Tipos de corrosión de las unidades de calderas de vapor. Corrosión de calderas de vapor Corrosión de calderas
Introducción
La corrosión (del latín corrosio - corrosión) es la destrucción espontánea de metales como resultado de la interacción química o físico-química con ambiente. En el caso general, se trata de la destrucción de cualquier material, ya sea metal o cerámica, madera o polímero. La corrosión es causada por la inestabilidad termodinámica. materiales de construcción a los efectos de las sustancias del medio ambiente en contacto con ellas. Un ejemplo es la corrosión por oxígeno del hierro en el agua:
4Fe + 2H 2 O + ZO 2 \u003d 2 (Fe 2 O 3 H 2 O)
En la vida cotidiana, para aleaciones de hierro (aceros), el término "óxido" se usa con mayor frecuencia. Casos menos conocidos de corrosión de polímeros. En relación a ellos, existe el concepto de "envejecimiento", similar al término "corrosión" para los metales. Por ejemplo, el envejecimiento del caucho debido a la interacción con el oxígeno atmosférico o la destrucción de algunos plásticos bajo la influencia de la precipitación atmosférica, así como la corrosión biológica. La velocidad de corrosión, como cualquier reacción química, depende en gran medida de la temperatura. Un aumento de la temperatura de 100 grados puede aumentar la tasa de corrosión en varios órdenes de magnitud.
Los procesos de corrosión se caracterizan por una amplia distribución y una variedad de condiciones y entornos en los que se produce. Por lo tanto, no existe una clasificación única y completa de los casos de corrosión que ocurren. La clasificación principal se realiza según el mecanismo del proceso. Hay dos tipos: corrosión química y corrosión electroquímica. En este resumen, la corrosión química se considera en detalle en el ejemplo de las plantas de calderas de barcos de pequeña y gran capacidad.
Los procesos de corrosión se caracterizan por una amplia distribución y una variedad de condiciones y entornos en los que se produce. Por lo tanto, no existe una clasificación única y completa de los casos de corrosión que ocurren.
Según el tipo de medio agresivo en el que se produzca el proceso de destrucción, la corrosión puede ser de los siguientes tipos:
1) - Corrosión por gases
2) - Corrosión en no electrolitos
3) - Corrosión atmosférica
4) -Corrosión en electrolitos
5) - Corrosión subterránea
6) -Biocorrosión
7) -Corrosión por corrientes vagabundas.
De acuerdo con las condiciones para el curso del proceso de corrosión, se distinguen los siguientes tipos:
1) -Corrosión de contacto
2) - Corrosión en grietas
3) -Corrosión con inmersión incompleta
4) -Corrosión en inmersión total
5) -Corrosión bajo inmersión variable
6) - Corrosión por fricción
7) -Corrosión bajo tensión.
Por la naturaleza de la destrucción:
Corrosión continua que cubre toda la superficie:
1) - uniforme;
2) - desigual;
3) - selectivo.
Corrosión local (local), que cubre áreas individuales:
1) - manchas;
2) - ulcerativo;
3) -punto (o picaduras);
4) - a través;
5) - intercristalino.
1. Corrosión química
Imaginemos metal en el proceso de producción de productos de metal laminado en planta de acero: una masa al rojo vivo se mueve a lo largo de los soportes del tren de laminación. En todas direcciones, las salpicaduras de fuego se dispersan. Es de la superficie del metal de donde se desprenden las partículas de escamas, un producto de la corrosión química resultante de la interacción del metal con el oxígeno atmosférico. Tal proceso de destrucción espontánea del metal debido a la interacción directa de las partículas del agente oxidante y el metal oxidado se denomina corrosión química.
La corrosión química es la interacción de una superficie metálica con un medio (corrosivo), que no va acompañada de la aparición de procesos electroquímicos en el límite de fase. En este caso, las interacciones de oxidación del metal y reducción del componente oxidante del medio corrosivo ocurren en un solo acto. Por ejemplo, la formación de incrustaciones cuando los materiales a base de hierro se exponen al oxígeno a altas temperaturas:
4Fe + 3O 2 → 2Fe 2 O 3
Durante la corrosión electroquímica, la ionización de los átomos de metal y la reducción del componente oxidante del medio corrosivo no ocurren en un acto y sus velocidades dependen del potencial de electrodo del metal (por ejemplo, oxidación del acero en agua de mar).
En la corrosión química, la oxidación del metal y la reducción del componente oxidante del medio corrosivo ocurren simultáneamente. Dicha corrosión se observa cuando los gases secos (aire, productos de la combustión de combustibles) y los no electrolitos líquidos (aceite, gasolina, etc.) actúan sobre los metales y es una reacción química heterogénea.
El proceso de corrosión química ocurre de la siguiente manera. El componente oxidante del medio ambiente, que quita los electrones de valencia del metal, entra simultáneamente en un compuesto químico con él, formando una película (producto de corrosión) en la superficie del metal. La formación adicional de la película se produce debido a la difusión bidireccional mutua a través de la película de un medio agresivo para el metal y los átomos de metal hacia el entorno externo y su interacción. En este caso, si la película resultante tiene propiedades protectoras, es decir, impide la difusión de átomos, entonces la corrosión procede con autofrenado en el tiempo. Tal película se forma sobre cobre a una temperatura de calentamiento de 100 °C, sobre níquel a 650 °C y sobre hierro a 400 °C. El calentamiento de los productos de acero por encima de los 600 °C conduce a la formación de una película suelta en su superficie. A medida que aumenta la temperatura, el proceso de oxidación se acelera.
