Warunki, w jakich podczas eksploatacji znajdują się elementy kotłów parowych, są niezwykle zróżnicowane.
Jak wykazały liczne badania korozyjne i obserwacje przemysłowe, stale niskostopowe, a nawet austenityczne mogą podczas eksploatacji kotła ulegać intensywnej korozji.
Korozja metalu powierzchni grzewczych kotłów parowych powoduje jego przedwczesne zużycie, a czasami prowadzi do poważnych awarii i wypadków.
Większość awaryjnych wyłączeń kotłów jest spowodowana uszkodzeniem przez korozję sita, oszczędności ziarna, rur przegrzewających parę i walczaków. Pojawienie się choćby jednej przetoki korozyjnej w kotle jednoprzejściowym prowadzi do wyłączenia całego bloku, co wiąże się z niedoprodukcją energii elektrycznej. Kotły korozyjne walcowe wysokie i wyższe wysokie ciśnienie stał się główną przyczyną niepowodzeń w pracy elektrociepłowni. 90% awarii w eksploatacji spowodowanych uszkodzeniami korozyjnymi wystąpiło na kotłach walcowych o ciśnieniu 15,5 MPa. Znaczna ilość uszkodzeń korozyjnych rury ekranowe przedziały solne znajdowały się w „strefach maksymalnych obciążeń termicznych.
Amerykańskie badania 238 kotłów (50 do 600 MW) wykazały 1719 nieplanowanych przestojów. Około 2/3 czasu przestoju kotła spowodowane było korozją, z czego 20% spowodowane było korozją rur wytwarzających parę. W Stanach Zjednoczonych korozja wewnętrzna „w 1955 roku została uznana za poważny problem po uruchomieniu dużej liczby kotłów bębnowych o ciśnieniu 12,5-17 MPa.
Do końca 1970 roku około 20% z 610 takich kotłów było dotkniętych korozją. Rury ścienne były w większości narażone na korozję wewnętrzną, a przegrzewacze i ekonomizery były przez nią mniej narażone. Wraz z poprawą jakości wody zasilającej i przejściem do reżimu fosforanowania koordynowanego, wraz ze wzrostem parametrów w kotłach bębnowych elektrowni amerykańskich, zamiast lepkich, plastycznych uszkodzeń korozyjnych wystąpiły nagłe, kruche pęknięcia rur w ścianach wodnych. „Od J970 ton dla kotłów o ciśnieniu 12,5; 14,8 i 17 MPa zniszczenie rur z powodu uszkodzeń korozyjnych wyniosło odpowiednio 30, 33 i 65%.
W zależności od warunków przebiegu procesu korozyjnego wyróżnia się korozję atmosferyczną, która zachodzi pod działaniem gazów atmosferycznych, a także wilgotnych; gaz, ze względu na oddziaływanie metalu z różnymi gazami - tlenem, chlorem itp. - w wysokich temperaturach oraz korozję w elektrolitach, w większości przypadków zachodzącą w roztworach wodnych.
W zależności od charakteru procesów korozyjnych metal kotłowy może być poddawany korozji chemicznej i elektrochemicznej, a także ich łącznym skutkom.
Podczas pracy powierzchni grzewczych kotłów parowych w atmosferze utleniającej i redukującej spalin występuje wysokotemperaturowa korozja gazowa oraz niskotemperaturowa korozja elektrochemiczna ogonowych powierzchni grzewczych.
Badania wykazały, że korozja wysokotemperaturowa powierzchni grzewczych przebiega najintensywniej tylko w obecności nadmiaru wolnego tlenu w spalinach oraz w obecności stopionych tlenków wanadu.
Wysokotemperaturowa korozja gazowa lub siarczkowa w utleniającej atmosferze spalin dotyczy rur ekranowych i przegrzewaczy konwekcyjnych, pierwszych rzędów wiązek kotłowych, metalu przekładek między rurami, stelaży i wieszaków.
Zaobserwowano korozję gazów wysokotemperaturowych w atmosferze redukującej na ściankach rur komór spalania szeregu kotłów wysokociśnieniowych i nadkrytycznych.
Korozja rur powierzchni grzewczych po stronie gazowej jest złożonym procesem fizykochemicznym interakcji między spalinami a osadami zewnętrznymi z warstewkami tlenków i metalem rur. Na rozwój tego procesu wpływają zmienne w czasie intensywne strumienie ciepła i wysokie naprężenia mechaniczne wynikające z ciśnienia wewnętrznego i samokompensacji.
W kotłach średnio- i niskociśnieniowych temperatura ścianki ekranu, określona przez temperaturę wrzenia wody, jest niższa, dlatego nie obserwuje się tego typu niszczenia metalu.
Korozja powierzchni grzewczych z boku spaliny(korozja zewnętrzna) to proces niszczenia metalu w wyniku interakcji z produktami spalania, agresywnymi gazami, roztworami i stopionymi związkami mineralnymi.
Korozja metalu jest rozumiana jako stopniowe niszczenie metalu, które następuje w wyniku chemicznego lub elektrochemicznego działania środowiska zewnętrznego.
\ Procesy niszczenia metali, będące wynikiem ich bezpośredniego chemicznego oddziaływania z otoczeniem, określane są mianem korozji chemicznej.
Korozja chemiczna występuje, gdy metal wchodzi w kontakt z przegrzaną parą i suchymi gazami. Korozja chemiczna w suchych gazach nazywana jest korozją gazową.
W palenisku i spalinach kotła pod wpływem tlenu, dwutlenku węgla, pary wodnej, dwutlenku siarki i innych gazów dochodzi do korozji gazowej zewnętrznej powierzchni rur i stelaży przegrzewaczy; wewnętrzna powierzchnia rur - w wyniku interakcji z parą lub wodą.
Korozja elektrochemiczna, w przeciwieństwie do korozji chemicznej, charakteryzuje się tym, że zachodzącym w niej reakcjom towarzyszy pojawienie się prądu elektrycznego.
Nośnikiem elektryczności w roztworach są obecne w nich jony z powodu dysocjacji cząsteczek, a w metalach - wolne elektrony:
Wewnętrzna powierzchnia kotła podlega głównie korozji elektrochemicznej. Zgodnie ze współczesnymi koncepcjami, jego przejawem są dwa niezależne procesy: anodowy, w którym jony metali przechodzą do roztworu w postaci jonów hydratacyjnych, oraz katodowy, w którym nadmiar elektronów jest asymilowany przez depolaryzatory. Depolaryzatorami mogą być atomy, jony, cząsteczki, które w tym przypadku zostają odtworzone.
Za pomocą zewnętrzne znaki Występują ciągłe (ogólne) i lokalne (lokalne) formy uszkodzeń korozyjnych.
Przy ogólnej korozji cała powierzchnia grzewcza w kontakcie z agresywnym medium jest skorodowana, równomiernie przerzedzana od wewnątrz lub od zewnątrz. Przy miejscowej korozji dochodzi do zniszczenia w oddzielnych obszarach powierzchni, reszta powierzchni metalu nie jest uszkodzona.
Korozja miejscowa obejmuje korozję punktową, wżerową, wżerową, międzykrystaliczną, pękanie korozyjne, zmęczenie korozyjne metalu.
Typowy przykład zniszczenia w wyniku korozji elektrochemicznej.
Zniszczenie z powierzchni zewnętrznej rur NRCH 042X5 mm ze stali 12Kh1MF kotłów TPP-110 nastąpiło na odcinku poziomym w dolnej części pętli podnoszenia i opuszczania w obszarze przylegającym do ekranu paleniska. Na tylnej stronie rury nastąpiło otwór z lekkim ścieńczeniem krawędzi w miejscu zniszczenia. Przyczyną zniszczenia było ścieńczenie ścianki rury o około 2 mm podczas korozji w wyniku odżużlania strumieniem wody. Po wyłączeniu kotła o wydajności pary 950 t/h, nagrzanego pyłem osadowym antracytowym (usuwanie płynnego żużla), przy ciśnieniu 25,5 MPa i temperaturze pary przegrzanej 540°C, na powierzchni pozostał mokry żużel i popiół. rury, w których intensywnie postępowała korozja elektrochemiczna. Zewnętrzna część rury została pokryta grubą warstwą brązowego wodorotlenku żelaza.Wewnętrzna średnica rur mieściła się w granicach tolerancji dla rur kotłów wysoko i ultrawysokich ciśnienia. Wymiary na średnicy zewnętrznej mają odchylenia, które wykraczają poza tolerancję ujemną: minimalna średnica zewnętrzna. wynosiła 39 mm przy minimalnej dopuszczalnej 41,7 mm. Grubość ścianki w pobliżu uszkodzenia korozyjnego wynosiła tylko 3,1 mm przy nominalnej grubości rury 5 mm.
Mikrostruktura metalu jest jednolita pod względem długości i obwodu. Na wewnętrznej powierzchni rury znajduje się odwęglona warstwa powstająca podczas utleniania rury podczas obróbki cieplnej. Nie ma takiej warstwy na zewnętrznej stronie.
Badanie rur NRCH po pierwszym zerwaniu pozwoliło ustalić przyczynę awarii. Postanowiono zastąpić NRC i zmienić technologię odżużlania. W ta sprawa korozja elektrochemiczna postępowała z powodu obecności cienkiej warstwy elektrolitu.
