Un método para prevenir la formación de incrustaciones en tuberías de calefacción de agua caliente y calderas de vapor. Prevención de la corrosión de los equipos de suministro de calefacción. Corrosión metálica de las calderas de calentamiento de agua.
Por primera vez se descubrió corrosión externa de las tuberías de criba en dos plantas de energía en las calderas de alta presión TP-230-2, que funcionaban con carbón de ceniza y fueloil de azufre y que anteriormente habían estado en funcionamiento durante aproximadamente 4 años. La superficie exterior de los tubos se corroyó en el lado que da al horno, en la zona de máxima temperatura de llama. 88
Los que resultaron destruidos fueron principalmente los tubos situados en la parte media (anchura) de la cámara de combustión, justo encima del elemento incendiario. cinturón Se habían producido picaduras de corrosión anchas y relativamente poco profundas. Forma irregular y a menudo cerrados entre sí, como resultado de lo cual la superficie dañada de las tuberías era desigual y grumosa. Aparecieron fístulas en medio de las úlceras más profundas, y por ellas comenzaron a salir chorros de agua y vapor.
Lo característico fue la ausencia total de dicha corrosión en los tubos de criba de las calderas de media presión de estas centrales eléctricas, aunque las de media presión estuvieron en funcionamiento allí durante mucho más tiempo.
En los años siguientes, también apareció corrosión externa de las tuberías de cribado en otras calderas de alta presión que funcionaban con combustible sólido. La zona de destrucción por corrosión se extendía a veces hasta una altura considerable; V lugares individuales El espesor de las paredes de la tubería como resultado de la corrosión disminuyó a 2-3 mm. También se ha observado que esta corrosión está prácticamente ausente en las calderas alimentadas con gasóleo a alta presión.
La corrosión externa de las tuberías de criba se descubrió en las calderas TP-240-1 después de 4 años de funcionamiento, funcionando a una presión en los tambores de 185 at. Estas calderas quemaban lignito de la región de Moscú, que tenía un contenido de humedad de aproximadamente el 30%; El fueloil se quemaba sólo para encender leña. En estas calderas, los daños por corrosión también se produjeron en la zona de mayor carga térmica de los tubos de criba. La peculiaridad del proceso de corrosión fue que las tuberías se destruyeron tanto por el lado que daba a la cámara de combustión como por el lado que daba al revestimiento (Fig. 62).
Estos hechos muestran que la corrosión de los tubos de criba 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 317 ° C; en las calderas TP-240-1, el agua hierve a una temperatura de 358° C. Temperatura Superficie exterior Los tubos de criba suelen superar el punto de ebullición en unos 30-40 °C.
Poder. Supongamos que la intensa corrosión externa del metal comienza cuando su temperatura aumenta 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. Por esta razón, sólo en estas calderas se observó corrosión de los tubos de criba en el lado del revestimiento.
Se realizó un estudio detallado del problema en las calderas TP-230-2 que funcionan en una de las centrales eléctricas mencionadas. Allí se tomaron muestras de gases y combustión.
Una pequeña cantidad de partículas del soplete a una distancia de unos 25 mm de los tubos de la 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, donde casi no había corrosión externa de las tuberías, había mucho más oxígeno libre en los gases. Además, la prueba mostró que en el área donde ocurrió la corrosión, más del 70% de las muestras de gas
Se puede suponer que en presencia de un exceso de oxígeno, el sulfuro de hidrógeno se quema y no se produce corrosión, pero en ausencia de un exceso de oxígeno, el sulfuro de hidrógeno entra en combinación química con el metal de las tuberías, formando sulfuro de hierro FeS. En realidad, se encontró producto de corrosión en depósitos en las tuberías de cribado.
No sólo el acero al carbono, sino también el acero al cromo-molibdeno es susceptible a la corrosión externa. En particular, en las calderas TP-240-1, la corrosión afectó a los tubos de criba hechos de acero 15ХМ.
Todavía no existen medidas probadas para prevenir completamente el tipo de corrosión descrito. Alguna reducción en la tasa de destrucción. Se logró el metal. después de ajustar el proceso de combustión, en particular al aumentar el exceso de aire en los gases de combustión.
27. CORROSIÓN DE PANTALLAS A PRESIÓN EXTRA ALTA
Este libro describe brevemente las condiciones de funcionamiento del metal de las calderas de vapor de las centrales eléctricas modernas. Pero el progreso de la energía en la URSS continúa y ahora está entrando en funcionamiento. Número grande nuevas calderas diseñadas para más alta presión y temperatura del vapor. En estas condiciones gran importancia tiene experiencia práctica en el funcionamiento de varias calderas TP-240-1, en funcionamiento desde 1953-1955. a una presión de 175 at (185 at en el tambor). En particular, la información sobre la corrosión de sus pantallas es muy valiosa.
Las rejillas 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, pero la destrucción de la superficie interna de las tuberías no es similar a ninguno de los tipos de corrosión metálica descritos anteriormente.
