Méthodes pour empêcher l'usure corrosive d'une chaudière à eau chaude. Types de corrosion des chaudières à vapeur. Corrosion du circuit d'eau d'alimentation et des conduites de condensat
Les surfaces chauffantes des réchauffeurs d'air tubulaires et régénératifs, des économiseurs à basse température, ainsi que des conduits de gaz métalliques et cheminéesà des températures de métal inférieures au point de rosée gaz de combustion... La source de corrosion à basse température est l'anhydride sulfurique SO 3, qui forme des vapeurs d'acide sulfurique dans les fumées, qui se condense aux températures de point de rosée des fumées. Quelques millièmes de pour cent de SO 3 dans les gaz suffisent pour corroder le métal à une vitesse supérieure à 1 mm/an. La corrosion à basse température ralentit lors de l'organisation d'un processus de combustion avec un petit excès d'air, ainsi que lors de l'utilisation d'additifs pour alimenter et augmenter la résistance à la corrosion du métal.
Les grilles des brûleurs des chaudières à tambour et à passage unique sont exposées à la corrosion à haute température pendant la combustion combustible solide, les surchauffeurs et leurs supports, ainsi que les écrans de la partie inférieure de rayonnement des chaudières supercritiques lors de la combustion du fioul sulfureux.
La corrosion de la surface intérieure des tuyaux est une conséquence de l'interaction avec le métal des tuyaux de gaz d'oxygène et de dioxyde de carbone) ou de sels (chlorures et sulfates) contenus dans l'eau de chaudière. V chaudières modernes teneur en pression de vapeur supercritique des gaz et des sels corrosifs résultant d'un dessalement en profondeur l'eau d'alimentation et la désaération thermique est négligeable et la principale cause de corrosion est l'interaction du métal avec l'eau et la vapeur. La corrosion de la surface intérieure des tuyaux se manifeste par la formation de marques, de piqûres, de coquilles et de fissures ; la surface extérieure des tuyaux endommagés peut ne pas être différente de celle des tuyaux sains.
Les dommages dus à la corrosion interne des tuyaux comprennent également :
corrosion de stationnement d'oxygène affectant toutes les zones de la surface intérieure des tuyaux. Les zones les plus touchées sont recouvertes de dépôts hydrosolubles (tuyaux des surchauffeurs et zone de transition des chaudières à passage unique) ;
sous-boue corrosion alcaline de la chaudière et tubes à tamis résultant de l'action des alcalis concentrés en raison de l'évaporation de l'eau sous la couche de boues;
La fatigue due à la corrosion, se manifestant sous forme de fissures dans la chaudière et les tubes de paroi résultant de l'action simultanée d'un environnement corrosif et de sollicitations thermiques alternées.
Du tartre se forme sur les tuyaux en raison de leur surchauffe à des températures dépassant largement celles calculées. En liaison avec l'augmentation de la productivité des unités de chaudières, les cas de défaillance des tubes de surchauffeur de vapeur dus à une résistance insuffisante au tartre aux fumées sont récemment devenus plus fréquents. Une formation intensive de tartre est le plus souvent observée lors de la combustion du fioul.
L'usure des parois des tuyaux résulte de l'action abrasive de la poussière et des cendres de charbon et de schiste, ainsi que des jets de vapeur sortant des tuyaux adjacents endommagés ou des buses des soufflantes. Parfois, la raison de l'usure et du durcissement des parois des tuyaux est la grenaille utilisée pour nettoyer les surfaces chauffantes. Les emplacements et le degré d'usure des tuyaux sont déterminés par un examen externe et la mesure de leur diamètre. L'épaisseur réelle de la paroi du tuyau est mesurée avec une jauge d'épaisseur à ultrasons.
Le gauchissement des tuyaux des murs et des chaudières, ainsi que des tuyaux individuels et des sections de panneaux muraux de la partie rayonnement des chaudières à écoulement direct se produit lorsque les tuyaux sont installés avec des interférences inégales, que les fixations des tuyaux se cassent, que de l'eau est perdue et en raison du manque de liberté pour leurs mouvements thermiques. Le gauchissement des bobines et des écrans du surchauffeur se produit principalement en raison de la combustion des cintres et des attaches, d'une tension excessive et inégale autorisée lors de l'installation ou du remplacement d'éléments individuels. Le gauchissement des serpentins de l'économiseur d'eau se produit en raison de l'épuisement et du déplacement des supports et des suspensions.
