Un método para prevenir la formación de incrustaciones en las tuberías de calefacción de calderas de agua caliente y vapor. Tipos de daños a las tuberías de las superficies de calefacción de las calderas y sus causas Corrosión por cloro de las tuberías en las calderas.
2.1. superficies de calentamiento.
Los daños más característicos de las tuberías de las superficies de calefacción son: grietas en la superficie de las tuberías de pantalla y caldera, erosión corrosiva de las superficies exterior e interior de las tuberías, rupturas, adelgazamiento de las paredes de las tuberías, grietas y destrucción de campanas.
Los motivos de la aparición de grietas, rupturas y fístulas: depósitos en las tuberías de calderas de sales, productos de corrosión, destellos de soldadura, que ralentizan la circulación y provocan el sobrecalentamiento del metal, daños mecánicos externos, violación del régimen químico del agua.
La corrosión de la superficie exterior de las tuberías se divide en baja temperatura y alta temperatura. La corrosión a baja temperatura ocurre en las instalaciones de 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 tener lugar en la segunda etapa del sobrecalentador cuando se quema fuel oil sulfuroso.
La corrosión más común de la superficie interna de las tuberías ocurre cuando los gases corrosivos (oxígeno, dióxido de carbono) o sales (cloruros y sulfatos) contenidos en el agua de la caldera interactúan con el metal de la tubería. Corrosión superficie interna tuberías se manifiesta en la formación de marcas de viruela, úlceras, conchas y grietas.
La corrosión de la superficie interna de las tuberías también incluye: corrosión por estacionamiento de oxígeno, corrosión alcalina bajo lodo de tuberías de calderas y pantallas, fatiga por corrosión, que se manifiesta en forma de grietas en tuberías de calderas y pantallas.
El daño de la tubería debido a la fluencia se caracteriza por un aumento en el diámetro y la formación de grietas longitudinales. Deformaciones en codos de tubería y uniones soldadas puede tener diferentes direcciones.
Las roturas y descamaciones en las tuberías se producen como resultado de su sobrecalentamiento a temperaturas superiores a la calculada.
Los principales tipos de daños en las soldaduras realizadas mediante soldadura manual por arco son las fístulas que se producen por falta de penetración, inclusiones de escoria, poros de gas y falta de fusión a lo largo de los bordes de las tuberías.
Los principales defectos y daños de la superficie del sobrecalentador son: corrosión y formación de incrustaciones en las superficies exterior e interior de las tuberías, grietas, riesgos y delaminación del metal de la tubería, fístulas y roturas de tuberías, defectos en las soldaduras de las tuberías, deformación residual como resultado de la fluencia.
Los daños en las soldaduras de filete de las bobinas y los accesorios a los cabezales, que provocan una violación de la tecnología de soldadura, tienen la forma de grietas anulares a lo largo de la línea de fusión desde el lado de la bobina o los accesorios.
Las fallas típicas que ocurren 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, descascaramientos que pueden ocurrir durante las reparaciones, riesgos en el espejo de bridas, fugas de juntas bridadas debido a desalineación de bridas. Al realizar la prueba hidráulica de la caldera, puede
determinar 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 de los tambores de las calderas son: grietas-desgarros en las superficies interior y exterior de las carcasas y fondos, grietas-desgarros alrededor agujeros de tubería en la superficie interna de los tambores y en la superficie cilíndrica de los orificios de las tuberías, corrosión intergranular de los cascos y fondos, separación por corrosión de las superficies de los cascos y fondos, ovalidad del tambor, oddulinas (protuberancias) en las superficies de los tambores frente al horno, causados por el efecto de la temperatura de la antorcha en casos de destrucción (o pérdida) de partes individuales del revestimiento.
2.3. Estructuras metálicas y revestimiento de la caldera.
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 bastidores y conexiones, grietas, daños por corrosión en la superficie metálica.
Como resultado de la exposición prolongada a temperaturas, agrietamiento y violación de la integridad del ladrillo moldeado fijado en los pasadores al tambor superior desde el costado del horno, así como grietas en Enladrillado a lo largo del tambor inferior y la solera del horno.
La destrucción de la tronera de ladrillo del quemador y la violación de las dimensiones geométricas debido a la fusión del ladrillo son especialmente comunes.
3. Comprobación del estado de los elementos de la caldera.
La verificación del estado de los elementos de la caldera, sacados para reparación, se realiza en función de los resultados de una prueba hidráulica, inspección externa e interna, así como otros tipos de control realizados en la medida y de acuerdo con el programa. de peritaje de la caldera (apartado "Programa de peritaje de calderas").
3.1. Comprobación de las superficies de calefacción.
La inspección de las superficies exteriores de los elementos tubulares debe realizarse con especial cuidado en los lugares donde las tuberías pasan a través del revestimiento, el revestimiento, en áreas de máxima tensión térmica, en el área de quemadores, escotillas, pozos de acceso, así como en lugares donde se doblan los tubos de pantalla y en las soldaduras.
Para evitar accidentes asociados con el adelgazamiento de las paredes de las tuberías debido al azufre y la corrosión por estacionamiento, es necesario durante los exámenes técnicos anuales realizados por la administración de la empresa inspeccionar las tuberías de las superficies de calentamiento de las calderas que han estado en funcionamiento durante más de dos años.
El control se realiza mediante inspección externa con golpeteo de las superficies exteriores de las tuberías previamente limpiadas con un martillo de peso no superior a 0,5 kg y midiendo el espesor de las paredes de las tuberías. En este caso, es necesario elegir tramos de tubería que hayan sufrido el mayor desgaste y corrosión (tramos horizontales, tramos con depósitos de hollín y cubiertos con depósitos de coque).
