Корозія екранних труб парових казанів. Зовнішня корозія екранних труб
У суднових парових котлах корозія може протікати з боку пароводяного контуру, і з боку продуктів згоряння палива.
Внутрішні поверхні пароводяного контуру можуть бути піддані наступним видам корозії;
Киснева корозія є найбільш небезпечним видом корозії. Характерною особливістю кисневої корозії є утворення місцевих точкових вогнищ корозії, що сягають глибоких виразок і наскрізних дірок; Найбільш схильні до кисневої корозії вхідні ділянки економайзерів, колектори та опускні труби циркуляційних контурів.
Нітритна корозія - на відміну від кисневої вражає внутрішні поверхні теплонапружених підйомних трубок і викликає утворення глибших виразок діаметром 15^20 мм.
Міжкристалітна корозія є особливим видом корозії і виникає в місцях найбільшої напруги металу (зварні шви, вальцювальні та фланцеві з'єднання) в результаті взаємодії котельного металу з висококонцентрованим лугом. Характерною особливістю є поява на поверхні металу сітки з дрібних тріщин, що поступово розвиваються наскрізні тріщини;
Підшлама корозія виникає в місцях відкладення шламу і в застійних зонах циркуляційних контурів котлів. Процес протікання має електрохімічний характер при контакті оксидів заліза з металом.
З боку продуктів згоряння палива можуть бути такі види корозії;
Газова корозія вражає випарні, перегрівальні та економайзерні поверхні нагріву, обшивку кожуха,
Газонаправляючі щити та інші елементи котла, що піддаються впливу високих температур газів. При підвищенні температури металу котелень понад 530 0С (для вуглецевої сталі) починається руйнування захисної оксидної плівки на поверхні труб, забезпечуючи безперешкодний доступ кисню до чистого металу. При цьому на поверхні труб відбувається корозія з утворенням окалини.
Безпосередньою причиною цього виду корозії є порушення режиму охолодження зазначених елементів та підвищення їх температури вище за допустиму. Для труб поверхонь нагріву причинами пов ЫшЄння температури стін може бути; утворення значного шару накипу, порушення режиму циркуляції (застій, перекидання, утворення парових пробок), упуск води з котла, нерівномірність роздачі води та відбору пари по довжині парового колектора.
Високотемпературна (ванадієва) корозія вражає поверхні нагріву пароперегрівачів, що розташовані в зоні високих температур газів. При спалюванні палива відбувається утворення оксидів ванадію. При цьому при нестачі кисню утворюється триокис ванадію, а при його надлишку - п'ятиокис ванадію. Корозійно-небезпечною є п'ятиокис ванадію У205, що має температуру плавлення 675 0С. П'ятиокис ванадію, що виділяється при спалюванні мазутів, налипає на поверхні нагріву, що мають високу температуру, і викликає активну руйнацію металу. Досліди показали, що навіть такі вмісти ванадію, як 0,005% за ваговим складом, можуть викликати небезпечну корозію.
Ванадієву корозію можна запобігти зниженню допустимої температуриметалу елементів котла та організацією горіння з мінімальними коефіцієнтами надлишку повітря а = 1,03 + 1,04.
Низькотемпературна (кислотна) корозія вражає переважно хвостові поверхні нагріву. У продуктах згоряння сірчистих мазутів завжди є пари води і сполуки сірки, що утворюють при з'єднанні один з одним сірчану кислоту. При омиванні газами щодо холодних хвостових поверхонь нагрівання пари сірчаної кислоти конденсується на них і викликають корозію металу. Інтенсивність низькотемпературної корозії залежить від концентрації сірчаної кислоти у плівці вологи, що осідає на поверхнях нагріву. При цьому концентрація Б03 у продуктах згоряння визначається не лише вмістом сірки у паливі. Основними чинниками, що впливають швидкість протікання низькотемпературної корозії, є;
Умови перебігу реакції горіння в топці. При підвищенні коефіцієнта надлишку повітря збільшується відсотковий вміст газу Б03 (при а = 1,15 окислюється 3,6% сірки, що міститься в паливі; при а = 1,7 окислюється близько 7% сірки). При коефіцієнтах надлишку повітря а = 1,03 - 1,04 сірчаного ангідриду Б03 мало утворюється;
Стан поверхонь нагріву;
Живлення котла занадто холодною водою, Що викликає зниження температури стінок труб економайзера нижче туги роси для сірчаної кислоти;
Концентрація води у паливі; при спалюванні обводнених палив точка роси підвищується внаслідок підвищення парціального тиску водяної пари в продуктах згоряння.