Korozja wrzodziejąca postępuje intensywnie na osobniku małe obszary powierzchni, ale często do znacznej głębokości. Przy średnicy wgłębień rzędu 0,2-1 mm nazywa się to punktem.
W miejscach, w których tworzą się owrzodzenia, z czasem mogą tworzyć się przetoki. Wżery często wypełnione są produktami korozji, przez co nie zawsze są one wykrywalne. Przykładem jest zniszczenie stalowych rur ekonomizera z powodu słabego odpowietrzania wody zasilającej i niskiego natężenia przepływu wody w rurach.
Pomimo faktu, że dotyczy to znacznej części metalu rur, z powodu przetok, konieczna jest całkowita wymiana cewek ekonomizera.
Metal kotłów parowych jest narażony na następujące niebezpieczne rodzaje korozji: korozja tlenowa podczas eksploatacji kotłów i ich naprawy; korozja międzykrystaliczna w miejscach odparowywania wody kotłowej; korozja parowo-wodna; pękanie korozyjne elementów kotłów ze stali austenitycznych; korozja osadów. krótki opis określony gatunek korozja kotłów metalowych podana jest w tabeli. JUL.
Podczas pracy kotłów wyróżnia się korozję metali - korozję pod obciążeniem i korozję postojową.
Korozja pod obciążeniem jest najbardziej podatna na nagrzewanie. zdejmowane elementy kotła mające kontakt z medium dwufazowym tj. ekran i rury kotła. Wewnętrzna powierzchnia ekonomizerów i przegrzewaczy jest mniej podatna na korozję podczas pracy kotła. Korozja pod obciążeniem występuje również w środowiskach pozbawionych tlenu.
Pojawia się korozja parkingowa w niedrenowalnym. elementy pionowych wężownic przegrzewaczy, zwisające rury wężownic poziomych przegrzewaczy,
Korozja w kotłach ciepłej wody, systemy grzewcze, systemy grzewcze są znacznie bardziej powszechne niż w systemach kondensatu pary. W większości przypadków sytuację tę tłumaczy się tym, że przy projektowaniu systemu podgrzewania wody poświęca się temu mniej uwagi, chociaż czynniki powstawania i późniejszego rozwoju korozji w kotłach pozostają dokładnie takie same, jak w przypadku kotłów parowych i wszystkich innych urządzeń . Rozpuszczony tlen, który nie jest usuwany przez odpowietrzenie, sole twardości, dwutlenek węgla dostający się do kotłów ciepłej wody z wodą zasilającą, powodują różnego rodzaju korozję - alkaliczną (międzykrystaliczną), tlenową, chelatową, szlamową. Trzeba powiedzieć, że w większości przypadków korozja chelatowa powstaje w obecności pewnych odczynników chemicznych, tzw. „kompleksów”.
W celu zapobiegania korozji w kotły ciepłej wody i jej późniejszy rozwój, należy poważnie i odpowiedzialnie podejść do przygotowania właściwości wody przeznaczonej do makijażu. Należy zapewnić wiązanie wolnego dwutlenku węgla, tlenu, doprowadzić pH do akceptowalnego poziomu, podjąć działania zabezpieczające przed korozją aluminiowe, brązowe i miedziane elementy urządzeń grzewczych i kotłów, rurociągów i urządzeń grzewczych.
W ostatnie czasy w przypadku wysokiej jakości korekcyjnych sieci grzewczych, kotłów ciepłej wody i innych urządzeń stosuje się specjalne odczynniki chemiczne.
Woda jednocześnie jest uniwersalnym rozpuszczalnikiem i niedrogim chłodziwem, warto stosować ją w systemach grzewczych. Ale niewystarczające przygotowanie może prowadzić do: spalić na panewce, z których jednym jest korozja kotła. Ewentualne zagrożenia związane są przede wszystkim z obecnością w nim dużej ilości niepożądanych zanieczyszczeń. Możliwe jest zapobieganie powstawaniu i rozwojowi korozji, ale tylko wtedy, gdy dobrze zrozumiesz przyczyny jej występowania, a także zapoznasz się z nowoczesne technologie.
Jednak w przypadku kotłów na gorącą wodę, podobnie jak w przypadku wszelkich systemów grzewczych wykorzystujących wodę jako chłodziwo, charakterystyczne są trzy rodzaje problemów ze względu na obecność następujących zanieczyszczeń:
Każdy z tych rodzajów zanieczyszczeń może powodować korozję i awarię kotła ciepłej wody lub innego sprzętu. Ponadto przyczyniają się do obniżenia sprawności i wydajności kotła.
A jeśli jest używany przez długi czas w systemy grzewcze woda, która nie została poddana specjalnej obróbce, może prowadzić do poważnych konsekwencji - awarii pomp obiegowych, zmniejszenia średnicy dopływu wody i późniejszego uszkodzenia, awarii zaworów sterujących i odcinających. Najprostsze zanieczyszczenia mechaniczne – glina, piasek, zwykły brud – są obecne niemal wszędzie, jak np woda z kranu oraz w źródłach artezyjskich. Również w chłodziwach w dużych ilościach znajdują się produkty korozji powierzchni wymiany ciepła, rurociągów i innych metalowych elementów układu, które mają stały kontakt z wodą. Nie trzeba dodawać, że ich obecność z biegiem czasu powoduje bardzo poważne awarie w funkcjonowaniu kotłów ciepłej wody i wszystkich urządzeń grzewczych i energetycznych, które są związane głównie z korozją kotłów, tworzeniem się osadów wapiennych, porywaniem soli i pienieniem wody kotłowej.
Najczęstszy powód, dla którego korozja kotła, są to osady węglanowe powstające przy użyciu wody o podwyższonej twardości, których usunięcie jest możliwe dzięki. Należy zauważyć, że w wyniku obecności soli o twardości, nawet w niskotemperaturowych urządzeniach grzewczych tworzy się kamień. Ale to nie jedyna przyczyna korozji. Na przykład po podgrzaniu wody do temperatury powyżej 130 stopni rozpuszczalność siarczanu wapnia znacznie się zmniejsza, co powoduje powstanie warstwy gęstego kamienia. W takim przypadku nieunikniony jest rozwój korozji metalowych powierzchni kotłów wodnych.
Korozja stali w kotłach parowych, zachodząca pod działaniem pary wodnej, sprowadza się głównie do następującej reakcji:
3Fe + 4H20 = Fe2O3 + 4H2
Możemy założyć, że wewnętrzna powierzchnia kotła jest cienką warstwą magnetycznego tlenku żelaza. Podczas pracy kotła warstewka tlenkowa jest w sposób ciągły niszczona i ponownie formowana, a wodór jest uwalniany. Ponieważ warstwa powierzchniowa magnetycznego tlenku żelaza jest główną ochroną stali, powinna być utrzymywana w stanie jak najmniejszej przepuszczalności wody.
Na kotły, armaturę, rurociągi wodne i parowe stosuje się głównie proste stale węglowe lub niskostopowe. Czynnikiem korozyjnym we wszystkich przypadkach jest woda lub para wodna o różnym stopniu czystości.
Temperatura, w której może przebiegać proces korozji waha się od temperatury pomieszczenia, w którym kocioł jest nieaktywny, do temperatury wrzenia roztworów nasyconych podczas pracy kotła, osiągając niekiedy 700°. Roztwór może mieć temperaturę znacznie wyższą niż temperatura krytyczna czystej wody(374°). Jednak wysokie stężenia soli w kotłach są rzadkie.
Mechanizm, dzięki któremu przyczyny fizyczne i chemiczne mogą prowadzić do uszkodzenia warstwy w kotłach parowych, jest zasadniczo inny niż ten badany w niższych temperaturach w mniej krytycznym sprzęcie. Różnica polega na tym, że szybkość korozji w kotłach jest znacznie wyższa ze względu na wysoką temperaturę i ciśnienie. Wysoki współczynnik przenikania ciepła ze ścian kotła do medium, sięgający 15 cal/cm2sek, sprzyja również korozji.
Rozpoznawanie wżerów
Znalezienie przyczyny powstawania uszkodzeń korozyjnych określonego typu jest często bardzo trudne, ponieważ kilka przyczyn może działać jednocześnie; dodatkowo szereg zmian zachodzących podczas schładzania kotła z wysokiej temperatury i spuszczania wody, czasami maskuje zjawiska zachodzące podczas pracy. Jednak doświadczenie bardzo pomaga w rozpoznawaniu wżerów w kotłach. Zaobserwowano na przykład, że obecność czarnego magnetycznego tlenku żelaza w korodującej wnęce lub na powierzchni guzka wskazuje, że w kotle zachodził aktywny proces. Takie obserwacje są często wykorzystywane przy weryfikacji środków podejmowanych w celu ochrony przed korozją.
Nie mieszać tlenku żelaza, który tworzy się w obszarach aktywnej korozji, z czarnym magnetycznym tlenkiem żelaza, który czasami występuje w postaci zawiesiny w wodzie kotłowej. Należy pamiętać, że ani całkowita ilość drobno zdyspergowanego magnetycznego tlenku żelaza, ani ilość wodoru uwalnianego w kotle nie mogą być wiarygodnym wskaźnikiem stopnia i zasięgu zachodzącej korozji. Hydrat tlenku żelaza dochodzący do kotła z zewnętrznych źródeł, takich jak zbiorniki kondensatu lub rurociągi zasilające kocioł, może częściowo wyjaśniać obecność w kotle zarówno tlenku żelaza, jak i wodoru. Hydrat tlenku żelaza, dostarczany z wodą zasilającą, oddziałuje w kotle zgodnie z reakcją.
