Un método para prevenir la formación de incrustaciones en las tuberías de calefacción de calderas de agua caliente y vapor. Prevención de la corrosión de los equipos de suministro de calor Corrosión del metal de las calderas de agua caliente
Por primera vez, se encontró corrosión externa de las tuberías de pantalla en dos centrales eléctricas cercanas a las calderas de alta presión TP-230-2, que trabajaban con carbón del grado CASH y fueloil sulfuroso y anteriormente estuvieron en funcionamiento durante aproximadamente 4 años. La superficie exterior de las tuberías fue sometida a un ataque corrosivo desde el lado que da al horno, en la zona de máxima temperatura de llama. 88
La mayoría de las tuberías de la parte media (en ancho) del horno, directamente sobre el incendiario, fueron destruidas. cinturón. Hoyos de corrosión anchos y relativamente poco profundos Forma irregular y, a menudo, se cerraron entre sí, como resultado de lo cual la superficie dañada de las tuberías era desigual, irregular. Aparecieron fístulas en medio de las úlceras más profundas, y por ellas comenzaron a salir chorros de agua y vapor.
La característica fue la ausencia total de tal corrosión en los tubos de pared de las calderas de media presión de estas centrales eléctricas, aunque las calderas de media presión estuvieron en funcionamiento allí durante mucho más tiempo.
En los años siguientes, también apareció la corrosión externa de las tuberías de pantalla en otras calderas de combustible sólido de alta presión. La zona de destrucción por corrosión a veces se extendía a una altura considerable; en lugares separados El espesor de las paredes de la tubería disminuyó a 2–3 mm como resultado de la corrosión. También se ha observado que esta corrosión está prácticamente ausente en las calderas de gasóleo de alta presión.
Se encontró corrosión externa de los tubos pantalla en las calderas TP-240-1 después de 4 años de operación, operando a una presión en los tambores de 185 at. Estas calderas quemaban lignito cerca de Moscú, que tenía un contenido de humedad de alrededor del 30%; el fuel oil se quemaba solo durante el encendido. En estas calderas también se produjeron daños por corrosión en la zona de mayor carga térmica de los tubos de pared. La peculiaridad del proceso de corrosión fue que las tuberías se destruyeron tanto desde el lado que mira hacia el horno como desde el lado que mira hacia el revestimiento (Fig. 62).
Estos hechos muestran que la corrosión de las tuberías de pantalla depende principalmente de la temperatura de su superficie. En las calderas de media presión, el agua se evapora a una temperatura de unos 240 °C; para calderas diseñadas para una presión de 110 atm, el punto de ebullición calculado del agua es de 317 ° C; en las calderas TP-240-1, el agua hierve a una temperatura de 358 ° C. Temperatura Superficie exterior Las tuberías de pantalla generalmente exceden el punto de ebullición en aproximadamente 30-40 ° C.
Poder. suponga que la corrosión externa intensa del metal comienza cuando su temperatura sube a 350 ° C. Para calderas diseñadas para una presión de 110 atm, esta temperatura se alcanza solo en el lado del fuego de las tuberías, y para calderas con una presión de 185 atm , corresponde a la temperatura del agua en las tuberías . Es por eso que la corrosión de las tuberías de pantalla del lado de la mampostería se observó solo en estas calderas.
Se realizó un estudio detallado del tema en las calderas TP-230-2 que operan en una de las centrales mencionadas. Allí se tomaron muestras de gases y combustión.
Partículas de la llamarada a una distancia de unos 25 mm de los tubos de pantalla. Cerca de la pantalla frontal en la zona de intensa corrosión externa de las tuberías, los gases de combustión casi no contenían oxígeno libre. Cerca de la luneta trasera, en la que casi no había corrosión externa de las tuberías, había mucho más oxígeno libre en los gases. Además, la verificación mostró que en el área de formación de corrosión, más del 70% de las muestras de gas
Se puede "asumir que en presencia de exceso de oxígeno, el sulfuro de hidrógeno se quema y no se produce corrosión, pero en ausencia de exceso de oxígeno, el sulfuro de hidrógeno entra en una combinación química con el metal de las tuberías. En este caso, el hierro se forma sulfuro de Fe S. Este producto de la corrosión se encontró de hecho en depósitos en las tuberías de malla.
No solo el acero al carbono, sino también el acero al cromo-molibdeno está sujeto a corrosión externa. En particular, en las calderas TP-240-1, la corrosión afectó a los tubos pantalla fabricados en acero 15KhM.
Hasta el momento, no existen medidas probadas para prevenir completamente el tipo de corrosión descrito. Cierta disminución en la tasa de destrucción. se logró el metal. después del ajuste del proceso de combustión, en particular, con un aumento del exceso de aire en los gases de combustión.
27. CORROSIÓN DE PANTALLAS BAJO PRESIÓN ULTRA ALTA
Este libro describe brevemente las condiciones de trabajo de las calderas de vapor de metal de las centrales eléctricas modernas. Pero el progreso de la energía en la URSS continúa, y ahora entra en funcionamiento. Número grande nuevas calderas diseñadas para más de altas presiones y temperatura del vapor. en estas condiciones gran importancia tiene experiencia práctica en la operación de varias calderas TP-240-1, operando desde 1953-1955. a una presión de 175 atm (185 atm en el tambor). Muy valiosa, en particular, información sobre la corrosión de sus pantallas.
Las pantallas de estas calderas estaban sujetas a corrosión tanto desde el exterior como desde el interior. Su corrosión externa se describe en el párrafo anterior de este capítulo, mientras que la destrucción de la superficie interna de las tuberías no es similar a ninguno de los tipos de corrosión de metales descritos anteriormente.
La corrosión se produjo principalmente por el lado de fuego de la parte superior de los tubos inclinados del embudo frío y estuvo acompañada por la aparición de picaduras de corrosión (Fig. 63a). Posteriormente, el número de tales proyectiles aumentó y apareció una franja continua (a veces dos franjas paralelas) de metal corroído (Fig. 63.6). También fue característica la ausencia de corrosión en la zona de las uniones soldadas.