Стоянкова корозія вражає зовнішні поверхнітруб та колекторів, обшивку, топочні пристрої, арматуру та інші елементи газоповітряного тракту котла. Сажа, що утворюється під час спалювання палива, покриває поверхні нагріву та внутрішні частини газоповітряного тракту котла. Сажа гігроскопічна, і при охолодженні котла легко вбирає вологу корозію. Корозія носить виразковий характер при утворенні на поверхні металу плівки розчину сірчаної кислоти при охолодженні котла та зниженні температури його елементів нижче за точку роси для сірчаної кислоти.
Боротьба зі стоянковою корозією заснована на створенні умов, що унеможливлюють попадання вологи на поверхні котельного металу, а також нанесенням антикорозійних покриттів на поверхні елементів котлів.
При короткочасній бездіяльності котлів після огляду та чищення поверхонь нагріву з метою запобігання потраплянню атмосферних опадів у газоходи котлів на димову трубу необхідно одягати чохол, закривати повітряні регістри, оглядові отвори. Необхідно постійно контролювати вологість та температуру в МКО.
Для запобігання корозії котлів під час бездіяльності використовуються різні способизберігання казанів. Розрізняють два способи зберігання; мокре та сухе.
Основним способом зберігання казанів є мокре зберігання. Воно передбачає повне заповнення котла живильною водою, пропущеною через електроно-іонообмінні та знекислювальні фільтри, включаючи пароперегрівач та економайзер. Тримати котли на мокрому зберіганні не більше 30 діб. У разі тривалішої бездіяльності котлів застосовується сухе зберіганняказана.
Сухе зберігання передбачає повне осушення котла від води з розміщенням у колекторах котла бязевих мішечків із селікагелем, що поглинає вологу. Періодично проводиться розтин колекторів, контрольний замір маси селікагелю з метою визначення маси поглиненої вологи, та випарювання поглиненої вологи з селікагелю.
Низькотемпературної корозії піддаються поверхні нагрівання трубчастих і регенеративних повітропідігрівачів, низькотемпературних економайзерів, а також металеві газоходи та димові трубипри температурах металу нижче точки роси димових газів. Джерелом низькотемпературної корозії є сірчаний ангідрид SO 3 утворює в димових газах пари сірчаної кислоти, яка конденсується при температурах точки роси димових газів. Декілька тисячних часток відсотка SO 3 в газах достатньо для того, щоб викликати корозію металу зі швидкістю, що перевищує 1 мм/рік. Низькотемпературна корозія уповільнюється при організації топкового процесу з малими надлишками повітря, а також при застосуванні присадок до палива та підвищення корозійної стійкості металу.
Високотемпературної корозії піддаються топкові екрани барабанних та прямоточних котлів при спалюванні. твердого палива, пароперегрівачі та їх кріплення, а також екрани нижньої радіаційної частини котлів надкритичного тиску при спалюванні сірчистого мазуту.
Корозія внутрішньої поверхні труб є наслідком взаємодії з металом труб (газів кисню та вуглекислоти) або солей (хлоридів і сульфатів), що містяться в котловій воді. У сучасних котлах надкритичного тиску пари вміст газів та корозійноактивних солей внаслідок глибокого знесолення поживної води та термічної деаерації незначно та основною причиною корозії є взаємодія металу з водою та парою. Корозія внутрішньої поверхні труб проявляється у освіті оспин, виразок, раковин і тріщин; зовнішня поверхня пошкоджених труб може нічим не відрізнятиметься від здорових.
До пошкоджень внаслідок внутрішньої корозії труб також належать:
киснева стоянкова корозія, що вражає будь-які ділянки внутрішньої поверхні труб. Найбільш інтенсивно уражаються ділянки, вкриті водорозчинними відкладеннями (труби пароперегрівачів та перехідної зони прямоточних котлів);
підшламова лужна корозія кип'ятільних та екранних труб, що виникає під дією концентрованого лугу внаслідок упарювання води під шаром шламу;
корозійна втома, що виявляється у вигляді тріщин у кип'ятільних та екранних трубах внаслідок одночасного впливу корозійного середовища та змінних термічних напруг.
Окалина утворюється на трубах внаслідок перегріву їх до температур, що значно перевищують розрахункові. У зв'язку зі зростанням продуктивності котлоагрегатів у Останнім часомпочастішали випадки виходу з ладу труб пароперегрівачів через недостатню окалиностійкість до топкових газів. Інтенсивне окалиноутворення найчастіше спостерігається при спалюванні мазуту.
