Коррозия металла паровых котлов. Хранение котлов. Коррозия паровых котлов а) Кислородная коррозия

Аварии паровых котлов, связанные с нарушением водного режима, коррозией и эрозией металла

Нормальный водный режим - одно из важнейших условий надежности и экономичности эксплуатации котельной установки. Применение воды с повышенной жесткостью для питания котлов влечет за собой образование накипи, перерасход топлива и увеличение расходов на ремонт и чистку котлов. Известно, что накипеобразование может привести к аварии парового котла вследствие пережога поверхностей нагрева. Поэтому правильный водный режим в котельной следует рассматривать не только с точки зрения повышения экономичности котельной установки, но и как важнейшее профилактическое мероприятие по борьбе с аварийностью.

В настоящее время котельные установки промышленных предприятий оснащены водоподготовительными устройствами, поэтому улучшились условия их эксплуатации и значительно снизилось число аварий, вызванных накипеобразованием и коррозией.

Однако на некоторых предприятиях администрация формально выполнив требование Правил котлонадзора об оснащении котлов водоподготовительными установками, не обеспечивает нормальных условий эксплуатации этих установок, не контролирует качество питательной воды и состояние поверхностей нагрева котлов, допуская загрязнения котлов накипью и шламом. Приведем несколько примеров аварий котлов по этим причинам.

1. В котельной завода сборных железобетонных конструкций из-за нарушений водного режима в котле ДКВР-6, 5-13 произошел разрыв трех экранных труб, часть экранных труб деформирована, на многих трубах образовались отдулины.

В котельной имеется двухступенчатая натрий-катионитовая водоочистка и деаэратор, но нормальной работе водоподготовительного оборудования не уделяли должного внимания. Регенерацию ка-тионитовых фильтров не проводили в установленные инструкцией сроки, качество питательной и котловой воды проверяли редко, сроки периодической продувки котла не соблюдали. Воду в деаэраторе не подогревали до требумой температуры и поэтому обескислороживания воды фактически не происходило.

Установлено также, что в котел часто подавали сырую воду, при этом не соблюдали требования «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», согласно которым запорные органы на линии сырой воды должны быть опломбированы в закрытом положении, а каждый случай питания сырой водой должен быть записан в журнал водоподготовки. Из отдельных записей в журнале водоподготовки видно, что жесткость питательной воды достигала 2 мг-экв/кг и более, при допустимой по нормам котлонадзора 0,02 мг-экв/кг. Чаще всего в журнал вносили такие записи: «вода грязная, жесткая», без указания результатов химического анализа воды.

При осмотре котла после остановки на внутренних поверхностях экранных труб обнаружены отложения толщиной до 5 мм, отдельные трубы почти полностью забиты накипью и шламом. На внутренней поверхности барабана в нижней части толщина отложений достигла 3 мм, передняя часть барабана на одну треть по высоте завалена шламом.

За 11 мес. до этой аварии аналогичные повреждения («трещины, отдулины, деформация) были выявлены в 13-ти экранных трубах котла. Дефектные трубы были заменены, но администрация пред приятия в нарушение «Инструкции по расследованию аварий, но повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгор технадзору СССР предприятиях и объектах» не провела расследование этого случая и не приняла мер по улучшению условий эксплуатации котлов.

2. На энергопоезде сырую воду для питания однообарабанного водотрубного экранированного парового котла производительностью 10 т/ч с рабочим давлением 41 кгс/см2 обрабатывали методом катионного обмена. Вследствие неудовлетворительной работы катион и тового фильтра остаточная жесткость умягченной воды доходила до

0,7 мг-экв/кг вместо предусмотренной проектом 0,01 мг-экв/кг. Про дувка котла производилась нерегулярно. При остановках на ремонт барабан котла и коллекторы экранов не вскрывали и не осматривали. Из-за отложений накипи произошел разрыв трубы, при этом паром и горящим топливом, выброшенным из топки, был обожжен кочегар.

Несчастного случая могло не быть, если бы топочная дверка котла была закрыта на щеколду, как этого требуют правила безо* пасной эксплуатации котлов.

3. На цементном заводе был введен в эксплуатацию вновь смонтированный одно барабанный водотрубный котел производительностью 35 т/ч с рабочим давлением 43 кгс/см2 без химводоочистки, монтаж которой к этому времени не был закончен. В течение месяца питание котла производилось неочищенной водой. Деаэрация воды более двух месяцев не производилась, так как к дэаэратору не был подключен паропровод.

Нарушения водного режима допускались и после того, как во. доподготовительное оборудование было включено в работу. Котел часто подпитывали сырой водой; режим продувок не соблюдали; химическая лаборатория не контролировала качество питательной воды, так как не была снабжена необходимыми реактивами.

Из-за неудовлетворительного водного режима отложения на внутренних поверхностях экранных труб достигали толщины 8 мм; в результате чего на 36 экранных трубах образовались отдулины» значительная часть труб была деформирована, стенки барабана с внутренней стороны подверглись коррозии.

4. На заводе железобетонных изделий питание котла системы Шухова-Берлина производилось водой, обработанной электромагнитным способом. Известно, что при этом способе обработки воды должно быть обеспечено своевременное эффектное удаление шлама из котла.

Однако при эксплуатации котла это условие не выполнялось. Продувка котла производилась нерегулярно, график остановки котла на промывку и чистку не соблюдался.

В резульате этого внутри котла скопилось большое количество шлама. Задняя часть труб была забита шламом на 70-80% сечения, грязевик - на 70% объема, толщина накипи на поверхностях нагрева достигла 4 мм. Это привело к перегреву и деформа-ции кипятильных труб, трубных рсшсчок и головок трубчатых секций.

При выборе электромагнитного способа обработки йоды в данном случае не учли качество питательной воды и конструктивные особенности котла, при этом не были приняты меры по организации нормального режима продувок, что привело к скоплению шлама и значительным отложениям накипи в котле.

5. Исключительное значение приобрели вопросы организации рационального водного режима для обеспечения надежной и экономичной эксплуатации котлов тепловых электростанций.

Образование отложений на поверхностях нагрева котельных агрегатов происходит в результате сложных физико-химических процессов, в которых участвуют не только накипеобразопатели, но и окислы металлов и легкорастворимые соединения. Диализ отложений показывает, что наряду с солями накипеобразователей в них содержится значительное количество окислов железа, являющихся продуктами коррозионных процессов.

За прошедшие годы в нашей стране достигнуты значительные успехи в организации рационального водного режима котлов тепловых электростанций и химического контроля за водой и паром, а также во внедрении коррозионностойких металлов и защитных покрытий.

Применение современных средств водоподготовки позволило резко повысить надежность и экономичность эксплуатации энергетического оборудования.

Однако на отдельных тепловых электростанциях все ещё допускаются нарушения водного режима.

В июне 1976 г. по этой причине на ТЭЦ целлюлозно-бумажного комбината произошла авария на паровом котле типа БКЗ-220-100 ф паропроизводительностью 220 т/ч с параметрами пара 100 кгс/см2 и 540° С, изготовленном на Барнаульском котлостроительном заводе в 1964 г. Котел однобарабанный с естественной циркуляцией, выполнен по П-образной схеме. Топочная камера призматическая полностью экранирована трубами с наружным диаметром 60 мм, шаг которых 64 мм. Нижняя часть экранной поверхности образует так называемую холодную воронку, по откосам которой частички шлака в твердом виде скатываются вниз, в шлаковый комод. Схема испарения двухступенчатая, промывкой пара питательной водой. Первая ступень испарения включена непосредственно в барабан котла, второй ступенью служат выносные паросепарационные циклоны, включенные в схему циркуляции средних боковых блоков экрана.