En el interior de las tuberías había una capa de lodos sueltos de 0,1-0,2 mm de espesor, que consistía principalmente en óxidos de hierro y cobre. El aumento del daño por corrosión del metal no estuvo acompañado por un aumento en el espesor de la capa de lodo, por lo tanto, la corrosión debajo de la capa de lodo no fue la causa principal de la corrosión de la superficie interna de las tuberías de malla.
En el agua de caldera se mantuvo el régimen de alcalinidad puramente fosfatada. Los fosfatos se introdujeron en la caldera no de forma continua, sino periódica.
De gran importancia fue el hecho de que la temperatura del metal de las tuberías aumentaba bruscamente de vez en cuando y, en ocasiones, superaba los 600°C (Fig. 64). La zona de mayor aumento de temperatura y máxima coincidió con la zona de mayor destrucción del metal. Reducir la presión en la caldera a 140-165 atm (es decir, a la presión a la que operan las nuevas calderas en serie) no cambió la naturaleza del aumento temporal de la temperatura de las tuberías, pero estuvo acompañado por una disminución significativa. valor máximo esta temperatura Las razones de tal aumento periódico en la temperatura del lado del fuego de las tuberías inclinadas son frías. embudos aún no se han estudiado en detalle.
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Este libro trata temas específicos relacionados con el funcionamiento de las partes de acero de una caldera de vapor. Pero para estudiar estas cuestiones puramente prácticas, es necesario saber información general relacionados con la estructura del acero y sus "propiedades". En los diagramas que muestran la estructura de los metales, los átomos a veces se representan como bolas en contacto entre sí (Fig. 1). Tales diagramas muestran la disposición de los átomos en un metal, pero en ellos es difícil mostrar claramente la disposición de los átomos entre sí. La erosión es la destrucción gradual de la capa superficial del metal bajo la influencia de la tensión mecánica. El tipo más común de erosión de los elementos de acero: una caldera de vapor es su abrasión por partículas sólidas de ceniza que se mueven junto con los gases de combustión. Con una abrasión prolongada, hay una disminución gradual en el grosor de las paredes de las tuberías y luego su deformación y ruptura bajo la acción de la presión interna. |
Los fenómenos de corrosión en las calderas aparecen con mayor frecuencia en la superficie interna sometida a esfuerzos térmicos y con relativa menor frecuencia en la exterior.
En este último caso, la destrucción del metal se debe, en la mayoría de los casos, a la acción combinada de la corrosión y la erosión, que en ocasiones tiene un significado predominante.
Un signo externo de destrucción por erosión es una superficie metálica limpia. Bajo acción corrosiva, los productos de corrosión generalmente permanecen en su superficie.
Los procesos de corrosión e incrustaciones internas (en el entorno del agua) pueden agravar la corrosión externa (en el entorno del gas) debido a resistencia termica una capa de incrustaciones y depósitos de corrosión y, en consecuencia, un aumento de la temperatura en la superficie del metal.
La corrosión externa del metal (del lado del horno de la caldera) depende de varios factores, pero, sobre todo, del tipo y composición del combustible que se quema.
Corrosión de calderas de gas-oil
El fuel oil contiene compuestos orgánicos de vanadio y sodio. Si se acumulan depósitos fundidos de escoria que contienen compuestos de vanadio (V) en la pared de la tubería frente al horno, entonces con un gran exceso de aire y / o una temperatura de la superficie del metal de 520-880 ° C, ocurren las siguientes reacciones:
4Fe + 3V2O5 = 2Fe2O3 + 3V2O3 (1)
V2O3 + O2 = V2O5 (2)
Fe2O3 + V2O5 = 2FeVO4 (3)
7Fe + 8FeVO4 = 5Fe3O4 + 4V2O3 (4)
(Compuestos de sodio) + O2 = Na2O (5)
También es posible otro mecanismo de corrosión que involucra al vanadio (mezcla eutéctica líquida):
2Na2O. V2O4. 5V2O5 + O2 = 2Na2O. 6V2O5 (6)
Na2O. 6V2O5 + M = Na2O. V2O4. 5V2O5 + MO (7)
(M - metálico)
Los compuestos de vanadio y sodio durante la combustión del combustible se oxidan a V2O5 y Na2O. En los depósitos que se adhieren a la superficie del metal, el Na2O es un aglomerante. El líquido formado como resultado de las reacciones (1)-(7) derrite la película protectora de magnetita (Fe3O4), lo que conduce a la oxidación del metal debajo de los depósitos (la temperatura de fusión de los depósitos (escoria) es 590-880 ° C).
Como resultado de estos procesos, las paredes de los tubos de pantalla que miran hacia el horno se adelgazan uniformemente.
El aumento de la temperatura del metal, en el que los compuestos de vanadio se vuelven líquidos, se ve facilitado por los depósitos internos de incrustaciones en las tuberías. Y así, cuando se alcanza la temperatura límite de fluencia del metal, se produce una rotura de la tubería, como consecuencia de la acción combinada de los depósitos externos e internos.
Las partes de sujeción de las pantallas de las tuberías, así como las protuberancias de las soldaduras de las tuberías, también se corroen; el aumento de temperatura en su superficie se acelera: la mezcla de vapor y agua no las enfría, como las tuberías.
El fuel oil puede contener azufre (2,0-3,5%) en forma de compuestos orgánicos, azufre elemental, sulfato de sodio (Na2SO4), que ingresa al petróleo desde las aguas de formación. En la superficie del metal en tales condiciones, la corrosión por vanadio va acompañada de corrosión por óxido de sulfuro. Su efecto combinado es más pronunciado cuando los depósitos contienen 87% V2O5 y 13% Na2SO4, lo que corresponde al contenido de vanadio y sodio en el fuel oil en una proporción de 13/1.
En invierno, cuando se calienta fuel oil con vapor en tanques (para facilitar el drenaje), ingresa agua adicional en una cantidad de 0.5-5.0%. Consecuencia: aumenta la cantidad de depósitos en las superficies de baja temperatura de la caldera y, obviamente, aumenta la corrosión de las tuberías de combustible y los tanques de combustible.