Зношування стінок труб відбувається в результаті стираючої дії вугільної та сланцевої пилу і золи, а також струменів пари, що виходять з пошкоджених сусідніх труб або сопел обдувальних апаратів. Іноді причиною зносу та наклепу стінок труб служить дріб, що застосовується для очищення поверхонь нагріву. Місця та ступінь зносу труб визначають зовнішнім оглядом та вимірюванням їх діаметра. Фактичну товщину стінки труби вимірюють ультразвуковим товщиноміром.
Короблення екранних та кип'ятільних труб, а також окремих труб та ділянок настінних панелей радіаційної частини прямоточних котлів виникає при встановленні труб з нерівномірним натягом, обриві кріплень труб, упуску води та через відсутність свободи для їх теплових переміщень. Короблення змійовиків та ширм пароперегрівача відбувається головним чином внаслідок обгорання підвісок та кріплень, надмірного та нерівномірного натягу, допущеного при встановленні чи заміні окремих елементів. Короблення змійовиків водяного економайзера відбувається внаслідок перегорання та усунення опор та підвісок.
Свищі, отдуліни, тріщини та розриви можуть з'явитися також у результаті: відкладення в трубах накипу, продуктів корозії, технологічної окалини, зварювального грата та інших сторонніх предметів, що уповільнюють циркуляцію води та сприяють перегріву металу труб; наклеп дробом; невідповідності марки стали параметрам пари та температурі газів; зовнішніх механічних ушкоджень; порушення режимів експлуатації.
а) Киснева корозія
Найбільш часто від кисневої корозії страждають сталеві водяні економайзери котельних агрегатів, які при незадовільній деаерації живильної води виходять з ладу через 2-3 роки після встановлення.
Безпосереднім результатом кисневої корозії сталевих економайзерів є утворення трубок свищів, через які з великою швидкістю витікає струмінь води. Подібні струмені, спрямовані на стінку сусідньої труби, здатні зношувати її до утворення наскрізних отворів. Оскільки труби економайзерів розташовуються досить компактно, що корозійний свищ, що утворився, здатний викликати масове пошкодження труб, якщо котельний агрегат довго залишається в роботі з звищеним свищем. Чавунні економайзери кисневою корозією не ушкоджуються.
Кисневої корозіїнайчастіше піддаються вхідні ділянки економайзерів. Однак при значній концентрації кисню у поживній воді він проникає і в котельний агрегат. Тут кисневої корозії піддаються головним чином барабани та опускні труби. Основною формою кисневої корозії є утворення в металі заглиблень (виразок), що призводять при їх розвитку до утворення свищів.
Збільшення тиску інтенсифікує кисневу корозію. Тому для котелень з тиском 40 ата і вище небезпечними є навіть «Проскоки» кисню в деаераторах. Істотне значення має склад води, з якою стикається метал. Наявність невеликої кількості лугу посилює локалізацію корозії, присутність хлоридів розосереджує її поверхнею.
б) Стоянкова корозія
Котельні агрегати, що знаходяться у простої, уражаються електрохімічною корозією, яка отримала назву стоянкової. За умовами експлуатації котельні агрегати нерідко виводять із роботи і ставлять у резерв або зупиняють на тривалий час.
При зупинці котельного агрегату в резерв тиск у ньому починає падати і в барабані виникає вакуум, що викликає проникнення повітря та збагачення киснем котлової води. Остання створює умови для появи кисневої корозії. Навіть у тому випадку, коли вода повністю видаляється з котельного агрегату, внутрішня поверхня його не буває сухою. Коливання температури та вологості повітря спричиняють явище конденсації вологи з атмосфери, укладеної всередині котельного агрегату. Наявність на поверхні металу плівки, збагаченої при доступі повітря киснем, створює сприятливі умовиу розвиток електрохімічної корозії. Якщо на внутрішній поверхні котельного агрегату є відкладення, здатні розчинятися в плівці вологи, інтенсивність корозії значно зростає. Подібні явища можуть спостерігатися, наприклад, у пароперегрівачах, які часто страждають від корозії стоянки.
Якщо на внутрішній поверхні котельного агрегату є відкладення, здатні розчинятися в плівці вологи, інтенсивність корозії значно зростає. Подібні явища можуть спостерігатися, наприклад, у пароперегрівачах, які часто страждають від корозії стоянки.
Тому при виведенні котельного агрегату з роботи в тривалий простий необхідно видалити відкладення, що є, промиванням.
Стоянкова корозіяможе завдати серйозних пошкоджень котельним агрегатам, якщо не буде вжито спеціальних заходів їх захисту. Небезпека її полягає ще й у тому, що створені нею в період простою корозійні осередки продовжують діяти і в процесі роботи.