Des fistules, bosses, fissures et ruptures peuvent également apparaître à la suite de : dépôts dans les tuyaux de tartre, produits de corrosion, tartre de procédé, bavures de soudage et autres corps étrangers qui ralentissent la circulation de l'eau et contribuent à la surchauffe du métal du tuyau ; durcissement à la grenaille; incohérence de la nuance d'acier avec les paramètres de la vapeur et la température du gaz ; dommages mécaniques externes; violations des modes de fonctionnement.
La corrosion la plus active des tubes muraux se manifeste dans les endroits où les impuretés du liquide de refroidissement sont concentrées. Cela inclut les zones de tubes muraux avec des charges thermiques élevées, où se produit une évaporation profonde de l'eau de chaudière (en particulier en présence de dépôts poreux à faible température sur la surface d'évaporation). Par conséquent, en ce qui concerne la prévention des dommages aux tubes muraux associés à la corrosion interne du métal, il est nécessaire de prendre en compte la nécessité d'une approche intégrée, c'est-à-dire impact à la fois sur le régime eau-chimique et sur le régime de combustion.
Les dommages aux tubes muraux sont principalement de nature mixte ; ils peuvent être conditionnellement divisés en deux groupes :
1) Dommages avec signes de surchauffe de l'acier (déformation et amincissement des parois des canalisations à l'endroit de la destruction ; présence de grains de graphite…).
2) Fractures fragiles sans signes caractéristiques de surchauffe du métal.
Sur la surface interne de nombreux tuyaux, des dépôts importants de nature à deux couches sont notés: la partie supérieure est faiblement adhérente, la partie inférieure est semblable à des écailles et adhère étroitement au métal. L'épaisseur de la couche d'échelle inférieure est de 0,4 à 0,75 mm. Dans la zone endommagée, le tartre sur la surface intérieure est détruit. A proximité des sites de destruction et à une certaine distance de ceux-ci, la surface interne des tuyaux est affectée par des piqûres de corrosion et des microdommages fragiles.
La vue générale de l'endommagement indique le caractère thermique de la destruction. Les changements structurels sur la face frontale des tuyaux - sphéridisation profonde et décomposition de la perlite, formation de graphite (transition du carbone au graphite 45-85%) - indiquent que non seulement la température de fonctionnement des écrans a été dépassée, mais également la température admissible température pour l'acier 20 500 ° C. La présence de FeO confirme également haut niveau températures du métal pendant le fonctionnement (au-dessus de 845 oK - soit 572 oC).
Les dommages fragiles causés par l'hydrogène se produisent généralement dans les zones de flux de chaleur élevé, sous d'épaisses couches de sédiments et de tuyaux inclinés ou horizontaux, ainsi que dans les zones de transfert de chaleur à proximité des bagues de support des soudures ou d'autres dispositifs qui entravent la libre circulation des flux. L'expérience a montré que les dommages causés par l'hydrogène se produisent dans les chaudières fonctionnant à des pressions inférieures à 1000 psi. pouce (6,9 MPa).
Les dommages causés par l'hydrogène entraînent généralement des déchirures à bords épais. D'autres mécanismes qui contribuent à la formation de fractures à bords épais sont la fissuration par corrosion sous contrainte, la fatigue due à la corrosion, la fracture sous contrainte et (dans certains cas rares) la surchauffe extrême. Il peut être difficile de distinguer visuellement les dommages causés par l'hydrogène des autres types de dommages, mais certaines caractéristiques peuvent aider.
Par exemple, les dommages causés par l'hydrogène sont presque toujours associés à des piqûres dans le métal (voir les précautions aux chapitres 4 et 6). D'autres types de destruction (à l'exception peut-être de la fatigue par corrosion, qui commence souvent dans des cavités individuelles) ne sont généralement pas associés à une corrosion sévère.
Les défaillances de tuyaux dues aux dommages causés au métal par l'hydrogène apparaissent souvent sous la forme d'une « fenêtre » rectangulaire dans la paroi du tuyau, ce qui n'est pas typique pour d'autres types de dommages.