Питание котла осуществляется смесью химически очищенной воды (60%) и конденсата, поступающего из турбин и производственных цехов (40%). Вода для питания котла обрабатывается по схеме: известковые - коагуляция - магнезиальное обескремнивание в

Осветлителях - двухступенчатое катионирование.

Котел работает на угле Интинского месторождения с относительно низкой температурой плавления золы. В качестве растопочного топлива используется мазут. До аварии котел отработал 73 300 ч.

В день аварии котел был включен в 00 ч 45 мин и работал без отклонения от нормального режима до 14 ч. Давление в барабане за этот период работы поддерживалось в пределах 84-102 кгс/см2, расход пара составлял 145-180 т/ч, температура перегретого пара-520-535° С.

В 14 ч 10 мин произошел разрыв 11-ти труб фронтового экрана в зоне холодной воронки на отметке 3,7 м с частичным разрушением

обмуровки. Предполагается, что сначала произошел разрыв водной или двух труб, а затем последовал разрыв остальных труб. Уровень воды резко снизился, и котел был остановлен автоматикой защиты.

Осмотр показал, что разрушению подверглись наклонные участки труб холодной воронки вне гибов, при этом от первого фронтового нижнего коллектора оторваны две трубы, от второго-девять. Разрыв носит хрупкий характер, кромки в местах разрыва тупые и не имеют утонения. Длина разорвавшихся участков труб составляет от одного до трех метров. На внутренней поверхности поврежденных труб, а также образцов, вырезанных из неповрежденных труб, обнаружены рыхлые отложения толщиной до 2,5 мм, а также большое число язвин, глубиной до 2 мм, расположенных цепочкой шириной до 10 мм по двум образующим вдоль границы обогрева трубы. Именно в местах коррозионных повреждений произошло разрушение металла.

В ходе расследования аварии выяснилось, что ранее в процессе эксплуатации котла уже были разрывы экранных труб. Так, например, за два месяца до аварии произошел разрыв трубы фронтового экрана на отметке 6,0 м. Через 3 дня котел был вновь остановлен из-за разрыва двух труб фронтового экрана на отметке 7,0 м. И в этих случаях разрушение труб явилось результатом коррозионных повреждений металла.

В соответствии с утвержденным графиком котел должен был быть остановлен на капитальный ремонт в третьем квартале 1976 г. В период ремонта намечалось провести замену труб фронтового экрана в районе холодной воронки. Однако котел не остановили на ремонт, и трубы не были заменены.

Коррозионные повреждения металла явились следствием нарушений водного режима, допускавшихся в течение длительного времени при эксплуатации котлов ТЭЦ. Котлы питали водой с повышенным содержанием железа, меди и кислорода. Общее содержание солей в питательной воде значительно превышало допустимые нормы, в результате чего даже в контурах первой ступени испарения содержание солей доходило до 800 мг/кг. Используемые для питания котлов производственные конденсаты с содержанием железа 400- 600 мг/кг не очищали. По этой причине, а также из-за того, что не было достаточной противокоррозионной защиты водоподготовительного оборудования (защита осуществлена частично), на внутренних поверхностях труб были значительные отложения (до 1000 г/м2), в основном, состоящие из соединений железа. Аминирование и гидра-зинирование питательной воды было введено лишь незадолго до аварии. Предпусковые и эксплуатационные кислотные промывки котлов не производили.

Возникновению аварии способствовали и другие нарушения Правил технической эксплуатации котлов. На ТЭЦ весьма часто растапливают котлы, причем наибольшее число растопок приходилось на котел, с которым произошла авария. Котлы оснащены устройствами для Парового разогрева, однако при растопке их не использовали. При растопках не контролировали перемещения экранных коллекторов.

Для уточнения характера коррозионного процесса и выяснения причин образования язвин преимущественно в первых двух панелях фронтового экрана и расположения этих язвин в виде цепочек материалы расследования аварии были направлены в ЦКТИ. При рассмотрении этих материалов было обращено внимание на то, что

котлы работали с резко переменной нагрузкой, при этом допускалось значительное снижение паропроизводительности (до 90 т/ч), при котором возможно местное нарушение циркуляции. Котлы растапливали следующим способом: в начале растопки включали две форсунки, расположенные встречно (по диагонали). Такой способ приводил к замедлению процесса естественной циркуляции в панелях первого и второго фронтовых экранов. Именно в этих экранах и найден основной очаг язвенных повреждений. В питательной воде эпизодически появлялись нитриты, за концентрацией которых контроль не осуществлялся.

Анализ материалов аварии с учетом перечисленных недостатков дал основание считать, что образование цепочек язвин на боковых образующих внутренних поверхностей труб фронтового экрана на скате холодной воронки является результатом длительного процесса подшламовой электрохимической коррозии. Деполяризаторами этого процесса явились нитриты и растворенный в воде кислород.

Расположение язвин в виде цепочек является, по-видимому, результатом работы котла при растопках с неустановившимся процессом естественной циркуляции. В период начала циркуляции на верхней образующей наклонных труб холодной воронки периодически образуются поровые пузыри, вызывающие эффект местных термопульсаций в металле £ протеканием электрохимических процессов в рбласти временного раздела фаз. Именно эти места явились очагами образования цепочек язвин. Преимущественное образование язвин в первых двук панелях фронтового экрана явилось следствием неправильного режима растопки.

6. На ТЙЦ вб время работы котла ПК-ЮШ-2 паропроизводп-тельностью 230 т/ч с параметрами пара- 100 кгс/см2 и 540° С было замечено парение на отводе от сборного коллектора свежего пара к главному предохранительному клапану. Отвод соединен с помощью сварки с литым тройником, вваренным в сборный коллектор.

Котел был аварийно остановлен. При осмотре обнаружена кольцевая трещина в нижней части трубы (168X13 мм) горизонтального участка отвода в непосредственной близости от места присоединения отвода к литому тройнику. Длина трещины на наружной поверхности- 70 мм и на внутренней поверхности-110 мм. На внутренней поверхности трубы в месте ее повреждения выявлено большое число коррозионных язвин и отдельные трещины, расположенные параллельно основной.

Металлографическим анализом установлено, что трещины начинаются от язвин в обезуглероженном слое металла и далее развиваются транскристаллитно в направлении, перпендикулярном к поверхности трубы. Микроструктура металла трубы - ферритные зерна и тонкие перлитные цепочки по границам зерен. По шкале, приведенной в виде приложения к МРТУ 14-4-21-67, микроструктура может быть оценена баЛлом 8.

Химический состав металла поврежденной трубы соответствует стали 12Х1МФ. Механические свойства удовлетворяют требованиям технических условий поставки. Диаметр трубы на поврежденном участке не выходит за пределы плюсового допуска.

Горизонтальный отвод к предохранительному клапану при неотрегулированной системе крепления можно рассматривать как консольную балку, приваренную к жестко закрепленному в коллекторе тройнику, с максимальными изгибными напряжениями в месте заделки, т. е. в зоне, где труба подверглась повреждениям. При отсутствии

дренажа в отводе и наличии контр уклона, из-за упругого изгиба на участке от предохранительного клапана до сборного коллектора свежего пара, в нижней части трубы перед тройником возможно постоянное скопление небольшого количества конденсата, обогащавшегося во время остановов, консервации и пусков котла в работу, кислородом из воздуха. При этих условиях происходило коррозионное разъедание металла, а совместное воздействие на металл конденсата и растягивающих напряжений вызывало его коррозионное растрескивание. В процессе эксплуатации в местах коррозионных язвин и неглубоких трещин в результате агрессивного воздействия среды и переменных напряжений в металле могут развиваться усталостно-коррозионные трещины, что, по-видимому, и происходило в данном случае.

