importante es la cuestión del papel del régimen de combustión. La naturaleza de las curvas indica la acumulación de hidrógeno en algunos casos cerca de la superficie exterior de los tubos de pantalla. Esto es posible principalmente si en la superficie especificada hay una capa densa de sulfuros, que son en gran medida impermeables al hidrógeno que se difunde desde la superficie interior hacia la exterior. La formación de sulfuros se debe a: alto contenido de azufre en el combustible quemado; arrojando una antorcha a los paneles de la pantalla. Otra razón para la hidrogenación del metal en la superficie exterior es la aparición de procesos de corrosión cuando el metal entra en contacto con los gases de combustión. Como mostró el análisis de los depósitos externos de las tuberías de calderas, generalmente se produjeron las dos razones anteriores.
El papel del régimen de combustión también se manifiesta en la corrosión de los tubos de cribado bajo la influencia de agua limpia, que se observa con mayor frecuencia en los generadores de vapor de alta presión. Los focos de corrosión suelen estar ubicados en la zona de cargas térmicas locales máximas y solo en la superficie calentada de la tubería. Este fenómeno conduce a la formación de depresiones redondas o elípticas con un diámetro superior a 1 cm.
El sobrecalentamiento del metal ocurre con mayor frecuencia en presencia de depósitos debido al hecho de que la cantidad de calor recibida será casi la misma tanto para una tubería limpia como para una tubería que contiene incrustaciones; la temperatura de la tubería será diferente.