Зарубежная технология. Предотвращение коррозии и накипи в закрытых системах теплоснабжения, водогрейных и паровых котлах

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.

Впервые наружная коррозия экранных труб была обнаружена на двух электростанциях у котлов высоко­го давления ТП-230-2, работавших на угле марки АШ и сернистом мазуте и находившихся до того в эксплуата­ции около 4 лет. Наружная поверхность труб подверга­лась коррозионному разъеданию со стороны, обращен­ной в топку, в зоне максимальной температуры факела. 88

Разрушались преимущественно трубы средней (по ширине) части топки, непосредственно над зажигатель­ным. поясом. Широкие и относительно неглубокие корро­зионные язвы имели неправильную форму и часто смы­кались между собой, вследствие чего поврежденная поверхность труб была неровной, бугристой. В середине наиболее глубоких язв появились свищи, и через них начали вырываться струи воды и пара.

Характерным было полное отсутствие такой коррозии на экранных трубах котлов среднего давления этих элек­тростанций, хотя среднего давления находились там в эксплуатации значительно "более длительное время.

В последующие годы наружная коррозия экранных труб появилась и на других котлах высокого давления, работавших на твердом топливе. Зона коррозионных разрушений распространялась иногда на значительную высоту; в отдельные местах толщина стенок труб в ре­зультате коррозии уменьшалась до 2-3 мм. Было заме­чено также, что эта коррозия практически отсутствует в котлах высокого давления, работающих на мазуте.

Наружная коррозия экранных труб была обнаружена у котлов ТП-240-1 после 4 лет эксплуатации, работающих при давлении в барабанах 185 ат. В этих котлах сжи­гался подмосковный бурый уголь, имевший влажность около 30%; мазут сжигали только при растопке. У этих котлов коррозионные разрушения также возникали в зо­не наибольшей тепловой нагрузки экранных труб. Осо­бенность процесса коррозии заключалась в том, что тру­бы разрушались как со стороны, обращенной в топку, так и со стороны, обращенной к обмуровке (рис. 62).

Эти факты показывают, что коррозия экранных труб зависит прежде всего от температуры их поверхности. У котлов среднего давления вода испаряется при темпе­ратуре около 240° С; у котлов, рассчитанных на давле­ние 110 ат, расчетная температура кипения воды равна 317° С; в котлах ТП-240-1 вода кипит при температуре 358° С. Температура наружной поверхности экранных труб обычно превышает температуру кипения примерно на 30-40° С.

Можно. предположить, что интенсивная наружная коррозия металла начинается при повышении его тем­пературы до 350° С. У котлов, рассчитанных на давле­ние 110 ат, эта температура достигается лишь с огневой стороны труб, а у котлов, имеющих давление 185 ат, она соответствует температуре воды в трубах. Именно поэтому коррозия экранных труб со стороны обмуров­ки наблюдалась только у этих котлов.

Подробное изучение вопроса было произведено на котлах ТП-230-2, работавших на одной из упомянутых электростанций . Там отбирались пробы газов и горя-

Щих частиц из факела на расстоянии около 25 мм от экранных труб. Близ фронтового экрана в зоне интен­сивной наружной коррозии труб топочные газы почти не содержали свободного кислорода. Вблизи же заднего экрана, у которого наружная коррозия труб почти от­сутствовала, свободного кислорода в газах было значи­тельно больше. Кроме того, проверка показала, что в районе образования коррозии более 70% проб газов

Можно "предположить, что в присутствии избыточно­го кислорода сероводород сгорает и коррозии не про­исходит, Но при отсутствии избыточного кислорода се­роводород вступает в химическое соединение с металлом труб. При этом образуется сульфид железа FeS. Этот продукт коррозии действительно был найден в отложе­ниях на экранных трубах.

Наружной коррозии подвержена не только углеро­дистая сталь, но и хромомолибденовая. В частности, у котлов ТП-240-1 коррозия поражала экранные трубы, изготовленные из стали марки 15ХМ.

До сих пор отсутствуют проверенные мероприятия для полного предупреждения описанного вида коррозии. Некоторое уменьшение скорости разрушения. металла до­стигалось. после наладки процесса горения, в частности при увеличении избытка воздуха в топочных газах.

27. КОРРОЗИЯ ЭКРАНОВ ПРИ СВЕРХВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

В этой книге вкратце рассказано об условиях работы металла паровых котлов современных электростанций. Но прогресс энергетики в СССР продолжается, и теперь вступает в строй большое число новых котлов, рассчи­танных на более высокие давления и температуры пара. В этих условиях большое значение имеет практический опыт эксплуатации нескольких котлов ТП-240-1, рабо­тающих с 1953-1955 гг. при давлении 175 ат (185 ат в барабане). Весьма ценны, >в частности, сведения о кор­розии их экранов.