El tipo más común de corrosión química es la corrosión de metales en gases a altas temperaturas: la corrosión por gases. Ejemplos de este tipo de corrosión son la oxidación de accesorios de hornos, partes de motores de combustión interna, rejillas, partes de lámparas de queroseno y oxidación durante el procesamiento de metales a alta temperatura (forja, laminación, estampado). En la superficie de los productos metálicos, también es posible la formación de otros productos de corrosión. Por ejemplo, bajo la acción de los compuestos de azufre sobre el hierro, se forman compuestos de azufre sobre la plata, bajo la acción del vapor de yodo, yoduro de plata, etc. Sin embargo, la mayoría de las veces se forma una capa de compuestos de óxido en la superficie de los metales.
La temperatura tiene una gran influencia en la tasa de corrosión química. A medida que aumenta la temperatura, aumenta la tasa de corrosión del gas. La composición del medio gaseoso tiene un efecto específico sobre la velocidad de corrosión de varios metales. Por ejemplo, el níquel es estable en oxígeno y dióxido de carbono, pero se corroe fuertemente en dióxido de azufre. El cobre es susceptible a la corrosión en una atmósfera de oxígeno, pero es estable en una atmósfera de gas amargo. El cromo tiene resistencia a la corrosión en los tres ambientes de gas.
Para la protección contra la corrosión por gases se utilizan aleaciones resistentes al calor con cromo, aluminio y silicio, la creación de atmósferas protectoras y revestimientos protectores con aluminio, cromo, silicio y esmaltes resistentes al calor.
2. Corrosión química en calderas de vapor marinas.
Tipos de corrosión. Durante el funcionamiento, los elementos de la caldera de vapor están expuestos a medios agresivos: agua, vapor y gases de combustión. Distinguir entre corrosión química y electroquímica.
La corrosión química afecta partes y componentes de máquinas que operan bajo altas temperaturas, - motores de pistón y de turbina, motores de cohetes, etc. La afinidad química de la mayoría de los metales por el oxígeno a altas temperaturas es casi ilimitada, ya que los óxidos de todos los metales técnicamente importantes pueden disolverse en metales y abandonar el sistema de equilibrio:
2Me(t) + O2 (g) 2MeO(t); MeO(t) [MeO] (solución)En estas condiciones, la oxidación siempre es posible, pero junto con la disolución del óxido, aparece una capa de óxido en la superficie del metal, que puede ralentizar el proceso de oxidación.
La velocidad de oxidación del metal depende de la velocidad de la reacción química real y de la velocidad de difusión del oxidante a través de la película y, por lo tanto, el efecto protector de la película es mayor, mejor es su continuidad y menor es la capacidad de difusión. La continuidad de la película formada sobre la superficie del metal se puede estimar por la relación del volumen del óxido formado o cualquier otro compuesto al volumen del metal consumido para la formación de este óxido (factor de Pilling-Bedwords). El coeficiente a (factor de Pilling-Bedwords) para diferentes metales tiene diferentes significados. metales con un<1, не могут создавать сплошные оксидные слои, и через несплошности в слое (трещины) кислород свободно проникает к поверхности металла.
Se forman capas de óxido sólidas y estables a una = 1.2-1.6, pero a valores altos de a, las películas son discontinuas, se separan fácilmente de la superficie del metal (escamas de hierro) como resultado de tensiones internas.
El factor de Pilling-Badwords da una estimación muy aproximada, ya que la composición de las capas de óxido tiene una gran amplitud de la región de homogeneidad, lo que también se refleja en la densidad del óxido. Entonces, por ejemplo, para el cromo a = 2,02 (para fases puras), pero la película de óxido que se forma sobre ella es muy resistente a la acción del medio ambiente. El espesor de la película de óxido sobre la superficie del metal varía con el tiempo.
La corrosión química causada por el vapor o el agua destruye el metal uniformemente en toda la superficie. La tasa de tal corrosión en las calderas marinas modernas es baja. Más peligrosa es la corrosión química local provocada por compuestos químicos agresivos contenidos en los depósitos de cenizas (azufre, óxidos de vanadio, etc.).
La corrosión electroquímica, como su nombre lo indica, está asociada no solo con procesos químicos, sino también con el movimiento de electrones en medios que interactúan, es decir, con la apariencia de una corriente eléctrica. Estos procesos ocurren cuando el metal interactúa con soluciones de electrolitos, lo que ocurre en una caldera de vapor en la que circula el agua de la caldera, que es una solución de sales y álcalis descompuestos en iones. La corrosión electroquímica también se produce cuando el metal entra en contacto con el aire (a temperatura normal), que siempre contiene vapor de agua que, al condensarse en la superficie del metal en forma de una fina película de humedad, crea las condiciones para que se produzca la corrosión electroquímica.