El espesor de la pared de la tubería se mide con medidores de espesor ultrasónicos. Es posible cortar secciones de tuberías en dos o tres tuberías de pantallas de hornos y tuberías de un haz convectivo ubicado en la entrada y salida de gases en él. El espesor restante de las paredes de la tubería debe ser al menos el calculado de acuerdo con el cálculo de resistencia (adjunto al Pasaporte de la caldera), teniendo en cuenta la tolerancia a la corrosión para el período de operación adicional hasta la próxima inspección y un aumento en el margen de 0,5 mm.
El espesor de pared calculado de la pantalla y las tuberías de la caldera para una presión de trabajo de 1,3 MPa (13 kgf / cm 2) es de 0,8 mm, para 2,3 MPa (23 kgf / cm 2) - 1,1 mm. La tolerancia por corrosión se acepta en base a los resultados de las mediciones y teniendo en cuenta la duración de la operación entre inspecciones.
En las empresas donde, como resultado de la operación a largo plazo, no se observó un desgaste intensivo de las tuberías de las superficies de calentamiento, el control del espesor de las paredes de las tuberías se puede realizar en revisiones pero al menos una vez cada 4 años.
El colector, el sobrecalentador y la luneta trasera están sujetos a inspección interna. La apertura e inspección obligatoria debe estar sujeta a las escotillas del colector superior de la luneta trasera.
El diámetro exterior de las tuberías debe medirse en la zona de máximas temperaturas. Para las mediciones, use plantillas especiales (grapas) o calibradores. En la superficie de la tubería, se permiten abolladuras con transiciones suaves con una profundidad de no más de 4 mm, si no llevan el espesor de la pared más allá de los límites de desviaciones negativas.
Diferencia permisible en el espesor de pared de las tuberías - 10%.
Los resultados de la inspección y las mediciones se registran en el registro de reparación.
3.2. Comprobación de tambores.
Antes 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.
La corrosión uniforme se mide a lo largo del espesor de la pared, en la que, para este propósito, se perfora un orificio con un diámetro de 8 mm. Después de medir, instale un tapón en el orificio y suéldelo en 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 picaduras deben medirse a partir de las impresiones. Para ello, limpie el área dañada de la superficie metálica de los depósitos y lubrique ligeramente con vaselina técnica. La impresión más precisa se obtiene si el área dañada se ubica en una superficie horizontal y, en este caso, es posible rellenarla con metal fundido con un punto de fusión bajo. El metal endurecido forma un molde exacto de la superficie dañada.
Para obtener impresiones, utilice tretnik, babbitt, estaño y, si es posible, use yeso.
Las impresiones de los daños ubicados en las superficies verticales del techo se obtienen con cera y plastilina.
La inspección de los orificios de las tuberías, los tambores se lleva a cabo en el siguiente orden.
Después de quitar los tubos abocinados, verifique el diámetro de los agujeros con una plantilla. Si la plantilla entra en el orificio hasta el borde de tope, esto significa que el diámetro del orificio se ha incrementado más allá de la norma. La medición del valor exacto del diámetro se realiza con un calibre y se anota en el registro de reparación.
Al verificar las costuras soldadas de los tambores, es necesario inspeccionar el metal base adyacente a ellos en 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, en casos dudosos y con mayor frecuencia.
La medición de la desviación 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, partículas magnéticas, color y detección de defectos por ultrasonidos.
Se permiten golpes y abolladuras fuera de la zona de costuras y agujeros (no requieren enderezamiento), siempre que su altura (deflexión), como porcentaje del tamaño más pequeño de su base, no exceda:
hacia la presión atmosférica (bultos) - 2%;
en la dirección de la presión del vapor (abolladuras) - 5%.
Reducción permitida en el espesor de la pared del fondo - 15%.
Aumento permitido en el diámetro de los agujeros para tuberías (para soldadura) - 10%.
La identificación de los tipos de corrosión es difícil y, por lo tanto, no son infrecuentes los errores al determinar las medidas tecnológica y económicamente óptimas para contrarrestar la corrosión. Las principales medidas necesarias se toman de acuerdo con la normativa, que establece los límites de los principales iniciadores de la corrosión.
GOST 20995-75 “Calderas de vapor estacionarias con presión de hasta 3,9 MPa. Indicadores de calidad del agua de alimentación y del vapor” estandariza 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 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 aceite - prevención de la formación de espuma en el tambor de la caldera.
GOST determina los valores de las normas según la presión en la caldera (por lo tanto, la temperatura del agua), la potencia del flujo de calor local y 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 de metales, analizar las condiciones de funcionamiento de la caldera en el período previo al accidente, analizar la calidad del agua de alimentación, vapor y depósitos , analizar caracteristicas de diseño caldera.
En un examen externo, se pueden sospechar los siguientes tipos de corrosión.
corrosión por oxígeno
: secciones de tubería de entrada de economizadores de acero; tuberías de suministro cuando se encuentran con agua insuficientemente desoxigenada (por encima de lo normal): "avances" de oxígeno en caso de desaireación deficiente; calentadores de agua de alimentación; todas las áreas húmedas de la caldera durante su parada y la falta de medidas para evitar que entre aire en la caldera, especialmente en áreas estancadas, al drenar el agua, donde es difícil eliminar el condensado de vapor o llenarlo completamente con agua, por ejemplo, tubos verticales de sobrecalentadores. Durante el tiempo de inactividad, la corrosión aumenta (se localiza) 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 más alto que la norma - 0,3 mg / l) se manifiesta en los dispositivos de separación de vapor de los tambores de la caldera y en la pared de los tambores 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 varias profundidades y diámetros, a menudo cubiertas de tubérculos, cuya corteza superior son óxidos de hierro rojizos (probablemente hematita Fe 2 O 3). Evidencia de corrosión activa: debajo de la corteza de los tubérculos: un precipitado líquido negro, probablemente magnetita (Fe 3 O 4) mezclada con sulfatos y cloruros. Con la corrosión amortiguada, hay un vacío debajo de la costra y el fondo de la úlcera está cubierto con depósitos de escamas y lodo.