ZFe (OH) 2 \u003d Fe3O4 + 2H2O + H2.
Przyczyny wpływające na rozwój korozji wżerowej
Obce zanieczyszczenia i naprężenia. Wtrącenia niemetaliczne w stali, jak również naprężenia, mogą tworzyć obszary anodowe na powierzchni metalu. Zazwyczaj skorupy korozyjne występują w różnych rozmiarach i są rozrzucone po powierzchni w nieuporządkowany sposób. W obecności naprężeń położenie powłok jest zgodne z kierunkiem przyłożonego naprężenia. Typowymi przykładami są rurki płetwowe, w których płetwy są pęknięte i w których płetwy są rozszerzone.
rozpuszczony tlen.
Możliwe, że najsilniejszym aktywatorem korozji wżerowej jest tlen rozpuszczony w wodzie. We wszystkich temperaturach, nawet w roztworze alkalicznym, tlen służy jako aktywny depolaryzator. Ponadto pierwiastki o stężeniu tlenu mogą łatwo tworzyć się w kotłach, zwłaszcza pod kamieniem lub zanieczyszczeniem, gdzie tworzą się obszary zastoju. Zwykłym środkiem do zwalczania tego rodzaju korozji jest odpowietrzanie.
Rozpuszczony bezwodnik węgla.
Ponieważ roztwory bezwodnika węgla mają odczyn lekko kwaśny, przyspiesza to korozję w kotłach. alkaliczny woda kotłowa zmniejsza agresywność rozpuszczonego bezwodnika węgla, jednak wynikająca z tego korzyść nie rozciąga się na powierzchnie myte przez rurociągi pary lub kondensatu. Powszechną praktyką jest usuwanie bezwodnika węgla wraz z rozpuszczonym tlenem przez mechaniczne odpowietrzanie.
Ostatnio podjęto próby wykorzystania cykloheksyloaminy do wyeliminowania korozji w rurach parowych i kondensatu w systemach grzewczych.
Osady na ścianach kotła.
Bardzo często wżery korozyjne można znaleźć na zewnętrznej powierzchni (lub pod powierzchnią) osadów, takich jak zgorzelina walcownicza, szlam kotłowy, kamień kotłowy, produkty korozji, filmy olejowe. Po rozpoczęciu, wżery będą się dalej rozwijać, jeśli produkty korozji nie zostaną usunięte. Ten rodzaj miejscowej korozji jest potęgowany przez katodowy (w stosunku do stali kotłowej) charakter wytrącania lub wyczerpywania się tlenu pod osadami.
Miedź w wodzie kotłowej.
Biorąc pod uwagę duże ilości stopów miedzi stosowanych na urządzenia pomocnicze (kondensatory, pompy itp.), nie dziwi fakt, że większość osadów kotłowych zawiera miedź. Zwykle występuje w stanie metalicznym, czasami w postaci tlenku. Ilość miedzi w złożach waha się od ułamków procenta do prawie czystej miedzi.
Kwestii znaczenia osadów miedzi w korozji kotłów nie można uznać za rozwiązaną. Jedni twierdzą, że miedź jest obecna tylko w procesie korozji i nie wpływa na niego w żaden sposób, inni przeciwnie uważają, że miedź będąc katodą w stosunku do stali może przyczyniać się do powstawania wżerów. Żaden z tych punktów widzenia nie znajduje potwierdzenia w bezpośrednich eksperymentach.
W wielu przypadkach zaobserwowano niewielką lub brak korozji, pomimo faktu, że osady w całym kotle zawierały znaczne ilości metalicznej miedzi. Istnieją również dowody na to, że gdy miedź wchodzi w kontakt ze stalą miękką w alkalicznej wodzie kotłowej, w podwyższonych temperaturach miedź ulega zniszczeniu szybciej niż stal. Pierścienie miedziane dociskające końce rur kielichowych, nity miedziane i ekrany urządzeń pomocniczych, przez które przepływa woda kotłowa, ulegają niemal całkowitemu zniszczeniu nawet przy stosunkowo niskich temperaturach. W związku z tym uważa się, że metaliczna miedź nie zwiększa korozji stali kotłowej. Osadzoną miedź można traktować po prostu jako produkt końcowy redukcji tlenku miedzi wodorem w czasie jego powstawania.
Wręcz przeciwnie, często obserwuje się bardzo silne wżery korozyjne metalu kotłowego w pobliżu złóż szczególnie bogatych w miedź. Obserwacje te doprowadziły do sugestii, że miedź, ponieważ jest katodowa w stosunku do stali, sprzyja powstawaniu wżerów.
Na powierzchni kotłów rzadko występuje odsłonięte metaliczne żelazo. Najczęściej posiada warstwę ochronną, składającą się głównie z tlenku żelaza. Możliwe, że w miejscach, w których tworzą się pęknięcia w tej warstwie, odsłaniana jest powierzchnia anodowa w stosunku do miedzi. W takich miejscach nasila się powstawanie powłok korozyjnych. Może to również wyjaśniać przyspieszoną korozję w niektórych przypadkach, w której utworzyła się skorupa, a także poważne wżery obserwowane czasami po oczyszczeniu kotłów kwasami.
Niewłaściwa konserwacja nieczynnych kotłów.
Jedną z najczęstszych przyczyn powstawania wżerów jest brak odpowiedniej konserwacji nieczynnych kotłów. Nieaktywny kocioł musi być całkowicie suchy lub napełniony wodą uzdatnioną w taki sposób, aby nie była możliwa korozja.
Woda pozostająca na wewnętrznej powierzchni nieaktywnego kotła rozpuszcza tlen z powietrza, co prowadzi do tworzenia powłok, które później stają się ośrodkami, wokół których będzie rozwijał się proces korozji.
Zwykłe instrukcje dotyczące ochrony nieaktywnych kotłów przed rdzewieniem są następujące:
1) spuszczenie wody z jeszcze gorącego kotła (około 90°); przedmuchiwanie kotła powietrzem do całkowitego opróżnienia i utrzymywania w stanie suchym;
2) napełnienie kotła wodą alkaliczną (pH = 11), zawierającą nadmiar jonów SO3" (ok. 0,01%), i przechowywanie pod śluzą wodną lub parową;
3) napełnienie kotła roztworem alkalicznym zawierającym sole kwasu chromowego (0,02-0,03% CrO4”).
Podczas chemicznego czyszczenia kotłów w wielu miejscach zostanie usunięta ochronna warstwa tlenku żelaza. Następnie miejsca te mogą nie zostać pokryte nowo utworzoną ciągłą warstwą, a nawet przy braku miedzi pojawią się na nich muszle. Dlatego zaleca się go natychmiast po czyszczenie chemiczne odnowić warstwę tlenku żelaza przez potraktowanie wrzącym roztworem alkalicznym (podobnie jak w przypadku nowych kotłów wprowadzanych do eksploatacji).
Korozja ekonomizerów
Ogólne przepisy dotyczące korozji kotłów dotyczą w równym stopniu ekonomizerów. Jednak ekonomizer, który podgrzewa wodę zasilającą i znajduje się przed kotłem, jest szczególnie wrażliwy na powstawanie wżerów korozyjnych. Stanowi pierwszą powierzchnię o wysokiej temperaturze narażoną na szkodliwe działanie tlenu rozpuszczonego w wodzie zasilającej. Ponadto woda przechodząca przez ekonomizer ma na ogół niskie pH i nie zawiera opóźniaczy chemicznych.
Walka z korozją ekonomizerów polega na odpowietrzeniu wody oraz dodaniu opóźniaczy alkalicznych i chemicznych.
Czasami uzdatnianie wody kotłowej odbywa się poprzez przepuszczenie jej części przez ekonomizer. W takim przypadku należy unikać osadzania się szlamu w ekonomizerze. Należy również wziąć pod uwagę wpływ takiej recyrkulacji wody kotłowej na jakość pary.
Stres wymagany do wystąpienia kruchości alkalicznej
Praktyka wskazuje na małe prawdopodobieństwo kruchego pękania konwencjonalnej stali kotłowej, jeśli naprężenia nie przekraczają granicy plastyczności. Naprężenia wytworzone przez ciśnienie pary lub równomiernie rozłożone obciążenie ciężarem własnym konstrukcji nie mogą prowadzić do powstawania pęknięć. Jednak naprężenia powstające podczas walcowania materiał arkuszowy, przeznaczone do produkcji kotłów, odkształcenia podczas nitowania lub jakiejkolwiek obróbki na zimno w połączeniu z trwałym odkształceniem mogą powodować powstawanie pęknięć.
Obecność naprężeń przyłożonych zewnętrznie nie jest konieczna do powstania pęknięć. Próbka stali kotłowej, uprzednio utrzymywana w stałym naprężeniu zginającym, a następnie uwolniona, może pękać w roztworze alkalicznym, którego stężenie jest równe zwiększonemu stężeniu alkaliów w wodzie kotłowej.
Stężenie alkaliów
Normalne stężenie alkaliów w walczaku kotła nie może powodować pękania, ponieważ nie przekracza 0,1% NaOH, a najniższe stężenie, przy którym obserwuje się kruchość alkaliczną jest około 100 razy wyższe niż normalne.