MINISTERIO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN DE LA URSS
PRINCIPAL DEPARTAMENTO CIENTÍFICO Y TÉCNICO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN
INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS
POR ADVERTENCIA
BAJA TEMPERATURA
CORROSIÓN SUPERFICIAL
CALEFACCIÓN Y HUMOS DE GAS DE CALDERAS
RD 34.26.105-84
SOYUZTEKHENERGO
Moscú 1986
DESARROLLADO por All-Union Twice Order of the Red Banner of Labor Thermal Engineering Research Institute que lleva el nombre de F.E. Dzerzhinsky
INTÉRPRETES R.A. PETROSYAN, I. I. NADYROV
APROBADO por la Dirección Técnica Principal de Operación de Sistemas de Potencia el 22 de abril de 1984.
Subdirector D.Ya. SHAMARAKOV
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INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS PARA LA PREVENCIÓN DE LA CORROSIÓN A BAJA TEMPERATURA DE SUPERFICIES DE CALEFACCIÓN Y CONDUCTOS DE GAS DE CALDERAS |
RD 34.26.105-84 |
Fecha de caducidad establecida
del 01.07.85
hasta el 01.07.2005
Estas Directrices se aplican a las superficies de calentamiento a baja temperatura de las calderas de vapor y agua caliente (economizadores, evaporadores de gas, calentadores de aire de varios tipos, etc.), así como a la ruta de gas detrás de los calentadores de aire (conductos de gas, colectores de cenizas, extractores de humo , chimeneas) y establecer métodos para proteger las superficies que se calientan de la corrosión a baja temperatura.
Las Directrices están destinadas a centrales térmicas que funcionan con combustibles ácidos y organizaciones que diseñan equipos de calderas.
1. La corrosión a baja temperatura es la corrosión de las superficies de calentamiento de la cola, los conductos de gas y las chimeneas de las calderas bajo la acción de los vapores de ácido sulfúrico que se condensan sobre ellos a partir de los gases de combustión.
2. La condensación de vapores de ácido sulfúrico, cuyo contenido volumétrico en los gases de combustión durante la combustión de combustibles sulfurosos es solo unas pocas milésimas de porcentaje, ocurre a temperaturas que son significativamente (en 50 - 100 ° C) más altas que la temperatura de condensación de vapor de agua
4. Para evitar la corrosión de las superficies de calefacción durante el funcionamiento, la temperatura de sus paredes debe superar la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión en todas las cargas de la caldera.
Para calentar superficies enfriadas por un medio con un alto coeficiente de transferencia de calor (economizadores, evaporadores de gas, etc.), las temperaturas del medio en su entrada deben superar la temperatura del punto de rocío en aproximadamente 10 °C.
5. Para las superficies de calefacción de las calderas de agua caliente cuando funcionan con fueloil sulfuroso, no se pueden cumplir las condiciones para la exclusión completa de la corrosión a baja temperatura. Para reducirlo, es necesario asegurar la temperatura del agua a la entrada de la caldera, igual a 105 - 110 °C. Cuando se usan calderas de agua caliente como pico, dicho modo se puede proporcionar con el uso completo de los calentadores de agua de la red. Cuando se utilizan calderas de agua caliente en el modo principal, se puede lograr un aumento en la temperatura del agua que ingresa a la caldera mediante la recirculación de agua caliente.
En las instalaciones que utilizan el esquema para conectar calderas de agua caliente a la red de calefacción a través de intercambiadores de calor de agua, las condiciones para reducir la corrosión a baja temperatura de las superficies de calefacción se proporcionan en su totalidad.
6. Para calentadores de aire de calderas de vapor, se garantiza la exclusión completa de la corrosión a baja temperatura cuando la temperatura de diseño de la pared de la sección más fría excede la temperatura del punto de rocío en todas las cargas de la caldera en 5-10 °C (el valor mínimo se refiere a la carga mínima).
7. El cálculo de la temperatura de la pared de los calentadores de aire tubulares (TVP) y regenerativos (RAH) se realiza de acuerdo con las recomendaciones del "Cálculo térmico de las unidades de caldera". Método normativo” (M.: Energy, 1973).
8. Cuando se utilicen en aerotermos tubulares como primer paso (por aire) de cubos de frío reemplazables o cubos fabricados con tubos con revestimiento resistente a los ácidos (esmaltados, etc.), así como los fabricados con materiales resistentes a la corrosión, el A continuación se verifican las condiciones para la exclusión completa de los cubos metálicos de corrosión a baja temperatura (por aire) del calentador de aire. En este caso, la elección de la temperatura de la pared de los cubos de metal frío de los cubos reemplazables, así como los resistentes a la corrosión, debe excluir la contaminación intensa de las tuberías, para las cuales la temperatura mínima de la pared durante la combustión de combustibles sulfurosos debe estar por debajo del rocío. punto de gases de combustión por no más de 30 - 40 ° C. Cuando se queman combustibles de azufre sólido, la temperatura mínima de la pared de la tubería, de acuerdo con las condiciones para evitar su contaminación intensa, debe ser de al menos 80 °C.
9. En RAH, en condiciones de exclusión completa de la corrosión a baja temperatura, se calcula su parte caliente. La parte fría del RAH se fabrica resistente a la corrosión (esmaltado, cerámico, acero de baja aleación, etc.) o reemplazable a partir de láminas planas de metal con un espesor de 1,0 - 1,2 mm, de acero con bajo contenido de carbono. Las condiciones para evitar la contaminación intensa del embalaje se observan al cumplir con los requisitos de la cláusula de este documento.