A pH > 8,5: las úlceras son raras, pero más grandes y profundas, a pH< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.
A una velocidad del agua superior a 2 m/s, los tubérculos pueden adoptar una forma oblonga en la dirección del chorro.
. Las costras de magnetita son lo suficientemente densas y podrían servir como una barrera confiable 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 vapor y agua separados. tapones de agua que siguen uno tras otro.
La corrosión se intensifica con un aumento de la temperatura (hasta 350 °C) y un aumento del contenido de cloruro en el agua de la caldera. A veces, la corrosión se ve reforzada por los productos de descomposición térmica de ciertas sustancias orgánicas en el agua de alimentación.
Arroz. una. Apariencia corrosión por oxígeno
Corrosión alcalina (en un sentido más estricto, intergranular)
Lugares de daños por corrosión en el metal.. Tuberías en zonas de flujo de calor de alta potencia (área del quemador y frente al soplete alargado) - 300-400 kW / m 2 y donde la temperatura del metal es 5-10 ° C superior al punto de ebullición del agua a una presión dada; tuberías inclinadas y horizontales, donde hay poca circulación de agua; lugares bajo depósitos gruesos; zonas cerca de los anillos de respaldo y en las propias soldaduras, por ejemplo, en los lugares de soldadura de dispositivos separadores de vapor intratambor; lugares cerca de los remaches.
Tipo y naturaleza del daño.. Depresiones semiesféricas o elípticas llenas de productos de corrosión, que a menudo incluyen cristales brillantes de magnetita (Fe 3 O 4). La mayoría de huecos cubiertos con una costra dura. En el lado de las tuberías que miran hacia el horno, los huecos se pueden conectar, formando el llamado camino de corrosión de 20-40 mm de ancho y hasta 2-3 m de largo.
Si la costra no es lo suficientemente estable y densa, la corrosión puede conducir, en condiciones de estrés mecánico, a 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 del daño por corrosión. En altas temperaturas- más de 200 ° C - y una alta concentración de soda cáustica (NaOH) - 10% o más - se destruye la película protectora (costra) sobre el metal:
4NaOH + Fe 3 O 4 \u003d 2NaFeO 2 + Na 2 FeO 2 + 2H 2 O (1)
El producto intermedio NaFeO 2 sufre hidrólisis:
4NAFeО 2 + 2Н 2 О = 4NAОН + 2Fe 2 О 3 + 2Н 2 (2)
Es decir, en esta reacción (2) se reduce el hidróxido de sodio, en las reacciones (1), (2) no se consume, sino que actúa como catalizador.
Cuando se elimina la magnetita, el hidróxido de sodio y el agua pueden reaccionar directamente con el hierro para liberar hidrógeno atómico:
2NaOH + Fe \u003d Na 2 FeO 2 + 2H (3)
4H 2 O + 3Fe \u003d Fe 3 O 4 + 8H (4)
El hidrógeno liberado puede difundirse en el metal y formar metano (CH 4) con carburo de hierro:
4H + Fe 3 C \u003d CH 4 + 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, las expanden y profundizan. Además, estos gases evitan la formación y compactación de películas protectoras.
Una solución concentrada de soda cáustica se forma en lugares de evaporación profunda del agua de la caldera: depósitos de sales densos (un tipo de corrosión por lodo); crisis de ebullición de burbujas, cuando se forma una película de vapor estable sobre el metal; allí, el metal casi no se daña, pero la sosa cáustica se concentra a lo largo de los bordes de la película, donde tiene lugar la evaporación activa; la presencia de grietas donde se produce la evaporación, que es diferente de la evaporación en todo el volumen de agua: la sosa cáustica se evapora peor que el agua, no es arrastrada por el agua y se acumula. Al actuar sobre el metal, la sosa cáustica forma grietas en los límites de los granos dirigidos hacia el interior del metal (un tipo de corrosión intergranular es la corrosión por grietas).
La corrosión intergranular bajo la influencia del agua alcalina de la caldera se concentra con mayor frecuencia en el tambor de la caldera.
Arroz. Fig. 3. Corrosión intergranular: a - microestructura del metal antes de la corrosión, b - microestructura en la etapa de corrosión, formación de grietas a lo largo del límite de grano del metal
Tal efecto corrosivo sobre el metal solo es posible con la presencia simultánea de tres factores:
- tensiones mecánicas de tracción locales próximas o ligeramente superiores al límite elástico, es decir, 2,5 MN/mm2;
- juntas sueltas de partes del tambor (mencionadas anteriormente), donde puede ocurrir una evaporación profunda del agua de la caldera y donde la sosa cáustica acumulada 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 con una presión inferior a la del pasaporte (por ejemplo, 0,6-0,7 MPa en lugar de 1,4 MPa), la probabilidad de este tipo de corrosión disminuye;
- una combinación desfavorable de sustancias en el agua de la caldera, en la que no hay 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
Las grietas por corrosión no se desarrollan si se observa la relación:
(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 - el contenido de sulfato de sodio, carbonato de sodio, fosfato de sodio, nitrato de sodio e hidróxido de sodio, respectivamente, mg / kg.
Las calderas fabricadas actualmente no tienen al menos una de estas condiciones de corrosión.
La presencia de compuestos de silicio en el agua de la caldera también puede aumentar la corrosión intergranular.
El NaCl en estas condiciones no es un inhibidor de la corrosión. Se mostró arriba: los iones de cloro (Сl -) son aceleradores de la corrosión, debido a su alta movilidad y pequeño tamaño, penetran fácilmente en las películas protectoras de óxido y forman sales altamente solubles con hierro (FeCl 2, FeCl 3) en lugar de óxidos de hierro poco solubles .