La corrosión se produjo principalmente en el lado del fuego de la parte superior de los tubos inclinados del embudo de 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 un depósito de lodos sueltos de 0,1-0,2 mm de espesor, compuestos principalmente por óxidos de hierro y cobre. El aumento en la destrucción por corrosión del metal no fue 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 los tubos de criba.
El agua de la caldera mantuvo un régimen de alcalinidad de fosfato puro. Los fosfatos no se introdujeron en la caldera de forma continua, sino periódicamente.
De gran importancia fue el hecho de que la temperatura del metal de la tubería aumentaba periódicamente y en ocasiones superaba los 600 ° C (Fig. 64). La zona de aumento de temperatura más frecuente y máximo coincidió con la zona de mayor destrucción del metal. La reducción de la presión en la caldera a 140-165 atm (es decir, a la presión a la que funcionan las nuevas calderas en serie) no cambió la naturaleza del aumento temporal de la temperatura de la tubería, pero estuvo acompañada de una disminución significativa. valor máximo esta temperatura. La causa de este aumento periódico de la temperatura en el lado del fuego de las tuberías inclinadas es el frío. Los embudos aún no se han estudiado en detalle.
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Este libro aborda cuestiones específicas relacionadas con el rendimiento de las piezas de acero de una caldera de vapor. Pero para estudiar estas cuestiones puramente prácticas es necesario saber información general sobre 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). Dichos diagramas muestran la disposición de los átomos en un metal, pero es difícil muestra claramente la disposición de los átomos entre sí. La erosión es la destrucción gradual de la capa superficial del metal bajo la influencia de tensiones mecánicas. El tipo más común de erosión de los elementos de acero, una caldera de vapor, es su abrasión por partículas de ceniza sólida que se mueven junto con los gases de combustión. Con la abrasión prolongada, se produce una disminución gradual en el espesor de las paredes de la tubería y luego su deformación y ruptura bajo la influencia de la presión interna. |
Los fenómenos de corrosión en las calderas aparecen con mayor frecuencia en la superficie interna sometida a estrés térmico y relativamente menos frecuentemente en la superficie externa.
En este último caso, la destrucción del metal se produce -en la mayoría de los casos- por 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. Cuando se expone a la corrosión, los productos de corrosión suelen permanecer en su superficie.
Los procesos de corrosión e incrustaciones internos (en un ambiente acuático) pueden agravar la corrosión externa (en un ambiente gaseoso) debido a resistencia termica capa de incrustaciones y depósitos de corrosión y, en consecuencia, un aumento de temperatura en la superficie del metal.
La corrosión externa del metal (desde el lado del horno de la caldera) depende de varios factores, pero, en primer lugar, del tipo y composición del combustible quemado.
Corrosión de calderas de gasóleo.
El fueloil contiene compuestos orgánicos de vanadio y sodio. Si en la pared de la tubería situada frente al horno se acumulan depósitos fundidos de escoria que contienen compuestos de vanadio (V), entonces, con un gran exceso de aire y/o una temperatura de la superficie del metal de 520-880 oC, se producen 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 implique vanadio (mezcla eutéctica líquida):
2Na2O. V2O4. 5V2O5 + O2 = 2Na2O. 6V2O5 (6)
Na2O. 6V2O5 + M = Na2O. V2O4. 5V2O5 + MO (7)
(M-metal)
Los compuestos de vanadio y sodio se oxidan a V2O5 y Na2O durante la combustión del combustible. En los depósitos que se adhieren a la superficie del metal, el Na2O actúa como aglutinante. El líquido formado como resultado de las reacciones (1)-(7) funde la película protectora de magnetita (Fe3O4), lo que conduce a la oxidación del metal bajo los depósitos (temperatura de fusión de los depósitos (escoria) - 590-880 oC).
Como resultado de estos procesos, las paredes de los tubos de malla que miran hacia la cámara de combustión se vuelven uniformemente más delgadas.
El aumento de la temperatura del metal, a partir del cual los compuestos de vanadio se vuelven líquidos, se debe a los depósitos de sarro internos en las tuberías. Y así, cuando se alcanza la temperatura del límite elástico del metal, se produce una rotura de la tubería, consecuencia de la acción combinada de los depósitos externos e internos.
Las partes de sujeción de las rejillas de las tuberías, así como las protuberancias de las costuras de soldadura de las tuberías, también se corroen: el aumento de temperatura en su superficie se acelera: no se enfrían con la mezcla de vapor y agua, como las tuberías.
El fueloil 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 en los sedimentos están presentes un 87% de V2O5 y un 13% de Na2SO4, lo que corresponde al contenido de vanadio y sodio en el fueloil en una proporción de 13/1.
En invierno, al calentar fuel oil con vapor en recipientes (para facilitar el drenaje), ingresa adicionalmente agua 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 fueloil y de los tanques de fueloil.