Pour évaluer l'endommagement des tubes muraux, il convient de tenir compte du fait que la teneur métallurgique (initiale) en hydrogène gazeux dans l'acier de la classe de perlite (y compris le st. 20) ne dépasse pas 0,5--1 cm3 / 100g. Lorsque la teneur en hydrogène est supérieure à 4-5 cm3/100g, les propriétés mécaniques de l'acier se dégradent considérablement. Dans ce cas, il est nécessaire de se concentrer principalement sur la teneur locale en hydrogène résiduel, car avec les fractures fragiles des tubes à paroi, une forte détérioration des propriétés du métal n'est notée que dans une zone étroite le long de la section transversale du tuyau avec structure et propriétés mécaniques invariablement satisfaisantes du métal adjacent à une distance de seulement 0,2 à 2 mm.
Les valeurs obtenues des concentrations moyennes d'hydrogène au bord de la fracture sont 5 à 10 fois supérieures à sa teneur initiale pour la station 20, ce qui ne pouvait qu'avoir un effet significatif sur l'endommagement des conduites.
Les résultats ci-dessus indiquent que la fragilisation par l'hydrogène s'est avérée être un facteur décisif dans l'endommagement des tubes muraux des chaudières des KrTET.
Il était nécessaire d'étudier plus avant lequel des facteurs a une influence décisive sur ce processus : a) le cyclage thermique dû à la déstabilisation du régime d'ébullition normal dans les zones de flux de chaleur accrus en présence de dépôts sur la surface d'évaporation, et, en conséquence, des dommages aux films d'oxyde protecteurs qui le recouvrent ; b) la présence dans l'environnement de travail d'impuretés corrosives, se concentrant dans les dépôts à la surface d'évaporation ; c) l'effet combiné des facteurs "a" et "b".
La question du rôle du régime de combustion est particulièrement importante. La nature des courbes indique l'accumulation d'hydrogène dans un certain nombre de cas près de la surface extérieure des tubes à paroi. Ceci est possible principalement en présence sur la surface spécifiée d'une couche dense de sulfures, qui sont largement imperméables à l'hydrogène, diffusant de la surface intérieure vers l'extérieur. La formation de sulfures est due à : une teneur élevée en soufre du combustible brûlé ; en lançant une torche sur les panneaux d'affichage. Une autre raison de la teneur en hydrogène du métal à la surface extérieure est l'apparition de processus de corrosion lorsque le métal entre en contact avec les gaz de combustion. Comme l'a montré l'analyse des dépôts externes des tuyaux de chaudière, les deux raisons ci-dessus ont généralement eu lieu.
Le rôle du mode de combustion se manifeste également dans la corrosion des tubes de paroi sous l'action de eau pure, ce qui est le plus souvent observé sur les générateurs de vapeur à haute pression. Les centres de corrosion sont généralement situés dans la zone de charges thermiques locales maximales et uniquement sur la surface chauffée du tuyau. Ce phénomène conduit à la formation de dépressions rondes ou elliptiques d'un diamètre supérieur à 1 cm.
La surchauffe du métal se produit le plus souvent en présence de dépôts du fait que la quantité de chaleur reçue sera quasiment la même à la fois pour un tuyau propre et pour un tuyau contenant du tartre, la température du tuyau sera différente.
Pour la première fois, une corrosion externe de tubes muraux a été détectée dans deux centrales électriques à proximité des chaudières à haute pression TP-230-2, qui fonctionnaient au charbon ASh et au mazout sulfureux et fonctionnaient depuis environ 4 ans auparavant. La surface extérieure des tuyaux a été soumise à une corrosion corrosive du côté tourné vers le four, dans la zone de température maximale de la flamme. 88
La plupart des tuyaux de la partie médiane (en largeur) du four, directement au-dessus de l'incendiaire, ont été détruits. ceinture. Les piqûres de corrosion larges et relativement peu profondes avaient une forme irrégulière et souvent fermées les unes aux autres, de sorte que la surface du tuyau endommagé était inégale et bosselée. Des fistules apparaissaient au milieu des ulcères les plus profonds, et des jets d'eau et de vapeur commencèrent à s'en échapper.
Un trait caractéristique était l'absence totale d'une telle corrosion sur les tubes muraux des chaudières à moyenne pression de ces centrales, bien que les chaudières à moyenne pression y aient fonctionné beaucoup plus longtemps.
Au cours des années suivantes, la corrosion externe des tubes muraux est également apparue sur d'autres chaudières à haute pression fonctionnant aux combustibles solides. La zone de destruction corrosive s'étendait parfois sur une hauteur considérable ; à certains endroits, l'épaisseur des parois des tuyaux à la suite de la corrosion a diminué jusqu'à 2-3 mm. On a également observé que cette corrosion est pratiquement absente dans les chaudières à haute pression fonctionnant au fioul lourd.