En el agua de las salas de calderas, tradicionalmente se controlan los valores de la mineralización total y no el contenido de sales individuales. Probablemente, por esta razón, el racionamiento no se introdujo según la relación indicada (6), sino según el valor de la alcalinidad relativa del agua de la caldera:
SH kv rel = SH ov rel = SH ov 40 100/S ov ≤ 20, (7)
donde U q rel - alcalinidad relativa del agua de la 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 cloruros), mg / l.
La alcalinidad total del agua tratada (adicional) puede tomarse igual, mmol/l:
- después de la cationización de sodio - alcalinidad total del agua de origen;
- después de la cationización hidrógeno-sodio paralela - (0,3-0,4), o secuencial con regeneración "hambrienta" del filtro de hidrógeno-cationito - (0,5-0,7);
- después de cationización de sodio con acidificación e ionización de cloro de sodio - (0.5-1.0);
- después de la cationización de amonio-sodio - (0.5-0.7);
- después del encalado a 30-40°C - (0,35-1,0);
- después de la coagulación - (W sobre ref - Dto), donde W sobre ref - alcalinidad total de la fuente de agua, mmol/l; D a - dosis de coagulante, mmol/l;
- después de cal sodada a 30-40 °C - (1,0-1,5), ya 60-70 °C - (1,0-1,2).
Se aceptan los valores de la alcalinidad relativa del agua de la caldera según las normas de Rostekhnadzor,%, no más de:
- para calderas con tambores remachados - 20;
- para calderas con tambores soldados y tubos enrollados en ellos - 50;
- para calderas con tambores soldados y tuberías soldadas a ellos: cualquier valor, no estandarizado.
Arroz. 4. El resultado de la corrosión intergranular
Según las normas de Rostekhnadzor, U kv rel es uno de los criterios trabajo seguro calderas. Es más correcto verificar el criterio de potencial agresividad alcalina del agua de caldera, que no tiene en cuenta el contenido de iones de cloro:
K tu = (S ov - [Сl - ]) / 40 u ov, (8)
donde K u - criterio de potencial agresividad alcalina del agua de caldera; S s - salinidad del agua tratada (adicional) (incluido el contenido de cloruros), mg/l; Cl - - el contenido de cloruros en el agua tratada (adicional), mg/l; Shch ov - Alcalinidad total del agua tratada (adicional), mmol/l.
El valor de K u se puede tomar:
- para calderas con tambores remachados con una presión de más de 0,8 MPa ≥ 5;
- para calderas con tambores soldados y tuberías enrolladas con una presión de más de 1,4 MPa ≥ 2;
- para calderas con tambores soldados y tuberías soldadas, 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 bajo lodo
Bajo este nombre, varios diferentes tipos corrosión (alcalina, oxígeno, etc.). La acumulación de depósitos y lodos sueltos y porosos en diferentes zonas de la caldera provoca la corrosión del metal debajo del lodo. La razón principal: contaminación del agua de alimentación con óxidos de hierro.
Corrosión por nitrito
. Tubos de pantalla y caldera de la caldera en el lado que da al horno.
Tipo y naturaleza del daño.. Grandes úlceras raras, marcadamente limitadas.
. En presencia de iones de nitrito (NO - 2) en el agua de alimentación de más de 20 μg / l, la temperatura del agua es superior a 200 ° C, los nitritos sirven como despolarizadores catódicos de la corrosión electroquímica, recuperando HNO 2, NO, N 2 (ver arriba).
Corrosión vapor-agua
Lugares de daños por corrosión en el metal.. Parte de salida de serpentines de sobrecalentadores, tuberías de vapor sobrecalentado, tuberías generadoras de vapor horizontales y ligeramente inclinadas en áreas de mala circulación de agua, a veces a lo largo de la generatriz superior de los serpentines de salida de economizadores de agua en ebullición.
Tipo y naturaleza del daño.. Placas de óxidos negros densos de hierro (Fe 3 O 4), firmemente adheridos al metal. Con fluctuaciones de temperatura, la continuidad de la placa (corteza) se rompe, las escamas se caen. Adelgazamiento uniforme del metal con protuberancias, grietas longitudinales, roturas.
Puede identificarse como corrosión bajo lodo: en forma de picaduras profundas con bordes indistintamente delimitados, más a menudo cerca de soldaduras que sobresalen dentro de la tubería, donde se acumula lodo.
Causas del daño por corrosión:
- medio de lavado: vapor en sobrecalentadores, tuberías de vapor, "almohadas" de vapor debajo de una capa de lodo;
- la temperatura del metal (acero 20) es superior a 450 ° C, el flujo de calor a la sección de metal es de 450 kW / m 2;
- violación del modo de combustión: escoria de los quemadores, aumento de la contaminación de las tuberías por dentro y por fuera, combustión inestable (vibración), alargamiento de la antorcha hacia las tuberías de las pantallas.
Como resultado: interacción química directa del hierro con el vapor de agua (ver arriba).
Corrosión microbiológica
Causada por bacterias aerobias y anaerobias, aparece a temperaturas de 20-80 °C.
Lugares de daño de metal.. Tuberías y recipientes a la caldera con agua de la temperatura especificada.
Tipo y naturaleza del daño.. Tubérculos de diferentes tamaños: diámetro de varios milímetros a varios centímetros, rara vez, varias decenas de centímetros. Los tubérculos están cubiertos de óxidos de hierro densos, un producto de desecho de las bacterias aeróbicas. En el interior, polvo negro y suspensión (sulfuro de hierro FeS), un producto de bacterias anaeróbicas reductoras de sulfato, debajo de la formación negra, úlceras redondas.
Causas del daño. Los sulfatos de hierro, el oxígeno y varias bacterias están siempre presentes en el agua natural.
Las bacterias del hierro en presencia de oxígeno forman una película de óxidos de hierro, bajo la cual las bacterias anaerobias reducen los sulfatos a sulfuro de hierro (FeS) y sulfuro de hidrógeno (H 2 S). A su vez, el sulfuro de hidrógeno da lugar a la formación de ácidos sulfuroso (muy inestable) y sulfúrico, y el metal se corroe.