Экраны этих котлов были подвержены коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Их наружная коррозия описана в предыдущем параграфе этой главы, разрушение же внутренней поверхности труб не похоже ни на один из описанных выше видов коррозии металла

Разъедание происходило в основном с огневой стороны верхней части наклонных труб холодной воронки и сопровождалось появле­нием коррозионных раковин (рис. 63,а). В дальнейшем число таких раковин увеличивалось, и возникала сплошная полоса (иногда две параллельные. полосы) разъеденного металла (рис. 63,6). Характер­ным являлось также отсутствие коррозии в зоне сварных стыков.

Внутри труб имелся налет рыхлого шлама толщиной 0,1-0,2 мм, состоявшего в основном из окислов железа и меди. Увеличение кор­розионного разрушения металла не сопровождалось увеличением толщины слоя шлама, следовательно, коррозия под слоем шлама не была основной причиной разъедания внутренней поверхности экран­ных труб.

В котловой воде поддерживался режим чистофосфатной щелоч­ности. Фосфаты вводились в котел не.непрерывно, а периодически.

Большое значение имело то обстоятельство, что температура металла труб периодически резко.повышалась и иногда была выше 600° С (рис. 64). Зона наиболее частого и максимального повыше­ния температуры совпадала с зоной наибольшего разрушения ме­талла. Снижение давления в котле до 140-165 ат (т. е. до давле­ния, при котором работают новые серийные котлы) не изменяло характера временного повышения температуры труб, но сопровож­далось значительным снижением максимального значения этой тем­пературы. Причины такого периодического повышения температуры огневой стороны наклонных труб холодной. воронки еще подробно не изучены.

В настоящей книге рассматриваются конкретные во­просы, связанные с работой стальных деталей парового котла. Но для изучения этих сугубо практических вопро­сов необходимо знать общие сведения, касающиеся строения стали и ее " свойств. В схемах, показывающих строение металлов, атомы иногда изображают в виде соприкасающихся друг с дру­гом шаров (рис. 1). Такие схемы по­казывают расстановку атомов в ме­талле, но в них трудно наглядно пока­зать расположение атомов друг отно­сительно друга. Эрозией называется постепенное разрушение поверх­ностного слоя металла под влиянием механического воз­действия. Наиболее распространенным видом эрозии стальных элементов - парового котла является их истира­ние твердыми частицами золы, движущейся вместе с ды­мовыми газами. При длительном истирании происходит постепенное уменьшение толщины стенок труб, а затем их деформация и разрыв под действием внутреннего давления.

Что такое Гидро-Икс:

Гидро-Икс (Hydro-X) называют изобретен­ный в Дании 70 лет назад метод и раствор, обес­печивающие необходимую коррекционную обра­ботку воды для систем отопления и котлов как водогрейных, так и паровых с низким давлением пара (до 40 атм). При использовании метода Гид­ро-Икс в циркулирующую воду добавляется толь­ко один раствор, поставляемый к потребителю в пластиковых канистрах или бочках в уже готовом для использования виде. Это позволяет не иметь на предприятиях специальных складов для хими­ческих реагентов, цеха для приготовления необ­ходимых растворов и т. п.

Использование Гидро-Икс обеспечивает поддержание необходимой величины рН, очистку воды от кислорода и свободной углекислоты, пре­дотвращение появления накипи, а при ее наличии отмывку поверхностей, а также предохранение от коррозии.

Гидро-Икс представляет собой прозрачную желтовато-коричневую жидкость, однородную, сильно щелочную, с удельным весом около 1,19 г/см при 20 °С. Ее состав стабилен и даже при длительном хранении не имеет место разделение жидкости или выпадение осадка, так что нет нуж­ды в перемешивании перед употреблением. Жид­кость не огнеопасна.

Достоинства метода Гидро-Икс – про­стота и эффективность водоподготовки.

При работе водонагревательных систем, включающих теплообменники, водогрейные или паровые котлы, как правило, производится их подпитка добавочной водой. Для предотвращения появления накипи необходимо осуществлять водоподготовку с целью уменьшения содержания шлама и солей в котловой воде. Водоподготовка может быть осуществлена, например, за счет ис­пользования умягчающих фильтров, применения обессоливания, обратного осмоса и др. Даже по­сле такой обработки остаются проблемы, связан­ные с возможным протеканием коррозии. При до­бавке в воду каустической соды, тринатрийфосфата и т. п., также остается проблема коррозии, а для паровых котлов и загрязнение пара.