Une corrosion externe des tubes muraux a été trouvée dans les chaudières TP-240-1 après 4 ans de fonctionnement, fonctionnant à une pression dans les fûts de 185 atm. Ces chaudières brûlaient du lignite près de Moscou, qui avait une teneur en humidité d'environ 30 % ; le mazout n'était brûlé que pendant l'allumage. Dans ces chaudières, des dommages dus à la corrosion se sont également produits dans la zone de plus grande charge thermique des tubes muraux. La particularité du processus de corrosion était que les tuyaux se sont effondrés à la fois du côté tourné vers le four et du côté tourné vers le revêtement (Fig. 62).
Ces faits montrent que la corrosion des tubes muraux dépend principalement de la température de leur surface. Dans les chaudières à moyenne pression, l'eau s'évapore à une température d'environ 240°C ; pour les chaudières conçues pour une pression de 110 atm, le point d'ébullition calculé de l'eau est de 317 ° C; dans les chaudières TP-240-1, l'eau bout à une température de 358 ° C. La température de la surface extérieure des tubes muraux dépasse généralement le point d'ébullition d'environ 30 à 40 ° C.
Pouvez. supposons que la corrosion externe intense du métal commence lorsque sa température atteint 350 ° C. Pour les chaudières conçues pour une pression de 110 atm, cette température n'est atteinte que du côté de la combustion des tuyaux, et pour les chaudières avec une pression de 185 atm , elle correspond à la température de l'eau dans les canalisations... C'est pourquoi la corrosion des tubes muraux du côté revêtement n'a été observée que dans ces chaudières.
Une étude détaillée du problème a été réalisée sur les chaudières TP-230-2 fonctionnant dans l'une des centrales mentionnées. Des échantillons de gaz et de chaleur y ont été prélevés.
Particules de la torche à une distance d'environ 25 mm des tubes muraux. Près de l'écran frontal, dans la zone de corrosion externe intense des canalisations, les fumées ne contenaient quasiment pas d'oxygène libre. Près de la lunette arrière, dans laquelle la corrosion des tuyaux externes était presque absente, il y avait beaucoup plus d'oxygène libre dans les gaz. En outre, le contrôle a montré que dans le domaine de la formation de corrosion, plus de 70% des échantillons de gaz
On peut "supposer qu'en présence d'un excès d'oxygène, le sulfure d'hydrogène brûle et qu'il n'y a pas de corrosion, mais en l'absence d'excès d'oxygène, le sulfure d'hydrogène entre en combinaison chimique avec le métal des tuyaux. Dans ce cas, le fer il se forme du sulfure FeS.Ce produit de corrosion a en fait été trouvé dans les dépôts sur les tuyaux de blindage.
Non seulement l'acier au carbone est exposé à la corrosion externe, mais également l'acier au chrome-molybdène. En particulier, dans les chaudières TP-240-1, la corrosion a affecté les tubes muraux en acier 15XM.
Jusqu'à présent, il n'existe aucune mesure éprouvée pour empêcher complètement le type de corrosion décrit. Une certaine réduction du taux de destruction. le métal a été atteint. après réglage du processus de combustion, en particulier lorsque l'excès d'air dans les fumées augmente.
27. CORROSION DE L'ÉCRAN À PRESSION EXTRÊME
Ce livre décrit brièvement les conditions de travail des chaudières à vapeur métalliques dans les centrales électriques modernes. Mais le progrès de l'énergie en URSS se poursuit, et maintenant il entre en service grand nombre de nouvelles chaudières conçues pour plus hautes pressions et la température de la vapeur. Dans ces conditions grande importance a une expérience pratique dans l'exploitation de plusieurs chaudières TP-240-1, fonctionnant de 1953 à 1955. à une pression de 175 atm (185 atm dans un fût). Très précieux,> en particulier, des informations sur la corrosion de leurs écrans.
Les boucliers de ces chaudières étaient corrodés tant à l'extérieur qu'à l'intérieur. Leur corrosion externe est décrite dans le paragraphe précédent de ce chapitre, mais la destruction de la surface interne des tuyaux n'est similaire à aucun des types de corrosion des métaux décrits ci-dessus.