Este tipo de corrosión tiene un efecto indirecto sobre la corrosión de la caldera: el flujo de agua a una velocidad de 2-3 m / s arranca los tubérculos, lleva su contenido a la caldera, aumentando la acumulación de lodos.
En casos raros, esta corrosión puede ocurrir en la propia caldera, si durante un apagado prolongado de la caldera en la reserva se llena con agua a una temperatura de 50-60 ° C, y la temperatura se mantiene debido a la penetración accidental de vapor de calderas vecinas.
Corrosión "quelada"
Ubicaciones de daños por corrosión. Equipos donde se separa el vapor del agua: tambor de caldera, separadores de vapor dentro y fuera del tambor, también - raramente - en tubería 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 y no hay productos de corrosión, porque el “quelato” (compuestos orgánicos de poliaminas especialmente introducidos 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 “anima”: asperezas, islas de metal.
Causas del daño 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 del "quelato" ocurre cuando una sobredosis de "quelato", pero incluso en una dosis normal es posible, ya que el "quelato" se concentra en áreas donde hay una evaporación intensa de agua: la ebullición nucleada se reemplaza por una película. En los dispositivos de separación de vapor, hay casos de efectos especialmente destructivos de corrosión "quelada" 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 varios factores de corrosión puede exceder la cantidad de daño por tipos individuales de corrosión.
Como regla general, la acción de los agentes corrosivos mejora el régimen térmico inestable de la caldera, lo que provoca fatiga por corrosión y excita 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 destrucción de metales son raros, las grietas y las tuberías rotas tienen una apariencia idéntica a las lesiones metálicas de varios tipos de corrosión.
Por lo general, para identificar la causa de la destrucción del metal, se requieren estudios metalográficos adicionales: rayos X, ultrasonido, color y detección de defectos por polvo magnético.
Varios investigadores han propuesto programas para diagnosticar tipos de daños por corrosión en aceros para calderas. Se conoce el programa VTI (A.F. Bogachev con empleados), principalmente para calderas eléctricas. alta presión, y desarrollos de la asociación Energochermet - principalmente para calderas de potencia 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 fallan 2 o 3 años después de la instalación si el agua de alimentación no se desairea satisfactoriamente.
El resultado directo de la corrosión por oxígeno de los economizadores de acero es la formación de agujeros en los tubos, a través de los cuales fluye un chorro de agua a alta velocidad. Dichos chorros dirigidos a la pared de una tubería adyacente son capaces de desgastarla hasta la formación de orificios pasantes. Dado que las tuberías del economizador están ubicadas de manera bastante compacta, el orificio de corrosión resultante puede causar daños masivos a las tuberías si la unidad de caldera permanece en funcionamiento durante mucho tiempo con el orificio que ha aparecido. Los economizadores de hierro fundido no se dañan por la corrosión del oxígeno.
corrosión por oxígeno las secciones de entrada de los economizadores están más expuestas. Sin embargo, con una concentración significativa de oxígeno en el agua de alimentación, también penetra en la unidad de caldera. Aquí, principalmente los tambores y las bajantes están expuestos a la corrosión por oxígeno. La principal forma de corrosión por oxígeno es la formación de depresiones (fosas) en el metal que, cuando se desarrollan, conducen a la formación de fístulas.
Un aumento en la presión intensifica la corrosión por oxígeno. Por lo tanto, para las unidades de caldera con una presión de 40 atm y superior, incluso las "rupturas" de oxígeno en los desaireadores son peligrosas. La composición del agua con la que el metal entra en contacto es fundamental. La presencia de una pequeña cantidad de álcali aumenta la localización de la corrosión, la presencia de cloruros la dispersa sobre la superficie.
b) Corrosión de estacionamiento
Las unidades de caldera que están inactivas se ven afectadas por la corrosión electroquímica, lo que se denomina estacionamiento. De acuerdo con las condiciones de funcionamiento, las unidades de caldera a menudo se ponen fuera de servicio y se ponen en reserva o se detienen durante mucho tiempo.
Cuando el grupo caldera se pone en reserva, la presión en el mismo comienza a descender y se produce un vacío en el tambor, provocando la entrada de aire y el enriquecimiento en oxígeno del agua de la caldera. Este último crea las condiciones para que se produzca la corrosión por oxígeno. Incluso en el caso de que el agua se elimine por completo de la unidad de caldera, su superficie interna no está seca. Las fluctuaciones de temperatura y humedad del aire provocan el fenómeno de condensación de la humedad del ambiente contenido en el interior del grupo caldera. La presencia de una película enriquecida con oxígeno sobre la superficie del metal crea condiciones favorables para el desarrollo de la corrosión electroquímica. Si hay depósitos en la superficie interna de la unidad de caldera que pueden disolverse en la película de humedad, la intensidad de la corrosión aumenta significativamente. Se pueden observar fenómenos similares, por ejemplo, en los sobrecalentadores, que a menudo sufren corrosión por estacionamiento.
Si hay depósitos en la superficie interna de la unidad de caldera que pueden disolverse en la película de humedad, la intensidad de la corrosión aumenta significativamente. Se pueden observar fenómenos similares, por ejemplo, en los sobrecalentadores, que a menudo sufren corrosión por estacionamiento.
Por lo tanto, cuando la unidad de caldera se pone fuera de servicio durante un tiempo de inactividad prolongado, es necesario eliminar los depósitos existentes mediante lavado.
corrosión de estacionamiento puede causar daños graves a las unidades de caldera si no se toman medidas especiales para protegerlas. Su peligro también radica en el hecho de que los centros de corrosión creados por él durante el período de inactividad continúan funcionando durante el funcionamiento.