Además del esquema descrito anteriormente para la destrucción de los tubos de pantalla de la caldera, la corrosión de sobrecalentadores, tubos de festón, conjuntos de calderas, economizadores tiene algunas características debido al aumento, en algunas secciones, de las velocidades del gas, especialmente aquellos que contienen partículas de fuel oil sin quemar y exfoliado. partículas de escoria.
Identificación de la corrosión
La superficie exterior de las tuberías está cubierta con una densa capa similar al esmalte de depósitos grises y grises oscuros. En el lado que mira hacia el horno, hay un adelgazamiento de la tubería: las secciones planas y las grietas poco profundas en forma de "marcas" son claramente visibles si la superficie se limpia de depósitos y películas de óxido.
Si la tubería se destruye en una emergencia, entonces se ve una grieta longitudinal estrecha.
Corrosión de calderas de carbón pulverizado
En la corrosión formada por la acción de los productos de la combustión del carbón, el azufre y sus compuestos tienen una importancia decisiva. Además, los cloruros (principalmente NaCl) y los compuestos de metales alcalinos influyen en el curso de los procesos de corrosión. La corrosión es más probable cuando el carbón contiene más de un 3,5 % de azufre y un 0,25 % de cloro.
Las cenizas volantes que contienen compuestos alcalinos y óxidos de azufre se depositan sobre la superficie del metal a una temperatura de 560-730 °C. En este caso, como resultado de las reacciones en curso, se forman sulfatos alcalinos, por ejemplo, K3Fe(SO4)3 y Na3Fe(SO4)3. Esta escoria fundida, a su vez, destruye (derrite) la capa protectora de óxido sobre el metal: magnetita (Fe3O4).
La tasa de corrosión es máxima a una temperatura del metal de 680-730 °C, con su aumento, la tasa disminuye debido a la descomposición térmica de las sustancias corrosivas.
La mayor corrosión se encuentra en las tuberías de salida del sobrecalentador, donde la mayor parte calor par.
Identificación de la corrosión
En las tuberías de pantalla, se pueden observar áreas planas a ambos lados de la tubería, que están sujetas a la destrucción por corrosión. Estas áreas están ubicadas en un ángulo de 30-45 °C entre sí y están cubiertas por una capa de sedimentos. Entre ellos hay un área relativamente "limpia", sujeta al impacto "frontal" del flujo de gas.
Los depósitos constan de tres capas: la capa externa es ceniza volante porosa, la capa intermedia son sulfatos alcalinos solubles en agua blanquecinos y la capa interna es óxidos de hierro negro brillante (Fe3O4) y sulfuros (FeS).
En las partes de baja temperatura de las calderas (economizador, calentador de aire, extractor de aire), la temperatura del metal cae por debajo del "punto de rocío" del ácido sulfúrico.
Cuando se quema combustible sólido, la temperatura del gas disminuye de 1650 °C en la antorcha a 120 °C o menos en la chimenea.
Debido al enfriamiento de los gases, se forma ácido sulfúrico en la fase de vapor y, al entrar en contacto con una superficie metálica más fría, los vapores se condensan para formar ácido sulfúrico líquido. El “punto de rocío” del ácido sulfúrico es de 115-170 °C (tal vez más; depende del contenido de vapor de agua y óxido de azufre (SO3) en la corriente de gas).
El proceso se describe mediante las reacciones:
S + O2 = SO2 (8)
SO3 + H2O = H2SO4 (9)
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2 (10)
En presencia de óxidos de hierro y vanadio, es posible oxidación catalítica SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
En algunos casos, la corrosión por ácido sulfúrico durante la combustión hulla menos significativo que cuando se quema marrón, esquisto, turba e incluso gas natural, debido a la liberación relativamente mayor de vapor de agua de ellos.
Identificación de la corrosión
Este tipo de corrosión provoca una destrucción uniforme del metal. Por lo general, la superficie es rugosa, con una ligera capa de óxido y es similar a una superficie sin fenómenos corrosivos. Con una exposición prolongada, el metal puede cubrirse con depósitos de productos de corrosión, que deben eliminarse con cuidado durante el examen.
Corrosión durante las interrupciones del servicio
Este tipo de corrosión aparece en el economizador y en aquellos lugares de la caldera donde las superficies exteriores están cubiertas con compuestos de azufre. A medida que la caldera se enfría, la temperatura del metal cae por debajo del "punto de rocío" y, como se describió anteriormente, si hay depósitos de azufre, se forma ácido sulfúrico. Quizás un compuesto intermedio sea el ácido sulfúrico (H2SO3), pero es muy inestable e inmediatamente se convierte en ácido sulfúrico.
Identificación de la corrosión
Las superficies metálicas suelen estar recubiertas con revestimientos. Si se eliminan, se encontrarán áreas de destrucción de metal, donde hubo depósitos de azufre y áreas de metal no corroído. Tal apariencia distingue la corrosión en una caldera parada de la corrosión descrita anteriormente del metal del economizador y otras partes "frías" de la caldera en funcionamiento.
Al lavar la caldera, los fenómenos de corrosión se distribuyen más o menos uniformemente sobre la superficie metálica debido a la erosión de los depósitos de azufre y al secado insuficiente de las superficies. Con un lavado insuficiente, la corrosión se localiza donde había compuestos de azufre.
erosión de metales
La destrucción erosiva del metal bajo ciertas condiciones está sujeta a diferentes sistemas caldera tanto interna como lado exterior metal calentado, y donde los flujos turbulentos ocurren a alta velocidad.
A continuación sólo se considera la erosión de la turbina.
Las turbinas están sujetas a la erosión por el impacto de partículas sólidas y gotas de condensado de vapor. Las partículas sólidas (óxidos) se exfolian desde la superficie interna de los sobrecalentadores y las tuberías de vapor, especialmente en condiciones de procesos térmicos transitorios.
Las gotas de condensado de vapor destruyen principalmente las superficies de los álabes de la última etapa de la turbina y las tuberías de drenaje. Los efectos erosivos y corrosivos del condensado de vapor son posibles si el condensado es "agrio": el pH está por debajo de cinco unidades. La corrosión también es peligrosa en presencia de vapor de cloruro (hasta un 12 % del peso de los depósitos) y soda cáustica en gotas de agua.