10. Como empaque esmaltado, se utilizan láminas de metal con un espesor de 0,6 mm. La vida útil del empaque esmaltado, fabricado de acuerdo con TU 34-38-10336-89, es de 4 años.
Se pueden usar tubos de porcelana, bloques de cerámica o placas de porcelana con protuberancias como empaque de cerámica.
Dada la reducción del consumo de fuel oil por parte de las centrales térmicas, se recomienda utilizar para la parte fría del RAH una empaquetadura de acero de baja aleación 10KhNDP o 10KhSND, cuya resistencia a la corrosión sea 2-2,5 veces superior a la de acero bajo en carbono.
11. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura durante el período de puesta en marcha, es necesario llevar a cabo las medidas establecidas en las "Directrices para el diseño y operación de calentadores de potencia con aletas de alambre" (M.: SPO Soyuztekhenergo , 1981).
El encendido de la caldera con fuelóleo sulfuroso se debe realizar con el sistema de calentamiento de aire encendido de antemano. La temperatura del aire frente al calentador de aire en el período inicial de encendido debe ser, por regla general, de 90 °C.
11a. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura ("estación") en una caldera parada, cuyo nivel es aproximadamente el doble de la tasa de corrosión durante el funcionamiento, limpie a fondo los calentadores de aire de los depósitos externos antes de detener la caldera. Al mismo tiempo, antes de apagar la caldera, se recomienda mantener la temperatura del aire en la entrada del calentador de aire al nivel de su valor a la carga nominal de la caldera.
La limpieza de TVP se realiza con granalla con una densidad de alimentación de al menos 0,4 kg/m.s (p. de este documento).
Para los combustibles sólidos, teniendo en cuenta el 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 sulfurosos, la temperatura de los gases de combustión debe superar la temperatura del punto de rocío a la carga nominal de la caldera en aproximadamente 10 °C.
En función del contenido de azufre en el fueloil, la temperatura de los gases de combustión calculada con la carga nominal de la caldera debe tomarse de la siguiente manera:
Temperatura humos, ºС...... 140 150 160 165
Cuando se quema fueloil sulfuroso con excesos de aire extremadamente pequeños (α ≤ 1,02), la temperatura de los gases de combustión puede reducirse, teniendo en cuenta los resultados de las mediciones del punto de rocío. En promedio, la transición de pequeños excesos de aire a extremadamente pequeños reduce la temperatura del punto de rocío entre 15 y 20 °C.
Las condiciones para garantizar un funcionamiento confiable de la chimenea y evitar que la humedad caiga sobre sus paredes se ven afectadas no solo por la temperatura de los gases de combustión, sino también por su caudal. El funcionamiento de la tubería con condiciones de carga significativamente inferiores a las de diseño aumenta la probabilidad de corrosión a baja temperatura.
Al quemar gas natural, se recomienda que la temperatura de los gases de combustión sea de al menos 80 °C.
13. Cuando la carga de la caldera se reduce en el rango de 100 - 50% de la nominal, se debe esforzar para estabilizar la temperatura de los humos, no permitiendo que disminuya más de 10 °C de la nominal.
La forma más económica de estabilizar la temperatura de los gases de combustión es aumentar la temperatura de precalentamiento del aire en los calentadores a medida que disminuye la carga.
Las temperaturas mínimas admisibles para el precalentamiento del aire antes de la RAH se toman de acuerdo con la cláusula 4.3.28 de las Normas para la Operación Técnica de Centrales y Redes Eléctricas (M.: Energoatomizdat, 1989).
En los casos en que no se puedan garantizar las temperaturas óptimas de los gases de combustión debido a una superficie de calentamiento RAH insuficiente, se deben tomar temperaturas de precalentamiento del aire en las que la temperatura de los gases de combustión no exceda los valores dados en los párrafos de estas Directrices.
16. Debido a la falta de recubrimientos confiables resistentes a los ácidos para proteger contra la corrosión a baja temperatura de los conductos metálicos de gas, se puede garantizar su funcionamiento confiable mediante un aislamiento completo, asegurando que la diferencia de temperatura entre los gases de combustión y la pared no sea más de 5 ºC
Los materiales y estructuras aislantes utilizados actualmente no son lo suficientemente confiables en la operación a largo plazo, por lo tanto, es necesario monitorear periódicamente, al menos una vez al año, su estado y, si es necesario, realizar trabajos de reparación y restauración.
17. Cuando se use a modo de prueba para proteger los conductos de gas de la corrosión a baja temperatura de varios revestimientos, se debe tener en cuenta que estos últimos deben proporcionar resistencia al calor y hermeticidad a los gases a temperaturas que excedan la temperatura de los gases de combustión en al menos 10 ° C. , resistencia a concentraciones de ácido sulfúrico de 50 - 80% en el rango de temperatura de 60 - 150 °C, respectivamente, y la posibilidad de su reparación y restauración.
18. Para superficies de baja temperatura, elementos estructurales del RAH y conductos de humos de calderas, se recomienda utilizar aceros de baja aleación 10KhNDP y 10KhSND, que tienen una resistencia a la corrosión de 2 a 2,5 veces superior al acero al carbono.