Tak wysokie stężenia mogą wynikać z niezwykle powolnej infiltracji wody przez szew nitowy lub inną szczelinę. Wyjaśnia to pojawianie się twardych soli na zewnętrznej stronie większości połączeń nitowych w kotłach parowych. Najniebezpieczniejszy nieszczelność to taki, który jest trudny do wykrycia.Pozostawia solidny osad wewnątrz połączenia nitowego, gdzie występują duże naprężenia szczątkowe. Połączone działanie naprężeń i stężonego roztworu może spowodować pojawienie się pęknięć kruchych alkalicznie.
Alkaliczne urządzenie do zwiększania kruchości
Specjalne urządzenie do kontroli składu wody odtwarza proces parowania wody ze wzrostem stężenia alkaliów na próbce stali naprężonej w tych samych warunkach, w jakich zachodzi to w obszarze szwu nitowego. Pękanie badanej próbki wskazuje, że woda kotłowa o takim składzie może powodować kruchość alkaliczną. Dlatego w tym przypadku konieczne jest uzdatnianie wody, aby wyeliminować jej niebezpieczne właściwości. Jednak pęknięcie próbki kontrolnej nie oznacza, że pęknięcia już się pojawiły lub pojawią się w kotle. W szwach nitów lub w innych połączeniach niekoniecznie występuje nieszczelność (parowanie), naprężenia i wzrost stężenia alkaliów, jak w próbce kontrolnej.
Urządzenie sterujące jest instalowane bezpośrednio na kotle parowym i umożliwia ocenę jakości wody kotłowej.
Test trwa 30 lub więcej dni przy stałym obiegu wody przez urządzenie kontrolne.
Rozpoznawanie pęknięć podatnych na kruchość alkaliczną
Kruche pęknięcia alkaliczne w konwencjonalnej stali kotłowej mają inny charakter niż pęknięcia zmęczeniowe lub pęknięcia powstałe w wyniku dużych naprężeń. Ilustruje to ryc. I9, co pokazuje międzykrystaliczny charakter takich pęknięć tworzących drobną sieć. Różnica między międzykrystalicznymi kruchymi pęknięciami alkalicznymi a pęknięciami wewnątrzkrystalicznymi spowodowanymi zmęczeniem korozyjnym można zobaczyć przez porównanie.
W stalach stopowych (np. niklowych lub krzemowo-manganowych) stosowanych do kotłów lokomotywowych pęknięcia również układają się w siatkę, ale nie zawsze przechodzą między krystalitami, jak w przypadku zwykłej stali kotłowej.
Teoria kruchości alkalicznej
Atomy w sieci krystalicznej metalu, znajdujące się na granicach krystalitów, doświadczają mniej symetrycznego efektu swoich sąsiadów niż atomy w pozostałej masie ziarna. Dlatego łatwiej opuszczają sieć krystaliczną. Można by pomyśleć, że przy starannym doborze agresywnego ośrodka takie selektywne usuwanie atomów z granic krystalitów będzie możliwe. Rzeczywiście, eksperymenty pokazują, że w kwaśnych, obojętnych (przy użyciu słabego prądu elektrycznego, który stwarza warunki sprzyjające korozji) i stężonych roztworach alkalicznych, można uzyskać pękanie międzykrystaliczne. Jeśli ogólny roztwór żrący zostanie zmieniony przez dodanie pewnej substancji tworzącej folia ochronna na powierzchni krystalitów korozja koncentruje się na granicach między krystalitami.
Rozwiązaniem agresywnym w tym przypadku jest rozwiązanie sody kaustycznej. Sól sodowa krzemu może chronić powierzchnie krystalitów bez naruszania granic między nimi. Wynik działania ochronnego i agresywnego stawu zależy od wielu okoliczności: stężenia, temperatury, stanu naprężenia metalu i składu roztworu.
Istnieje również koloidalna teoria kruchości alkalicznej oraz teoria wpływu rozpuszczania wodoru w stali.
Sposoby walki z kruchością alkaliczną
Jednym ze sposobów walki z kruchością alkaliczną jest zastąpienie nitowania kotłów spawaniem, co eliminuje możliwość wycieku. Kruchość można również wyeliminować stosując stal odporną na korozję międzykrystaliczną lub obróbka chemiczna woda kotłowa. W stosowanych obecnie kotłach nitowanych ta ostatnia metoda jest jedyną dopuszczalną.
Testy wstępne z użyciem próbki kontrolnej to najlepszy sposób na określenie skuteczności niektórych środków konserwujących wodę. Siarczek sodu nie zapobiega pękaniu. Sól azotowo-sodowa jest z powodzeniem stosowana do zapobiegania pękaniu przy ciśnieniu do 52,5 kg/cm2. Stężone roztwory soli sodowej azotu gotujące się pod ciśnieniem atmosferycznym mogą powodować pęknięcia korozyjne naprężeniowe stali miękkiej.
Obecnie sól sodowa azotowa jest szeroko stosowana w kotłach stacjonarnych. Stężenie soli azotowej sodu odpowiada 20-30% stężenia alkaliów.
Wodór jako miara szybkości korozji
Temperatura pary w nowoczesnych kotłach zbliża się do temperatur stosowanych w przemysłowej produkcji wodoru w wyniku bezpośredniej reakcji pary z żelazem.
Szybkość korozji rur wykonanych ze stali węglowych i stopowych pod działaniem pary, w temperaturach do 650 °, można ocenić na podstawie ilości uwolnionego wodoru. Wydzielanie wodoru jest czasami używane jako miara ogólnej korozji.
Ostatnio w amerykańskich elektrowniach zastosowano trzy rodzaje miniaturowych jednostek usuwania gazu i powietrza. Zapewniają całkowite usunięcie gazów, a odgazowany kondensat nadaje się do oznaczania soli wynoszonych przez parę z kotła. Przybliżoną wartość korozji ogólnej przegrzewacza podczas pracy kotła można uzyskać wyznaczając różnicę stężeń wodoru w próbkach pary pobranych przed i po jej przejściu przez przegrzewacz.
Korozja spowodowana zanieczyszczeniami w parze
Para nasycona wchodząca do przegrzewacza niesie ze sobą niewielkie, ale mierzalne ilości gazów i soli z wody kotłowej. Najczęściej spotykanymi gazami są tlen, amoniak i dwutlenek węgla. Gdy para przechodzi przez przegrzewacz, nie obserwuje się zauważalnej zmiany stężenia tych gazów. Gazom tym można przypisać jedynie niewielką korozję metalowego przegrzewacza. Do tej pory nie udowodniono, że sole rozpuszczone w wodzie, w postaci suchej lub osadzone na elementach przegrzewacza, mogą przyczyniać się do korozji. Jednak soda kaustyczna, będąca głównym składnikiem soli porwanych w wodzie kotłowej, może przyczynić się do korozji mocno nagrzanej rury, zwłaszcza jeśli zasada przyklei się do metalowej ścianki.
Podwyższenie czystości pary nasyconej uzyskuje się poprzez wstępne ostrożne usuwanie gazów z wody zasilającej. Zmniejszenie ilości soli porwanej w parze uzyskuje się poprzez dokładne oczyszczenie w górnym kolektorze, zastosowanie separatorów mechanicznych, przepłukanie pary nasyconej wodą zasilającą lub odpowiednią obróbkę chemiczną wody.
Za pomocą powyższych urządzeń oraz analizy chemicznej dokonuje się oznaczenia stężenia i charakteru gazów porwanych w parze nasyconej. Oznaczanie stężenia soli w para nasycona wygodnie jest wytwarzać przez pomiar przewodności elektrycznej wody lub przez odparowanie dużej ilości kondensatu.
Zaproponowano ulepszoną metodę pomiaru przewodności elektrycznej i podano odpowiednie poprawki dla niektórych rozpuszczonych gazów. Kondensat we wspomnianych miniaturowych odgazowywaczach można również wykorzystać do pomiaru przewodności elektrycznej.
Gdy kocioł jest bezczynny, przegrzewacz jest lodówką, w której gromadzi się kondensat; w tym przypadku normalne podwodne wżery są możliwe, jeśli para zawiera tlen lub dwutlenek węgla.
Wypadki kotła parowego związane z naruszeniem reżim wodny korozja i erozja metalu
Normalny reżim wodny jest jednym z niezbędne warunki niezawodność i efektywność pracy kotłowni. Stosowanie wody o podwyższonej twardości do zasilania kotłów pociąga za sobą tworzenie się kamienia kotłowego, nadmierne zużycie paliwa oraz wzrost kosztów naprawy i czyszczenia kotłów. Wiadomo, że tworzenie się kamienia może prowadzić do wypadku w kotle parowym z powodu wypalenia powierzchni grzewczych. Dlatego prawidłowy reżim wodny w kotłowni należy rozpatrywać nie tylko z punktu widzenia zwiększenia wydajności kotłowni, ale także jako najważniejszy środek zapobiegawczy w walce z wypadkami.
Obecnie kotłownie przedsiębiorstw przemysłowych wyposażone są w urządzenia do uzdatniania wody, dzięki czemu poprawiły się ich warunki pracy, a liczba wypadków spowodowanych tworzeniem się kamienia kotłowego i korozją znacznie się zmniejszyła.