Identificación de la erosión
La destrucción del metal por los impactos de las gotas de condensado es más notable en los bordes de ataque de las palas de las turbinas. Los bordes están cubiertos con dientes transversales delgados y ranuras (ranuras), puede haber protuberancias cónicas inclinadas dirigidas hacia los impactos. Hay protuberancias en los bordes de ataque de las palas y están casi ausentes en sus planos posteriores.
Los daños causados por partículas sólidas se presentan en forma de espacios, microabolladuras y muescas en los bordes delanteros de las palas. Las ranuras y los conos inclinados están ausentes.
Varias centrales eléctricas utilizan aguas de río y de grifo con un pH bajo y una dureza baja para alimentar las redes de calefacción. El procesamiento adicional del agua del río en una planta de abastecimiento de agua generalmente conduce a una disminución del pH, una disminución de la alcalinidad y un aumento en el contenido de dióxido de carbono corrosivo. La aparición de dióxido de carbono agresivo también es posible en esquemas de acidificación utilizados para grandes sistemas de suministro de calor con toma directa de agua. agua caliente(2000–3000 t/h). El ablandamiento del agua según el esquema de cationización de Na aumenta su agresividad debido a la eliminación de los inhibidores de corrosión naturales: sales de dureza.
Con una desaireación de agua mal establecida y posibles aumentos en las concentraciones de oxígeno y dióxido de carbono, debido a la falta de medidas de protección adicionales en los sistemas de suministro de calor, las tuberías, los intercambiadores de calor, los tanques de almacenamiento y otros equipos están sujetos a corrosión interna.
Se sabe que un aumento de temperatura contribuye al desarrollo de procesos de corrosión que ocurren tanto con la absorción de oxígeno como con la liberación de hidrógeno. Con un aumento de la temperatura por encima de 40 ° C, las formas de corrosión de oxígeno y dióxido de carbono aumentan considerablemente.
Un tipo especial de corrosión bajo lodos ocurre en condiciones de bajo contenido de oxígeno residual (cuando se cumplen los estándares de PTE) y cuando la cantidad de óxidos de hierro es superior a 400 μg/dm 3 (en términos de Fe). Este tipo de corrosión, previamente conocido en la práctica de operar calderas de vapor, se encontró en condiciones de calentamiento relativamente débil y ausencia de cargas térmicas. En este caso, los productos de corrosión sueltos, que consisten principalmente en óxidos de hierro trivalentes hidratados, son despolarizadores activos del proceso catódico.
Durante el funcionamiento del equipo de calefacción, a menudo se observa corrosión en grietas, es decir, destrucción selectiva e intensa por corrosión del metal en la grieta (brecha). Una característica de los procesos que tienen lugar en espacios estrechos es la reducción de la concentración de oxígeno en comparación con la concentración en el volumen de la solución y la lenta eliminación de los productos de la reacción de corrosión. Como resultado de la acumulación de estos últimos y su hidrólisis, es posible una disminución del pH de la solución en el espacio.
Con la reposición constante de la red de calefacción con toma de agua abierta con agua desaireada, la posibilidad de formación de orificios pasantes en las tuberías se excluye por completo solo en condiciones hidráulicas normales, cuando el exceso de presión por encima de la presión atmosférica se mantiene constantemente en todos los puntos del suministro de calor. sistema.
Las causas de la corrosión por picaduras de las tuberías de las calderas de agua caliente y otros equipos son las siguientes: desaireación de mala calidad del agua de reposición; bajo valor de pH debido a la presencia de dióxido de carbono agresivo (hasta 10–15 mg / dm 3); acumulación de productos de corrosión de oxígeno del hierro (Fe 2 O 3) en las superficies de transferencia de calor. El mayor contenido de óxidos de hierro en el agua de la red contribuye a la deriva de las superficies de calentamiento de la caldera con depósitos de óxido de hierro.
Varios investigadores reconocen un papel importante en la aparición de la corrosión bajo lodo del proceso de oxidación de las tuberías de las calderas de calentamiento de agua durante su tiempo de inactividad, cuando no se toman las medidas adecuadas para evitar la corrosión por estacionamiento. Los focos de corrosión que se producen bajo la influencia del aire atmosférico sobre las superficies húmedas de las calderas siguen funcionando durante el funcionamiento de las calderas.
El sistema hierro-vapor de agua es termodinámicamente inestable. La interacción de estas sustancias puede proceder con la formación de magnetita Fe 3 O 4 o wustita FeO:
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;Un análisis de las reacciones (2.1) - (2.3) indica una descomposición peculiar del vapor de agua cuando interactúa con un metal con formación de hidrógeno molecular, que no es consecuencia de la disociación térmica real del vapor de agua. De las ecuaciones (2.1) - (2.3) se deduce que durante la corrosión de aceros en vapor sobrecalentado en ausencia de oxígeno, solo se puede formar Fe 3 O 4 o FeO en la superficie.
En presencia de oxígeno en el vapor sobrecalentado (por ejemplo, en regímenes de agua neutral, con dosificación de oxígeno en el condensado), se puede formar hematita Fe 2 O 3 en la zona sobrecalentada debido a la oxidación adicional de magnetita.
Se cree que la corrosión en vapor, a partir de una temperatura de 570 °C, es química. En la actualidad, la temperatura límite de sobrecalentamiento para todas las calderas se ha reducido a 545 °C y, en consecuencia, se produce corrosión electroquímica en los sobrecalentadores. Las secciones de salida de los sobrecalentadores primarios están hechas de acero inoxidable austenítico resistente a la corrosión, las secciones de salida de los sobrecalentadores intermedios, que tienen la misma temperatura de sobrecalentamiento final (545 °C), están hechas de aceros perlíticos. Por lo tanto, la corrosión de los sobrecalentadores intermedios suele manifestarse en gran medida.
Como resultado de la acción del vapor sobre el acero, en su superficie inicialmente limpia, gradualmente se forma una llamada capa topotáctica, fuertemente unida al metal mismo y por lo tanto protegiéndolo de la corrosión. Con el tiempo, una segunda capa llamada epitáctica crece en esta capa. Ambas capas para temperaturas de vapor de hasta 545 °C son magnetita, pero su estructura no es la misma: la capa epitáctica es de grano grueso y no protege contra la corrosión.