La resistencia absoluta a la corrosión solo la poseen aceros de alta aleación muy escasos y costosos (por ejemplo, acero EI943, que contiene hasta un 25% de cromo y hasta un 30% de níquel).
Apéndice
1. Teóricamente, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión con un contenido determinado de vapor de ácido sulfúrico y agua se puede definir como el punto de ebullición de una solución de ácido sulfúrico de tal concentración en la que se alcanza el mismo contenido de vapor de agua y ácido sulfúrico. presente sobre la solución.
La temperatura de punto de rocío medida puede diferir del valor teórico dependiendo de la técnica de medición. En estas recomendaciones para la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión t p la temperatura de la superficie de un sensor de vidrio estándar con electrodos de platino de 7 mm de largo soldados a una distancia de 7 mm entre sí, a la que la resistencia de la película de rocío entre para electrodos en estado estacionario es igual a 10 7 ohmios. El circuito de medida de los electrodos utiliza corriente alterna de baja tensión (6 - 12 V).
2. Cuando se queman fuelóleos sulfurosos con un exceso de aire del 3 al 5 %, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión depende del contenido de azufre en el combustible. esp(arroz.).
Cuando se queman fuelóleos sulfurosos con excesos de aire extremadamente bajos (α ≤ 1,02), la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión debe tomarse de los resultados de mediciones especiales. Las condiciones para transferir calderas al modo con α ≤ 1,02 se establecen en las "Directrices para la transferencia de calderas que funcionan con combustibles sulfurosos al modo de combustión con un exceso de aire extremadamente pequeño" (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1980).
3. Al quemar combustibles sólidos sulfurosos en estado pulverizado, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tp se puede calcular a partir del contenido reducido de azufre y cenizas en el combustible S p pr, A r pr y temperatura de condensación del vapor de agua estafa según la fórmula
donde una ONU- la proporción de ceniza en el vuelo (normalmente se toma 0,85).
Arroz. 1. Dependencia de la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión del contenido de azufre en el fueloil quemado
El valor del primer término de esta fórmula en una ONU= 0.85 se puede determinar a partir de la Fig. .
Arroz. 2. Las diferencias en las temperaturas del punto de rocío de los gases de combustión y la condensación de vapor de agua en ellos, dependiendo del contenido de azufre reducido ( S p pr) y ceniza ( A r pr) en combustible
4. Cuando se queman combustibles sulfurosos gaseosos, el punto de rocío de los gases de combustión puede determinarse a partir de la fig. siempre que el contenido de azufre en el gas se calcule como reducido, es decir, como porcentaje en masa por 4186,8 kJ/kg (1000 kcal/kg) del poder calorífico del gas.
Para combustibles gaseosos, el contenido de azufre porcentual en masa reducido se puede determinar a partir de la fórmula
donde metro- el número de átomos de azufre en la molécula del componente que contiene azufre;
q- porcentaje en volumen de azufre (componente que contiene azufre);
Q norte- calor de combustión del gas en kJ / m 3 (kcal / nm 3);
DESDE- coeficiente igual a 4.187 si Q norte expresado en kJ/m 3 y 1.0 si es en kcal/m 3 .
5. La tasa de corrosión del empaque de metal reemplazable de los calentadores de aire durante la combustión de fuel oil depende de la temperatura del metal y del grado de corrosividad de los gases de combustión.
Cuando se quema fueloil sulfuroso con un exceso de aire de 3–5% y se sopla la superficie con vapor, la velocidad de corrosión (en ambos lados en mm/año) del empaque RAH se puede estimar aproximadamente a partir de los datos de la Tabla. .
tabla 1
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Tabla 2
6. Para carbones con un alto contenido de óxido de calcio en la ceniza, las temperaturas de punto de rocío son inferiores a las calculadas de acuerdo con los párrafos de estas Directrices. Para tales combustibles, se recomienda utilizar los resultados de las mediciones directas. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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 , y analizar las características de diseño de la 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 no tomar 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. A altas temperaturas - más de 200 ° C - y una alta concentración de soda cáustica (NaOH) - 10% o más - la película protectora (corteza) sobre el metal se destruye:
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 soda 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 con 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 con una sobredosis de "quelato", pero incluso con una dosis normal es posible, ya que el "quelato" se concentra en áreas donde hay una evaporación intensa del agua: la ebullición nucleada se reemplaza por una película. En los dispositivos de separación de vapor, hay casos de efecto especialmente destructivo 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, numero total arranques: más de 200. Dado que estos tipos de destrucción de metales son raros, las grietas y las roturas de tuberías se ven idénticas a los daños en el metal debido a 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.
Corrosión en calderas de agua caliente, los sistemas de calefacción, los sistemas de calefacción es mucho más común que en los sistemas de condensado de vapor. En la mayoría de los casos, esta situación se explica por el hecho de que se le presta menos atención al diseñar un sistema de calentamiento de agua, aunque los factores para la formación y posterior desarrollo de la corrosión en las calderas siguen siendo exactamente los mismos que para las calderas de vapor y todos los demás equipos. . El oxígeno disuelto, que no se elimina por desaireación, las sales de dureza, el dióxido de carbono que ingresa a las calderas de agua caliente con agua de alimentación, causan varios tipos de corrosión: alcalina (intercristalina), oxígeno, quelato, lodo. Hay que decir que la corrosión por quelatos en la mayoría de los casos se forma en presencia de ciertos reactivos químicos, los llamados "complexones".