Además del esquema de destrucción de las tuberías de criba de calderas descrito anteriormente, la corrosión de los sobrecalentadores de vapor, tuberías de festón, haces de calderas y economizadores tiene algunas peculiaridades debido al aumento, en algunas secciones, de las velocidades de los gases, especialmente aquellos que contienen partículas de fueloil no quemado y exfoliados. partículas de escoria.
Identificación de corrosión
La superficie exterior de las tuberías está cubierta con una densa capa similar a un esmalte de depósitos grises y gris oscuro. En el lado que mira hacia la cámara de combustión, la tubería se adelgaza: las áreas planas y las grietas poco profundas en forma de "ranuras" son claramente visibles si se limpia la superficie de depósitos y películas de óxido.
Si la tubería se destruye accidentalmente, se verá una grieta longitudinal estrecha.
Corrosión de calderas de carbón pulverizado.
En la corrosión provocada por la acción de los productos de la combustión del carbón, el azufre y sus compuestos tienen una importancia decisiva. Además, el curso de los procesos de corrosión se ve afectado por cloruros (principalmente NaCl) y compuestos de metales alcalinos. La corrosión es más probable cuando el carbón contiene más del 3,5% de azufre y el 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 oC. En este caso, como resultado de las reacciones que se producen, 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 del metal: la magnetita (Fe3O4).
La velocidad de corrosión es máxima a una temperatura del metal de 680-730 °C; a medida que aumenta, la velocidad disminuye debido a la descomposición térmica de sustancias corrosivas.
La mayor corrosión se produce en los tubos de salida del sobrecalentador, donde se produce la mayor parte. calor par.
Identificación de corrosión
En las tuberías con pantalla, se pueden observar áreas planas en ambos lados de la tubería que están sujetas a daños por corrosión. Estas áreas se encuentran en un ángulo de 30-45°C entre sí y están cubiertas por una capa de sedimento. Entre ellos hay un área relativamente "limpia" expuesta a la influencia "frontal" del flujo de gas.
Los depósitos constan de tres capas: una capa exterior de cenizas volantes porosas, una capa intermedia de sulfatos alcalinos blanquecinos solubles en agua y una capa interior de óxidos de hierro (Fe3O4) y sulfuros (FeS) de color negro brillante.
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 el soplete a 120 °C o menos en la chimenea.
Debido al enfriamiento de los gases, se forma ácido sulfúrico en 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 (puede ser mayor, depende del contenido de vapor de agua y óxido de azufre (SO3) en el flujo 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 combustión de ácido sulfúrico carbón 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 corrosión
Este tipo de corrosión provoca una destrucción uniforme del metal. Normalmente, la superficie es rugosa, con una ligera capa de óxido y es similar a una superficie no corrosiva. Con una exposición prolongada, el metal puede cubrirse con depósitos de productos de corrosión, que deben eliminarse con cuidado durante la inspección.
Corrosión durante las pausas en funcionamiento.
Este tipo de corrosión ocurre en el economizador y en aquellas áreas de la caldera donde las superficies exteriores están recubiertas 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. Un posible intermediario es el ácido sulfuroso (H2SO3), pero es muy inestable e inmediatamente se convierte en ácido sulfúrico.
Identificación de corrosión
Las superficies metálicas suelen estar recubiertas con revestimientos. Si los retiras encontrarás zonas de destrucción de metal donde había depósitos de azufre y zonas de metal no corroído. Semejante apariencia distingue la corrosión en una caldera parada de la corrosión descrita anteriormente del metal del economizador y otras partes "frías" de una caldera en funcionamiento.
Al lavar la caldera, los fenómenos de corrosión se distribuyen más o menos uniformemente sobre la superficie del metal debido a la erosión de los depósitos de azufre y al secado insuficiente de las superficies. Con una limpieza insuficiente, la corrosión se localiza donde estaban los compuestos de azufre.
Erosión de metales
Bajo ciertas condiciones, el metal está sujeto a destrucción erosiva. diferentes sistemas caldera con conexiones internas y afuera metal calentado y donde se producen flujos turbulentos a alta velocidad.
A continuación sólo se analiza la erosión de las turbinas.
Las turbinas están sujetas a erosión por impactos de partículas sólidas y gotas de condensado de vapor. Las partículas sólidas (óxidos) se desprenden de las superficies internas de los sobrecalentadores y las líneas de vapor, especialmente durante condiciones térmicas transitorias.
Las gotas de condensado de vapor destruyen principalmente las superficies de las palas de la última etapa de la turbina y las tuberías de drenaje. Los efectos de erosión y corrosión del condensado de vapor son posibles si el condensado es "ácido": el pH es inferior a cinco unidades. La corrosión también es peligrosa en presencia de vapores de cloruro (hasta el 12% de la masa de los depósitos) y sosa cáustica en las gotas de agua.
Identificación de 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 de finos dientes transversales y ranuras (ranuras), puede haber proyecciones cónicas inclinadas dirigidas hacia los impactos. Hay protuberancias en los bordes anteriores de las palas y casi ausentes en sus planos posteriores.