Para proteger las unidades de caldera de la corrosión de estacionamiento, se conservan.
c) Corrosión intergranular
Corrosión intergranular ocurre en juntas remachadas y juntas rodantes de unidades de calderas de vapor, que son arrastradas por el agua de la caldera. Se caracteriza por la aparición de grietas en el metal, al principio muy finas, imperceptibles a la vista, que, al desarrollarse, se transforman en grandes grietas visibles. Pasan entre los granos del metal, por lo que a esta corrosión se le llama intergranular. En este caso, la destrucción del metal se produce sin deformación, por lo que estas destrucciones se denominan frágiles.
Se ha establecido por experiencia que la corrosión intergranular ocurre solo cuando se presentan simultáneamente 3 condiciones:
1) Altas tensiones de tracción en el metal, cercanas al límite elástico.
2) Fugas en costuras de remaches o juntas de rollo.
3) Propiedades agresivas del agua de caldera.
La ausencia de una de las condiciones anteriores excluye la aparición de fracturas frágiles, que se utilizan en la práctica para combatir la corrosión intergranular.
La agresividad del agua de la caldera está determinada por la composición de las sales disueltas en ella. De gran importancia es el contenido de sosa cáustica, que en altas concentraciones (5-10%) reacciona con el metal. Tales concentraciones se alcanzan en las fugas de juntas de remache y juntas de rodadura, en las que se evapora el agua de la caldera. Es por ello que la presencia de fugas puede provocar la aparición de fracturas frágiles en condiciones adecuadas. Además, un indicador importante de la agresividad del agua de la caldera es la alcalinidad relativa - Schot.
d) Corrosión vapor-agua
La corrosión por vapor de 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 se hace posible para los aceros al carbono con un aumento de la temperatura de la pared de la tubería a 400°C.
Los productos de corrosión son hidrógeno gaseoso y magnetita. La corrosión por vapor-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 tiene la forma de úlceras, surcos, grietas.
La razón principal de la aparición de la corrosión por vapor es el calentamiento de la pared del tubo a una temperatura crítica, a la que se acelera la oxidación del metal por el agua. Por tanto, la lucha contra la corrosión por vapor-agua se realiza eliminando las causas que provocan el sobrecalentamiento del metal.
corrosión por vapor y agua no puede ser eliminada por ningún cambio o mejora en el régimen hidroquímico de la unidad de caldera, ya que las causas de esta corrosión radican en los procesos hidrodinámicos del horno e intra-caldera, así como en las condiciones de operación.
e) Corrosión por lodos
Este tipo de corrosión se produce bajo una capa de lodo que se forma en la superficie interna de la tubería de la unidad de caldera, debido al suministro de la caldera con agua insuficientemente purificada.
El daño al metal que ocurre durante la corrosión por debajo del lodo es de naturaleza local (ulcerativa) y generalmente se localiza en la mitad del perímetro de la tubería frente al horno. Las úlceras resultantes parecen conchas con un diámetro de hasta 20 mm o más, llenas de óxidos de hierro, que crean un "tubérculo" debajo de la úlcera.
Las condiciones en las que se encuentran los elementos de las calderas de vapor durante el funcionamiento son extremadamente diversas.
Como muestran numerosas pruebas de corrosión y observaciones industriales, los aceros de baja aleación e incluso los austeníticos pueden estar sujetos a una corrosión intensa durante el funcionamiento de las calderas.
La corrosión del metal de las superficies de calentamiento de las calderas de vapor provoca su desgaste prematuro y, en ocasiones, provoca graves averías y accidentes.
La mayoría de las paradas de emergencia de las calderas se deben a daños por corrosión en la pantalla, el depósito de grano, las tuberías de sobrecalentamiento de vapor y los tambores de la caldera. La aparición de incluso una fístula de corrosión en una caldera de un solo paso provoca el apagado de toda la unidad, lo que se asocia con una producción insuficiente de electricidad. La corrosión de las calderas de tambor de alta y ultra alta presión se ha convertido en la principal causa de fallos en el funcionamiento de las CHPP. El 90% de las fallas en la operación debido a daños por corrosión ocurrieron en calderas de tambor con una presión de 15,5 MPa. Una cantidad significativa de daños por corrosión en las tuberías de pantalla de los compartimentos de sal se produjo en las "zonas de máximas cargas térmicas".
Las encuestas de EE. UU. de 238 calderas (unidades de 50 a 600 MW) registraron 1.719 tiempos de inactividad no programados. Alrededor de 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 Estados Unidos, la corrosión interna "en 1955 fue reconocida como un problema grave después de la puesta en marcha un número grande calderas de tambor con una presión de 12.5-17 MPa.
A fines de 1970, alrededor del 20% de las 610 calderas de este tipo estaban afectadas por la corrosión. Los tubos de pared estaban sujetos en su mayoría a la corrosión interna, y los sobrecalentadores y economizadores se vieron menos afectados por ella. Con la mejora de la calidad del agua de alimentación y la transición al régimen de fosfatación coordinada, con el crecimiento de los parámetros en las calderas de tambor de las centrales eléctricas de EE. UU., en lugar de daños por corrosión viscosa y plástica, se produjeron fracturas frágiles repentinas de los tubos de la pared de agua. “A partir de J970 ton, para calderas con presión de 12.5; 14.8 y 17 MPa, la destrucción de tuberías por daño por corrosión fue de 30, 33 y 65%, respectivamente.
Según las condiciones del curso del proceso de corrosión, se distingue la corrosión atmosférica, que ocurre bajo la acción de gases atmosféricos y húmedos; gas, debido a la interacción del metal con varios gases -oxígeno, cloro, etc.- a altas temperaturas, y corrosión en electrolitos, en la mayoría de los casos en soluciones acuosas.
De acuerdo con la naturaleza de los procesos de corrosión, el metal de la caldera puede estar sujeto a corrosión química y electroquímica, así como a sus efectos combinados.