Достаточно простым методом, предотвра­щающим появление накипи и коррозию, является метод Гидро-Икс, согласно которому добавляется в котловую воду небольшое количество уже при­готовленного раствора, содержащего 8 органиче­ских и неорганических компонентов. Достоинства метода заключаются в следующем:

– раствор поступает к потребителю в уже готовом для использования виде;

– раствор в небольших количествах вводит­ся в воду либо вручную, либо с помощью насоса-дозатора;

– при использовании Гидро-Икс нет необхо­димости применять другие химические вещества;

– в котловую воду подается примерно в 10 раз меньше активных веществ, чем при примене­нии традиционных методов обработки воды;

Гидро-Икс не содержит токсичных компо­нентов. Кроме гидроксида натрия NaOH и тринатрийфосфата Na3PO4 все остальные вещества из­влечены из нетоксичных растений;

– при использовании в паровых котлах и ис­парителях обеспечивается чистый пар и предот­вращается возможность вспенивания.

Состав Гидро-Икс.

Раствор включает восемь различных веществ как органических, так и неорганических. Механизм действия Гидро-Икс носит комплексный физико-химический характер.

Направление воздействия каждой состав­ляющей примерно следующее.

Гидроксид натрия NaOH в количестве 225 г/л уменьшает жесткость воды и регулирует зна­чение рН, предохраняет слой магнетита; тринатрийфосфат Na3PO4 в количестве 2,25 г/л – пре­дотвращает образование накипи и защищает по­верхность из железа. Все шесть органических соеди­нений в сумме не превышают 50 г/л и включают лигнин, танин, крахмал, гликоль, альгинат и маннуронат натрия. Общее количество базовых ве­ществ NaOH и Na3PO4 при обработке воды Гидро-Икс очень мало, примерно в десять раз меньше, чем используют при традиционной обработке, согласно принципу стехиометрии.

Влияние компонентов Гидро-Икс скорее физическое, чем химическое.

Органические добавки служат следующим целям.

Альгинат и маннуронат натрия используют­ся вместе с некоторыми катализаторами и спо­собствуют осаждению солей кальция и магния. Танины поглощают кислород и создают защитный от коррозии слой железа. Лигнин действует по­добно танину, а также способствует удалению имеющейся накипи. Крахмал формирует шлам, а гликоль препятствует вспениванию и уносу капель влаги. Неорганические соединения поддерживают необходимую для эффективного действия орга­нических веществ слабо щелочную среду, служат индикатором концентрации Гидро-Икс.

Принцип действия Гидро-Икс.

Решающую роль в действии Гидро-Икс ока­зывают органические составляющие. Хотя они присутствуют в минимальных количествах, за счет глубокого диспергирования их активная реакцион­ная поверхность достаточно велика. Молекуляр­ный вес органических составляющих Гидро-Икс значителен, что обеспечивает физический эф­фект притягивания молекул загрязнителей воды. Этот этап водоподготовки протекает без химиче­ских реакций. Поглощение молекул загрязнителей нейтрально. Это позволяет собрать все такие мо­лекулы, как создающие жесткость, так и соли же­леза, хлориды, соли кремниевой кислоты и др. Все загрязнители воды осаждаются в шламе, ко­торый подвижен, аморфен и не слипается. Это предотвращает возможность образования накипи на поверхностях нагрева, что является сущест­венным достоинством метода Гидро-Икс.

Нейтральные молекулы Гидро-Икс погло­щают как положительные, так и отрицательные ионы (анионы и катионы), которые в свою очередь взаимно нейтрализуются. Нейтрализация ионов непосредственно влияет на уменьшение электро­химической коррозии, поскольку этот вид коррозии связан с различным электрическим потенциалом.

Гидро-Икс эффективен против коррозионно опасных газов – кислорода и свободной углекислоты. Концентрация Гидро-Икс в 10 ррт вполне достаточна, чтобы предотвратить этот вид корро­зии независимо от температуры среды.

Каустическая сода может привести к появ­лению каустической хрупкости. Применение Гид­ро-Икс уменьшает количество свободных гидроксидов, значительно снижая риск каустической хрупкости стали.

Без остановки системы для промывки процесс Гидро-Икс позволяет удалить старые су­ществующие накипи. Это происходит благодаря наличию молекул лигнина. Эти молекулы прони­кают в поры котловой накипи и разрушают ее. Хо­тя все же следует отметить, что, если котел силь­но загрязнен, экономически целесообразнее про­вести химическую промывку, а затем уже для предотвращения накипи использовать Гидро-Икс, что уменьшит его расход.