Для того чтобы конденсат не скапливался, в отводе была сделана обратная циркуляция пара. Для этого труба отвода непосредственно перед главным предохранительным клапаном была соединена линией обогрева (труб диаметром 10 мм) с промежуточной камерой пароперегревателя, по которой подается пар с температурой 430° С. При небольшом перепаде избыточного давления (до 4 кгс/см2) обеспечивается непрерывный расход пара и температура среды в отводе поддерживается не ниже 400° С. Реконструкция отвода осуществлена на всех котлах ПК-ЮШ-2 ТЭЦ.

Для того, чтобы предотвратить повреждения отводов к главным предохранительным клапанам на котлах ПК-ЮШ-2 и подобных им рекомендуется:

Проверить ультразвуком нижние полупериметры труб отводов в местах приварки к тройникам;

Проверить, соблюдены ли требуемые уклоны и при необходимости отрегулировать системы крепления паропроводов к главным предохранительным клапанам с учетом фактического состояния паропроводов (веса изоляции, фактического веса труб, ранее проведенных реконструкций);

Сделать в отводах к главным предохранительным клапанам обратную циркуляцию пара; конструкцию и внутренний диаметр паропровода обогрева в каждом отдельном случае необходимо согласовать с изготовителем оборудования;

Все тупиковые отводы на предохранительные клапаны тщательно заизолировать.

(Из экспресс - информации СЦНТИ ОРГРЭС- 1975 г.)

Наиболее активно коррозия экранных труб проявляется в местах концентрирования примесей теплоносителя. Сюда относятся участки экранных труб с высокими тепловыми нагрузками, где происходит глубокое упаривание котловой воды (особенно при наличии на испарительной поверхности пористых малотеплопроводных отложений). Поэтому в отношении предупреждения повреждений экранных труб, связанных с внутренней коррозией металла, нужно учитывать необходимость комплексного подхода, т.е. воздействия как на водно-химический, так и топочный режим.

Повреждения экранных труб в основном носят смешанный характер, их условно можно разделить на две группы:

1) Повреждения с признаками перегрева стали (деформация и утонение стенок труб в месте разрушения; наличие графитных зерен и т.д.).

2) Хрупкие разрушения без характерных признаков перегрева металла.

На внутренней поверхности многих труб отмечены значительные отложения двухслойного характера: верхний - слабосцепленный, нижний - окалинообразный, плотно сцепленный с металлом. Толщина нижнего слоя окалины составляет 0.4-0.75 мм. В зоне повреждения окалина на внутренней поверхности подвергается разрушению. Вблизи мест разрушений и на некотором удалении от них внутренняя поверхность труб поражена коррозионными язвинами и хрупкими микроповреждениями.

Общий вид повреждений свидетельствует о тепловом характере разрушения. Структурные изменения на лобовой стороне труб - глубокая сферидизация и распад перлита, образование графита (переход углерода в графит 45-85%) - свидетельствует о превышении не только рабочей температуры экранов, но и допустимой для стали 20 500 оС. Наличие FeO также подтверждает высокий уровень температур металла в процессе эксплуатации (выше 845 оК - т.е. 572 оС).

Хрупкие повреждения, вызванные водородом, обычно происходят в зонах с мощными тепловыми потоками, под толстыми слоями отложений, и на-клонных или горизонтальных трубах, а также на участках теплопередачи рядом с подкладными кольцами сварных швов либо другпмии устройства-ми, препятствующими свободному движению потоков..Опыт показал, что повреждения, вызванные водородом, происходят в котлах, работающих под давлением ниже 1000 фунт/кв. дюйм (6.9 МПа).

Повреждення под действием водорода обычно приводят к разрывам с тол-стыми краями. Другие механизмы, способствующие образованию разры-вов с толстыми краями, это коррозионное растрескивание под напряжени-ем, коррозионная усталость, разрывы под действием напряжений, а также (в некоторых редких случаях) сильнейший перегрев. Может оказаться за-труднительным визуально отличить разрушения, вызванные водородным повреждением, от других видов разрушений, однако здесь могут помочь не-которые их особенности.

Например, водородное повреждение почти всегда связано с образова-нием раковин в металле (см. меры предосторожности, приведенные в Гла-вах 4 и 6). Другие виды разрушений (за исключением, возможно, коррози-онной усталости, которая часто начинается в отдельных раковинах) обыч-но не связаны с сильной коррозией.

Аварии труб в результате водородного повреждения металла часто про-являются в виде образования в стенке трубы прямоугольного «окна», что не характерно для других видов разрушений.

Для оценки повреждаемости экранных труб следует учитывать, что металлургическое (исходное) содержание газообразного водорода в стали перлитного класса (в т.ч. ст.20) не превышает 0.5--1 см3/100г. При содержании водорода выше 4--5 см3/100г механические свойства стали существенно ухудшаются. При этом ориентироваться надо преимущественно на локальное содержание остаточного водорода, поскольку при хрупких разрушениях экранных труб резкое ухудшение свойств металла отмечается только в узкой зоне по сечению трубы при неизменно удовлетворительных структуре и механических свойствах прилегаемого металла на удалении всего 0.2-2мм.

Полученные значения средних концентраций водорода у кромки разрушения в 5-10 раз превышают его исходное содержание для ст.20, что не могло не оказать существенного влияния на повреждаемость труб.

Приведенные результаты свидетельствуют, что водородное охрупчивание оказалось решающим фактором повреждаемости экранных труб котлов КрТЭЦ.

Потребовалось дополнительное изучение, какой из факторов оказывает на этот процесс определяющее влияние: а) термоциклирование из-за дестабилизации нормального режима кипения в зонах повышенных тепловых потоков при наличии отложений на испарительной поверхности, а, как результат, - повреждение покрывающих ее защитных оксидных пленок; б) наличие в рабочей среде коррозионно активных примесей, концентрирующихся в отложениях у испарительной поверхности; в) совместное действие факторов "а" и "б".

Особо стоит вопрос о роли топочного режима. Характер кривых свидетельствует о скоплении водорода в ряде случаев вблизи наружной поверхности экранных труб. Это возможно прежде всего при наличии на указанной поверхности плотного слоя сульфидов, в значительной мере не проницаемых для водорода, диффундирующего от внутренней поверхности к наружной. Образование сульфидов обусловлено: высокой сернистостью сжигаемого топлива; набросом факела на экранные панели. Другой причиной наводораживания металла у наружной поверхности является протекание коррозионных процессов при контакте металла с дымовыми газами. Как показал анализ наружных отложений труб котлов, обычно имело место действие обеих приведенных причин.

Роль топочного режима проявляется также в коррозии экранных труб под действием чистой воды, которая чаще всего наблюдается на парогенераторах высокого давления. Очаги коррозии расположены обычно в зоне максимальных местных тепловых нагрузок и только на обогреваемой поверхности трубы. Это явление ведет к образованию круглых или эллиптических углублений диаметром больше 1 см.

Перегрев металла возникает наиболее часто при наличии отложений в связи с тем, что количество воспринятого тепла будет практически одинаковым как для чистой трубы, так и для трубы, содержащей накипь температура трубы будет разной.

Коррозия стали в паровых котлах, протекающая под действием водяного пара, сводится, в основном, к следующей реакции:

ЗFе + 4Н20 = Fe2O3 + 4H2

Можно считать, что внутренняя поверхность котла представляет тонкую пленку магнитной окиси железа. Во время эксплуатации котла пленка окиси непрерывно разрушается и снова образуется, причем выделяется водород. Поскольку поверхностная пленка магнитной окиси железа представляет основную защиту для стали, ее следует поддерживать в состоянии наименьшей проницаемости для воды.
Для котлов, арматуры, водо- и паропроводов применяются преимущественно простые углеродистые или низколегированные стали. Коррозионной средой во всех случаях являются вода или водяной пар различной степени чистоты.
Температура, при которой может протекать коррозионный процесс, колеблется от температуры помещения, где находится бездействующий котел, до температуры кипения насыщенных растворов при работе котла, достигающей иногда 700°. Раствор может иметь температуру, значительно более высокую, чем критическая температура чистой воды (374°). Однако высокие концентрации солей в котлах встречаются редко.
Механизм, посредством которого физические и химические причины могут приводить к разрушению пленки в паровых котлах, по существу на отличается от механизма, исследованного при более низких температурах на менее ответственном оборудовании. Разница заключается в том, что скорость коррозии в котлах значительно больше вследствие высокой температуры и давления. Большая скорость теплопередачи от стенок котла к среде, достигающая 15 кал/см2сек, также усиливает коррозию.