Tasa de descomposición del vapor
mgN 2 /(cm 2 h)
Arroz. 2.1. La dependencia de la tasa de descomposición del vapor sobrecalentado.
en la temperatura de la pared
No es posible influir en la corrosión de superficies sobrecalentadas por métodos de régimen de agua. Por lo tanto, la tarea principal del régimen hidroquímico de los sobrecalentadores propiamente dichos es monitorear sistemáticamente el estado del metal de los sobrecalentadores para evitar la destrucción de la capa topotáctica. Esto puede ocurrir debido a la entrada de impurezas individuales en los sobrecalentadores y la deposición en ellos, especialmente sales, lo que es posible, por ejemplo, como resultado de un fuerte aumento en el nivel en el tambor de calderas de alta presión. Los depósitos de sal asociados con esto en el sobrecalentador pueden conducir tanto a un aumento en la temperatura de la pared como a la destrucción de la película protectora topotáctica de óxido, que puede juzgarse por un fuerte aumento en la velocidad de descomposición del vapor (Fig. 2.1).
3.3. Corrosión de la ruta del agua de alimentación y las líneas de condensado
Una parte importante de los daños por corrosión en los equipos de las centrales térmicas recae en el trayecto del agua de alimentación, donde el metal se encuentra en las condiciones más difíciles, cuya causa es la agresividad corrosiva del agua tratada químicamente, condensado, destilado y sus mezcla en contacto con ella. En las centrales eléctricas de turbinas de vapor, la principal fuente de contaminación del agua de alimentación con compuestos de cobre es la corrosión por amoníaco de los condensadores de las turbinas y los calentadores regenerativos de baja presión, cuyo sistema de tuberías está hecho de latón.
La ruta del agua de alimentación de una planta de energía de turbina de vapor se puede dividir en dos secciones principales: antes y después del desaireador térmico, y las condiciones de flujo en sus velocidades de corrosión son marcadamente diferentes. Los elementos de la primera sección de la ruta del agua de alimentación, ubicada antes del desaireador, incluyen tuberías, tanques, bombas de condensado, tuberías de condensado y otros equipos. Un rasgo característico de la corrosión de esta parte del tracto de nutrientes es la falta de posibilidad de agotamiento de los agentes agresivos, es decir, el ácido carbónico y el oxígeno contenidos en el agua. Debido a la entrada y el movimiento continuos de nuevas porciones de agua a lo largo del tramo, hay una reposición constante de su pérdida. La eliminación continua de parte de los productos de reacción del hierro con agua y la entrada de porciones frescas de agentes agresivos crean condiciones favorables para el curso intensivo de los procesos de corrosión.
La fuente de oxígeno en el condensado de la turbina es la succión de aire en la sección de cola de las turbinas y en los prensaestopas de las bombas de condensado. Calentar agua que contiene O 2 y CO 2 en calentadores de superficie ubicados en la primera sección del tracto de alimentación, hasta 60–80 °С y más, provoca daños graves por corrosión tubos de latón. Estos últimos se vuelven quebradizos y, a menudo, el latón después de varios meses de trabajo adquiere una estructura esponjosa como resultado de una corrosión selectiva pronunciada.
Los elementos de la segunda sección de la ruta del agua de alimentación, desde el desaireador hasta el generador de vapor, incluyen bombas y líneas de alimentación, calentadores regenerativos y economizadores. La temperatura del agua en esta área como resultado del calentamiento secuencial del agua en calentadores regenerativos y economizadores de agua se acerca a la temperatura del agua de la caldera. La causa de la corrosión de los equipos relacionados con esta parte del tramo es principalmente el efecto sobre el metal del dióxido de carbono libre disuelto en el agua de alimentación, cuya fuente es agua adicional tratada químicamente. A una mayor concentración de iones de hidrógeno (pH< 7,0), обусловленной наличием растворенной углекислоты и значительным подогревом воды, процесс коррозии на этом участке питательного тракта развивается преимущественно с выделением водорода. Коррозия имеет сравнительно равномерный характер.
En presencia de equipos fabricados en latón (calentadores de baja presión, condensadores), el enriquecimiento del agua con compuestos de cobre a través de la vía del condensado de vapor se realiza en presencia de oxígeno y amoníaco libre. El aumento de la solubilidad del óxido de cobre hidratado se produce debido a la formación de complejos de cobre y amoníaco, como Сu(NH 3) 4 (OH) 2 . Estos productos de corrosión de los tubos de latón de los calentadores de baja presión comienzan a descomponerse en tramos del recorrido de los calentadores regenerativos de alta presión (p.h.p.) con la formación de óxidos de cobre menos solubles, depositados parcialmente en la superficie de los tubos de pp. e. Depósitos cuprosos en las tuberías a.e. contribuir a su corrosión durante la operación y estacionamiento a largo plazo de equipos sin conservación.
Con una desaireación térmica insuficientemente profunda del agua de alimentación, la corrosión por picadura se observa principalmente en las secciones de entrada de los economizadores, donde se libera oxígeno debido a un aumento notable en la temperatura del agua de alimentación, así como en las secciones estancadas del tracto de alimentación.
Los equipos que utilizan calor de los consumidores de vapor y las tuberías, a través de los cuales el condensado de producción se devuelve a la CHPP, están sujetos a corrosión bajo la acción del oxígeno y el ácido carbónico que contiene. La aparición de oxígeno se explica por el contacto del condensado con el aire en tanques abiertos (con esquema abierto de recolección de condensado) y la succión por fugas en los equipos.