Para evitar la corrosión en calderas de agua caliente y su posterior desarrollo, es necesario tomarse con seriedad y responsabilidad la preparación de las características del agua destinada a la reposición. Es necesario asegurar la unión de dióxido de carbono libre, oxígeno, llevar el valor de pH a un nivel aceptable, tomar medidas para proteger contra la corrosión el aluminio, el bronce y elementos de cobre equipos de calefacción y calderas, tuberías y equipos de calefacción.
Recientemente, se han utilizado productos químicos especiales para redes de calefacción correccionales, calderas de agua caliente y otros equipos de alta calidad.
El agua al mismo tiempo es un solvente universal y un refrigerante económico, es beneficioso usarlo en sistemas de calefacción. Pero una preparación insuficiente puede tener consecuencias desagradables, una de las cuales es corrosión de la caldera. Los posibles riesgos están asociados principalmente con la presencia de una gran cantidad de impurezas indeseables en el mismo. Es posible prevenir la formación y el desarrollo de la corrosión, pero solo si comprende claramente las causas de su aparición y también está familiarizado con las tecnologías modernas.
Sin embargo, para las calderas de agua caliente, como para cualquier sistema de calefacción que utilice agua como refrigerante, son característicos tres tipos de problemas debido a la presencia de las siguientes impurezas:
- insoluble mecánicamente;
- disuelto formador de precipitado;
- corrosivo.
Cada uno de estos tipos de impurezas puede causar corrosión y fallas en una caldera de agua caliente u otro equipo. Además, contribuyen a una disminución de la eficiencia y productividad de la caldera.
Y si se usa durante mucho tiempo en sistemas de calefacción agua que no se ha sometido a un tratamiento especial, esto puede tener consecuencias graves: avería de las bombas de circulación, reducción del diámetro del suministro de agua y daños posteriores, fallo de los reguladores y válvulas de cierre. Las impurezas mecánicas más simples (arcilla, arena, suciedad ordinaria) están presentes en casi todas partes, tanto en el agua del grifo como en fuentes artesianas. También en los refrigerantes en grandes cantidades hay productos de corrosión de las superficies de transferencia de calor, tuberías y otros elementos metálicos del sistema que están constantemente en contacto con el agua. Ni que decir tiene que su presencia a lo largo del tiempo provoca averías muy graves en el funcionamiento de las calderas de agua caliente y de todos los equipos de calor y electricidad, que se asocian principalmente a la corrosión de las calderas, la formación de depósitos de cal, el arrastre de sales y la formación de espuma en el agua de las calderas.
La razón más común por la cual corrosión de la caldera, estos son depósitos de carbonato que se producen cuando se usa agua de mayor dureza, cuya eliminación es posible. Cabe señalar que, como resultado de la presencia de sales de dureza, se forman incrustaciones incluso en equipos de calefacción a baja temperatura. Pero esta no es la única causa de la corrosión. Por ejemplo, después de calentar el agua a una temperatura de más de 130 grados, la solubilidad del sulfato de calcio se reduce significativamente, lo que da como resultado una capa de incrustaciones densas. En este caso, el desarrollo de la corrosión de las superficies metálicas de las calderas de agua caliente es inevitable.
Sitio marino Rusia no 05 de octubre de 2016 Creado: 05 de octubre de 2016 Actualizado: 05 de octubre de 2016 Vistas: 5363Tipos de corrosión. Durante el funcionamiento, los elementos de una caldera de vapor están expuestos a medios agresivos: agua, vapor y gases de combustión. Distinguir entre corrosión química y electroquímica.
corrosión química, provocado por el vapor o el agua, destruye el metal uniformemente en toda la superficie. La tasa de tal corrosión en las calderas marinas modernas es baja. Más peligrosa es la corrosión química local provocada por compuestos químicos agresivos contenidos en los depósitos de cenizas (azufre, óxidos de vanadio, etc.).
La más común y peligrosa es corrosión electroquímica, que fluye en soluciones acuosas de electrolitos cuando se produce una corriente eléctrica, provocada por una diferencia de potencial entre secciones individuales del metal, que difieren en heterogeneidad química, temperatura o calidad de procesamiento.
El papel del electrolito lo realiza el agua (con corrosión interna) o el vapor de agua condensado en depósitos (con corrosión externa).
La aparición de tales pares microgalvánicos en la superficie de la tubería conduce al hecho de que los átomos de iones metálicos pasan al agua en forma de iones cargados positivamente, y la superficie de la tubería en este lugar adquiere una carga negativa. Si la diferencia en los potenciales de tales pares microgalvánicos es insignificante, entonces se crea gradualmente una doble capa eléctrica en la interfaz metal-agua, lo que ralentiza el curso posterior del proceso.
Sin embargo, en la mayoría de los casos, los potenciales de las secciones individuales son diferentes, lo que provoca la aparición de un EMF dirigido desde un potencial más grande (ánodo) a uno más pequeño (cátodo).
En este caso, los átomos de iones metálicos pasan del ánodo al agua y el exceso de electrones se acumula en el cátodo. Como resultado, la EMF y, en consecuencia, la intensidad del proceso de destrucción del metal se reducen drásticamente.