Durante el funcionamiento de las superficies de calentamiento de las calderas de vapor, se produce corrosión por gas a alta temperatura en las atmósferas oxidantes y reductoras de los gases de combustión y corrosión electroquímica a baja temperatura de las superficies de calentamiento de cola.
Los estudios han establecido que la corrosión a alta temperatura de las superficies de calentamiento se produce con mayor intensidad solo en presencia de exceso de oxígeno libre en los gases de combustión y en presencia de óxidos de vanadio fundidos.
La corrosión por sulfuro o gas a alta temperatura en la atmósfera oxidante de los gases de combustión afecta los tubos de la pantalla y los sobrecalentadores convectivos, las primeras filas de conjuntos de calderas, el metal de los espaciadores entre los tubos, los bastidores y los soportes colgantes.
Se observó corrosión por gas a alta temperatura en una atmósfera reductora en los tubos de pared de las cámaras de combustión de varias calderas de alta presión y presión supercrítica.
La corrosión de las tuberías de las superficies de calefacción en el lado del gas es un proceso físico y químico complejo de interacción entre los gases de combustión y los depósitos externos con películas de óxido y metal de las tuberías. El desarrollo de este proceso está influenciado por intensos flujos de calor variables 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 lo tanto, no se observa este tipo de destrucción del metal.
Corrosión de las superficies de calefacción desde el lateral gases de combustión(corrosión externa) es el proceso de destrucción de metales como resultado de la interacción con productos de combustión, gases agresivos, soluciones y fundidos de compuestos minerales.
Se entiende por corrosión del metal la destrucción paulatina del metal, que se produce como consecuencia de la acción química o electroquímica del medio exterior.
\ Los procesos de destrucción de metales, que son el resultado de su interacción química directa con el medio ambiente, se denominan 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 denomina corrosión por gas.
Corrosión de gases en el horno y chimeneas de la caldera. Superficie exterior las tuberías y bastidores de sobrecalentadores se producen bajo la influencia del oxígeno, el dióxido de carbono, el vapor de agua, el dióxido de azufre y otros gases; la superficie interna de las tuberías, como resultado de la interacción con vapor o agua.
La corrosión electroquímica, a diferencia de la corrosión química, se caracteriza porque las reacciones que se producen durante la misma van acompañadas de la aparición de una corriente eléctrica.
El portador de electricidad en las soluciones son los iones presentes en ellas debido a la disociación de las moléculas, y en los metales, los electrones libres:
La superficie interna de la caldera está sujeta principalmente a la corrosión electroquímica. Según los conceptos modernos, su manifestación se debe a dos procesos independientes: anódico, en el que los iones metálicos pasan a la solución en forma de iones de hidratación, y catódico, en el que los electrones en exceso son asimilados por los despolarizadores. Los despolarizadores pueden ser átomos, iones, moléculas, que se restauran en este caso.
Según las características externas, se distinguen formas continuas (generales) y locales (locales) de daño por corrosión.
Con la corrosión general, toda la superficie de calentamiento en contacto con un medio agresivo se corroe, adelgazando uniformemente desde el interior o el exterior. Con la corrosión local, la destrucción ocurre en áreas separadas de la superficie, el resto de la superficie metálica no se ve afectada por el daño.
La corrosión local incluye corrosión por puntos, picaduras, picaduras, intergranular, agrietamiento por corrosión, 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 ocurrió en una sección horizontal en la parte inferior del bucle de elevación y descenso en el área adyacente a la pantalla del hogar. En el lado 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 en aproximadamente 2 mm durante la corrosión debido al desescoriado con un chorro de agua. Después de apagar la caldera con una capacidad de vapor de 950 t/h, calentada con polvo de lodos de antracita (eliminación de escorias líquidas), a una presión de 25,5 MPa y una temperatura de vapor sobrecalentado de 540 °C, quedaron escorias húmedas y cenizas en el tuberías, en las que la corrosión electroquímica procedió intensamente. El exterior de la tubería estaba cubierto con una gruesa capa de hidróxido de hierro marrón, el diámetro interior de las tuberías estaba dentro de las tolerancias para tuberías de calderas de alta y ultra alta presión. Las dimensiones del diámetro exterior tienen desviaciones que van más allá de la tolerancia negativa: el diámetro exterior mínimo. fue de 39 mm con el mínimo permitido de 41,7 mm. El espesor de la pared cerca de la falla por corrosión fue de solo 3,1 mm con un espesor de tubería nominal de 5 mm.
La microestructura metálica es uniforme en longitud y circunferencia. En la superficie interna de la tubería se forma una capa descarburada durante la oxidación de la tubería durante el tratamiento térmico. Sobre el fuera de no hay tal capa.
El examen de las tuberías NRCH después de la primera ruptura permitió conocer la causa de la falla. Se decidió reemplazar el NRC y cambiar la tecnología de desescoriado. En este caso, la corrosión electroquímica se produjo por la presencia de una fina película de electrolito.
La corrosión ulcerosa procede intensamente en individuos áreas pequeñas superficie, pero a menudo a una profundidad considerable. Con un diámetro de hoyos del orden de 0,2-1 mm, se llama punto.
En lugares donde se forman úlceras, se pueden formar fístulas con el tiempo. Las picaduras a menudo están llenas de productos de corrosión, por lo que no siempre son detectables. 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 de agua en tuberías.
A pesar de que una parte importante del metal de las tuberías está afectado, debido a fístulas pasantes, es necesario reemplazar completamente las bobinas del economizador.
El metal de las calderas de vapor está expuesto a los siguientes tipos peligrosos de corrosión: corrosión por oxígeno durante el funcionamiento de las calderas y su reparación; corrosión intergranular en lugares de evaporación del agua de la caldera; corrosión por vapor y agua; agrietamiento por corrosión de elementos de calderas hechos de aceros austeníticos; corrosión por lodos. una breve descripción de los tipos indicados de corrosión del metal de las calderas se dan en la Tabla. YUL.