Jednak w niektórych przedsiębiorstwach administracja, po formalnym spełnieniu wymogu Przepisów Nadzoru Kotłowego dotyczącego wyposażenia kotłów w stacje uzdatniania wody, nie zapewnia normalnych warunków pracy tych oczyszczalni, nie kontroluje jakości wody zasilającej i stanu powierzchni grzewczych kotłów, co pozwala na zanieczyszczenie kotłów kamieniem i szlamem. Oto kilka przykładów awarii kotła z tych powodów.
1. Prefabrykowana kotłownia konstrukcje żelbetowe w wyniku naruszenia reżimu wodnego w kotle DKVR-6, 5-13 pękły trzy rury osłonowe, niektóre rury osłonowe uległy deformacji, a na wielu rurach powstały wybrzuszenia.
Kotłownia posiada dwustopniowy kationit sodowy i odgazowywacz, ale nie zwrócono należytej uwagi na normalne działanie urządzeń do uzdatniania wody. Regeneracja filtrów kationitowych nie została przeprowadzona w ustawiony przez instrukcję terminy, jakość zasilania i wody kotłowej były rzadko sprawdzane, nie przestrzegano terminów okresowego odsalania kotła. Woda w odgazowywaczu nie została podgrzana do wymaganej temperatury, a zatem odtlenienie wody w rzeczywistości nie nastąpiło.
Ustalono również, że kocioł był często zasilany surowa woda, nie spełniając jednocześnie wymagań „Zasad Projektowania i Bezpiecznej Eksploatacji Kotłów Parowych i Ciepłej Wody”, zgodnie z którymi urządzenia odcinające na linii wody surowej muszą być uszczelnione pozycja zamknięta, a każdy przypadek karmienia wodą surową należy odnotować w dzienniku uzdatniania wody. Z poszczególnych wpisów w dzienniku uzdatniania wody widać, że twardość wody zasilającej osiągnęła 2 mg-eq/kg lub więcej, podczas gdy 0,02 mg-eq/kg jest dopuszczalne zgodnie z normami nadzoru kotłowego. Najczęściej w dzienniku robiono takie wpisy: „woda jest brudna, twarda”, bez wskazywania wyników Analiza chemiczna woda.
Podczas badania kotła po zatrzymaniu stwierdzono na wewnętrznych powierzchniach rur ekranujących osady o grubości do 5 mm, poszczególne rury były prawie całkowicie zatkane kamieniem i szlamem. Na wewnętrznej powierzchni bębna w dolnej części miąższość osadów sięgała 3 mm, przednia część bębna była zaśmiecona szlamem o jedną trzecią wysokości.
Przez 11 miesięcy Przed tym wypadkiem podobne uszkodzenia („pęknięcia, wybrzuszenia, odkształcenia”) stwierdzono w 13 rurach sitowych kotła. Uszkodzone rury zostały wymienione, ale administracja przedsiębiorstwa, z naruszeniem „Instrukcji badania wypadków, ale powodująca wypadki w przedsiębiorstwach i obiektach kontrolowanych przez ZSRR Gosgortekhnadzor”, nie zbadała tej sprawy i nie podjęła działań w celu poprawy warunki pracy kotłów.
2. W układzie napędowym wodę surową do zasilania jednobębnowego kotła parowego wodnorurowego o wydajności 10 t/h i ciśnieniu roboczym 41 kgf/cm2 uzdatniano metodą kationowymienną. Ze względu na niezadowalającą pracę filtra kationowego osiągnięto twardość resztkową zmiękczonej wody
0,7 meq/kg zamiast 0,01 meq/kg przewidzianych w projekcie. Kocioł był czyszczony nieregularnie. Podczas postoju w celu naprawy kolektory walczaka i sita kotła nie były otwierane i badane. Z powodu osadów kamienia pękła rura, a palacz spłonął parą i palącym się paliwem wyrzucanym z pieca.
Do wypadku nie doszłoby, gdyby drzwi paleniska kotła zostały zamknięte na zatrzask, zgodnie z wymogami bezpiecznej eksploatacji kotłów.
3. W cementowni oddano do eksploatacji nowo zamontowany kocioł wodnorurkowy jednobębnowy o wydajności 35 t/h przy ciśnieniu roboczym 43 kgf/cm2 bez chemicznego uzdatniania wody, którego instalacja nie była ukończone do tego czasu. W ciągu miesiąca kocioł był zasilany wodą nieoczyszczoną. Odpowietrzania wody nie prowadzono dłużej niż dwa miesiące, ponieważ rurociąg parowy nie był podłączony do odgazowywacza.
Naruszenia reżimu wodnego były dozwolone nawet po w pracach uwzględniono sprzęt przygotowawczy. Kocioł był często zasilany wodą surową; nie zaobserwowano trybu czyszczenia; laboratorium chemiczne nie kontrolowało jakości wody zasilającej, ponieważ nie było zaopatrzone w niezbędne odczynniki.
Ze względu na niezadowalający reżim wodny osady na wewnętrznych powierzchniach rur ekranowych osiągały grubość 8 mm; w wyniku czego na 36 rurach sitowych utworzyły się wybrzuszenia, znaczna część rur uległa odkształceniu, ścianki bębna w środku zostały skorodowane.
4. Fabryka wyroby żelbetowe kocioł systemu Szuchow-Berlin był zasilany wodą uzdatnioną elektromagnetycznie. Wiadomo, że przy tej metodzie uzdatniania wody należy zapewnić skuteczne usuwanie szlamu z kotła w odpowiednim czasie.
Jednak w trakcie eksploatacji kotła warunek ten nie został spełniony. Kocioł był przedmuchiwany nieregularnie, nie przestrzegano harmonogramu wyłączania kotła w celu płukania i czyszczenia.
W efekcie wewnątrz kotła nagromadziła się duża ilość szlamu. Tylna część rur była zatkana szlamem w 70-80% przekroju, studzienka - w 70% objętości, grubość zgorzeliny na powierzchniach grzewczych sięgała 4 mm. Doprowadziło to do przegrzania i deformacji rur kotłowych, przedłużeń rur i głowic odcinków rurowych.
Przy wyborze elektromagnetycznej metody uzdatniania jodu nie uwzględniono w tym przypadku jakości wody zasilającej i cech konstrukcyjnych kotła, nie podjęto również działań w celu zorganizowania normalnego trybu odsalania, co doprowadziło do nagromadzenia szlam i znaczne osady kamienia kotłowego.
5. Wyjątkowego znaczenia nabrały zagadnienia zorganizowania racjonalnego reżimu wodnego w celu zapewnienia niezawodnej i ekonomicznej pracy kotłów w elektrociepłowniach.
Powstawanie osadów na powierzchniach grzewczych jednostek kotłowych następuje w wyniku złożonych procesów fizykochemicznych, w których biorą udział nie tylko osady, ale także tlenki metali i łatwo rozpuszczalne związki. Dializa osadów wskazuje, że wraz z solami tworzącymi kamień zawierają one znaczną ilość tlenków żelaza, które są produktami procesów korozyjnych.
W ostatnich latach nasz kraj odniósł znaczący sukces w zorganizowaniu racjonalnego reżimu wodnego dla kotłów elektrociepłowni i chemicznej kontroli wody i pary, a także we wprowadzeniu metali odpornych na korozję i powłok ochronnych.
Zastosowanie nowoczesnych urządzeń do uzdatniania wody pozwoliło radykalnie zwiększyć niezawodność i efektywność pracy urządzeń energetycznych.
Jednak naruszenia reżimu wodnego są nadal dozwolone w poszczególnych elektrowniach cieplnych.
W czerwcu 1976 r. z tego powodu w Elektrociepłowni celulozowo-papierniczej doszło do awarii kotła parowego typu BKZ-220-100 f o wydajności pary 220 t/h o parametrach pary 100 kgf/ cm2 i 540 ° C, wyprodukowany w kotłowni Barnaul w 1964 d. Kocioł jednobębnowy z naturalnym obiegiem, wykonany zgodnie ze schematem w kształcie litery U. Pryzmatyczna komora spalania jest całkowicie osłonięta rurami o średnicy zewnętrznej 60 mm o skoku 64 mm. Dolna część powierzchni sita tworzy tak zwany zimny lejek, wzdłuż którego zboczy staczają się stałe cząstki żużla do skrzyni żużlowej. Schemat parowania jest dwustopniowy, myjąc parę wodą zasilającą. Pierwszy stopień odparowania zawarty jest bezpośrednio w walczaku kotła, drugi stopień zapewniają cyklony zdalnej separacji pary zawarte w schemacie cyrkulacji środkowych bloków bocznych przesiewacza.
Kocioł zasilany jest mieszaniną wody oczyszczonej chemicznie (60%) oraz kondensatu pochodzącego z turbin i hal produkcyjnych (40%). Woda zasilająca kocioł przetwarzana jest według następującego schematu: wapno - koagulacja - odsilikonowanie magnezowe w
Odstojniki - kationizacja dwustopniowa.
Kocioł pracuje na węglu ze złoża Inta o stosunkowo niskiej temperaturze topnienia popiołu. Jako paliwo startowe stosuje się olej. Przed wypadkiem kocioł przepracował 73 300 godzin.
W dniu wypadku kocioł został włączony o godzinie 00:45 i pracował bez odchyleń od trybu normalnego do godziny 14:00 para przegrzana -520-535 °C.