Для запобігання котельним агрегатам від стоянкової корозії роблять їх консервацію.
в) Міжкристалітна корозія
Міжкристалітна корозіявиникає в заклепувальних швах і з'єднаннях вальцювальних парових котельних агрегатів, які змиваються котловою водою. Вона характеризується появою в металі тріщин, спочатку дуже тонких, непомітних для ока, які, розвиваючись, перетворюються на великі видимі тріщини. Вони проходять між зернами металу, чому ця корозія і називається міжкристалітною. Руйнування металу при цьому відбувається без деформації, тому ці руйнування називають крихкими.
Досвідом встановлено, що міжкристалітна корозія виникає лише за одночасної наявності 3-х умов:
1) Високих розтягуючих напруг у металі, близьких до межі плинності.
2) Нещільності у заклепувальних швах або вальцювальних з'єднаннях.
3) Агресивних властивостей казанової води.
Відсутність однієї з перерахованих умов виключає появу крихких руйнувань, що використовують на практиці для боротьби з міжкристалітною корозією.
Агресивність котлової води визначається складом розчинених у ній солей. Важливе значення має вміст їдкого натру, який за високих концентрацій (5-10%) реагує з металом. Такі концентрації досягаються в нещільності заклепувальних швів і вальцювальних з'єднань, в яких відбувається упарювання котлової води. Ось чому наявність нещільностей може зумовити появу крихких руйнувань за умов. Крім цього, важливим показником агресивності котлової води є відносна лужність - Щот.
г) Пароводяна корозія
Пароводяною корозією називається руйнування металу в результаті хімічної взаємодії з водяною парою: ЗFe + 4Н20 = Fe304 + 4Н2
Руйнування металу стає можливим для вуглецевих сталей зі збільшенням температури стінки труб до 400°С.
Продуктами корозії є газоподібний водень та магнетит. Пароводяна корозія має як рівномірний, і локальний (місцевий) характер. У першому випадку на поверхні металу утворюється шар продуктів корозії. Місцевий характер корозії має вигляд виразок, борозенок, тріщин.
Основною причиною виникнення парової корозії є нагрівання стінки трубки до критичної температури, за якої прискорюється окислення металу водою. Тому боротьба з пароводяною корозією здійснюється шляхом усунення причин, що спричиняють перегрів металу.
Пароводяну корозіюне можна усунути шляхом якоїсь зміни або покращення водно-хімічного режиму котельного агрегату, оскільки причини цієї корозії криються в топкових та внутрішньокотлових гідродинамічних процесах, а також умовах експлуатації.
д) Підшламова корозія
Цей вид корозії відбувається під шаром шламу, що утворився на внутрішній поверхні труби котельного агрегату внаслідок живлення котла недостатньо очищеною водою.
Ушкодження металу, що виникають при підшламової корозії, мають локальний (виразковий) характер і розташовуються зазвичай на напівпериметрі труби, зверненому в топку. Виразки, що утворюються, мають вигляд раковин діаметром до 20 мм і більше, заповнених оксидами заліза, що створюють «горбок» під виразкою.
Система залізо - водяна пара термодинамічно нестійка. Взаємодія цих речовин може протікати з утворенням магнетиту Fe 3 O 4 або FeO вюститу:
|
| |
;Аналіз реакцій (2.1) – (2.3) свідчить про своєрідне розкладання водяної пари при взаємодії з металом з утворенням молекулярного водню, який не є наслідком власне термічної дисоціації водяної пари. З рівнянь (2.1) – (2.3) випливає, що при корозії сталей у перегрітій парі без кисню на поверхні може утворитися тільки Fe 3 Про 4 або FeO.
За наявності в перегрітій парі кисню (наприклад, в нейтральних водних режимах, з дозуванням кисню в конденсат) в зоні перегрівання можливе утворення гематиту Fe 2 O 3 за рахунок доокислення магнетиту.
Вважають, що корозія у парі, починаючи з температури 570 °С, є хімічною. В даний час гранична температура перегріву для всіх котлів знижена до 545 ° С, і, отже, пароперегрівачі відбувається електрохімічна корозія. Вихідні ділянки первинних пароперегрівачів виконують з корозійностійкої аустенітної нержавіючої сталі, вихідні ділянки проміжних пароперегрівачів, що мають ту ж кінцеву температуру перегріву (545 ° С), - з перлітних сталей. Тому корозія проміжних пароперегрівачів зазвичай проявляється сильною мірою.