Los daños causados por partículas sólidas se manifiestan en forma de desgarros, microabolladuras y mellas en los bordes de ataque de las palas. No hay ranuras ni conos inclinados.
Varias centrales eléctricas utilizan agua de río y del grifo con un valor de pH bajo y baja dureza para alimentar las redes de calefacción. El tratamiento adicional del agua de río en una planta de abastecimiento de agua suele provocar una disminución del pH, una disminución de la alcalinidad y un aumento del contenido de dióxido de carbono agresivo. La aparición de dióxido de carbono agresivo también es posible en los sistemas de acidificación utilizados para grandes sistemas de suministro de calor con suministro directo de agua. agua caliente(2000–3000 t/h). Ablandar el agua según el esquema de cationización de Na aumenta su agresividad debido a la eliminación de inhibidores naturales de la corrosión: las sales de dureza.
Con una desaireación del 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, intercambiadores de calor, tanques de almacenamiento y otros equipos son susceptibles a la corrosión interna.
Se sabe que un aumento de temperatura favorece el desarrollo de procesos de corrosión que se producen tanto con la absorción de oxígeno como con la liberación de hidrógeno. Con un aumento de temperatura superior a 40 °C, las formas de corrosión por oxígeno y dióxido de carbono aumentan considerablemente.
Un tipo especial de corrosión por lodos se produce en condiciones de bajo contenido de oxígeno residual (si se cumplen las normas PTE) y cuando la cantidad de óxidos de hierro supera los 400 μg/dm 3 (en términos de Fe). Este tipo de corrosión, previamente conocido en la práctica de operar calderas de vapor, se descubrió en condiciones de calentamiento relativamente débil y ausencia de cargas térmicas. En este caso, los productos de corrosión sueltos, compuestos principalmente de óxidos férricos hidratados, son despolarizadores activos del proceso catódico.
Cuando se utilizan equipos de calefacción, a menudo se observa corrosión en grietas, es decir, destrucción selectiva e intensa por corrosión del metal en una grieta (espacio). Una característica de los procesos que ocurren en espacios estrechos es una concentración de oxígeno reducida en comparación con la concentración en el volumen de la solución y una eliminación lenta 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.
Cuando una red de calefacción con un suministro de agua abierto se alimenta constantemente con agua desaireada, la posibilidad de formación de fístulas pasantes en las tuberías se elimina por completo solo en condiciones hidráulicas normales, cuando se mantiene constantemente un exceso de presión por encima de la presión atmosférica en todos los puntos de calefacción. sistema de suministros.
Las causas de la corrosión por picaduras en las tuberías de calderas de agua caliente y otros equipos son las siguientes: mala desaireación del agua de reposición; valor de pH bajo debido a la presencia de dióxido de carbono agresivo (hasta 10-15 mg/dm 3); acumulación de productos de corrosión por oxígeno del hierro (Fe 2 O 3) en las superficies de transferencia de calor. Un mayor contenido de óxidos de hierro en el agua de la red contribuye a la contaminación de las superficies de calefacción de las calderas con depósitos de óxido de hierro.
Varios investigadores reconocen el papel importante en la aparición de corrosión debajo del lodo del proceso de oxidación de tuberías de calderas de agua caliente durante su tiempo de inactividad, cuando no se han tomado las medidas adecuadas para prevenir la corrosión en reposo. Los focos de corrosión que surgen bajo la influencia del aire atmosférico en las superficies húmedas de las calderas continúan funcionando durante el funcionamiento de las calderas.
El sistema hierro-vapor de agua es termodinámicamente inestable. La interacción de estas sustancias puede ocurrir con la formación de magnetita Fe 3 O 4 o wustita FeO:
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;El análisis de las reacciones (2.1) – (2.3) indica una descomposición peculiar del vapor de agua al interactuar con un metal con la 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.
Si hay oxígeno en el vapor sobrecalentado (por ejemplo, en condiciones de agua neutra, con oxígeno dosificado en el condensado), se puede formar hematita Fe 2 O 3 en la zona sobrecalentada debido a la oxidación adicional de la magnetita.
Se cree que la corrosión en el vapor, que comienza a una temperatura de 570 °C, es química. Actualmente, la temperatura máxima 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 recalentadores primarios están hechas de acero inoxidable austenítico resistente a la corrosión, las secciones de salida de los recalentadores intermedios, que tienen la misma temperatura de recalentamiento final (545 °C), están hechas de acero perlítico. Por tanto, la corrosión de los recalentadores suele ser grave.