ТОЧЕЧНАЯ КОРРОЗИЯ

Форма коррозионных раковин и их распределение на поверхности металла могут изменяться в широких пределах. Коррозионные раковины иногда образуются внутри уже существующих раковин и часто располагаются настолько близко друг к другу, что поверхность становится чрезвычайно неровной.

Распознавание точечной коррозии

Выяснение причины образования коррозионных разрушений определенного типа часто весьма затруднительно, так как одновременно могут действовать несколько причин; кроме того, ряд изменений, происходящих при охлаждении котла от высокой температуры и при спуске воды, иногда маскирует явления, имевшие место при эксплуатации. Однако опыт существенно помогает распознавать точечную коррозию в котлах. Например, было замечено, что присутствие в коррозионной раковине или на поверхности бугорка черной магнитной окиси железа указывает, что в котле протекал активный процесс. Подобными наблюдениями часто пользуются при проверке мероприятий, принятых для защиты от коррозии.
Не следует смешивать ту окись железа, которая образуется в местах активной коррозии, с черной магнитной окисью железа, присутствующей иногда в виде взвеси в котловой воде. Необходимо помнить, что ни общее количество мелкодисперсной магнитной окиси железа, ни количество выделяющегося в котле водорода не могут служить надежным признаком степени и размеров происходящей коррозии. Гидрат закиси железа, попадающий в котел из посторонних источников, например из резервуаров для конденсата или из питающих котел трубопроводов, может частично объяснить присутствие в котле как окиси железа, так и водорода. Гидрат закиси железа, поступающий с питательной водой, взаимодействует в котле по реакции.

ЗFе (ОН)2 = Fе3O4 + 2Н2О + Н2.

Причины, влияющие на развитие точечной коррозии

Посторонние примеси и напряжения. Неметаллические включения в стали, так же как и напряжения, способны создавать анодные участки на металлической поверхности. Обычно коррозионные раковины бывают разных размеров и разбросаны по поверхности в беспорядке. При наличии напряжений расположение раковин подчиняется направлению приложенного напряжения. Типичными примерами могут служить плавниковые трубки в местах, где плавники дали трещины, а также места развальцовки котельных трубок.
Растворенный кислород.
Возможно, что самым сильным активатором точечной коррозии является растворенный в воде кислород. При всех температурах, даже в щелочном растворе, кислород служит активным деполяризатором. Кроме того, в котлах легко могут возникать кислородные концентрационные элементы, особенно под окалиной или загрязнениями, где создаются застойные участки. Обычной мерой борьбы с такого рода коррозией служит деаэрация.
Растворенный угольный ангидрид.
Так как растворы угольного ангидрида имеют слабокислую реакцию, то он ускоряет коррозию в котлах. Щелочная котловая вода снижает агрессивность растворенного угольного ангидрида однако получающаяся от этого выгода не распространяется на поверхности, омываемые паром, или на трубопроводы для конденсата. Удаление угольного ангидрида вместе с растворенным кислородом путем механической деаэрации является обычным мероприятием.
Недавно были произведены попытки применить циклогексиламин с целью устранения коррозии в паропроводах и трубопроводах для конденсата отопительных систем.
Отложения на стенках котла.
Очень часто коррозионные раковины можно обнаружить вдоль наружной поверхности (или под поверхностью) таких отложений, как прокатная окалина, котельный шлам, котельная накипь, продукты коррозии, масляные пленки. Раз начавшись, точечная коррозия будет развиваться дальше, если не удалить продуктов коррозии. Этот вид местной коррозии усиливается катодным (по отношению к котельной стали) характером осадков или истощением кислорода под отложениями.
Медь в котловой воде.
Если принять во внимание большие количества медных сплавов, применяемых для вспомогательного оборудования (конденсаторы, насосы и т. п.), то нет ничего удивительного в том, что в большинстве случаев в котельных отложениях содержится медь. Она присутствует обычно в металлическом состоянии, иногда в виде окиси. Количество меди в отложениях изменяется от долей процента до почти чистой меди.
Вопрос о значении медных отложении в котельной коррозии нельзя считать решенным. Некоторые утверждают, что медь лишь присутствует при коррозионном процессе и никак на него не влияет, другие, напротив, считают, что медь, являясь катодом по отношению к стали, может способствовать точечной коррозии. Ни одна из этих точек зрения не подтверждена прямыми опытами.
Во многих случаях наблюдалась незначительная коррозия (или даже полное ее отсутствие), несмотря на то, что отложения по всему котлу содержали значительные количества металлической меди. Имеются также сведения, что при контакте меди с малоуглеродистой сталью в щелочной котловой воде, при повышенных температурах, медь разрушается скорее, чем сталь. Медные кольца, обжимающие концы развальцованных труб, медные заклепки и экраны вспомогательного оборудования, через которое проходит котловая вода, почти полностью разрушаются даже при относительно низких температурах. Ввиду этого считается, что металлическая медь не усиливает коррозии котельной стали. Отложившуюся медь можно рассматривать просто как конечный продукт восстановления окиси меди водородом в момент его образования.
Наоборот, весьма сильные коррозионные изъязвления котельного металла часто наблюдаются по соседству с отложениями, особо богатыми медью. Эти наблюдения привели к предположению, что медь, поскольку она катодна по отношению к стали, способствует точечной коррозии.
Поверхность котлов редко представляет обнаженное металлическое железо. Чаще всего на ней имеется защитный слой, состоящий преимущественно из окиси железа. Возможно, что там, где в этом слое образуются трещины, обнажается поверхность, являющаяся анодной относительно меди. В таких местах образование коррозионных раковин усиливается. Этим же можно объяснить в некоторых случаях ускоренное разъедание в тех местах, где образовалась раковина, а также сильную точечную коррозию, наблюдаемую иногда после очистки котлов с применением кислот.
Неправильный уход за бездействующими котлами.
Одной из самых частых причин образования коррозионных раковин является отсутствие надлежащего ухода за бездействующими котлами. Бездействующий котел должен содержаться либо совершенно сухим, либо наполненным водой, обработанной таким образом, чтобы коррозия была невозможна.
Вода, оставшаяся на внутренней поверхности бездействующег котла, растворяет кислород из воздуха, что приводит к образованию раковин, которые в дальнейшем явятся центрами вокруг которых будет развиваться коррозионный процесс.
Обычные инструкции по предохранению бездействующих котлов от коррозии заключаются в следующем:
1) спуск воды из еще горячего котла (около 90°); продувание котла воздухом до полного его осушения и содержание в сухом состоянии;
2) наполнение котла щелочной водой (рН = 11), содержащей избыток ионов SО3" (около 0,01%), и хранение под водяным или паровым затвором;
3) наполнение котла щелочным раствором, содержащим, соли хромовой кислоты (0,02-0,03% СгО4").
При химической очистке котлов защитный слой окиси железа будет снят во многих местах. Впоследствии эти места могут не покрыться вновь образованным сплошным слоем и на них, даже в отсутствие меди, появятся раковины. Поэтому рекомендуется немедленно после химической очистки возобновить слой окиси железа путем обработки кипящим щелочным раствором (подобно тому, как это делается для новых котлов, вступающих в эксплуатацию).