Las principales medidas para evitar la corrosión de los equipos ubicados en el primer tramo del recorrido del agua de alimentación (desde la planta de tratamiento de agua hasta el desaireador térmico) son:
1) el uso de recubrimientos protectores anticorrosivos en las superficies de los equipos de tratamiento de agua e instalaciones de tanques, que se lavan con soluciones de reactivos ácidos o aguas corrosivas utilizando caucho, resinas epoxi, barnices a base de perclorovinilo, nayrita líquida y silicona;
2) el uso de tuberías y accesorios resistentes a los ácidos fabricados con materiales poliméricos (polietileno, poliisobutileno, polipropileno, etc.) o tuberías y accesorios de acero revestidos interiormente con revestimientos protectores aplicados por aspersión con llama;
3) el uso de tuberías de intercambiadores de calor hechos de metales resistentes a la corrosión (cobre rojo, acero inoxidable);
4) eliminación de dióxido de carbono libre del agua adicional tratada químicamente;
5) eliminación constante de gases no condensables (oxígeno y ácido carbónico) de las cámaras de vapor de calentadores, enfriadores y calentadores regenerativos de baja presión de agua de red y eliminación rápida del condensado formado en ellos;
6) sellado cuidadoso de prensaestopas de bombas de condensado, accesorios y conexiones de brida de tuberías de suministro bajo vacío;
7) garantizar la estanqueidad suficiente de los condensadores de la turbina desde el lado del agua y el aire de enfriamiento y monitorear la succión del aire con la ayuda de medidores de oxígeno registradores;
8) equipar los condensadores con dispositivos especiales de desgasificación para eliminar el oxígeno del condensado.
Para combatir con éxito la corrosión de los equipos y tuberías ubicados en la segunda sección de la ruta del agua de alimentación (desde los desaireadores térmicos hasta los generadores de vapor), se toman las siguientes medidas:
1) equipar las centrales térmicas con desaireadores térmicos que, en cualquier condición de operación, produzcan agua desaireada con un contenido residual de oxígeno y dióxido de carbono que no exceda los estándares permisibles;
2) eliminación máxima de gases no condensables de las cámaras de vapor de los calentadores regenerativos de alta presión;
3) el uso de metales resistentes a la corrosión para la fabricación de elementos de bombas de alimentación en contacto con el agua;
4) protección anticorrosiva de los tanques de nutrientes y drenaje mediante la aplicación de recubrimientos no metálicos que sean resistentes a temperaturas de hasta 80-100 ° C, por ejemplo, asbovinilo (mezcla de laca de etinol con asbesto) o materiales de pintura a base de resinas epoxi;
5) selección de metales estructurales resistentes a la corrosión adecuados para la fabricación de tuberías para calentadores regenerativos de alta presión;
6) tratamiento continuo del agua de alimentación con reactivos alcalinos para mantener la especificación valor óptimo pH del agua de alimentación, que suprime la corrosión por dióxido de carbono y asegura una resistencia suficiente de la película protectora;
7) tratamiento continuo del agua de alimentación con hidrazina para unir el oxígeno residual después de los desaireadores térmicos y crear un efecto inhibidor de inhibición de la transferencia de compuestos de hierro desde la superficie del equipo al agua de alimentación;
8) sellar los tanques de agua de alimentación organizando un llamado sistema cerrado para evitar que el oxígeno entre en los economizadores de los generadores de vapor con el agua de alimentación;
9) implementación de la conservación confiable de los equipos del tramo de agua de alimentación durante su tiempo de inactividad en reserva.
Un método eficaz para reducir la concentración de productos de corrosión en el condensado devuelto a la CHPP por los consumidores de vapor es la introducción de aminas formadoras de película, octadecilamina o sus sustitutos, en el vapor selectivo de las turbinas enviadas a los consumidores. A una concentración de estas sustancias en un vapor igual a 2–3 mg / dm 3 , es posible reducir el contenido de óxidos de hierro en el condensado de producción de 10 a 15 veces. La dosificación de una emulsión acuosa de poliaminas mediante bomba dosificadora no depende de la concentración de ácido carbónico en el condensado, ya que su acción no está asociada a propiedades neutralizantes, sino que se basa en la capacidad de estas aminas para formar compuestos insolubles y en agua. películas resistentes en la superficie de acero, latón y otros metales.
MINISTERIO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN DE LA URSS
PRINCIPAL DEPARTAMENTO CIENTÍFICO Y TÉCNICO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN
INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS
POR ADVERTENCIA
BAJA TEMPERATURA
CORROSIÓN SUPERFICIAL
CALEFACCIÓN Y HUMOS DE GAS DE CALDERAS
RD 34.26.105-84
SOYUZTEKHENERGO
Moscú 1986
DESARROLLADO por All-Union Twice Order of the Red Banner of Labor Thermal Engineering Research Institute que lleva el nombre de F.E. Dzerzhinsky
INTÉRPRETES R.A. PETROSYAN, I. I. NADYROV
APROBADO por la Dirección Técnica Principal de Operación de Sistemas de Potencia el 22 de abril de 1984.
Subdirector D.Ya. SHAMARAKOV
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INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS PARA LA PREVENCIÓN DE LA CORROSIÓN A BAJA TEMPERATURA DE SUPERFICIES DE CALEFACCIÓN Y CONDUCTOS DE GAS DE CALDERAS |
RD 34.26.105-84 |
Fecha de caducidad establecida
del 01.07.85
hasta el 01.07.2005
Estas Directrices se aplican a las superficies de calentamiento a baja temperatura de las calderas de vapor y agua caliente (economizadores, evaporadores de gas, calentadores de aire varios tipos etc.), así como en la ruta de gas detrás de los calentadores de aire (conductos de gas, colectores de cenizas, extractores de humo, chimeneas) y establezca métodos para proteger las superficies de calefacción de la corrosión a baja temperatura.
Las Directrices están destinadas a centrales térmicas que funcionan con combustibles ácidos y organizaciones que diseñan equipos de calderas.
1. La corrosión a baja temperatura es la corrosión de las superficies de calentamiento de la cola, los conductos de gas y las chimeneas de las calderas bajo la acción de la condensación sobre ellos de gases de combustión vapor de ácido sulfúrico.
2. La condensación de vapores de ácido sulfúrico, cuyo contenido volumétrico en los gases de combustión durante la combustión de combustibles sulfurosos es de solo unas pocas milésimas de porcentaje, se produce a temperaturas que son significativamente (entre 50 y 100 ° C) más altas que la temperatura de condensación. de vapor de agua
4. Para evitar la corrosión de las superficies de calefacción durante el funcionamiento, la temperatura de sus paredes debe superar la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión en todas las cargas de la caldera.