Como resultado de la acción del vapor sobre el acero en su superficie inicialmente limpia, gradualmente Se forma la denominada capa topotáctica, que se adhiere firmemente al propio metal y, por tanto, lo protege de la corrosión. Con el tiempo, sobre esta capa crece una segunda capa epitáctica. 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. 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 utilizando métodos de régimen hídrico. Por lo tanto, la tarea principal del régimen hidroquímico de los propios sobrecalentadores 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 en los sobrecalentadores y la deposición de impurezas individuales, especialmente sales, lo que es posible, por ejemplo, como resultado de un fuerte aumento en el nivel en el tambor de las calderas de alta presión. Los depósitos de sal asociados en el sobrecalentador pueden provocar tanto un aumento de la temperatura de la pared como la destrucción de la película protectora topotáctica de óxido, como se puede juzgar por un fuerte aumento en la velocidad de descomposición del vapor (Fig. 2.1).
3.3. Corrosión del camino del agua de alimentación y de las líneas de condensado.
Una parte importante de los daños por corrosión en los equipos de las centrales térmicas se produce en el tramo de agua de alimentación, donde el metal se encuentra en las condiciones más severas, cuyo motivo es la agresividad corrosiva del agua tratada químicamente, el condensado, el destilado y sus mezclas en contacto. con eso. 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.
El recorrido del agua de alimentación de una central eléctrica 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 del camino del agua de alimentación, ubicados antes del desaireador, incluyen tuberías, tanques, bombas de condensado, líneas de condensado y otros equipos. Un rasgo característico de la corrosión de esta parte del tracto nutritivo es la incapacidad de agotar los agentes agresivos, es decir, el ácido carbónico y el oxígeno contenidos en el agua. Debido al continuo suministro y movimiento de nuevas porciones de agua a lo largo del tramo, su pérdida se repone constantemente. 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 procesos intensivos de corrosión.
La fuente de oxígeno en el condensado de las turbinas es la succión de aire en la cola de las turbinas y en los sellos de las bombas de condensado. Calentar agua que contiene O 2 y CO 2 en los calentadores de superficie ubicados en la primera sección del canal de suministro, hasta 60-80 °C y más, provoca graves daños por corrosión en las tuberías de latón. Estos últimos se vuelven quebradizos y, a menudo, el latón, después de varios meses de funcionamiento, adquiere una estructura esponjosa como resultado de una corrosión selectiva pronunciada.
Los elementos de la segunda sección del recorrido 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 sección, 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 tracto 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 de latón (calentadores de baja presión, condensadores), el enriquecimiento del agua con compuestos de cobre a través del camino vapor-condensado se produce en presencia de oxígeno y amoníaco libre. Se produce un aumento en la solubilidad del óxido de cobre hidratado debido a la formación de complejos de cobre y amonio, por ejemplo Cu(NH 3) 4 (OH) 2. Estos productos corroen los tubos calentadores de latón. baja presión comienzan a descomponerse en secciones del tracto de calentadores regenerativos de alta presión (HPR) con la formación de óxidos de cobre menos solubles, parcialmente depositados en la superficie de los tubos HPR. d. Depósitos cuprosos en tubos fotovoltaicos. etc. contribuyen a su corrosión durante el funcionamiento y el estacionamiento prolongado de equipos sin conservación.
Si la desaireación térmica del agua de alimentación no es lo suficientemente profunda, se observa corrosión por picaduras 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 agua de alimentación. tracto de alimentación.
Los equipos que utilizan calor de los consumidores de vapor y las tuberías a través de las cuales el condensado de producción regresa a la central térmica están sujetos a corrosión bajo la influencia del oxígeno y el ácido carbónico que contienen. La aparición de oxígeno se explica por el contacto del condensado con el aire en tanques abiertos (con circuito abierto recogida de condensados) y fugas por fugas en el equipo.
Las principales medidas para prevenir la corrosión de los equipos ubicados en el primer tramo del tramo de agua de alimentación (desde la planta potabilizadora hasta el desaireador térmico) son:
1) el uso de revestimientos protectores anticorrosión en las superficies de los equipos de tratamiento de agua y de las 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 tubos y accesorios de acero revestidos en su interior con revestimientos protectores aplicados mediante pulverización con llama;
3) el uso de tuberías intercambiadoras de calor fabricadas con metales resistentes a la corrosión (cobre rojo, acero inoxidable);
4) eliminación del 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 regenerativos de baja presión, enfriadores y calentadores de agua de red y eliminación rápida del condensado formado en ellos;
6) sellado cuidadoso de los sellos de las bombas de condensado, accesorios y conexiones bridadas de las tuberías de suministro al vacío;
7) garantizar una estanqueidad suficiente de los condensadores de turbina en el lado del agua y del aire de refrigeración y controlar la succión de aire mediante medidores registradores de oxígeno;
8) equipar los condensadores con dispositivos de desgasificación especiales para eliminar el oxígeno del condensado.