Коррозия экономайзеров

Общие положения, касающиеся котельной коррозии, в равной мере применимы и к экономайзерам. Однако экономайзер, подогревая питательную воду и располагаясь перед котлом, особенно чувствителен к образованию коррозионных раковин. Он представляет первую поверхность с высокой температурой, испытывающую на себе разрушающее действие кислорода, растворенного в питательной воде. Кроме того, вода, проходящая через экономайзер, имеет, как правило, низкое значение рН и не содержит химических замедлителей.
Борьба с коррозией экономайзеров заключается в деаэрации воды и добавке щелочи и химических замедлителей.
Иногда обработка котловой воды осуществляется пропусканием части ее через экономайзер. В этом случае следует избегать отложений шлама в экономайзере. Нужно учитывать также влияние такой рециркуляции котловой воды на качество пара.

ОБРАБОТКА КОТЛОВОЙ ВОДЫ

При обработке котловой воды с целью защиты от коррозии первостепенной задачей является образование и сохранение защитной пленки на металлических поверхностях. Сочетание добавляемых в воду веществ зависит от рабочих условий, особенно от давления, температуры, тепловой напряженности качества питательной воды. Однако для всех случаев нужно соблюдать три правила: котловая вода должна быть щелочной, не должна содержать растворенного кислорода и загрязнять поверхность нагрева.
Едкий натр лучше всего обеспечивает защиту при рН =11-12. На практике при сложном составе котловой воды наилучшие результаты получаются при рН = 11. Для котлов, работающих при давлениях ниже 17,5 кг/см2, рН обычно поддерживается в пределах, между 11,0 и 11,5. Для более высоких давлений, ввиду возможности разрушения металла в результате неправильной циркуляции и местного повышения концентрации раствора щелочи, рН обычно берется равным 10,5 - 11,0.
Для удаления остаточного кислорода широко применяются химические восстановители: соли сернистой кислоты, гидрат закиси железа и органические восстановители. Соединения двухвалентного железа очень хороши для удаления кислорода, но образуют шлам, который оказывает нежелательное влияние на теплопередачу. Органические восстановители, ввиду их неустойчивости при высоких температурах, обычно не рекомендуются для котлов, работающих при давлениях выше 35 кг/см2. Имеются данные о разложении сернистокислых солей при повышенных температурах. Однако применение их в небольших концентрациях в котлах, работающих под давлением вплоть до 98 кг/см2, широко практикуется. Многие установки высокого давления работают вообще без химической деаэрации.
Стоимость специального оборудования для деаэрации, несмотря на несомненную его пользу, не всегда оправдывается для малых установок, работающих при сравнительно низких давлениях. При давлениях ниже 14 кг/см2 частичная деаэрация в подогревателях питательной воды может довести содержание растворенного кислорода приблизительно до 0,00007%. Добавка химических восстановителей дает хорошие результаты, особенно, когда рН воды выше 11, а вещества, связывающие кислород, добавляются до поступления воды в котел, что обеспечивает поглощение кислорода вне котла.

КОРРОЗИЯ В КОНЦЕНТРИРОВАННОЙ КОТЛОВОЙ ВОДЕ

Низкие концентрации едкого натра (порядка 0,01%) способствуют сохранению окисного слоя на стали в состоянии, надежно обеспечивающем защиту от коррозии. Местное повышение концентрации вызывает сильную коррозию.
Участки котельной поверхности, на которых концентрация щелочи достигает опасной величины, обычно характеризуются избыточным, по отношению к циркулирующей воде, подводом тепла. Обогащенные щелочью зоны у поверхности металла могут возникать в разных местах котла. Коррозионные изъязвления расположены в виде полос или удлиненных участков, иногда гладких, а иногда наполненных твердой и плотной магнитной окисью.
Трубки, расположенные горизонтально или слегка наклонно и подверженные интенсивному действию излучения сверху, разъедаются внутри, вдоль верхней образующей. Подобные случаи наблюдались в котлах большой мощности, а также воспроизводились при специально поставленных опытах.
Трубки, в которых циркуляция воды неравномерна или нарушается при большой нагрузке котла, могут подвергаться разрушению вдоль нижней образующей. Иногда коррозия более резко выражена вдоль переменного уровня воды на боковых поверхностях. Часто можно наблюдать обильные скопления магнитной окиси железа-иногда рыхлые, иногда представляющие плотные массы.
Перегрев стали часто усиливает разрушение. Это может произойти в результате образования прослойки пара в верхней части наклонной трубки. Образование паровой рубашки возможно и в вертикальных трубках при усиленном подводе тепла, на что указывает измерение температуры в различных местах трубок во время работы котла. Характерные данные, полученные при этих измерениях, представлены на рис. 7. Ограниченные участки перегрева в вертикальных трубках, имеющих нормальную температуру выше и ниже „горячего места", возможно являются результатом пленочного кипения воды.
Всякий раз, как на поверхности котельной трубки образуется пузырек пара, температура металла под ним повышается.
Повышение концентрации щелочи в воде должно происходить на поверхности раздела: пузырек пара - вода - поверхность нагрева. На рис. показано, что даже незначительное повышение температуры водяной пленки, соприкасающейся с металлом и с расширяющимся пузырьком пара, приводит к концентрации едкого натра, измеряемой уже процентами а не миллионными долями. Пленка воды, обогащенной щелочью, образующаяся в результате появления каждого пузырька пара, влияет на малый участок металла и в течение весьма короткого времени. Тем не менее, суммарное действие пара на поверхность нагрева может быть уподоблено непрерывному действию концентрированного раствора щелочи, несмотря на то, что общая масса воды содержит всего лишь миллионные доли едкого натра. Было сделано несколько попыток найти разрешение вопроса, связанного с местным повышением концентрации едкого натра на поверхностях нагрева. Так предлагалось добавлять к воде нейтральные соли (например, хлористые металлы) в большей концентрации, чем едкий натр. Однако лучше всего вовсе исключить добавку едкого натра и обеспечить необходимую величину рН введением гидролизующихся солей фосфорной кислоты. Зависимость между рН раствора и концентрацией фосфорнонатриевой соли представлена на рис. Несмотря на то, что вода, содержащая фосфорнонатриевую соль, имеет высокое значение рН, ее можно упаривать без значительного повышения концентрации гидроксильных ионов.
Следует, однако, помнить, что исключение действия едкого натра означает только, что удален один фактор, ускоряющий коррозию. Если в трубках образуется паровая рубашка, то хотя бы вода и не содержала щелочи, коррозия все же возможна, хотя и в меньшей степени, чем в присутствии едкого натра. Решение задачи следует искать также путем изменения конструкции, учитывая в то же время тенденцию к постоянному увеличению энергетической напряженности поверхностей нагрева, что, в свою очередь, безусловно усиливает коррозию. Если температура тонкого слоя воды, непосредственно у нагревающей поверхности трубки, превосходит среднюю температуру воды в грубке хогя бы на малую величину, в таком слое может относительно сильно вырасти концентрация едкого натра. Кривая приблизительно показывает условия равновесия в растворе, содержащем только едкий натр. Точные данные зависят, до некоторой степени, от давления в котле.

ЩЕЛОЧНАЯ ХРУПКОСТЬ СТАЛИ

Щелочную хрупкость можно определить, как появление трещин в районе заклепочных швов или в других местах соединений, где возможно скопление концентрированного раствора щелочи и где имеются высокие механические напряжения.
Наиболее серьезные повреждения почти всегда происходят в районе заклепочных швов. Иногда они приводят к взрыву котла; чаще приходится производить дорогостоящий ремонт даже сравнительно новых котлов. Одна американская железная дорога за год зарегистрировала образование трещин у 40 паровозных котлов, что потребовало ремонта стоимостью около 60000 долларов. Появление хрупкости было установлено также на трубках в местах развальцовки, на связях, коллекторах и в местах резьбовых соединений.