Образовавшийся шлам собирается в шламонакопителях и удаляется из них путем перио­дических продувок. В качестве шламонакопителей могут использоваться фильтры (грязевики), через которые пропускается часть возвращаемой в ко­тел воды.

Важно, чтобы образовавшийся под дейст­вием Гидро-Икс шлам по возможности удалялся ежедневными продувками котла. Величина про­дувки зависит от жесткости воды и типа предпри­ятия. В начальный период, когда происходит очи­стка поверхностей от уже имеющегося шлама и в воде находится значительное содержание загряз­няющих веществ, продувка должна быть больше. Продувка проводится полным открытием проду­вочного клапана на 15-20 секунд ежедневно, а при большой подпитке сырой воды 3-4 раза в день.

Гидро-Икс может применяться в отопитель­ных системах, в системах централизованного теп­лоснабжения, для паровых котлов невысокого давления (до 3,9 МПа). Одновременно с Гидро-Икс никакие другие реагенты не должны быть ис­пользованы, кроме сульфита натрия и соды. Само собой разумеется, что реагенты для добавочной воды не относятся к этой категории.

В первые несколько месяцев эксплуатации расход реагента следует несколько увеличить, с целью устранения существующей в системе наки­пи. Если есть опасение, что пароперегреватель котла загрязнен отложениями солей, его следует очистить другими методами.

При наличии внешней системы водоподготовки необходимо выбрать оптимальный режим эксплуатации Гидро-Икс, что позволит обеспе­чить общую экономию.

Передозировка Гидро-Икс не сказывается отрицательно ни на надежности работы котла, ни на качестве пара для паровых котлов и влечет лишь увеличение расхода самого реагента.

Паровые котлы

В качестве добавочной воды используется сырая вода.

Постоянная дозировка: 0,2 л Гидро-Икс на каждый метр кубический добавочной воды и 0,04 л Гидро-Икс на каждый метр кубический конденсата.

В качестве добавочной воды умягченная вода.

Начальная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды в котле.

Постоянная дозировка: 0,04 л Гидро-Икс на каждый метр кубический добавочной воды и конденсата.

Дозировка для очистки котла от накипи: Гидро-Икс дозируется в количестве на 50 % больше посто­янной дозы.

Системы теплоснабжения

В качестве подпиточной воды – сырая вода.

Начальная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды.

Постоянная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический подпиточной воды.

В качестве подпиточной воды – умягченная вода.

Начальная дозировка: 0,5 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды.

Постоянная дозировка: 0,5 л Гидро-Икс на каждый метр кубический подпиточной воды.

На практике дополнительная дозировка основыва­ется на результатах анализов величины рН и жесткости.

Измерение и контроль

Нормальная дозировка Гидро-Икс состав­ляет в сутки примерно 200-400 мл на тонну доба­вочной воды при средней жесткости 350 мкгэкв/дм3 в расчете на СаСО3, плюс 40 мл на тонну обратной воды. Это, разумеется, ориентировочные цифры, а более точно дозирование может быть установ­лено контролем за качеством воды. Как уже отме­чалось, передозировка не нанесет никакого вреда, но правильная дозировка позволит экономить средства. Для нормальной эксплуатации прово­дится контроль жесткости (в расчете на СаСО3), суммарной концентрации ионогенных примесей, удельной электропроводности, каустической ще­лочности, показателя концентрации водородных ионов (рН) воды. Благодаря простоте и большому диапазону надежности Гидро-Икс может приме­няться как ручным дозированием, так и в автома­тическом режиме. При желании потребитель мо­жет заказать систему контроля и компьютерного управления процессом.

Условия, в которых находятся элементы паровых котлов во время эксплуатации, чрезвычайно разнообразны.

Как показали многочисленные коррозионные испытания и промышленные наблюдения, низколегированные и даже аустенитные стали при эксплуатации котлов могут подвер­гаться интенсивной коррозии.

Коррозия металла поверхностей нагрева паровых кот­лов вызывает его преждевременный износ, а иногда приво­дит к серьезным неполадкам и авариям.

Большинство аварийных остановов котлов приходится на сквозные коррозионные поражения экранных, экономай - зерных, пароперегревательных труб и барабанов котлов. Появление даже одного коррозионного свища у прямоточ­ного котла приводит к останову всего блока, что связано с недовыработкой электроэнергии. Коррозия барабанных котлов высокого и сверхвысокого давления стала основной причиной отказов в работе ТЭЦ. 90 % отказов в работе из-за коррозионных повреждений произошло на барабанных котлах давлением 15,5 МПа. Значительное количество кор­розионных повреждений экранных труб солевых отсеков было в"зонах максимальных тепловых нагрузок.