Para combatir con éxito la corrosión de los equipos y tuberías ubicados en la segunda sección del camino del agua de alimentación (desde desaireadores térmicos hasta generadores de vapor), se aplican las siguientes medidas:
1) equipar las centrales térmicas con desaireadores térmicos que produzcan agua desaireada con un contenido residual de oxígeno y dióxido de carbono en cualquier condición de funcionamiento que no exceda los estándares permitidos;
2) máxima eliminación 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 anticorrosión de los tanques de alimentación y drenaje mediante la aplicación de recubrimientos no metálicos que sean resistentes a temperaturas de hasta 80-100 ° C, por ejemplo asbovinilo (una mezcla de barniz de etinol con amianto) o materiales de pintura y barniz 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 constante del agua de alimentación con reactivos alcalinos para mantener un determinado valor optimo pH del agua de alimentación, en el que se suprime la corrosión por dióxido de carbono y se garantiza una resistencia suficiente de la película protectora;
7) tratamiento constante del agua de alimentación con hidrazina para unir el oxígeno residual después de los desaireadores térmicos y crear un efecto inhibidor para inhibir la transición de compuestos de hierro de la superficie del equipo al agua de alimentación;
8) sellar los tanques de agua de alimentación organizando el llamado sistema cerrado para evitar que el oxígeno entre en los economizadores del generador de vapor con el agua de alimentación;
9) implementación de una conservación confiable de los equipos del recorrido del agua de alimentación durante su tiempo de inactividad en reserva.
Un método eficaz para reducir la concentración de productos de corrosión en el condensado que los consumidores de vapor devuelven a las centrales térmicas es la introducción de aminas formadoras de película (octadecilamina o sus sustitutos) en el vapor de turbina seleccionado enviado a los consumidores. A una concentración de estas sustancias en el vapor igual a 2-3 mg/dm 3 , es posible reducir el contenido de óxidos de hierro en el condensado de producción entre 10 y 15 veces. La dosificación de una emulsión acuosa de poliaminas mediante una bomba dosificadora no depende de la concentración de ácido carbónico en el condensado, ya que su efecto no está relacionado con las propiedades neutralizantes, sino que se basa en la capacidad de estas aminas para formar aminas insolubles y no acuosas. -películas humectables sobre la superficie del acero, latón y otros metales.
MINISTERIO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN DE LA URSS
DIRECCIÓN PRINCIPAL CIENTÍFICA Y TÉCNICA DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN
INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS
POR ADVERTENCIA
BAJA TEMPERATURA
CORROSIÓN SUPERFICIAL
CALEFACCIÓN Y FLUJO DE GAS DE CALDERAS
RD 34.26.105-84
SOYUZTEKHENERGO
Moscú 1986
DESARROLLADO por el Instituto de Investigación de Ingeniería Térmica de la Bandera Roja del Trabajo de la Orden Dos Veces de la Unión que lleva el nombre de F.E. Dzerzhinsky
ARTISTAS R.A. PETROSYAN, I.I. NADIROV
APROBADO por la Dirección Técnica Principal de Operación de Sistemas Eléctricos el 22 de abril de 1984.
Subjefe D.Ya. SHAMARAKOV
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INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS PARA LA PREVENCIÓN DE LA CORROSIÓN A BAJA TEMPERATURA DE SUPERFICIES DE CALENTAMIENTO Y SALIDA DE GAS DE CALDERAS |
RD 34.26.105-84 |
Fecha de vencimiento establecida
desde 01/07/85
hasta el 01/07/2005
Estas Directrices se aplican a las superficies de calentamiento de baja temperatura de calderas de vapor y agua caliente (economizadores, evaporadores de gas, calentadores de aire varios tipos etc.), así como en la ruta del gas detrás de los calentadores de aire (conductos de gas, recolectores de cenizas, extractores de humos, chimeneas) y establecer métodos para proteger las superficies calefactoras de la corrosión a baja temperatura.
Las directrices están destinadas a centrales térmicas que funcionan con combustibles de azufre y a 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 influencia de la condensación sobre ellos. gases de combustión vapor de ácido sulfúrico.
2. La condensación de vapor de ácido sulfúrico, cuyo contenido volumétrico en los gases de combustión cuando se queman combustibles sulfurosos es de sólo unas pocas milésimas de porcentaje, se produce a temperaturas significativamente (50 - 100 °C) superiores a la temperatura de condensación del vapor de agua.
4. Para evitar la corrosión de las superficies calefactoras durante el funcionamiento, la temperatura de sus paredes debe exceder 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.), la temperatura del medio en su entrada debe exceder la temperatura del punto de rocío en aproximadamente 10 °C.
5. Para las superficies de calentamiento de calderas de agua caliente cuando funcionan con fueloil de azufre, no se pueden cumplir las condiciones para eliminar por completo la corrosión a baja temperatura. Para reducirla es necesario asegurarse de que la temperatura del agua en la entrada de la caldera sea de 105 - 110 °C. Cuando se utilizan calderas para calentar agua como calderas de pico, este modo se puede garantizar 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 aumentar la temperatura del agua que ingresa a la caldera mediante la recirculación de agua caliente.
En instalaciones que utilizan el esquema para conectar calderas de agua caliente a la red de calefacción a través de intercambiadores de calor de agua, se garantizan plenamente las condiciones para reducir la corrosión a baja temperatura de las superficies de calefacción.