В результаті впливу пари на сталь на її спочатку чистої поверхні поступово утворюється так званий топотактичний шар, щільно зчеплений із самим металом і тому захищає його від корозії. З часом на цьому шарі наростає другий так званий епітактичний шар. Обидва ці шари для рівня температур пари до 545 °С є магнетит, але структура їх не однакова - епітактичний шар крупнозернистий і не захищає від корозії.
Швидкість розкладання пари
мгН 2 /(см 2 год)
Мал. 2.1. Залежність швидкості розкладання перегрітої пари
від температури стінки
Впливати на корозію перегрівальних поверхонь методами водного режимуне вдається. Тому основне завдання водно-хімічного режиму пароперегрівачів полягає в систематичному спостереженні за станом металу пароперегрівачів з метою недопущення руйнування топотактического шару. Це може відбуватися за рахунок потрапляння в пароперегрівачі та осадження в них окремих домішок, особливо солей, що можливо, наприклад, внаслідок різкого підвищення рівня в барабані котлів високого тиску. Пов'язані з цим відкладення солей у пароперегрівачі можуть призвести як до підвищення температури стінки, так і до руйнування оксидної захисної топотактической плівки, про що можна судити по різкому зростанню швидкості розкладання пари (рис. 2.1).
3.3. Корозія тракту живильної води та конденсатопроводів
Значна частина корозійних ушкодженьобладнання теплових електростанцій припадає на частку тракту поживної води, де метал знаходиться в найбільш важких умовах, причиною чого є корозійна агресивність хімічно обробленої води, конденсату, дистиляту і суміші їх, що стикаються з ним. На паротурбінних електростанціях основним джерелом забруднення поживної води сполуками міді є аміачна корозія конденсаторів турбін та регенеративних підігрівачів низького тиску, трубна системаяких виконано з латуні.
Тракт живильної води паротурбінної електростанції можна розділити на дві основні ділянки: до термічного деаератора і після нього, причому умови протікання в них корозії різко різні. Елементи першої ділянки тракту живильної води, розташовані до деаератора, включають трубопроводи, баки, конденсатні насоси, конденсатопроводи та інше обладнання. Характерною особливістю корозії цієї частини поживного тракту є можливість виснаження агресивних агентів, тобто. вугільної кислотита кисню, що містяться у воді. Внаслідок безперервного надходження та руху нових порцій води трактом відбувається постійне поповнення їх втрат. Безперервне видалення частини продуктів реакції заліза з водою і приплив нових порцій агресивних агентів створюють сприятливі умови для інтенсивного протікання корозійних процесів.
Джерелом появи кисню в конденсаті турбін є присоси повітря у хвостовій частині турбін та в сальниках конденсатних насосів. Підігрів води, що містить Про 2 та СО 2 у поверхневих підігрівачах, розташованих на першій ділянці поживного тракту, до 60–80 °С і вище призводить до серйозних корозійних ушкоджень латунних труб. Останні стають крихкими, і нерідко латунь після кількох місяців роботи набуває губчастої структури внаслідок яскраво вираженої виборчої корозії.
Елементи другої ділянки тракту живильної води – від деаератора до парогенератора – включають живильні насоси та магістралі, регенеративні підігрівачі та економайзери. Температура води на цій ділянці внаслідок послідовного підігріву води у регенеративних підігрівачах та водяних економайзерах наближається до температури котлової води. Причиною корозії обладнання, що відноситься до цієї частини тракту, є головним чином вплив на метал розчиненої у поживній воді вільної вуглекислоти, джерелом якої є додаткова хімічно оброблена вода. При підвищеній концентрації іонів водню (рН< 7,0), обусловленной наличием растворенной углекислоты и значительным подогревом воды, процесс коррозии на этом участке питательного тракта развивается преимущественно с выделением водорода. Коррозия имеет сравнительно равномерный характер.
За наявності обладнання, виготовленого з латуні (підігрівачі низького тиску, конденсатори), збагачення води сполуками міді пароконденсатним трактом протікає в присутності кисню і вільного аміаку. Збільшення розчинності гідратованого окису міді відбувається за рахунок утворення мідно-аміачних комплексів, наприклад, Су(NH 3) 4 (ОН) 2 . Ці продукти корозії латунних трубок підігрівачів низького тиску починають розкладатися на ділянках тракту регенеративних підігрівачів високого тиску (п. в. д.) з утворенням менш розчинних оксидів міді, що частково осаджуються на поверхні трубок п. в. д. Медисті відкладення на трубках п. в. д. сприяють їх корозії під час роботи та тривалої стоянки обладнання без консервації.