Este fenómeno se llama polarización. Si el potencial del ánodo disminuye como resultado de la formación de una película protectora de óxido o un aumento en la concentración de iones metálicos en la región del ánodo, y el potencial del cátodo permanece prácticamente sin cambios, entonces la polarización se llama anódica.
Con la polarización catódica en solución cerca del cátodo, la concentración de iones y moléculas capaces de eliminar el exceso de electrones de la superficie del metal cae bruscamente. De esto se deduce que el punto principal en la lucha contra la corrosión electroquímica es la creación de tales condiciones en las que se mantendrán ambos tipos de polarización.
Es prácticamente imposible lograr esto, ya que el agua de la caldera siempre contiene despolarizantes, sustancias que causan la interrupción de los procesos de polarización.
Los despolarizadores incluyen moléculas de O 2 y CO 2, iones H +, Cl - y SO - 4, así como óxidos de hierro y cobre. Disueltos en agua, el CO 2 , el Cl - y el SO - 4 inhiben la formación de una densa película protectora de óxido sobre el ánodo y contribuyen así al curso intensivo de los procesos anódicos. Los iones de hidrógeno H+ reducen la carga negativa del cátodo.
El efecto del oxígeno sobre la velocidad de corrosión comenzó a manifestarse de dos formas. direcciones opuestas. Por un lado, el oxígeno aumenta la velocidad del proceso de corrosión, ya que es un fuerte despolarizador de las secciones catódicas, por otro lado, tiene un efecto pasivante sobre la superficie.
Por lo general, las partes de la caldera hechas de acero tienen una película de óxido inicial lo suficientemente fuerte que protege el material de la exposición al oxígeno hasta que se destruye por factores químicos o mecánicos.
La velocidad de las reacciones heterogéneas (incluida la corrosión) está regulada por la intensidad de los siguientes procesos: suministro de reactivos (principalmente despolarizantes) a la superficie del material; destrucción de la película protectora de óxido; eliminación de los productos de reacción del lugar de su ocurrencia.
La intensidad de estos procesos está determinada en gran medida por factores hidrodinámicos, mecánicos y térmicos. Por lo tanto, las medidas para reducir la concentración de productos químicos agresivos a alta intensidad de los otros dos procesos, como muestra la experiencia de funcionamiento de calderas, suelen ser ineficaces.
De esto se deduce que la solución al problema de la prevención del daño por corrosión debe ser compleja, cuando se tienen en cuenta todos los factores que influyen en las causas iniciales de la destrucción de los materiales.
Corrosión electroquímica
Según el lugar del flujo y las sustancias involucradas en las reacciones, se distinguen los siguientes tipos de corrosión electroquímica:
- oxígeno (y su variedad - estacionamiento),
- sublodo (a veces llamado "capa"),
- intergranular (fragilidad alcalina de los aceros para calderas),
- ranura y
- sulfuroso.
corrosión por oxígeno observado en economizadores, accesorios, bajantes y alimentadores, colectores de vapor-agua y dispositivos intra-colectores (protecciones, tuberías, atemperadores, etc.). Los serpentines del circuito secundario de las calderas de doble circuito, que utilizan calderas y calentadores de aire a vapor, son especialmente susceptibles a la corrosión por oxígeno. La corrosión por oxígeno se produce durante el funcionamiento de las calderas y depende de la concentración de oxígeno disuelto en el agua de la caldera.
La tasa de corrosión por oxígeno en las calderas principales es baja debido a trabajo efectivo desaireadores y régimen de aguas de fosfato-nitrato. En calderas acuotubulares auxiliares suele alcanzar 0,5 - 1 mm/año, aunque de media se sitúa en el rango de 0,05 - 0,2 mm/año. La naturaleza del daño a los aceros de las calderas son pequeños hoyos.
Un tipo más peligroso de corrosión por oxígeno es corrosión de estacionamiento fluyendo durante el período de inactividad de la caldera. Por la naturaleza de su funcionamiento, todas las calderas marinas (especialmente las calderas auxiliares) están sujetas a una intensa corrosión de estacionamiento. Como regla general, la corrosión de estacionamiento no provoca fallas en la caldera, sin embargo, el metal corroído durante las paradas, ceteris paribus, se destruye más intensamente durante el funcionamiento de la caldera.
La causa principal de la corrosión por estacionamiento es la entrada de oxígeno en el agua si la caldera está llena, o en la película de humedad de la superficie metálica si la caldera está seca. Los cloruros y el NaOH contenidos en el agua y los depósitos de sal solubles en agua juegan un papel importante.
Si hay cloruros en el agua, se intensifica la corrosión uniforme del metal, y si contiene una pequeña cantidad de álcalis (menos de 100 mg/l), la corrosión es localizada. Para evitar la corrosión por estacionamiento a una temperatura de 20 - 25 °C, el agua debe contener hasta 200 mg/l de NaOH.
Signos externos de corrosión con la participación de oxígeno: pequeñas úlceras locales (Fig. 1, a), llenas de productos de corrosión marrones, que forman tubérculos sobre las úlceras.