6. Para los calentadores de aire de calderas de vapor, se garantiza la exclusión total 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 entre 5 y 10 °C (el valor mínimo se refiere a la carga mínima).
7. El cálculo de la temperatura de la pared de los calentadores de aire tubulares (TVP) y regenerativos (RVP) se realiza de acuerdo con las recomendaciones " Cálculo térmico unidades de caldera. Método normativo" (Moscú: Energía, 1973).
8. Cuando se utilizan cubos de frío reemplazables o cubos hechos de tuberías con un revestimiento resistente a los ácidos (esmaltados, etc.), así como de materiales resistentes a la corrosión, como primera carrera (de aire) en calentadores de aire tubulares, se deben cumplir los siguientes Se verifican las condiciones de exclusión total de la corrosión a baja temperatura (por aire) de los cubos metálicos del calentador de aire. En este caso, la elección de la temperatura de las paredes de los cubos metálicos fríos, reemplazables y resistentes a la corrosión, debe excluir una contaminación intensa de las tuberías, para lo cual su temperatura mínima de las paredes al quemar fueloil sulfuroso debe ser inferior al punto de rocío. de los gases de combustión a no más de 30 - 40 ° C. Al quemar combustibles sólidos con azufre, la temperatura mínima de la pared de la tubería, para evitar una contaminación intensa, debe ser de al menos 80 °C.
9. En RVP, en condiciones de completa exclusión de la corrosión a baja temperatura, se calcula su parte caliente. La parte fría del RVP es resistente a la corrosión (esmaltada, cerámica, acero de baja aleación, etc.) o reemplazable a partir de láminas metálicas planas de 1,0 - 1,2 mm de espesor, fabricadas en acero con bajo contenido de carbono. Las condiciones para prevenir una contaminación intensa del embalaje se cumplen cuando se cumplen los requisitos de los párrafos de este documento.
10. La empaquetadura esmaltada está hecha de láminas de metal con un espesor de 0,6 mm. La vida útil de las empaquetaduras esmaltadas fabricadas según TU 34-38-10336-89 es de 4 años.
Los tubos de porcelana se pueden utilizar como relleno cerámico, bloques de ceramica, o platos de porcelana con salientes.
Teniendo en cuenta la reducción del consumo de fueloil por parte de las centrales térmicas, es aconsejable utilizar para la parte fría del RVP empaquetaduras de acero de baja aleación 10KhNDP o 10KhSND, cuya resistencia a la corrosión es 2 - 2,5 veces mayor que la de baja -acero carbono.
11. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura durante el período de arranque, se deben tomar las medidas establecidas en las "Directrices para el diseño y funcionamiento de calentadores de energía con aletas de alambre" (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1981).
El encendido de una caldera que utiliza fueloil sulfuroso debe realizarse con el sistema de calefacción de aire previamente encendido. La temperatura del aire delante del calentador de aire durante el primer período de encendido debe ser, por regla general, de 90 °C.
11a. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura (“en espera”) cuando la caldera está parada, cuyo nivel es aproximadamente el doble de la tasa de corrosión durante el funcionamiento, antes de apagar la caldera, los calentadores de aire deben limpiarse minuciosamente de depósitos externos. En este caso, 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 del TVP se realiza con perdigones con una densidad de alimentación de al menos 0,4 kg/m.s (cláusula de este documento).
Para combustibles sólidos, teniendo en cuenta el importante riesgo 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 de azufre, la temperatura de los gases de combustión debe exceder la temperatura del punto de rocío en la carga nominal de la caldera en aproximadamente 10 °C.
Dependiendo del contenido de azufre en el fueloil, se debe tomar el valor calculado de la temperatura de los gases de combustión a la carga nominal de la caldera, que se indica a continuación:
Temperatura de los gases de combustión, ºС...... 140 150 160 165
Al quemar fueloil con azufre con un exceso de aire extremadamente bajo (α ≤ 1,02), la temperatura de los gases de combustión se puede reducir, teniendo en cuenta los resultados de las mediciones del punto de rocío. En promedio, la transición de un exceso de aire pequeño a un exceso de aire extremadamente pequeño reduce la temperatura del punto de rocío entre 15 y 20 °C.
Las condiciones para garantizar un funcionamiento fiable de la chimenea y evitar la pérdida de humedad en sus paredes se ven afectadas no solo por la temperatura de los gases de combustión, sino también por su caudal. Operar una tubería en condiciones de carga significativamente más bajas que 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. Al reducir la carga de la caldera en el rango de 100 - 50% de la nominal, se debe esforzarse por estabilizar la temperatura de los gases de combustión, 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 de aire a medida que disminuye la carga.
Mínimo valores válidos la temperatura de precalentamiento del aire antes de que se adopte el RAH de acuerdo con la cláusula 4.3.28 de las "Reglas" operación técnica estaciones y redes eléctricas" (Moscú: Energoatomizdat, 1989).