Напряжение, необходимое для возникновения щелочной хрупкости

Практика показывает малую вероятность хрупкого разрушения обычной котельной стали, если напряжения не превышают предела текучести. Напряжения, создаваемые давлением пара или равномерно распределенной нагрузкой от собственного веса сооружения, не могут привести к образованию трещин. Однако напряжения, создаваемые прокаткой листового материала, предназначенного для изготовления котлов, деформацией во время клепки или любой холодной обработкой, сопряженной с остаточной деформацией, могут вызвать образование трещин.
Наличие прилагаемых извне напряжений необязательно для образования трещин. Образец котельной стали, предварительно выдержанный при постоянном изгибающем напряжении, а затем освобожденный, может дать трещину в щелочном растворе, концентрация которого равняется повышенной концентрации щелочи в котловой воде.

Концентрация щелочи

Нормальная концентрация щелочи в барабане котла не может вызвать образования трещин, потому что она не превышает 0,1% NaОН, а наименьшая концентрация, при которой наблюдается щелочная хрупкость, выше нормальной приблизительно в 100 раз.
Такие высокие концентрации могут получаться в результате чрезвычайно медленного просачивания воды через заклепочный шов или какой-либо другой зазор. Это объясняет появление твердых солей снаружи большинства заклепочных швов в паровых котлах. Наиболее опасной течью является такая, которую трудно обнаружить Она оставляет осадок твердого вещества внутри заклепочного шва, где имеются высокие остаточные напряжения. Совместное действие напряжения и концентрированного раствора может вызвать появление трещин щелочной хрупкости.

Устройство для выявления щелочной хрупкости

Специальное устройство для контроля состава воды воспроизводит процесс упаривания воды с повышением концентрации щелочи на напряженном стальном образце в тех же условиях, в которых это происходит в районе заклепочнох шва. Растрескивание контрольного образца указывает, что котловая вода данного состава способна вызвать щелочную хрупкость. Следовательно, в таком случае необходима обработка воды, устраняющая ее опасные свойства. Однако растрескивание контрольного образца еще не означает, что в котле уже появились или появятся трещины. В заклепочных швах или в других местах соединений необязательно имеются одновременно и течь (пропаривание), и напряжение, и повышение концентрации щелочи, как у контрольного образца.
Контрольное устройство устанавливается непосредственно на паровом котле и позволяет судить о качестве котловой воды.
Испытание длится 30 и более дней при постоянной циркуляции воды через контрольное устройство.

Распознавание трещин щелочной хрупкости

Трещины щелочной хрупкости в обычной котельной стали носят иной характер, чем усталостные трещины или трещины, образовавшиеся вследствие высоких напряжений. Это иллюстрируется рис. I9, который показывает межкристаллитный характер таких трещин, образующих тонкую сетку. Разницу между межкристаллитными трещинами щелочной хрупкости и внутрикристаллитными трещинами, вызванными коррозионной усталостью, можно видеть при сравнении.
В легированных сталях (например, никелевых или кремнемарганцовистых), применяемых для паровозных котлов, трещины также располагаются сеткой, но не всегда проходят между кристаллитами, как в случае обыкновенной котельной стали.

Теория щелочной хрупкости

Атомы в кристаллической решетке металла, находящиеся на границах кристаллитов, испытывают менее симметричное воздействие своих соседей, чем атомы в остальной массе зерна. Поэтому они легче покидают кристаллическую решетку. Можно думать, что при тщательном подборе агрессивной среды удастся осуществить такое избирательное удаление атомов с границ кристаллитов. Действительно, опыты показывают, что в кислых, нейтральных (с помощью слабого электрического тока, создающего условия, благоприятные для коррозии) и концентрированных растворах щелочи можно получить межкристаллитное растрескивание. Если раствор, вызывающий общую коррозию, изменен добавкой какого-либо вещества, образующего защитную пленку на поверхности кристаллитов, коррозия сосредоточивается на границах между кристаллитами.
Агрессивным раствором в рассматриваемом случае является раствор едкого натра. Кремненатриевая соль может защищать поверхности кристаллитов, не действуя при этом на границы между ними. Результат совместного защитного и агрессивного действия зависит от многих обстоятельств: концентрации, температуры, напряженного состояния металла и состава раствора.
Существуют также коллоидная теория щелочной хрупкости и теория действия водорода, растворяющегося в стали.

Способы борьбы с щелочной хрупкостью

Одним из способов борьбы с щелочной хрупкостью является замена клепки котлов сваркой, что исключает возможность образования течи. Хрупкость можно устранить также примене нием стали, стойкой против межкристаллитной коррозии, или химической обработкой котловой воды. В клепаных котлах, применяемых в настоящее время, последний способ является единственно приемлемым.
Предварительные испытания с применением контрольного образца представляют наилучший способ определения действенности тех или иных защитных добавок к воде. Сернистонатриевая соль не предупреждает растрескивания. Азотнонатриевая соль успешно применяется для предохранения от растрескивания при давлениях до 52,5 кг/см2. Концентрированные растворы азотнонатриевой соли, кипящие при атмосферном давлении, могут вызывать коррозионные трещины при напряжении мягкой стали.
В настоящее время азотнонатриевая соль широко применяется в стационарных котлах. Концентрация азотнонатриевой соли отвечает 20- 30% от концентрации щелочи.

КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ

Коррозия на внутренних поверхностях трубок пароперегревателей обусловлена прежде всего взаимодействием между металлом и паром при высокой температуре и в меньшей степени - уносом солей котловой воды паром. В последнем случае на металлических стенках могут образовываться пленки растворов с высокой концентрацией едкого натра, непосредственно разъедающие сталь или же дающие отложения, спекающиеся на стенке трубок, что может привести к образованию отдулин. В бездействующих котлах и в случаях конденсации пара в относительно холодных пароперегревателях может развиваться точечная коррозия под влиянием кислорода и угольного ангидрида.

Водород, как мера скорости коррозии

Температура пара в современных котлах приближается к температурам, применяемым в промышленном производстве водорода прямой реакцией между паром и железом.
О скорости коррозии труб из углеродистой и легированной сталей под действием пара, при температурах до 650°, можно судить по объему выделяющегося водорода. Иногда пользуются выделением водорода, как мерилом общей коррозии.
В последнее время на силовых станциях США применяются три типа миниатюрных установок для удаления газов и воздуха. Они обеспечивают полное удаление газов, а дегазированный конденсат пригоден для определения в нем солей, уносимых паром из котла. Приближенная величина общей коррозии пароперегревателя во время работы котла может быть получена определением разности концентраций водорода в пробах пара, взятых до и после прохода его через пароперегреватель.

Коррозия, вызываемая примесями в паре

Насыщенный пар, входящий в пароперегреватель, уносит с собой малые, но измеримые количества газов и солей из котловой воды. Наиболее часто встречающиеся газы - кислород, аммиак и двуокись углерода. При прохождении пара через пароперегреватель ощутимого изменения концентрации этих газов не наблюдается. Только незначительная коррозия металлического пароперегревателя может быть отнесена за счет действия этих газов. До сих пор еще не доказано, что соли, растворенные в воде, в сухом виде или осажденные на элементах пароперегревателя, могут способствовать коррозии. Однако едкий натр, будучи основной составной частью увлекаемых котловой водой солей, может способствовать коррозии сильно нагретой трубки, особенно если щелочь пристает к металлической стенке.
Повышение чистоты насыщенного пара достигается предварительным тщательным удалением газов из питательной воды. Уменьшение количества солей, увлекаемых паром, достигается тщательной очисткой в верхнем коллекторе, применением механических сепараторов, промывкой насыщенного пара питательной водой или подходящей химической обработкой воды.
Определение концентрации и природы газов, увлекаемых насыщенным паром, осуществляется применением указанных выще устройств и химическим анализом. Определение концентрации солей в насыщенном паре удобно производить путем измерения электропроводности воды или испарения большого количества конденсата.
Предложен улучшенный способ измерения электропроводности, даны соответствующие поправки на некоторые растворенные газы. Конденсат в упомянутых выше миниатюрных установках для удаления газов также может быть использован для измерения электропроводности.
Когда котел бездействует, пароперегреватель представляет собой холодильник, в котором скапливается конденсат; в этом случае возможна обычная подводная точечная коррозия, если пар содержал кислород или двуокись углерода.