Проведенными специалистами США обследованиями 238 котлов (блоки мощностью от 50 до 600 МВт) было зафиксировано 1719 вне­плановых простоев. Около 2/3 простоев котлов были вызваны коррози­ей, из них 20 % приходилось на коррозию парогенерирующих труб. В США внутренняя коррозия"в 1955 г. была признана серьезной проб­лемой после ввода в эксплуатацию большого числа барабанных котлов давлением 12,5-17 МПа.

К концу 1970 г. около 20 % из 610 таких котлов были поражены коррозией. В основном внутренней коррозии были подвержены экран­ные трубы, а пароперегреватели и экономайзеры поражались ею мень­ше. С улучшением качества питательной воды и переходом на режим координированного фосфатироваиия, с ростом параметров на барабан­ных котлах электростанций США вместо вязких, пластических корро­зионных повреждений происходили внезапные хрупкие разрушения экранных труб. "По состоянию на J970 т. для котлрв давлением 12,5; 14,8 и 17 МПа разрушение труб из-за коррозионных повреждений со­ставило соответственно 30, 33 и 65 % .

По условиям протекания коррозионного процесса раз­личают атмосферную коррозию, протекающую под дейст­вием атмосферных, а также влажных газов; газовую, обу­словленную взаимодействием металла с различными газа­ми - кислородом, хлором и т. д. - при высоких температу­рах, и коррозию в электролитах, в большинстве случаев протекающую в водных растворах.

По характеру коррозионных процессов котельный ме­талл может подвергаться химической и электрохимической коррозии, а также их совместному воздействию.

При эксплуатации поверхностей нагрева паровых кот­лов встречается высокотемпературная газовая коррозия в окислительной и восстановительной атмосферах топоч­ных газов и низкотемпературная электрохимическая кор­розия хвостовых поверхностей нагрева.

Исследованиями установлено, что высокотемператур­ная коррозия поверхностей нагрева наиболее интенсивно протекает лишь при наличии в топочных газах избыточного свободного кислорода и в присутствии расплавленных ок­сидов ванадия.

Высокотемпературная газовая или сульфидная корро­зия в окислительной атмосфере топочных газов поражает трубы ширмовых и конвективных перегревателей, первые ряды кипятильных пучков, металл дистанционирующих проставок между трубами, стойки и подвески.

Высокотемпературная газовая коррозия в восстановит тельной атмосфере наблюдалась на экранных трубах то­почных камер ряда котлов высокого и сверхкритического давления.

Коррозия труб поверхностей нагрева с газовой стороны представляет сложный физико-химический процесс взаимо­действия топочных газов и наружных отложений с окисны - ми пленками и металлом труб. На развитие этого процесса оказывают влияние изменяющиеся во времени интенсивные тепловые потоки и высокие механические напряжения, возникающие от внутреннего давления и самокомпенсации.

На котлах среднего и низкого давления " температура стенки экранов, определяемая температурой кипения воды, ниже, и поэтому этот вид разрушения металла не наблюда­ется.

Коррозия поверхностей нагрева со стороны дымовых газов (внешняя коррозия) есть процесс разрушения метал­ла в результате взаимодействия с продуктами сгорания, агрессивными газами, растворами и расплавами минераль­ных соединений.

Под коррозией металла понимают постепенное разру­шение металла, происходящее вследствие химического или электрохимического воздействия внешней среды.

\ Процессы разрушения металла, являющиеся следствием их непосредственного химического взаимодействия с окру­жающей средой, относятся к химической коррозии.

Химическая коррозия происходит при контакте металла с перегретым паром и сухими газами. Химическую корро­зию в сухих газах называют газовой коррозией.

В топке и газоходах котла газовая коррозия наружной поверхности труб и стоек пароперегревателей происходит под воздействием кислорода, углекислого газа, водяных паров, сернистого и других газов; внутренней поверхности труб - в результате взаимодействия с паром или водой.

Электрохимическая коррозия в отличие от химической характеризуется тем, что протекающие при ней реакции сопровождаются возникновением электрического тока.

Переносчиком электричества в растворах служат ионы, присутствующие в них из-за диссоциации молекул, а в ме­таллах - свободные электроны:

Внутрикотловая поверхность подвержена в основном электрохимической коррозии. По современным представле­ниям ее проявление обусловлено двумя самостоятельными процессами: анодным, при котором ионы металла перехо­дят в раствор в виде гидратироваиных ионов, и катодным, при котором происходит ассимиляция избыточных электро­нов деполяризаторами. Деполяризаторами могут быть ато­мы, ионы, молекулы, которые при этом восстанавливаются.