При недостатньо глибокій термічній деаерації поживної води виразкова корозія спостерігається переважно на вхідних ділянках економайзерів, де кисень виділяється внаслідок помітного підвищення температури поживної води, а також у застійних ділянках живильного тракту.
Тепловикористовувальна апаратура споживачів пари і трубопроводи, якими повертається виробничий конденсат на ТЕЦ, піддаються корозії під дією кисню і вугільної кислоти, що містяться в ньому. Поява кисню пояснюється контактом конденсату з повітрям у відкритих баках (при відкритій схемі збору конденсату) та підсмоктування через нещільності в устаткуванні.
Основними заходами для запобігання корозії обладнання, розташованого на першій ділянці тракту живильної води (від водопідготовчої установки до термічного деаератора), є:
1) застосування захисних протикорозійних покриттів поверхонь водопідготовчого обладнання та бакового господарства, що омиваються розчинами кислих реагентів або корозійно-агресивними водами з використанням гуми, епоксидних смол, лаків на перхлорвініловій основі, рідкого найриту та силікону;
2) застосування кислотостійких труб та арматури, виготовлених з полімерних матеріалів (поліетилену, поліізобутилену, поліпропілену та ін) або сталевих труб та арматури, футерованих усередині захисними покриттями, що наносяться методом газополум'яного напилення;
3) застосування труб теплообмінних апаратів із корозійностійких металів (червона мідь, нержавіюча сталь);
4) видалення вільної вуглекислоти із додаткової хімічно обробленої води;
5) постійний виведення газів, що неконденсуються (кисню і вугільної кислоти) з парових камер регенеративних підігрівачів низького тиску, охолоджувачів і підігрівачів мережної води і швидке відведення конденсату, що утворюється в них;
6) ретельне ущільнення сальників конденсатних насосів, арматури та фланцевих з'єднань поживних трубопроводів, що знаходяться під вакуумом;
7) забезпечення достатньої герметичності конденсаторів турбін з боку охолоджувальної води та повітря та контроль за присосами повітря за допомогою реєструючих киснедомірів;
8) оснащення конденсаторів спеціальними дегазаційними пристроями для видалення кисню з конденсату.
Для успішної боротьби з корозією обладнання та трубопроводів, розташованих на другій ділянці тракту живильної води (від термічних деаераторів до парогенераторів), застосовуються такі заходи:
1) оснащення ТЕС термічними деаераторами, що видають за будь-яких режимів роботи деаеровану воду з залишковим вмістом кисню та вуглекислоти, що не перевищує допустимі норми;
2) максимальне виведення неконденсованих газів з парових камер регенеративних підігрівачів високого тиску;
3) застосування корозійно-стійких металів для виготовлення елементів живильних насосів, що стикаються з водою;
4) протикорозійний захист поживних та дренажних баків шляхом нанесення неметалічних покриттів, стійких при температурах до 80–100 °С, наприклад азбовініла (суміші лаку етиноль з азбестом) або лакофарбових матеріалівна основі епоксидних смол;
5) підбір корозійностійких конструкційних металів, придатних для виготовлення труб регенеративних підігрівачів високого тиску;
6) постійна обробка поживної води лужними реагентами з метою підтримки заданого оптимального значеннярН поживної води, при якому пригнічується вуглекислотна корозія та забезпечується достатня міцність захисної плівки;
7) постійна обробка поживної води гідразином для зв'язування залишкового кисню після термічних деаераторів та створення інгібіторного ефекту гальмування переходу з'єднань заліза з поверхні обладнання в поживну воду;
8) герметизація баків поживної води шляхом організації так званої закритої системи, щоб запобігти попаданню кисню з живильною водою до економайзерів парогенераторів;
9) здійснення надійної консервації обладнання тракту поживної води під час його простою у резерві.
Ефективним методом зниження концентрації продуктів корозії в конденсаті, що повертається на ТЕЦ споживачами пари, є введення у добірну пару турбін, що направляється споживачам плівкоутворюючих амінів – октадециламіну або його замінників. При концентрації цих речовин у парі, що дорівнює 2–3 мг/дм 3 , можна знизити вміст оксидів заліза у виробничому конденсаті у 10–15 разів. Дозування водної емульсії поліамінів за допомогою насоса-дозатора не залежить від концентрації в конденсаті вугільної кислоти, так як дія їх не пов'язана з властивостями, що нейтралізують, а засноване на здатності цих амінів утворювати на поверхні сталі, латуні та інших металів нерозчинні і несмачиваемые водою плен.
Умови, в яких знаходяться елементи парових казанів під час експлуатації, є надзвичайно різноманітними.