O godzinie 14:10 pękło 11 rur przedniej szyby w strefie zimnego leja na poziomie 3,7 m z częściowym zniszczeniem
murarstwo. Zakłada się, że najpierw nastąpiło pęknięcie wody lub dwóch rur, a następnie pęknięcie pozostałych rur. Poziom wody gwałtownie spadł, a kocioł został zatrzymany przez automatyczną ochronę.
Kontrola wykazała, że skośne odcinki rur leja zimnego poza łukami zostały zniszczone, podczas gdy dwie rury zostały oderwane od pierwszego przedniego dolnego kolektora, a dziewięć rur od drugiego. Pęknięcie jest kruche, krawędzie w miejscach pęknięcia są tępe i nie przerzedzają się. Długość pękniętych odcinków rur wynosi od jednego do trzech metrów. Na wewnętrznej powierzchni uszkodzonych rur, a także próbek wyciętych z rur nieuszkodzonych stwierdzono luźne osady o grubości do 2,5 mm oraz dużą liczbę wgłębień o głębokości do 2 mm, ułożonych w łańcuchu do 10 mm szeroki wzdłuż dwóch generatorów wzdłuż granicy ogrzewania rury. To właśnie w miejscach uszkodzeń korozyjnych doszło do zniszczenia metalu.
W trakcie badania wypadku okazało się, że już wcześniej podczas pracy kotła dochodziło do pęknięć rur ekranowych. Tak więc na przykład na dwa miesiące przed wypadkiem pękła rura przedniej szyby na poziomie 6,0 m. Po 3 dniach kocioł został ponownie zatrzymany z powodu pęknięcia dwóch rur przedniej szyby na poziomie 7,0 m. W takich przypadkach zniszczenie rur było wynikiem uszkodzenia metalu przez korozję.
Zgodnie z zatwierdzonym harmonogramem kocioł miał być wyłączony na czas wyremontować w III kwartale 1976r. W okresie remontu planowano wymianę rurek szyby przedniej w rejonie lejka zimnego. Jednak kocioł nie został zatrzymany do naprawy, a rury nie zostały wymienione.
Uszkodzenie korozyjne metalu było wynikiem naruszeń reżimu wodnego, które były dozwolone przez długi czas podczas pracy kotłów CHP. Kotły zasilane były wodą o dużej zawartości żelaza, miedzi i tlenu. Całkowita zawartość soli w wodzie zasilającej znacznie przekroczyła dopuszczalne normy, w wyniku czego nawet w obwodach pierwszego etapu odparowania zawartość soli osiągnęła 800 mg/kg. Kondensaty przemysłowe o zawartości żelaza 400–600 mg/kg stosowane do zasilania kotłów nie były oczyszczane. Z tego powodu, a także z uwagi na brak wystarczającego zabezpieczenia antykorozyjnego urządzeń do uzdatniania wody (zabezpieczenie wdrożono częściowo), na wewnętrznych powierzchniach rur pojawiły się znaczne osady (do 1000 g/m2), składający się głównie ze związków żelaza. Aminacja i uzdatnianie hydrazyny wody zasilającej wprowadzono na krótko przed awarią. Nie przeprowadzono przedstartowego i eksploatacyjnego mycia kwasowego kotłów.
Do wypadku przyczyniły się inne naruszenia Przepisów Technicznej Eksploatacji Kotłów. Kotły są często rozpalane w elektrociepłowniach, a najwięcej rozpałek znajdowało się w kotle, przy którym doszło do wypadku. Kotły są wyposażone w urządzenia do ogrzewania parowego, ale nie były używane do rozpałek. Podczas rozpalania nie kontrolowano przemieszczeń kolektorów sitowych.
W celu wyjaśnienia charakteru procesu korozyjnego oraz ustalenia przyczyn powstawania wżerów głównie w dwóch pierwszych panelach przedniej szyby oraz rozmieszczenia tych wżerów w postaci łańcuchów, materiały z badania powypadkowego zostały przesłane do TsKTI. Recenzując te materiały zwrócono uwagę na fakt, że:
kotły pracowały przy silnie zmiennym obciążeniu, przy jednoczesnym dopuszczeniu znacznej redukcji produkcji pary (do 90 t/h), przy której możliwe są lokalne zaburzenia cyrkulacji. Kotły rozpalano w następujący sposób: na początku rozpalania włączano dwie dysze umieszczone naprzeciw (po przekątnej). Metoda ta doprowadziła do spowolnienia procesu naturalnej cyrkulacji w panelach pierwszego i drugiego ekranu przedniego. To właśnie na tych ekranach znaleziono główne ognisko zmian wrzodziejących. W wodzie zasilającej pojawiały się epizodycznie azotyny, których stężenie nie było kontrolowane.
Analiza materiałów powypadkowych z uwzględnieniem wymienionych niedociągnięć dała podstawy do przypuszczeń, że wynikiem tego jest powstawanie łańcuchów wgłębień na bocznej tworzącej wewnętrznych powierzchni rurek przedniej szyby na zboczu leja zimnego długiego procesu korozji elektrochemicznej pod szlamem. Depolaryzatorami tego procesu były rozpuszczone w wodzie azotyny i tlen.
Układ dołów w postaci łańcuchów jest najwyraźniej wynikiem działania kotła podczas rozpalania z niestabilnym procesem naturalnego obiegu. Na początku cyrkulacji na górnej tworzącej nachylonych rurkach zimnego leja okresowo tworzą się pęcherzyki porowe, powodując efekt lokalnych pulsacji termicznych w metalu poprzez zachodzenie procesów elektrochemicznych w rejonie chwilowego rozdzielenia faz. To właśnie te miejsca były ośrodkami powstawania łańcuchów dołów. Dominująca formacja dołów w pierwszych dwóch panelach przedniej szyby była wynikiem nieprawidłowego reżimu rozpalania.
6. Podczas pracy kotła PK-YuSh-2 o wydajności pary 230 t/h i parametrach pary 100 kgf/cm2 i 540°C zaobserwowano zaparowanie na wylocie z kolektora świeżej pary do głównego zawór bezpieczeństwa w TYTs vb. Wylot jest połączony przez spawanie z odlewanym trójnikiem wspawanym w prefabrykowany kolektor.
Kocioł został wyłączony. Podczas oględzin stwierdzono pierścieniowe pęknięcie w dolnej części rury (168X13 mm) przekroju poziomego odgałęzienia w bezpośrednim sąsiedztwie miejsca połączenia odgałęzienia z trójnikiem odlewanym. Długość pęknięcia na powierzchni zewnętrznej wynosi 70 mm, a na powierzchni wewnętrznej 110 mm. Na wewnętrznej powierzchni rury w miejscu jej uszkodzenia ujawniono dużą liczbę wżerów korozyjnych i pojedynczych pęknięć zlokalizowanych równolegle do głównego.
Analiza metalograficzna wykazała, że pęknięcia zaczynają się od wżerów w warstwie odwęglonego metalu, a następnie przechodzą w stan transkrystaliczny w kierunku prostopadłym do powierzchni rury. Mikrostruktura metalowa rur - ziarna ferrytu i cienkie łańcuchy perlitu wzdłuż granic ziaren. Zgodnie ze skalą podaną jako załącznik do MRTU 14-4-21-67, mikrostrukturę można ocenić na 8.
Skład chemiczny metalu uszkodzonej rury odpowiada stali 12Kh1MF. Właściwości mechaniczne spełniają wymagania technicznych warunków dostawy. Średnica rury w uszkodzonym odcinku nie wykracza poza tolerancję dodatnią.
Poziomy wylot do zaworu bezpieczeństwa z nieregulowanym systemem mocowania można uznać za belkę wspornikową przyspawaną do trójnika sztywno zamocowanego w kolektorze, z maksymalnymi naprężeniami zginającymi w miejscu zakończenia, tj. w miejscu uszkodzenia rury. Z nieobecnością
drenaż na wylocie oraz obecność przeciwskarpy, ze względu na elastyczne zagięcie na odcinku od zaworu bezpieczeństwa do kolektora odbioru pary świeżej, w dolnej części rury przed trójnikiem, stałe nagromadzenie niewielkiej możliwa ilość kondensatu, wzbogacona tlenem podczas postojów, konserwacji i rozruchu kotła z powietrza. W tych warunkach nastąpił atak korozji metalu, a łączny wpływ kondensatu i naprężeń rozciągających na metal spowodował jego pękanie korozyjne. Podczas eksploatacji, w miejscach wżerów korozyjnych i płytkich pęknięć, w wyniku agresywnego działania średnich i zmiennych naprężeń w metalu mogą powstawać pęknięcia zmęczeniowo-korozyjne, co najwyraźniej miało miejsce w tym przypadku.
Aby zapobiec gromadzeniu się kondensatu, na wylocie wykonano odwrotną cyrkulację pary. W tym celu rurę wylotową bezpośrednio przed głównym zaworem bezpieczeństwa połączono przewodem grzewczym (rury o średnicy 10 mm) z komorą pośrednią przegrzewacza, przez którą doprowadzana jest para o temperaturze 430°C. niewielki nadciśnienie (do 4 kgf/cm2), zapewniony jest ciągły przepływ pary i utrzymywana jest temperatura medium na wylocie co najmniej 400°C.