По внешним признакам различают сплошную (общую) и местную (локальную) формы коррозионных разрушений.

При общей коррозии вся соприкасающаяся поверхность нагрева с агрессивной средой подвергается разъеданию, равномерно утоняясь с внутренней или наружной стороны. При локальной коррозии разрушение происходит на от­дельных участках поверхности, остальная поверхность ме­талла не затрагивается повреждениями.

К местной локальной относят коррозию пятнами, язвен­ную, точечную, межкристаллитную, коррозионное растрес­кивание, коррозионную усталость металла.

Типичный пример разрушения от электрохимической коррозии.

Разрушение с наружной поверхности труб НРЧ 042X5 мм из ста­ли 12Х1МФ котлов ТПП-110 произошло на горизонтальном участке в нижней части подъемно-опускной петли в зоне, примыкающей к подо­вому экрану. На тыльной стороне трубы произошло раскрытие с ма­лым утонением кромок в месте разрушения. Причиной разрушения явилось утонение стенки трубы примерно на 2 мм при коррозии из-за расшлаковки струей воды. После останова котла паропроизводитель - ностью 950 т/ч, отапливаемого пылью антрацитного штыба (жидкое шлакоудаление), давлением 25,5 МПа и температурой перегретого пара 540 °С на трубах оставались мокрый шлак и зола, в которых интенсив­но протекала электрохимическая коррозия. Снаружи труба была по­крыта толстым слоем бурой гидроокиси железа Внутренний диаметр труб находился в пределах допусков на трубы котлов высокого и сверх­высокого давления. Размеры по наружному диаметру имеют отклоне­ния, выходящие за пределы минусового допуска: минимальный наруж­ный диаметр. составил 39 мм при минимально допустимом 41,7 мм. Толщина стенки вблизи места разрушения от коррозии составляла все­го 3,1 мм при номинальной толщине трубы 5 мм.

Микроструктура металла однородна по длине и окружности. На внутренней поверхности трубы имеется обезуглераженный слой, обра­зовавшийся при окислении трубы в процессе термической обработки. На наружной стороне такой слой отсутствует.

Обследования труб НРЧ после первого разрыва позволило выяс­нить причину разрушения. Было принято решение о замене НРЧ и об изменении технологии расшлаковки. В данном случае электрохимиче­ская коррозия протекала из-за наличия тонкой пленки электролита.

Язвенная коррозия протекает интенсивно на отдельных небольших участках поверхности, но часто на значитель­ную глубину. При диаметре язвин порядка 0,2-1 мм ее называют точечной.

В местах, где образуются язвины, со временем могут образоваться свищи. Язвины часто заполняются продукта­ми коррозии, вследствие чего не всегда их удается обнару­жить. Примером может служить разрушение труб стально­го экономайзера при плохой деаэрации питательной воды и низких скоростях движения воды в трубах.

Несмотря на то что поражена значительная часть ме­талла труб, из-за сквозных свищей приходится полностью заменять змеевики экономайзера.

Металл паровых котлов подвергается следующим опас­ным видам коррозии: кислородной коррозии во время ра­боты котлов и нахождения их в ремонте; межкристаллит - ной коррозии в местах упаривания котловой воды; парово­дяной коррозии; коррозионному растрескиванию элементов котлов, изготовленных из аустенитных сталей; подшламо - вой коррозии. Краткая характеристика указанных видов коррозии металла котлов приведена в табл. ЮЛ.

В процессе работы котлов различают коррозию метал­ла - коррозию под нагрузкой и стояночную коррозию.

Коррозии под нагрузкой наиболее подвержены обогре-. ваемые котельные элементы, контактирующие с двухфаз­ной средой, т. е. экранные и кипятильные трубы. Внутрен­няя поверхность экономайзеров и перегревателей при работе котлов поражается коррозией меньше. Коррозия под нагрузкой протекает и в обескислороженной среде.

Стояночная коррозия проявляется в недренируемых. элементах вертикальных змеевиков перегревателей, провис­ших трубах горизонтальных змеевиков перегревателей

Коррозионные явления в котлах чаще всего проявляются на внутренней теплонапряженной поверхности и сравнительно реже - на наружной.