Популярные статьи

Ряд котельных использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению pН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подключения, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000ч3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na-катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии - солей жесткости.

При плохо налаженной деаэрации воды и возможных повышениях концентраций кислорода и углекислоты из-за отсутствия дополнительных защитных мероприятий в системах теплоснабжения внутренней коррозии подвержено теплосиловое оборудование ТЭЦ.

При обследовании подпиточного тракта одной из ТЭЦ г. Ленинграда были получены следующие данные по скорости коррозии, г/(м2 · 4):

Место установки индикаторов коррозии

В трубопроводе подпиточной воды после подогревателей теплосети перед деаэраторами трубы толщиной 7 мм утонились за год эксплуатации местами до 1 мм на отдельных участках образовались сквозные свищи.

Причины язвенной коррозии труб водогрейных котлов следующие:

недостаточное удаление кислорода из подпиточной воды;

низкое значение рН обусловленное присутствием агрессивной углекислоты

(до 10ч15 мг/л);

накопление продуктов кислородной коррозии железа (Fe2O3;) на теплопередающих поверхностях.

Эксплуатация оборудования на сетевой воде с концентрацией железа свыше 600 мкг/л обычно приводит к тому, что на несколько тысяч часов работы водогрейных котлов наблюдается интенсивный (свыше 1000 г/м2) занос железоокисидными отложениями их поверхностей нагрева. При этом отмечаются часто появляющиеся течи в трубах конвективной части. В составе отложений содержание окислов железа обычно достигает 80ч90%.

Особенно важными для эксплуатации водогрейных котлов являются пусковые периоды. В первоначальный период эксплуатации на одной ТЭЦ не обеспечивалось удаление кислорода до норм, установленных ПТЭ. Содержание кислорода в подпиточной воде превышало эти нормы в 10 раз.

Концентрация железа в подпиточной воде достигала - 1000 мкг/л, а в обратной воде теплосети - 3500 мкг/л. После первого года эксплуатации были сделаны вырезки из трубопроводов сетевой воды, оказалось, что загрязнение их поверхности продуктами коррозии составляло свыше 2000 г/м2.

Необходимо отметить, что на этой ТЭЦ перед включением котла в работу внутренние поверхности экранных труб и труб конвективного пучка подверглись химической очистке. К моменту вырезки образцов экранных труб котел проработал 5300 ч. Образец экранной трубы имел неровный слой желзоокисидных отложений черно-бурого цвета, прочно связаный с металлом; высота бугорков 10ч12 мм; удельная загрязненность 2303 г/м2.

Состав отложений, %

Поверхность металла под слоем отложений была поражена язвами глубиной до 1 мм. Трубки конвективного пучка с внутренней стороны были занесены отложениями железооксидного типа черно-бурого цвета с высотой бугорков до 3ч4 мм. Поверхность металла под отложениями покрыта язвами различных размеров глубиной 0,3ч1,2 и диаметром 0,35ч0,5 мм. Отдельные трубки имели сквозные отверстия (свищи).

Когда водогрейные котлы устанавливают в старых системах централизованного теплоснабжении, в которых накопилось значительное количество окислов железа, наблюдаются случаи отложения этих окислов в обогреваемых трубах котла. Перед включением котлов необходимо производить тщательную промывку всей системы.

Ряд исследователей признает важную роль в возникновении подшламовой коррозии процесса ржавления труб водогрейных котлов при их простоях, когда не принято должных мер для предупреждения стояночной коррозии. Очаги коррозии, возникающие под воздействием атмосферного воздуха на влажные поверхности котлов, продолжают функционировать при работе котлов.

Морской сайт Россия нет 05 октября 2016 Создано: 05 октября 2016 Обновлено: 05 октября 2016 Просмотров: 5363

Виды коррозии. В процессе работы элементы парового котла подвергаются воздействию агрессивных сред - воды, пара и дымовых газов. Различают коррозию химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия ,вызванная паром или водой, разрушает металл равномерно по всей поверхности. Скорость такой коррозии в современных судовых котлах низкая. Более опасна местная химическая коррозия, вызываемая агрессивными химическими соединениями, содержащимися в отложениях золы (серы, окислов ванадия и т. п.).

Наиболее распространенной и опасной является электрохимическая коррозия , протекающая в водных растворах электролитов при возникновении электрического тока, вызванного разностью потенциалов между отдельными участками металла, отличающимися химической неоднородностью, температурой или качеством обработки.
Роль электролита выполняют вода (при внутренней коррозии) или сконденсировавшиеся пары воды в отложениях (при наружной коррозии).

Возникновение таких микрогальванических пар на поверхности труб приводит к тому, что ион-атомы металла переходят в воду в виде положительно заряженныхионов, а поверхность трубы в этом месте приобретает отрицательный заряд. Если различие в потенциалах таких микрогальванических пар незначительно, то на границе металл-вода постепенно создается двойной электрический слой, который тормозит дальнейший ход процесса.

Однако в большинстве случаев потенциалы отдельных участков различны, что обусловливает возникновение ЭДС, направленной от большего потенциала (анода) к меньшему (катоду).

При этом с анода в воду переходят ион-атомы металла, а на катоде накапливаются избыточные электроны. В результате ЭДС и, следовательно, интенсивность процесса разрушения металла резко снижаются.

Это явление называется поляризацией. Если потенциал анода уменьшается в результате образования защитной оксидной пленки или роста концентрации ионов металла в районе анода, а потенциал катода практически не изменяется, то поляризация носит название анодной.

При катодной поляризации в растворе у катода резко падает концентрация ионов и молекул, способных удалять избыточные электроны с поверхности металла. Из этого следует, что основным моментом борьбы с электрохимической коррозией является создание таких условий, когда будут поддерживаться оба вида поляризации.
Практически достигнуть этого невозможно, так как в котловой воде всегда имеются деполяризаторы - вещества, вызывающие нарушение процессов поляризации.

К деполяризаторам относятся молекулы О 2 и СО 2 , ионы Н + , Сl - и SO - 4 , а также окислы железа и меди. Растворенные в воде СО 2 , Cl - и SO - 4 тормозят образование на аноде плотной защитной оксидной пленки и тем самым способствуют интенсивному протеканию анодных процессов. Ионы водорода Н + снижают отрицательный заряд катода.

Влияние кислорода на скорость коррозии стало проявляться в двух противоположных направлениях. С одной стороны, кислород увеличивает скорость коррозионного процесса, так как является сильным деполяризатором катодных участков, с другой оказывает пассивирующее действие на поверхность.
Обычно детали котла, изготовленные из стали, имеют достаточно прочную первоначальную оксидную пленку, которая защищает материал от воздействия кислорода до тех пор, пока не будет разрушена под действием химических или механических факторов.

Скорость гетерогенных реакций (к которым относится и коррозия) регулируется интенсивностью следующих процессов: подводом к поверхности материала реагентов (в первую очередь деполяризаторов); разрушением защитной оксидной пленки; удалением продуктов реакции от места ее протекания.