Як показали численні корозійні випробування та промислові спостереження, низьколеговані і навіть аустенітні сталі під час експлуатації котлів можуть зазнавати інтенсивної корозії.
Корозія металу поверхонь нагрівання парових котлів викликає його передчасне зношування, а іноді призводить до серйозних неполадок і аварій.
Більшість аварійних зупинок котлів посідає наскрізні корозійні ураження екранних, економай - зерних, пароперегрівальних труб і барабанів котлів. Поява навіть одного корозійного нориці у прямоточного котла призводить до зупинення всього блоку, що пов'язано з недовиробленням електроенергії. Корозія барабанних котлів високого та надвисокого тиску стала основною причиною відмов у роботі ТЕЦ. 90% відмов у роботі через корозійні пошкодження сталося на барабанних котлах тиском 15,5 МПа. Значна кількість корозійних пошкоджень екранних труб сольових відсіків була в зонах максимальних теплових навантажень.
Проведеними спеціалістами США обстеженнями 238 казанів (блоки потужністю від 50 до 600 МВт) було зафіксовано 1719 позапланових простоїв. Близько 2/3 простоїв котлів були викликані корозією, їх 20 % припадало на корозію парогенерирующих труб. У США внутрішня корозія "1955 р. була визнана серйозною проблемою після введення в експлуатацію великої кількості барабанних котлів тиском 12,5-17 МПа".
До кінця 1970 р. близько 20% із 610 таких котлів були уражені корозією. В основному внутрішній корозії були схильні екранні труби, а пароперегрівачі та економайзери уражалися нею менше. З поліпшенням якості живильної води та переходом на режим координованого фосфатування, зі зростанням параметрів на барабанних котлах електростанцій США замість в'язких, пластичних корозійних пошкоджень відбувалися раптові крихкі руйнування екранних труб. "Станом на J970 т. для котлів тиском 12,5; 14,8 і 17 МПа руйнування труб через корозійні пошкодження склало відповідно 30, 33 і 65%".
За умовами протікання корозійного процесу розрізняють атмосферну корозію, що протікає під дією атмосферних та вологих газів; газову, зумовлену взаємодією металу з різними газами - киснем, хлором і т. д. - при високих температурах, і корозію в електролітах, що у більшості випадків протікає у водних розчинах.
За характером корозійних процесів котельний метал може зазнавати хімічної та електрохімічної корозії, а також їх спільного впливу.
При експлуатації поверхонь нагріву парових котлів зустрічається високотемпературна газова корозія в окислювальній та відновлювальній атмосферах топкових газів та низькотемпературна електрохімічна корозія хвостових поверхонь нагріву.
Дослідженнями встановлено, що високотемпературна корозія поверхонь нагріву найбільш інтенсивно протікає лише за наявності в топкових газах надлишкового вільного кисню та при розплавлених оксидів ванадію.
Високотемпературна газова або сульфідна корозія в окислювальній атмосфері топкових газів уражає труби ширмових і конвективних перегрівачів, перші ряди кип'ятільних пучків, метал дистанційних простаків між трубами, стійки та підвіски.
Високотемпературна газова корозія у відновлювальній атмосфері спостерігалася на екранних трубах топкових камер ряду котлів високого та надкритичного тиску.
Корозія труб поверхонь нагріву з газового боку представляє складний фізико-хімічний процес взаємодії топкових газів і зовнішніх відкладень з окисними плівками і металом труб. На розвиток цього процесу впливають інтенсивні, що змінюються в часі. теплові потокиі високі механічні напруги, що виникають від внутрішнього тискута самокомпенсації.
На котлах середнього та низького тиску температура стінки екранів, що визначається температурою кипіння води, нижча, і тому цей вид руйнування металу не спостерігається.
Корозія поверхонь нагрівання з боку димових газів (зовнішня корозія) є процесом руйнування металу в результаті взаємодії з продуктами згоряння, агресивними газами, розчинами і розплавами мінеральних сполук.
Під корозією металу розуміють поступове руйнування металу, що відбувається внаслідок хімічного чи електрохімічного впливу довкілля.
\ Процеси руйнування металу, що є наслідком їхньої безпосередньої хімічної взаємодії з навколишнім середовищем, відносяться до хімічної корозії.
Хімічна корозіявідбувається при контакті металу з перегрітою парою та сухими газами. Хімічну корозію у сухих газах називають газовою корозією.
У топці та газоходах котла газова корозія зовнішньої поверхнітруб і стійок пароперегрівачів відбувається під впливом кисню, вуглекислого газу, водяної пари, сірчистого та інших газів; внутрішньої поверхні труб - у результаті взаємодії з парою чи водою.