В последнем случае разрушение металла обусловлено - в большинстве случаев - совместным действием коррозии и эрозии, которая иногда имеет преобладающее значение.
Внешний признак эрозионного разрушения - чистая поверхность металла. При коррозионном же воздействии продукты коррозии обычно сохраняются на его поверхности.
Внутренние (в водной среде) коррозионные и накипные процессы могут усугублять наружную коррозию (в газовой среде) из-за теплового сопротивления слоя накипных и коррозионных отложений, и, следовательно, роста температуры на поверхности металла.
Наружная коррозия металла (со стороны топки котла) зависит от разных факторов, но, прежде всего, - от вида и состава сжигаемого топлива.

Коррозия газо-мазутных котлов
В мазуте содержатся органические соединения ванадия и натрия. Если на стенке трубы, обращенной в топку, накапливаются расплавленные отложения шлака, содержащего соединения ванадия (V), то при большом избытке воздуха и/или температуре поверхности металла 520-880 оС происходят реакции:
4Fe + 3V2O5 = 2Fe2O3 + 3V2O3 (1)
V2O3 + O2 = V2O5 (2)
Fe2O3 + V2O5 = 2FeVO4 (3)
7Fe + 8FeVO4 = 5Fe3О4 + 4V2O3 (4)
(Соединения натрия) + О2 = Na2O (5)
Возможен и другой механизм коррозии с участием ванадия (жидкая эвтектическая смесь):
2Na2O . V2O4 . 5V2O5 + O2 = 2Na2O . 6V2O5 (6)
Na2O . 6V2O5 + М = Na2O . V2O4 . 5V2O5 + MO (7)
(М - металл)
Соединения ванадия и натрия при сгорании топлива окисляются до V2O5 и Na2O. В отложениях, прилипающих к поверхности металла, Na2O - связующее. Жидкость, образующаяся в результате реакций (1)-(7), расплавляет защитную пленку магнетита (Fe3O4), что приводит к окислению металла под отложениями (температура расплавления отложений (шлака) - 590-880 оС).
В результате указанных процессов стенки экранных труб, обращенных к топке, равномерно утончаются.
Росту температуры металла, при которой соединения ванадия становятся жидкими, способствуют внутренние накипные отложения в трубах. И, таким образом, при достижении температуры предела текучести металла возникает разрыв трубы - следствие совместного действия внешних и внутренних отложений.
Корродируют и детали крепления трубных экранов, а также выступы сварных швов труб - рост температуры на их поверхности ускоряется: они не охлаждаются пароводяной смесью, как трубы.
Мазут может содержать серу (2,0-3,5 %) в виде органических соединений, элементарной серы, сульфата натрия (Na2SO4), попадающего в нефть из пластовых вод. На поверхности металла в таких условиях ванадиевая коррозия сопровождается сульфидно-оксидной. Их совместное действие в наибольшей степени проявляется, когда в отложениях присутствуют 87 % V2O5 и 13 % Na2SO4, что соответствует содержанию в мазуте ванадия и натрия в соотношении 13/1.
Зимой при разогреве мазута паром в емкостях (для облегчения слива) в него дополнительно попадает вода в количестве 0,5-5,0 %. Следствие: увеличивается количество отложений на низкотемпературных поверхностях котла, и, очевидно, растет коррозия мазутопроводов и мазутных емкостей.

Кроме описанной выше схемы разрушения экранных труб котлов, коррозия пароперегревателей, труб фестонов, кипятильных пучков, экономайзеров имеет некоторые особенности из-за повышенных - в некоторых сечениях - скоростей газов, особенно содержащих несгоревшие частицы мазута и отслоившиеся частицы шлака.

Идентификация коррозии
Наружная поверхность труб покрыта плотным эмалевидным слоем отложений серого и темно-серого цвета. На стороне, обращенной в топку, - утончение трубы: плоские участки и неглубокие трещинки в виде «рисок» хорошо видны, если очистить поверхность от отложений и оксидных пленок.
Если труба аварийно разрушена, то видна сквозная продольная неширокая трещина.

Коррозия пылеугольных котлов
В коррозии, образуемой действием продуктов сжигания углей, определяющее значение имеют сера и ее соединения. Кроме того, на течение коррозионных процессов влияют хлориды (в основном NaCl) и соединения щелочных металлов. Наиболее вероятна коррозия при содержании в угле более 3,5 % серы и 0,25 % хлора.
Летучая зола, содержащая щелочные соединения и оксиды серы, отлагается на поверхности металла при температуре 560-730 оС. При этом в результате происходящих реакций образуются щелочные сульфаты, например K3Fe(SO4)3 и Na3Fe(SO4)3. Этот расплавленный шлак, в свою очередь, разрушает (расплавляет) защитный оксидный слой на металле - магнетит (Fe3O4).
Скорость коррозии максимальна при температуре металла 680-730 оС, при ее увеличении скорость уменьшается из-за термического разложения коррозионных веществ.
Наибольшая коррозия - в выходных трубах пароперегревателя, где наиболее высокая температура пара.