La eliminación de oxígeno del agua de alimentación es una de las medidas importantes para reducir la corrosión por oxígeno. Desde 1986, el contenido de oxígeno en el agua de alimentación de las calderas auxiliares y residuales marinas se ha limitado a 0,1 mg/l.
Sin embargo, incluso con tal contenido de oxígeno en el agua de alimentación, se observan daños por corrosión en los elementos de la caldera durante la operación, lo que indica la influencia predominante de los procesos de destrucción de la película de óxido y la lixiviación de los productos de reacción de los centros de corrosión. El ejemplo más ilustrativo que ilustra el efecto de estos procesos sobre el daño por corrosión es la destrucción de los serpentines de utilizar calderas con circulación forzada.
Arroz. 1. Daños debido a la corrosión por oxígeno
daños por corrosión en caso de corrosión por oxígeno, generalmente se localizan estrictamente: en la superficie interna de las secciones de entrada (ver Fig. 1, a), en el área de las curvas (Fig. 1, b), en las secciones de salida y en el codo de la bobina (ver Fig. 1, c), así como en los colectores de vapor y agua de las calderas de utilización (ver Fig. 1, d). Es en estas áreas (2 - el área de cavitación cerca de la pared) donde las características hidrodinámicas del flujo crean condiciones para la destrucción de la película de óxido y el lavado intensivo de los productos de corrosión.
De hecho, toda deformación del flujo de agua y de la mezcla vapor-agua se acompaña de la aparición cavitación en capas cercanas a la pared flujo de expansión 2, donde las burbujas de vapor formadas y que colapsan inmediatamente provocan la destrucción de la película de óxido debido a la energía de los microshocks hidráulicos.
Esto también se ve facilitado por tensiones alternas en la película, causadas por la vibración de las bobinas y las fluctuaciones de temperatura y presión. El aumento de la turbulencia del flujo local en estas áreas provoca un lavado activo de los productos de corrosión.
En las secciones de salida directa de las bobinas, la película de óxido se destruye debido a los impactos en la superficie de las gotas de agua durante las pulsaciones turbulentas del flujo de la mezcla de vapor y agua, cuyo modo de movimiento anular disperso pasa aquí a uno disperso en una velocidad de flujo de hasta 20-25 m/s.
En estas condiciones, incluso un bajo contenido de oxígeno (~ 0,1 mg/l) provoca una intensa destrucción del metal, lo que conduce a la aparición de fístulas en las secciones de entrada de los serpentines de las calderas de calor residual del tipo La Mont después de 2- 4 años de operación, y en otras áreas, después de 6-12 años.
Arroz. Fig. 2. Daño por corrosión en los serpentines del economizador de las calderas de utilización KUP1500R de la motonave "Indira Gandhi".
Como ilustración de lo anterior, consideremos las causas de los daños en los serpentines economizadores de dos calderas de calor residual del tipo KUP1500R instaladas en el portamechero Indira Gandhi (tipo Alexey Kosygin), que entró en servicio en octubre de 1985. Ya en Febrero de 1987 por avería se cambiaron los economizadores de ambas calderas. Después de 3 años, también aparecen daños en las bobinas de estos economizadores, ubicados en áreas de hasta 1-1,5 m del colector de admisión. La naturaleza del daño indica (Fig. 2, a, b) corrosión típica por oxígeno seguida de falla por fatiga (fisuras transversales).
Sin embargo, la naturaleza de la fatiga en áreas individuales es diferente. La aparición de una grieta (y antes, el agrietamiento de la película de óxido) en la región de la soldadura (ver Fig. 2, a) es una consecuencia de tensiones alternas causadas por la vibración del haz de tubos y característica de diseño unidad de conexión de bobinas con colector (el extremo de una bobina con un diámetro de 22x2 está soldado a un accesorio curvo con un diámetro de 22x3).
La destrucción de la película de óxido y la formación de grietas por fatiga en la superficie interna de las secciones rectas de las bobinas, alejadas de la entrada por 700-1000 mm (ver Fig. 2, b), se deben a tensiones térmicas alternas que ocurren durante la puesta en marcha de la caldera, cuando la superficie caliente servía agua fría. Al mismo tiempo, el efecto de las tensiones térmicas se ve reforzado por el hecho de que el aleteo de las bobinas dificulta que el metal de la tubería se expanda libremente, creando tensiones adicionales en el metal.
Corrosión bajo lodo comúnmente visto en calderas acuotubulares principales en superficies internas pantalla y tubos formadores de vapor de haces de flujo de entrada frente a la antorcha. La naturaleza de la corrosión bajo lodo - úlceras forma oval con un tamaño en el eje mayor (paralelo al eje de la tubería) de hasta 30-100 mm.
Hay una capa densa de óxidos en forma de "cáscaras" 3 en las úlceras (Fig. 3). La corrosión por suspensión se produce en presencia de despolarizadores sólidos: óxidos de hierro y cobre 2, que se depositan en la tubería más sometida a estrés térmico. secciones en lugares de centros de corrosión activos que ocurren durante la destrucción de películas de óxido.
En la parte superior se forma una capa suelta de incrustaciones y productos de corrosión.
Para las calderas auxiliares, este tipo de corrosión no es típico, pero bajo altas cargas térmicas y modos de tratamiento de agua apropiados, no se excluye la aparición de corrosión debajo del lodo en estas calderas.