Електрохімічна корозія на відміну хімічної характеризується тим, що які у ній реакції супроводжуються виникненням електричного струму.
Переносником електрики в розчинах служать іони, присутні в них через дисоціацію молекул, а в металах - вільні електрони:
Внутрішньокотлова поверхня схильна в основному до електрохімічної корозії. За сучасними уявленнями її прояв обумовлений двома самостійними процесами: анодним, при якому іони металу переходять в розчин у вигляді гідратованих іонів, і катодним, при якому відбувається асиміляція надлишкових електронів деполяризаторами. Деполяризаторами може бути атоми, іони, молекули, які у своїй відновлюються.
за зовнішніми ознакамирозрізняють суцільну (загальну) та місцеву (локальну) форми корозійних руйнувань.
При загальній корозії вся поверхня нагріву, що стикається, з агресивним середовищем піддається роз'їданню, рівномірно утоняючись з внутрішньої або зовнішньої сторони. При локальній корозії руйнація відбувається на окремих ділянках поверхні, решта поверхні металу не торкається ушкоджень.
До місцевої локальної відносять корозію плямами, виразкову, точкову, міжкристалітну, корозійне розтріскування, корозійну втому металу.
Типовий приклад руйнування електрохімічної корозії.
Руйнування із зовнішньої поверхні труб НРЧ 042X5 мм із сталі 12Х1МФ котлів ТПП-110 сталося на горизонтальній ділянці в нижній частині підйомно-опускної петлі в зоні, що примикає до подового екрану. На тильній стороні труби відбулося розкриття з малим утоненням кромок у місці руйнування. Причиною руйнування стало потонання стінки труби приблизно на 2 мм при корозії через розшлаковування струменем води. Після зупинки котла паропродуктивністю 950 т/год, опалювального пилом антрацитного штиба (рідке шлаковидалення), тиском 25,5 МПа і температурою перегрітої пари 540 ° С на трубах залишалися мокрий шлак і зола, в яких інтенсивно протікала електрохімічна корозія. Зовні труба була покрита товстим шаром бурого гідроксиду заліза. Внутрішній діаметр труб знаходився в межах допусків на труби котлів високого та надвисокого тиску. Розміри зовнішнього діаметра мають відхилення, що виходять за межі мінусового допуску: мінімальний зовнішній діаметр. становив 39 мм при мінімально допустимому 41,7 мм. Товщина стінки поблизу місця руйнування від корозії становила лише 3,1 мм при номінальній товщині труби 5 мм.
Мікроструктура металу однорідна по довжині та колу. На внутрішній поверхні труби є обезуглеражений шар, що утворився при окисненні труби в процесі термічної обробки. на зовнішній сторонітакий шар відсутній.
Обстеження труб НРЧ після першого розриву дозволило з'ясувати причину руйнування. Було ухвалено рішення про заміну НРЧ та про зміну технології розшлаковування. У разі електрохімічна корозія протікала через наявність тонкої плівки електроліту.
Виразкова корозія протікає інтенсивно на окремих невеликих ділянкахповерхні, але часто на значну глибину. При діаметрі виразок близько 0,2-1 мм її називають точковою.
У місцях, де утворюються виразки, згодом можуть утворитися нориці. Виразки часто заповнюються продуктами корозії, внаслідок чого не вдається виявити їх. Прикладом може служити руйнування труб сталевого економайзера при поганій деаерації поживної води та низьких швидкостяхруху води у трубах.
Незважаючи на те, що вражена значна частина металу труб, через наскрізні нориці доводиться повністю замінювати змійовики економайзера.
Метал парових котлів зазнає наступних небезпечних видів корозії: кисневої корозії під час роботи котлів та знаходження їх у ремонті; міжкристаліт-ної корозії у місцях упарювання котлової води; пароводяної корозії; корозійного розтріскування елементів котлів, виготовлених з аустенітних сталей; підшламовий корозії. Коротку характеристику зазначених видів корозії металу котлів наведено в табл. ЮЛ.
У процесі роботи котлів розрізняють корозію металу - корозію під навантаженням та корозію стоянки.
Корозії під навантаженням найбільш схильні до обігріву. котельні елементи, що контактують з двофазним середовищем, тобто екранні і кип'ятільні труби. Внутрішня поверхня економайзерів та перегрівачів при роботі котлів уражається меншою корозією. Корозія під навантаженням протікає і в знекисненому середовищі.
Стоянкова корозія проявляється у недренованих. елементах вертикальних змійовиків перегрівачів, провислих трубах горизонтальних змійовиків перегрівачів