Para calentar superficies enfriadas por un medio con un alto coeficiente de transferencia de calor (economizadores, evaporadores de gas, etc.), las temperaturas del medio en su entrada deben superar la temperatura del punto de rocío en aproximadamente 10 °C.
5. Para las superficies de calefacción de las calderas de agua caliente cuando funcionan con fueloil sulfuroso, no se pueden cumplir las condiciones para la exclusión completa de la corrosión a baja temperatura. Para reducirlo, es necesario asegurar la temperatura del agua a la entrada de la caldera, igual a 105 - 110 °C. Cuando se utilizan calderas de agua caliente como calderas de pico, este modo se puede proporcionar con el uso completo de los calentadores de agua de la red. Cuando se utilizan calderas de agua caliente en el modo principal, se puede lograr un aumento en la temperatura del agua que ingresa a la caldera mediante la recirculación de agua caliente.
En las instalaciones que utilizan el esquema para conectar calderas de agua caliente a la red de calefacción a través de intercambiadores de calor de agua, las condiciones para reducir la corrosión a baja temperatura de las superficies de calefacción se proporcionan en su totalidad.
6. Para calentadores de aire de calderas de vapor, se garantiza la exclusión completa de la corrosión a baja temperatura cuando la temperatura de diseño de la pared de la sección más fría excede la temperatura del punto de rocío en todas las cargas de la caldera en 5-10 °C (el valor mínimo se refiere a la carga mínima).
7. El cálculo de la temperatura de la pared de los aerotermos tubulares (TVP) y regenerativos (RAH) se realiza de acuerdo con las recomendaciones " Cálculo térmico unidades de calderas. Método normativo” (M.: Energy, 1973).
8. Cuando se utilicen en aerotermos tubulares como primer paso (por aire) de cubos de frío reemplazables o cubos fabricados con tubos con revestimiento resistente a los ácidos (esmaltados, etc.), así como los fabricados con materiales resistentes a la corrosión, el A continuación se verifican las condiciones para la exclusión completa de los cubos metálicos de corrosión a baja temperatura (por aire) del calentador de aire. En este caso, la elección de la temperatura de la pared de los cubos de metal frío de los cubos reemplazables, así como los resistentes a la corrosión, debe excluir la contaminación intensa de las tuberías, para las cuales la temperatura mínima de la pared durante la combustión de combustibles sulfurosos debe estar por debajo del rocío. punto de gases de combustión por no más de 30 - 40 ° C. Cuando se queman combustibles de azufre sólido, la temperatura mínima de la pared de la tubería, de acuerdo con las condiciones para evitar su contaminación intensa, debe ser de al menos 80 °C.
9. En RAH, en condiciones de exclusión completa de la corrosión a baja temperatura, se calcula su parte caliente. La parte fría del RAH se fabrica resistente a la corrosión (esmaltado, cerámico, acero de baja aleación, etc.) o reemplazable a partir de láminas planas de metal con un espesor de 1,0 - 1,2 mm, de acero con bajo contenido de carbono. Las condiciones para evitar la contaminación intensa del embalaje se observan al cumplir con los requisitos de la cláusula de este documento.
10. Como empaque esmaltado, se utilizan láminas de metal con un espesor de 0,6 mm. La vida útil del empaque esmaltado, fabricado de acuerdo con TU 34-38-10336-89, es de 4 años.
Los tubos de porcelana se pueden utilizar como empaque de cerámica, bloques de cerámica, o platos de porcelana con repisas.
Dada la reducción del consumo de fuel oil por parte de las centrales térmicas, se recomienda utilizar para la parte fría del RAH una empaquetadura de acero de baja aleación 10KhNDP o 10KhSND, cuya resistencia a la corrosión sea 2-2,5 veces superior a la de acero bajo en carbono.
11. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura durante el período de puesta en marcha, es necesario llevar a cabo las medidas establecidas en las "Directrices para el diseño y operación de calentadores de potencia con aletas de alambre" (M.: SPO Soyuztekhenergo , 1981).
El encendido de la caldera con fuelóleo sulfuroso se debe realizar con el sistema de calentamiento de aire encendido de antemano. La temperatura del aire frente al calentador de aire en el período inicial de encendido debe ser, por regla general, de 90 °C.
11a. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura ("estación") en una caldera parada, cuyo nivel es aproximadamente el doble de la tasa de corrosión durante el funcionamiento, limpie a fondo los calentadores de aire de los depósitos externos antes de detener la caldera. Al mismo tiempo, antes de apagar la caldera, se recomienda mantener la temperatura del aire en la entrada del calentador de aire al nivel de su valor a la carga nominal de la caldera.
La limpieza de TVP se realiza con granalla con una densidad de alimentación de al menos 0,4 kg/m.s (p. de este documento).
Para los combustibles sólidos, teniendo en cuenta el riesgo significativo de corrosión de los colectores de cenizas, la temperatura de los gases de combustión debe seleccionarse por encima del punto de rocío de los gases de combustión entre 15 y 20 °C.
Para los fuelóleos sulfurosos, la temperatura de los gases de combustión debe superar la temperatura del punto de rocío a la carga nominal de la caldera en aproximadamente 10 °C.
En función del contenido de azufre en el fueloil, la temperatura de los gases de combustión calculada con la carga nominal de la caldera debe tomarse de la siguiente manera:
Temperatura humos, ºС...... 140 150 160 165
Cuando se quema fueloil sulfuroso con excesos de aire extremadamente pequeños (α ≤ 1,02), la temperatura de los gases de combustión puede reducirse, teniendo en cuenta los resultados de las mediciones del punto de rocío. En promedio, la transición de pequeños excesos de aire a extremadamente pequeños reduce la temperatura del punto de rocío entre 15 y 20 °C.
Las condiciones para garantizar un funcionamiento confiable de la chimenea y evitar que la humedad caiga sobre sus paredes se ven afectadas no solo por la temperatura de los gases de combustión, sino también por su caudal. El funcionamiento de la tubería con condiciones de carga significativamente inferiores a las de diseño aumenta la probabilidad de corrosión a baja temperatura.
Al quemar gas natural, se recomienda que la temperatura de los gases de combustión sea de al menos 80 °C.