Aby zapobiec uszkodzeniu wylotów głównych zaworów bezpieczeństwa na kotłach PK-YuSh-2 i podobnych zaleca się:
Sprawdź ultradźwiękami dolne półobwody rur odgałęzionych w punktach spawania do trójników;
Sprawdzić czy zachowane są wymagane spadki iw razie potrzeby dostosować systemy mocowania rurociągów parowych do głównych zaworów bezpieczeństwa z uwzględnieniem rzeczywistego stanu rurociągów parowych (ciężar izolacji, ciężar rzeczywisty rur, wcześniejsze przebudowy);
Wykonać odwrotną cyrkulację pary w wylotach do głównych zaworów bezpieczeństwa; projekt i średnicę wewnętrzną przewodu pary grzewczej należy każdorazowo uzgodnić z producentem urządzenia;
Wszystkie ślepe uliczki włączone zawory bezpieczeństwa izolować ostrożnie.
(Z wyraźnej informacji SCNTI ORGRES - 1975)
GOST 20995-75 „Stacjonarne kotły parowe o ciśnieniu do 3,9 MPa. Wskaźniki jakości wody zasilającej i pary” standaryzuje wskaźniki w wodzie zasilającej: przezroczystość, czyli ilość zawieszonych zanieczyszczeń; twardość ogólna, zawartość związków żelaza i miedzi - zapobieganie tworzeniu się kamienia kotłowego i osadów tlenku żelaza i miedzi; wartość pH - zapobiega korozji zasadowej i kwasowej oraz pienieniu w walczaku kotła; zawartość tlenu - zapobieganie korozji tlenowej; zawartość azotynów - zapobieganie korozji azotynowej; zawartość oleju - zapobieganie pienieniu w walczaku kotła.
Wartości norm są określane przez GOST w zależności od ciśnienia w kotle (stąd od temperatury wody), od mocy lokalnej Przepływ ciepła i technologia uzdatniania wody.
Badając przyczyny powstawania korozji należy przede wszystkim zbadać (jeśli są dostępne) miejsca destrukcji metali, przeanalizować stan pracy kotła w okresie przedawaryjnym, przeanalizować jakość wody zasilającej, pary i osadów i przeanalizuj cechy konstrukcyjne kotła.
Podczas oględzin zewnętrznych można podejrzewać następujące rodzaje korozji.
: odcinki rur wlotowych ekonomizerów stalowych; rurociągi zasilające w przypadku spotkania z niewystarczająco odtlenioną (powyżej normalnej) wodą - „przełomy” tlenu w przypadku słabego odpowietrzenia; podgrzewacze wody zasilającej; wszystkie wilgotne obszary kotła podczas jego wyłączania i niepodjęcie działań zapobiegających przedostawaniu się powietrza do kotła, szczególnie w miejscach stagnacji, podczas spuszczania wody, skąd np. trudno jest usunąć kondensat pary lub całkowicie napełnić go wodą rury pionowe przegrzewacze. W czasie przestoju korozja nasila się (lokalizuje) w obecności zasad (poniżej 100 mg/l).
Korozja tlenowa rzadko (gdy zawartość tlenu w wodzie jest znacznie wyższa niż norma - 0,3 mg/l) objawia się w urządzeniach do oddzielania pary bębnów kotłów i na ściankach bębnów na granicy poziomu wody; w rurach spustowych. W rurach wznoszących się nie dochodzi do korozji ze względu na odpowietrzające działanie pęcherzyków pary.
Rodzaj i charakter uszkodzeń. Wrzody o różnej głębokości i średnicy, często pokryte guzkami, których górna skorupa to czerwonawe tlenki żelaza (prawdopodobnie hematyt Fe 2 O 3). Ślady aktywnej korozji: pod skorupą guzków - czarny płynny osad, prawdopodobnie magnetyt (Fe 3 O 4) zmieszany z siarczanami i chlorkami. Przy tłumionej korozji pod skorupą powstaje pustka, a dno wrzodu pokryte jest osadami kamienia i szlamu.
Przy pH > 8,5 - wrzody są rzadkie, ale przy pH większe i głębsze< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.
Przy prędkości wody większej niż 2 m/s guzki mogą przybierać podłużny kształt w kierunku strumienia.
. Skorupy magnetytu są wystarczająco gęste i mogą służyć jako niezawodna bariera dla przenikania tlenu do guzków. Często jednak ulegają zniszczeniu w wyniku zmęczenia korozyjnego, gdy temperatura wody i metalu zmienia się cyklicznie: częste wyłączanie i uruchamianie kotła, ruch pulsacyjny mieszanki parowo-wodnej, rozwarstwienie mieszanki parowo-wodnej na osobną parę i korki wodne następujące po sobie.
Korozja nasila się wraz ze wzrostem temperatury (do 350°C) i wzrostem zawartości chlorków w wodzie kotłowej. Czasami korozja jest wzmacniana przez produkty rozkładu termicznego niektórych substancji organicznych w wodzie zasilającej.
Ryż. 1. Pojawienie się korozji tlenowej
Miejsca uszkodzeń korozyjnych metalu. Rury w strefach przepływu ciepła o dużej mocy (obszar palnika i naprzeciwko wydłużonego palnika) - 300-400 kW/m2 i gdzie temperatura metalu jest o 5-10 °C wyższa niż temperatura wrzenia wody pod danym ciśnieniem; rury pochyłe i poziome, w których występuje słaba cyrkulacja wody; miejsca pod grubymi osadami; strefy w pobliżu pierścieni podkładowych i w samych spoinach, na przykład w miejscach spawania urządzeń do oddzielania pary wewnątrzbębnowej; miejsca w pobliżu nitów.
Rodzaj i charakter uszkodzeń. Zagłębienia półkuliste lub eliptyczne wypełnione produktami korozji, często zawierającymi błyszczące kryształy magnetytu (Fe 3 O 4). Większość zagłębień pokryta jest twardą skórką. Od strony rur zwróconej do pieca można połączyć wnęki, tworząc tzw. ścieżkę korozji o szerokości 20-40 mm i długości do 2-3 m.
Jeśli skorupa nie jest wystarczająco stabilna i gęsta, to korozja może prowadzić - w warunkach naprężeń mechanicznych - do pojawienia się pęknięć w metalu, zwłaszcza w pobliżu pęknięć: nity, połączenia toczne, punkty spawania urządzeń oddzielających parę.
Przyczyny uszkodzeń korozyjnych. W wysokich temperaturach - powyżej 200 ° C - i wysokim stężeniu sody kaustycznej (NaOH) - 10% lub więcej - folia ochronna (skorupa) na metalu ulega zniszczeniu:
4NaOH + Fe 3 O 4 \u003d 2NaFeO 2 + Na 2 FeO 2 + 2H 2 O (1)
Produkt pośredni NaFeO 2 ulega hydrolizie:
4NaFeО 2 + 2Н 2 О = 4NaОН + 2Fe 2 О 3 + 2Н 2 (2)
Oznacza to, że w tej reakcji (2) wodorotlenek sodu jest redukowany, w reakcjach (1), (2) nie jest zużywany, ale działa jako katalizator.
Po usunięciu magnetytu wodorotlenek sodu i woda mogą bezpośrednio reagować z żelazem, uwalniając wodór atomowy:
2NaOH + Fe \u003d Na 2 FeO 2 + 2H (3)
4H2O + 3Fe \u003d Fe3O4 + 8H (4)
Uwolniony wodór może dyfundować do metalu i tworzyć metan (CH 4) z węglikiem żelaza:
4H + Fe 3 C \u003d CH 4 + 3Fe (5)
Możliwe jest również połączenie wodoru atomowego w wodór cząsteczkowy (H + H = H 2).
Metan i wodór cząsteczkowy nie mogą wnikać w metal, gromadzą się na granicach ziaren iw przypadku pęknięć rozszerzają się i pogłębiają. Ponadto gazy te zapobiegają tworzeniu się i zagęszczaniu folii ochronnych.
W miejscach głębokiego parowania wody kotłowej powstaje stężony roztwór sody kaustycznej: gęste osady soli (rodzaj korozji osadowej); kryzys wrzenia pęcherzyków, gdy na metalu tworzy się stabilna warstwa pary - tam metal prawie nie jest uszkodzony, ale soda kaustyczna koncentruje się wzdłuż krawędzi folii, gdzie zachodzi aktywne parowanie; obecność pęknięć, w których następuje parowanie, co różni się od parowania w całej objętości wody: soda kaustyczna paruje gorzej niż woda, nie jest wypłukiwana przez wodę i gromadzi się. Działając na metal, soda kaustyczna tworzy pęknięcia na granicach ziaren skierowanych do wnętrza metalu (rodzajem korozji międzykrystalicznej jest korozja szczelinowa).
Korozja międzykrystaliczna pod wpływem alkalicznej wody kotłowej najczęściej koncentruje się w walczaku kotła.
Ryż. Rys. 3. Korozja międzykrystaliczna: a – mikrostruktura metalu przed korozją, b – mikrostruktura na etapie korozji, powstawanie pęknięć wzdłuż granicy ziaren metalu
Taki korozyjny wpływ na metal jest możliwy tylko przy jednoczesnej obecności trzech czynników:
Ryż. 4. Pojawienie się korozji międzykrystalicznej
Pęknięcia korozyjne nie rozwijają się, jeśli zachowany jest stosunek:
(Na 2 SO 4 + Na 2 CO 3 + Na 3 PO 4 + NaNO 3) / (NaOH) ≥ 5, 3 (6)
gdzie Na 2 SO 4, Na 2 CO 3, Na 3 PO 4, NaNO 3, NaOH - zawartość odpowiednio siarczanu sodu, węglanu sodu, fosforanu sodu, azotanu sodu i wodorotlenku sodu, odpowiednio, mg / kg.