En los casos en los que no se puedan garantizar las temperaturas óptimas de los gases de combustión debido a una superficie de calentamiento insuficiente del RAH, se deben adoptar valores de temperaturas de precalentamiento del aire en los que la temperatura de los gases de combustión no supere los valores. dado en los párrafos de estos Pautas.
16. Debido a la falta de recubrimientos fiables resistentes a los ácidos para proteger los conductos de humos metálicos de la corrosión a baja temperatura, su funcionamiento fiable puede garantizarse mediante un aislamiento cuidadoso que garantice una diferencia de temperatura entre los gases de combustión y la pared de no más de 5 °C. .
Los materiales y estructuras aislantes utilizados actualmente no son lo suficientemente fiables para un funcionamiento a largo plazo, por lo que es necesario controlar periódicamente, al menos una vez al año, su estado y, si es necesario, realizar trabajos de reparación y restauración.
17. Al utilizar varios recubrimientos a modo de prueba para proteger los conductos de gas de la corrosión a baja temperatura, se debe tener en cuenta que este último debe proporcionar resistencia al calor y estanqueidad 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 del 50 - 80% en el rango de temperatura, respectivamente, 60 - 150 ° C y la posibilidad de su reparación y restauración.
18. Para superficies de baja temperatura, elementos estructurales de RVP y conductos de gas de calderas, es aconsejable utilizar aceros de baja aleación 10KhNDP y 10KhSND, que son entre 2 y 2,5 veces superiores en resistencia a la corrosión que el acero al carbono.
Sólo los aceros de alta aleación, muy escasos y caros, tienen una resistencia absoluta a la corrosión (por ejemplo, el acero EI943, que contiene hasta un 25% de cromo y hasta un 30% de níquel).
Solicitud
1. Teóricamente, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión con un contenido determinado de ácido sulfúrico y vapor de agua se puede definir como el punto de ebullición de una solución de ácido sulfúrico de tal concentración en la que existe el mismo contenido de vapor de agua y ácido sulfúrico. encima de la solución.
El valor medido de la temperatura del punto de rocío, dependiendo de la técnica de medición, puede no coincidir con el teórico. En estas recomendaciones para la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tr Se supone la temperatura de la superficie de un sensor de vidrio estándar con electrodos de platino de 7 mm de longitud soldados a una distancia de 7 mm entre sí, a la que la resistencia de la película de rocío entre los electrodos en estado estable es de 107 ohmios. El circuito de medición del electrodo utiliza corriente alterna. baja tensión(6-12V).
2. Cuando se quema fueloil con azufre 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. sp(arroz.).
Al quemar fuelóleos de azufre con un exceso de aire extremadamente bajo (α ≤ 1,02), la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión debe medirse basándose en los resultados de mediciones especiales. Las condiciones para transferir calderas a un modo con α ≤ 1,02 se establecen en las “Directrices para transferir calderas que funcionan con combustibles de azufre a un modo de combustión con un exceso de aire extremadamente bajo” (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1980).
3. Cuando se queman combustibles sólidos sulfurosos en estado polvoriento, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tp se puede calcular en función del contenido dado de azufre y cenizas en el combustible spr, arpr y temperatura de condensación del vapor de agua tcon según la fórmula
Dónde tía- la proporción de cenizas en el remanente (normalmente se considera 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 en la Fig. .
Arroz. 2. Diferencias de temperatura entre el punto de rocío de los gases de combustión y la condensación del vapor de agua en ellos, dependiendo del contenido de azufre dado ( spr) y ceniza ( arpr) en combustible
4. Cuando se queman combustibles gaseosos de azufre, el punto de rocío de los gases de combustión se puede determinar a partir de la Fig. siempre que el contenido de azufre en el gas se calcule como se indica, es decir, como porcentaje en peso por 4186,8 kJ/kg (1000 kcal/kg) del poder calorífico del gas.
Para el combustible gaseoso, el contenido de azufre dado como porcentaje en masa se puede determinar mediante la fórmula
Dónde 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- calor de combustión del gas en kJ/m3 (kcal/Nm3);
CON- coeficiente igual a 4,187, si qn expresado en kJ/m3 y 1,0 si está en kcal/m3.
5. La tasa de corrosión de la empaquetadura metálica reemplazable de los calentadores de aire cuando se quema fueloil depende de la temperatura del metal y del grado de corrosividad de los gases de combustión.
Cuando se quema fueloil con azufre con un exceso de aire del 3 al 5 % y se sopla la superficie con vapor, la velocidad de corrosión (en ambos lados en mm/año) de la empaquetadura RVP se puede estimar aproximadamente 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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St. 0,41 a 1,0 incl. |
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6. Para carbones con un alto contenido de óxido de calcio en las cenizas, las temperaturas del punto de rocío son inferiores a las calculadas según los párrafos de estas Directrices. Para dichos combustibles se recomienda utilizar los resultados de mediciones directas.