Durante el funcionamiento de las calderas, se distingue la corrosión del metal: corrosión bajo carga y corrosión de estacionamiento.
La corrosión bajo carga es más susceptible al calentamiento. Elementos extraíbles de la caldera en contacto con un medio bifásico, es decir, pantalla y tuberías de la caldera. La superficie interna de los economizadores y sobrecalentadores se ve menos afectada por la corrosión durante el funcionamiento de la caldera. La corrosión bajo carga también ocurre en ambientes desoxigenados.
La corrosión de estacionamiento aparece en no drenables. elementos de bobinas de sobrecalentamiento verticales, tubos hundidos de bobinas de sobrecalentamiento horizontales
La corrosión más activa de las tuberías de pantalla se manifiesta en lugares donde se concentran las impurezas del refrigerante. Esto incluye secciones de tubos de pared con altas cargas térmicas, donde se produce una evaporación profunda del agua de la caldera (especialmente si hay depósitos porosos de baja conductividad térmica en la superficie de evaporación). Por lo tanto, en relación con la prevención de daños a las tuberías de pantalla asociados con la corrosión interna del metal, es necesario tener en cuenta la necesidad de un enfoque integrado, es decir, impacto tanto en los regímenes de agua y productos químicos como en los hornos.
El daño de la tubería de malla es principalmente carácter mixto, se pueden dividir aproximadamente 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) Fractura frágil sin signos característicos de sobrecalentamiento del metal.
Se observaron depósitos significativos de naturaleza de dos capas en la superficie interna de muchas tuberías: la superior está débilmente adherida, la inferior está descascarada, fuertemente adherida al metal. El grosor de la capa de escala inferior es de 0,4-0,75 mm. En la zona de daño, la escala en la superficie interior se destruye. Cerca de los sitios de destrucción ya cierta distancia de ellos, la superficie interna de las tuberías se ve afectada por hoyos 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 los tubos - esferidización profunda y descomposición de perlita, formación de grafito (transición de carbono a grafito 45-85%) - indican el exceso no solo de la temperatura de funcionamiento de las pantallas, sino también la permitida para el acero 20.500 ºC 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, bajo capas gruesas 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. .Experiencia ha demostrado que el daño por hidrógeno ocurre en calderas que operan a presiones inferiores a 1000 psi. pulgada (6,9 MPa).
El daño por hidrógeno generalmente resulta en rupturas con bordes gruesos. Otros mecanismos que contribuyen a la formación de grietas con bordes gruesos son el agrietamiento por corrosión bajo tensión, la fatiga por corrosión, las fracturas por tensión y (en algunos casos raros) el sobrecalentamiento severo. Puede ser difícil distinguir visualmente el daño causado por el hidrógeno de otros tipos de daño, pero algunas de sus características pueden ayudar aquí.
Por ejemplo, el daño por hidrógeno casi siempre está asociado con la formación de agujeros en el metal (ver las precauciones dadas en los Capítulos 4 y 6). Otros tipos de daños (con la posible excepción de la fatiga por corrosión, que a menudo comienza en capas individuales) no suelen estar asociados con una corrosión severa.
Las fallas de las tuberías como resultado del daño por hidrógeno metálico a menudo se manifiestan como la formación de una "ventana" rectangular en la pared de la tubería, lo que no es típico de otros tipos de destrucción.
Para evaluar la capacidad de daño de las tuberías de pantalla, debe tenerse en cuenta que el contenido metalúrgico (inicial) de hidrógeno gaseoso en el acero perlítico (incluido el acero 20) no supera los 0,5–1 cm3/100 g. Cuando el contenido de hidrógeno es superior a 4-5 cm3/100g, 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 fracturas frágiles de las tuberías de pantalla, se observa un fuerte deterioro de las propiedades del metal solo en una zona estrecha a lo largo de la sección transversal de la tubería. con una estructura y propiedades mecánicas invariablemente satisfactorias del metal adyacente a una distancia de solo 0,2-2 mm.
Los valores obtenidos de las concentraciones medias de hidrógeno en el borde de la destrucción son 5-10 veces superiores a su contenido inicial para la estación 20, lo que no podría sino tener un efecto significativo en el daño de las tuberías.
Los resultados presentados indican que la fragilización por hidrógeno resultó ser el factor decisivo en el daño de los tubos de pared de las calderas KrCHPP.
Se requirió un estudio adicional de cuál de los factores tiene una influencia decisiva en este proceso: a) ciclos térmicos debido a la desestabilización del régimen normal de ebullición en áreas de aumento de los flujos de calor en presencia de depósitos en la superficie evaporativa, y, como resultado , daños a las películas protectoras de óxido que lo recubren; b) la presencia en el medio de trabajo de impurezas corrosivas, concentrándose en depósitos cerca de la superficie de evaporación; c) la acción combinada de los factores "a" y "b".
La cuestión del papel del régimen de hornos es de particular interés. La naturaleza de las curvas indica la acumulación de hidrógeno en varios casos cerca de la superficie exterior de los tubos de pantalla. Esto es posible, en primer lugar, si hay una capa densa de sulfuros en la superficie indicada, 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 del 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 la caldera, por lo general se produjeron ambas causas.
El papel del régimen de combustión también se manifiesta en la corrosión de los tubos de pared bajo la acción de agua pura, que se observa con mayor frecuencia en generadores de vapor de alta presión. Los focos de corrosión suelen estar ubicados en la zona de máximas cargas térmicas locales y solo en la superficie calentada de la tubería. Este fenómeno conduce a la formación de depresiones redondas o elípticas con un diámetro de más de 1 cm.
El sobrecalentamiento del metal ocurre con mayor frecuencia en presencia de depósitos debido al hecho de que la cantidad de calor percibido será casi la misma tanto para una tubería limpia como para una tubería que contiene incrustaciones, la temperatura de la tubería será diferente.