Obecnie produkowane kotły nie mają co najmniej jednego z tych warunków korozyjnych.
Obecność związków krzemu w wodzie kotłowej może również nasilać korozję międzykrystaliczną.
NaCl w tych warunkach nie jest inhibitorem korozji. Pokazano powyżej: jony chloru (Сl -) są przyspieszaczami korozji, ze względu na swoją dużą ruchliwość i małe rozmiary, łatwo przenikają ochronne warstwy tlenków i tworzą z żelazem wysokorozpuszczalne sole (FeCl 2, FeCl 3) zamiast słabo rozpuszczalnych tlenków żelaza .
W wodzie kotłowni tradycyjnie kontroluje się wartości całkowitej mineralizacji, a nie zawartość poszczególnych soli. Prawdopodobnie z tego powodu racjonowanie wprowadzono nie według wskazanego stosunku (6), ale według wartości względnej zasadowości wody kotłowej:
Shch q rel = Shch ov rel = Shch ov 40 100/S ov ≤ 20, (7)
gdzie U q rel - względna zasadowość wody kotłowej,%; Shchov rel - względna alkaliczność uzdatnionej (dodatkowej) wody, %; Shchov - całkowita alkaliczność uzdatnionej (dodatkowej) wody, mmol/l; S ov - mineralizacja wody uzdatnionej (dodatkowej) (w tym zawartość chlorków), mg/l.
Całkowita zasadowość uzdatnionej (dodatkowej) wody może być równa, mmol/l:
Przyjmuje się wartości względnej alkaliczności wody kotłowej zgodnie z normami Rostekhnadzor,%, nie więcej niż:
Ryż. 4. Wynik korozji międzykrystalicznej
Zgodnie z normami Rostekhnadzora U kv rel jest jednym z kryteriów bezpiecznej eksploatacji kotłów. Bardziej słuszne jest sprawdzenie kryterium potencjalnej agresywności alkalicznej wody kotłowej, które nie uwzględnia zawartości jonów chloru:
K u = (S ov - [Сl - ]) / 40 u ov, (8)
gdzie K u - kryterium potencjalnej agresywności alkalicznej wody kotłowej; S s - zasolenie wody uzdatnionej (dodatkowej) (w tym zawartość chlorków), mg/l; Cl - - zawartość chlorków w uzdatnionej (dodatkowej) wodzie, mg/l; Szczow - całkowita alkaliczność uzdatnionej (dodatkowej) wody, mmol/l.
Wartość K u można przyjąć:
Korozja podszlamowa
Ta nazwa łączy w sobie kilka różnych rodzajów korozji (alkaliczna, tlenowa itp.). Nagromadzenie luźnych i porowatych osadów i szlamu w różnych strefach kotła powoduje korozję metalu pod szlamem. główny powód: zanieczyszczenie wody zasilającej tlenkami żelaza.
. Rury sitowe i kotłowe kotła od strony paleniska.
Rodzaj i charakter uszkodzeń. Rzadkie, mocno ograniczone duże owrzodzenia.
. W obecności jonów azotynowych (NO - 2) w wodzie zasilającej powyżej 20 μg / l, temperatura wody przekracza 200 ° C, azotyny służą jako katodowe depolaryzatory korozji elektrochemicznej, odzyskując do HNO 2, NO, N 2 (patrz wyżej).
Miejsca uszkodzeń korozyjnych metalu. Część wylotowa wężownic przegrzewaczy, rurociągi pary przegrzanej, poziome i lekko nachylone rury wytwarzające parę w obszarach słabej cyrkulacji wody, czasami wzdłuż górnej generacji wężownic wylotowych ekonomizerów wody wrzącej.
Rodzaj i charakter uszkodzeń. Płytki gęstych czarnych tlenków żelaza (Fe 3 O 4), mocno związanych z metalem. Przy wahaniach temperatury ciągłość blaszki (skorupy) zostaje przerwana, łuski odpadają. Równomierne pocienienie metalu z wybrzuszeniami, pęknięciami podłużnymi, pęknięciami.
Można ją zidentyfikować jako korozję podszlamową: w postaci głębokich wżerów o niewyraźnie odgraniczonych krawędziach, częściej w pobliżu spoin wystających wewnątrz rury, gdzie gromadzi się szlam.
Przyczyny uszkodzeń korozyjnych:
W rezultacie: bezpośrednie oddziaływanie chemiczne żelaza z parą wodną (patrz wyżej).
Wywołany przez bakterie tlenowe i beztlenowe, pojawia się w temperaturze 20-80 °C.
Miejsca uszkodzeń metalu. Rury i zbiorniki do kotła z wodą o określonej temperaturze.
Rodzaj i charakter uszkodzeń. Guzki o różnych rozmiarach: średnica od kilku milimetrów do kilku centymetrów, rzadko - kilkadziesiąt centymetrów. Guzki pokryte są gęstymi tlenkami żelaza - produktem odpadowym bakterii tlenowych. Wewnątrz - czarny proszek i zawiesina (siarczek żelaza FeS) - produkt bakterii beztlenowych redukujących siarczany, pod czarną formacją - okrągłe wrzody.
Przyczyny uszkodzeń. W naturalna woda siarczany żelaza, tlen i różne bakterie są zawsze obecne.
Bakterie żelaza w obecności tlenu tworzą film tlenków żelaza, pod którym bakterie beztlenowe redukują siarczany do siarczku żelaza (FeS) i siarkowodoru (H 2 S). Z kolei siarkowodór powoduje powstawanie kwasu siarkowego (bardzo nietrwałego) i siarkowego, a metal koroduje.
Ten rodzaj korozji ma pośredni wpływ na korozję kotła: przepływ wody z prędkością 2-3 m/s odrywa guzki, przenosi ich zawartość do kotła, zwiększając gromadzenie się szlamu.
W rzadkich przypadkach korozja ta może wystąpić w samym kotle, jeśli podczas długiego postoju kotła w rezerwie zostanie on napełniony wodą o temperaturze 50-60 ° C, a temperatura jest utrzymywana z powodu przypadkowych przebić pary z sąsiednie kotły.
Miejsca uszkodzeń korozyjnych. Urządzenia do oddzielania pary od wody: walczaki, separatory pary do iz walczaka, rzadziej także w rurociągach wody zasilającej i ekonomizerze.
Rodzaj i charakter uszkodzeń. Powierzchnia metalu jest gładka, ale jeśli medium porusza się z dużą prędkością, to skorodowana powierzchnia nie jest gładka, ma zagłębienia w kształcie podkowy i „ogony” zorientowane w kierunku ruchu. Powierzchnia pokryta jest cienką matową lub czarną błyszczącą folią. Nie ma widocznych osadów, nie ma produktów korozji, ponieważ „chelat” (specjalnie wprowadzony do kotła) związki organiczne poliaminy) już przereagowały.
W obecności tlenu, co rzadko zdarza się w normalnie pracującym kotle, skorodowana powierzchnia jest „ożywiona”: szorstkość, metalowe wysepki.
Przyczyny uszkodzeń korozyjnych. Mechanizm działania „chelatu” został opisany wcześniej („Kotłownie przemysłowe i ciepłownicze oraz mini-CHP”, 1 (6) ΄ 2011, s. 40).
Korozja „chelatowa” występuje, gdy przedawkowanie „chelatu” jest możliwe, ale nawet przy normalnej dawce jest możliwe, ponieważ „chelat” koncentruje się w obszarach, w których następuje intensywne parowanie wody: wrzenie pęcherzykowe zostaje zastąpione przez warstewkę. W urządzeniach do oddzielania pary występują przypadki szczególnie destrukcyjnego działania korozji „chelatowej” na skutek dużych turbulentnych prędkości mieszaniny wody i wody z parą wodną.
Wszystkie opisane uszkodzenia korozyjne mogą mieć efekt synergiczny, tak że łączne uszkodzenia wynikające z łącznego działania różnych czynników korozyjnych mogą przekroczyć wielkość uszkodzeń od poszczególnych rodzajów korozji.
Z reguły działanie czynników korozyjnych potęguje niestabilny reżim cieplny kotła, co powoduje zmęczenie korozyjne i wzmaga korozję zmęczeniową cieplną: liczba rozruchów ze stanu zimnego przekracza 100, łączna liczba rozruchów ponad 200 Ponieważ tego typu zniszczenia metalu są rzadkie, pęknięcia, pęknięcia rur mają wygląd identyczny jak uszkodzenia metalu z różnego rodzaju korozji.
Zwykle, aby zidentyfikować przyczynę zniszczenia metalu, wymagane są dodatkowe badania metalograficzne: radiografia, ultradźwięki, defektoskopia barwna i magnetyczna.
Różni badacze proponowali programy do diagnozowania rodzajów uszkodzeń korozyjnych stali kotłowych. Znany jest program VTI (A.F. Bogachev i współpracownicy) – głównie dla kotłów energetycznych wysokoprężnych, oraz rozwój stowarzyszenia Energochermet – głównie dla kotłów energetycznych nisko i średniociśnieniowych oraz kotłów odzysknicowych.
.jpg)