13. Cuando la carga de la caldera se reduce en el rango de 100 - 50% de la nominal, se debe esforzar para estabilizar la temperatura de los humos, no permitiendo que disminuya más de 10 °C de la nominal.
La forma más económica de estabilizar la temperatura de los gases de combustión es aumentar la temperatura de precalentamiento del aire en los calentadores a medida que disminuye la carga.
Mínimo valores permitidos se toma la temperatura de precalentamiento del aire antes de la RAH de acuerdo con el apartado 4.3.28 del "Reglamento operación técnica estaciones y redes eléctricas” (M.: Energoatomizdat, 1989).
En los casos en que no se puedan garantizar las temperaturas óptimas de los gases de combustión debido a una superficie de calentamiento RAH insuficiente, se deben tomar temperaturas de precalentamiento del aire en las que la temperatura de los gases de combustión no exceda los valores dados en las cláusulas de estos Pautas.
16. Debido a la falta de recubrimientos confiables resistentes a los ácidos para proteger contra la corrosión a baja temperatura de los conductos metálicos de gas, se puede garantizar su funcionamiento confiable mediante un aislamiento completo, asegurando que la diferencia de temperatura entre los gases de combustión y la pared no sea más de 5 ºC
Los materiales y estructuras aislantes utilizados actualmente no son lo suficientemente confiables en la operación a largo plazo, por lo tanto, es necesario monitorear periódicamente, al menos una vez al año, su estado y, si es necesario, realizar trabajos de reparación y restauración.
17. Cuando se use a modo de prueba para proteger los conductos de gas de la corrosión a baja temperatura de varios revestimientos, se debe tener en cuenta que estos últimos deben proporcionar resistencia al calor y hermeticidad a los gases a temperaturas que excedan la temperatura de los gases de combustión en al menos 10 ° C. , resistencia a concentraciones de ácido sulfúrico de 50 - 80% en el rango de temperatura de 60 - 150 °C, respectivamente, y la posibilidad de su reparación y restauración.
18. Para superficies de baja temperatura, elementos estructurales del RAH y conductos de humos de calderas, se recomienda utilizar aceros de baja aleación 10KhNDP y 10KhSND, que tienen una resistencia a la corrosión de 2 a 2,5 veces superior al acero al carbono.
La resistencia absoluta a la corrosión solo la poseen aceros de alta aleación muy escasos y costosos (por ejemplo, acero EI943, que contiene hasta un 25% de cromo y hasta un 30% de níquel).
Apéndice
1. Teóricamente, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión con un contenido determinado de vapor de ácido sulfúrico y agua se puede definir como el punto de ebullición de una solución de ácido sulfúrico de tal concentración en la que se alcanza el mismo contenido de vapor de agua y ácido sulfúrico. presente sobre la solución.
La temperatura del punto de rocío medida puede diferir del valor teórico según la técnica de medición. En estas recomendaciones para la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tr Se asume la temperatura superficial de un sensor de vidrio estándar con electrodos de platino de 7 mm de largo soldados a una distancia de 7 mm entre sí, en el que la resistencia de la película de rocío entre los electrodos en estado estable es de 107 ohmios. El circuito de medición de electrodos utiliza corriente alterna baja tensión(6 - 12 V).
2. Cuando se queman fuelóleos sulfurosos con un exceso de aire del 3 al 5 %, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión depende del contenido de azufre en el combustible. esp(arroz.).
Cuando se queman fuelóleos sulfurosos con excesos de aire extremadamente bajos (α ≤ 1,02), la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión debe tomarse de los resultados de mediciones especiales. Las condiciones para transferir calderas al modo con α ≤ 1,02 se establecen en las "Directrices para la transferencia de calderas que funcionan con combustibles sulfurosos al modo de combustión con un exceso de aire extremadamente pequeño" (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1980).
3. Al quemar combustibles sólidos sulfurosos en estado pulverizado, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tp se puede calcular a partir del contenido reducido de azufre y cenizas en el combustible Spr, ARP y temperatura de condensación del vapor de agua gracias según la fórmula
donde tía- la proporción de ceniza en el vuelo (normalmente se toma 0,85).
Arroz. 1. Dependencia de la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión del contenido de azufre en el fueloil quemado
El valor del primer término de esta fórmula en tía= 0.85 se puede determinar a partir de la Fig. .
Arroz. 2. Las diferencias en las temperaturas del punto de rocío de los gases de combustión y la condensación de vapor de agua en ellos, dependiendo del contenido de azufre reducido ( Spr) y ceniza ( ARP) en combustible
4. Cuando se queman combustibles sulfurosos gaseosos, el punto de rocío de los gases de combustión puede determinarse a partir de la fig. siempre que el contenido de azufre en el gas se calcule como reducido, es decir, como un porcentaje en masa por 4186,8 kJ/kg (1000 kcal/kg) del poder calorífico del gas.
Para combustibles gaseosos, el contenido de azufre porcentual en masa reducido se puede determinar a partir de la fórmula
donde metro- el número de átomos de azufre en la molécula del componente que contiene azufre;
q- porcentaje en volumen de azufre (componente que contiene azufre);
qn- poder calorífico del gas en kJ/m3 (kcal/nm3);
DESDE- coeficiente igual a 4.187 si qn expresado en kJ/m3 y 1,0 si es en kcal/m3.
5. La tasa de corrosión del empaque de metal reemplazable de los calentadores de aire durante la combustión de fuel oil depende de la temperatura del metal y del grado de corrosividad de los gases de combustión.
Cuando se quema fueloil sulfuroso con un exceso de aire de 3–5% y se sopla la superficie con vapor, la tasa de corrosión (en ambos lados en mm/año) del empaque RAH se puede estimar tentativamente a partir de los datos de la Tabla. .
tabla 1
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Tasa de corrosión (mm/año) a temperatura de pared, ºС |
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0.5Más de 2 0.20 |
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St. 0,11 a 0,4 incl. |
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Más de 0,41 a 1,0 incl. |
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6. Para carbones con un alto contenido de óxido de calcio en la ceniza, las temperaturas de punto de rocío son inferiores a las calculadas de acuerdo con los párrafos de estas Directrices. Para tales combustibles, se recomienda utilizar los resultados de las mediciones directas.