Интенсивность же этих процессов во многом определяется гидродинамическими, механическими и тепловыми факторами. Поэтому меры по снижению концентрации агрессивных химических реагентов при высокой интенсивности двух других процессов, как показывает опыт эксплуатации котлов, обычно малоэффективны.

Отсюда следует, что решение проблемы предотвращения коррозионных повреждений должно быть комплексным, когда учитываются все факторы, влияющие на исходные причины разрушения материалов.

Электрохимическая коррозия

В зависимости от места протекания иучаствующих в реакциях веществ различают следующие виды электрохимической коррозии:

• кислородную (и ее разновидность - стояночную),
• подшламовую (иногда называемую „ракушечной"),
• межкристаллитную (щелочная хрупкость котельных сталей),
• щелевую и
• сернистую.

Кислородная коррозия наблюдается в экономайзерах, арматуре, питательных и опускных трубах, пароводяных коллекторах и внутриколлекторных устройствах (щитах, трубах, пароохладителях и т.п.). Особенно сильно подвержены кислородной коррозии змеевики второго контура двухконтурных котлов, утилизационных котлов и паровых воздухоподогревателей. Кислородная коррозия протекает во время действия котлов и зависит от концентрации кислорода, растворенного в котловой воде.

Скорость кислородной коррозии в главных котлах низкая, что обусловлено эффективной работой деаэраторов и фосфатно-нитратным водным режимом. Во вспомогательных водотрубных котлах она нередко достигает 0,5 - 1 мм/год, хотя в среднем лежит в пределах 0,05 - 0,2 мм/год. Характер повреждения котельных сталей - язвы небольших размеров.

Более опасной разновидностью кислородной коррозии является стояночная коррозия , протекающая в период бездействия котла. В силу специфики работы все судовые котлы (а вспомогательные особенно) подвержены интенсивной стояночной коррозии. Как правило, стояночная коррозия не приводит к отказам котла, однако металл, подвергшийся коррозии во время остановок, при прочих равных условиях более интенсивно разрушается при работе котла.

Основной причиной возникновения стояночной коррозии является попадание кислорода в воду, если котел заполнен, или в пленку влаги на поверхности металла, если котел осушен. Большую роль при этом играют хлориды и NaOH, содержащиеся в воде, и водорастворимые отложения солей.

При наличии в воде хлоридов интенсифицируется равномерная коррозия металла, а если в ней содержится незначительное количество щелочей (меньше 100 мг/л), то коррозия локализуется. Чтобы избежать стояночной коррозии при температуре 20 - 25 °С в воде должно содержаться до 200 мг/л NaOH.

Внешние признаки коррозии с участием кислорода: локальные язвы небольшого размера (рис. 1, а), заполненные продуктами коррозии бурого цвета, которые образуют бугорки над язвами.

Удаление кислорода из питательной воды является одним из важных мероприятий по снижению кислородной коррозии. С 1986 г. содержание кислорода в питательной воде для судовых вспомогательных и утилизационных котлов ограничивается 0,1 мг/л.

Однако и при таком кислородосодержании питательной воды в эксплуатации наблюдаются коррозионные повреждения элементов котла, что свидетельствует о преобладающем влиянии процессов разрушения оксидной пленки и вымывании продуктов реакции из очагов коррозии. Наиболее наглядным примером, иллюстрирующим влияние этих процессов на коррозионные повреждения, являются разрушения змеевиков утилизационных котлов с принудительной циркуляцией.

Рис. 1. Повреждения при кислородной коррозии

Коррозионные повреждения при кислородной коррозии обычно строго локализованы: на внутренней поверхности входных участков (см. рис. 1, а), в районе гибов (рис. 1, б), на выходных участках и в колене змеевика (см. рис. 1, в), а также в пароводяных коллекторах утилизационных котлов (см. рис. 1, г). Именно на этих участках (2 - область пристенной кавитации) гидродинамические особенности потока создают условия для разрушения оксидной пленки и интенсивного вымывания продуктов коррозии.
Действительно, любые деформации потока воды и пароводяной смеси сопровождаются возникновением кавитации в пристенных слоях расширяющегося потока 2, где образующиеся и тут же схлопывающиеся пузырьки пара обусловливают разрушение оксидной пленки вследствие энергии гидравлических микроударов.
Этому способствуют также знакопеременные напряжения в пленке, вызванные вибрацией змеевиков и колебаниями температуры и давлений. Повышенная же локальная турбулизация потока на этих участках вызывает активное вымывание продуктов коррозии.

На прямых выходных участках змеевиков оксидная пленка разрушается из-за ударов о поверхность капелек воды при турбулентных пульсациях потока пароводяной смеси, дисперсно-кольцевой режим движения которой переходит здесь в дисперсный при скорости потока до 20-25 м/с.
В этих условиях даже невысокое кислородосодержание (~ 0,1 мг/л) обусловливает интенсивное разрушение металла, что приводит к появлению свищей на входных участках змеевиков утилизационных котлов типа Ла Монт через 2-4 года эксплуатации, а на остальных участках - через 6-12 лет.

Рис. 2. Коррозионные повреждения змеевиков экономайзеров утилизационных котлов КУП1500Р теплохода "Индира Ганди".

В качестве иллюстрации к изложенному рассмотрим причины повреждения змеевиков экономайзеров двух утилизационных котлов типа КУП1500Р, установленных на лихтеровозе «Индира Ганди» (типа "Алексей Косыгин"), который вступил в эксплуатацию в октябре 1985 г. Уже в феврале 1987 г. из-за повреждений заменены экономайзеры обоих котлов. Через 3 года и в этих экономайзерах появляются повреждения змеевиков, расположенные на участках до 1-1,5 м от входного коллектора. Характер повреждений свидетельствует (рис. 2, а, б) о типичной кислородной коррозии с последующим усталостным разрушением (поперечные трещины).

Однако природа усталости на отдельных участках различна. Появление трещины (а ранее - растрескивание оксидной пленки) в районе сварного шва (см. рис. 2, а) является следствием знакопеременных напряжений, обусловленных вибрацией пучка труб и конструктивной особенностью узла соединения змеевиков с коллектором (к изогнутому штуцеру диаметром 22x3 приварен конец змеевика диаметром 22x2).
Разрушение же оксидной пленки и образование усталостных трещин на внутренней поверхности прямых участков змеевиков, удаленных от входа на 700-1000 мм (см. рис. 2, б), обусловлены знакопеременными термическими напряжениями, возникающими в период ввода котла в действие, когда на горячую поверхность подается холодная вода. При этом действие термических напряжений усиливается тем, что оребрение змеевиков затрудняет свободное расширение металла трубы, создавая дополнительные напряжения в металле.

Подшламовая коррозия обычно наблюдается в главных водотрубных котлах на внутренних поверхностях экранных и парообразующих труб притопочных пучков, обращенных к факелу. Характер подшламовой коррозии - язвы овальной формы с размером по большой оси (параллельной оси трубы) до 30-100 мм.
На язвах имеется плотный слой окислов в виде „ракушек" 3 (рис. 3). Подшламовая коррозия протекает в присутствии твердых деполяризаторов - окислов железа и меди 2, которые осаждаются на наиболее теплонапряженных участках труб в местах активных центров коррозии, возникающих при разрушении оксидных пленок.
Сверху образуется рыхлый слой накипи и продуктов коррозии 1. Образующиеся „ракушки" из продуктов коррозии прочно сцеплены с основным металлом и могут быть удаленытолько механическим путем. Под „ракушками" ухудшается теплообмен, что приводит к перегреву металла и появлению выпучин.
Для вспомогательных котлов этот вид коррозии не характерен, но при высоких тепловых нагрузках и соответствующих режимах водообработки не исключено появление подшламовой коррозии и в этих котлах.