Идентификация коррозии
На экранных трубах можно наблюдать плоские участки с обеих сторон трубы, подвергающихся коррозионному разрушению. Эти участки расположены под углом друг к другу 30-45 оС и покрыты слоем отложений. Между ними - сравнительно «чистый» участок, подвергающийся «лобовому» воздействию газового потока.
Отложения состоят из трех слоев: внешний - пористая летучая зола, промежуточный слой - белесые водорастворимые щелочные сульфаты, внутренний слой - блестящие черные оксиды железа (Fe3O4) и сульфиды (FeS).
На низкотемпературных частях котлов - экономайзер, воздухоподогреватель, вытяжной вентилятор - температура металла падает ниже «точки росы» серной кислоты.
При сжигании твердого топлива температура газов уменьшается от 1650 оС в факеле до 120 оС и менее в дымовой трубе.
Из-за охлаждения газов образуется серная кислота в паровой фазе, и при контакте с более холодной поверхностью металла пары конденсируются с образованием жидкой серной кислоты. «Точка росы» серной кислоты - 115-170 оС (может быть и больше - зависит от содержания в газовом потоке паров воды и оксида серы (SO3)).
Процесс описывается реакциями:
S + O2 = SO2 (8)
SO3 + H2O = H2SO4 (9)
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2 (10)
В присутствии оксидов железа и ванадия возможно каталитическое окисление SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
В некоторых случаях сернокислотная коррозия при сжигании каменного угля менее значима, чем при сжигании бурого, сланца, торфа и даже природного газа - из-за относительно большего выделения водяного пара из них.

Идентификация коррозии
Этот вид коррозии вызывает равномерное разрушение металла. Обычно поверхность шероховатая, с небольшим налетом ржавчины, и похожа на поверхность без коррозионных явлений. При длительном воздействии металл может быть покрыт отложениями продуктов коррозии, которые нужно осторожно снять при обследовании.

Коррозия во время перерывов в эксплуатации
Этот вид коррозии проявляется на экономайзере и в тех местах котла, где наружные поверхности покрыты соединениями серы. При остывании котла температура металла падает ниже «точки росы» и, как описано выше, если есть сернистые отложения, образуется серная кислота. Возможно промежуточное соединение - сернистая кислота (H2SO3), но она очень нестойкая и сразу превращается в серную кислоту.

Идентификация коррозии
Поверхности металла обычно покрыты нанесениями. Если их удалить, то обнаружатся участки разрушения металла, где были сернистые отложения и участки некорродированного металла. Такой внешний вид отличает коррозию на остановленном котле от вышеописанной коррозии металла экономайзера и других «холодных» частей работающего котла.
При обмывке котла коррозионные явления распределены более или менее равномерно по металлической поверхности из-за размывания сернистых отложений и недостаточной осушке поверхностей. При недостаточной обмывке коррозия локализована там, где были сернистые соединения.

Эрозия металла
Эрозийному разрушению металла при определенных условиях подвергаются разные системы котла как с внутренней, так и с наружной стороны обогреваемого металла, и там, где возникают турбулентные потоки с большой скоростью.
Ниже рассматривается только эрозия турбин.
Турбины подвергаются эрозии от ударов твердых частиц и капелек конденсата пара. Твердые частицы (оксиды) отслаиваются от внутренней поверхности пароперегревателей и паропроводов, особенно в условиях переходных тепловых процессов.

Капельки конденсата пара в основном разрушают поверхности лопаток последней ступени турбины и дренажные трубопроводы. Возможно эрозионно-коррозионное воздействие конденсата пара, если конденсат «кислый» - рН ниже пяти единиц. Коррозия также имеет опасный характер при наличии в водяных капельках пара хлоридов (до 12 % от массы отложений) и едкого натра.

Идентификация эрозии
Разрушение металла от ударов капель конденсата наиболее заметно на передних кромках лопаток турбин. Кромки покрыты тонкими поперечными зубцами и канавками (бороздками), могут быть наклонные конические выступы, направленные в сторону ударов. Выступы есть на передних кромках лопаток и почти отсутствуют на их задних плоскостях.
Повреждения от твердых частиц имеют вид разрывов, микровмятин и зазубрин на передних кромках лопаток. Бороздки и наклонные конусы отсутствуют.