La corrosion se produisait principalement du côté cuisson de la partie supérieure des tuyaux inclinés de l'entonnoir froid et s'accompagnait de l'apparition de piqûres de corrosion (Fig. 63, a). Par la suite, le nombre de ces obus a augmenté et une bande continue (parfois deux bandes parallèles) de métal corrodé est apparue (Fig. 63.6). L'absence de corrosion dans la zone des joints soudés était également caractéristique.
À l'intérieur des tuyaux, il y avait un dépôt de boue meuble de 0,1-0,2 mm d'épaisseur, composée principalement d'oxydes de fer et de cuivre. Une augmentation de la destruction par corrosion du métal ne s'est pas accompagnée d'une augmentation de l'épaisseur de la couche de boue ; par conséquent, la corrosion sous la couche de boue n'était pas la principale cause de corrosion de la surface interne des tubes de paroi.
Dans l'eau de chaudière, le régime d'alcalinité du phosphate pur a été maintenu. Les phosphates ont été introduits dans la chaudière non pas en continu, mais périodiquement.
Le fait que la température du métal du tuyau augmentait périodiquement fortement et dépassait parfois 600 ° C (Fig. 64) était d'une grande importance. La zone d'élévation de température la plus fréquente et maximale coïncidait avec la zone de plus grande destruction du métal. Une diminution de la pression dans la chaudière à 140-165 atm (c'est-à-dire à la pression à laquelle fonctionnent les nouvelles chaudières en série) n'a pas modifié la nature de l'augmentation temporaire de la température des tuyaux, mais s'est accompagnée d'une diminution significative de la valeur maximale de cette température. Les raisons d'une telle augmentation périodique de la température du côté tir des tuyaux inclinés sont froides. les entonnoirs n'ont pas encore été étudiés en détail.
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Ce livre traite des questions spécifiques liées au fonctionnement des pièces en acier dans une chaudière à vapeur. Mais pour étudier ces questions purement pratiques, il faut savoir informations générales concernant la structure de l'acier et ses "propriétés. Dans les diagrammes montrant la structure des métaux, les atomes sont parfois représentés comme des boules en contact les uns avec les autres (Fig. 1). De tels diagrammes montrent l'arrangement des atomes dans un métal, mais il est difficile pour montrer clairement l'arrangement des atomes les uns par rapport aux autres. L'érosion est la destruction progressive de la couche superficielle du métal sous l'influence de contraintes mécaniques. Le type d'érosion le plus courant des éléments en acier - une chaudière à vapeur est leur abrasion par des particules de cendres solides se déplaçant avec les gaz de combustion. Avec une abrasion prolongée, il se produit une diminution progressive de l'épaisseur des parois des tuyaux, puis leur déformation et leur rupture sous l'influence de la pression interne. |
Qu'est-ce qu'Hydro-X :
Hydro-X est une méthode et une solution inventées au Danemark il y a 70 ans qui fournissent le traitement correctif nécessaire de l'eau pour les systèmes de chauffage et les chaudières, à la fois l'eau chaude et la vapeur à basse pression de vapeur (jusqu'à 40 atm). Lors de l'utilisation de la méthode Hydro-X, une seule solution est ajoutée à l'eau en circulation, fournie au consommateur dans des bidons ou des fûts en plastique, prête à l'emploi. Cela permet aux entreprises de ne pas disposer d'entrepôts spéciaux pour les réactifs chimiques, de magasins pour préparer les solutions nécessaires, etc.
L'utilisation d'Hydro-X garantit le maintien de la valeur de pH requise, la purification de l'eau à partir de l'oxygène et du dioxyde de carbone libre, la prévention de l'apparition de tartre et, le cas échéant, le nettoyage des surfaces, ainsi que la protection contre la corrosion.
Hydro-X est un liquide limpide, brun jaunâtre, homogène, fortement alcalin, avec une densité d'environ 1,19 g/cm à 20°C. Sa composition est stable et même pendant un stockage à long terme, il n'y a pas de séparation ou de sédimentation de liquide, il n'est donc pas nécessaire de remuer avant utilisation. Le liquide n'est pas inflammable.
Les avantages de la méthode Hydro-X sont la simplicité et l'efficacité du traitement de l'eau.
Lorsque les systèmes de chauffage à eau fonctionnent, y compris les échangeurs de chaleur, les chaudières à eau chaude ou à vapeur, ils sont généralement remplis d'eau supplémentaire. Pour éviter l'apparition de tartre, il est nécessaire d'effectuer un traitement de l'eau afin de réduire la teneur en boues et en sels de l'eau de chaudière. Le traitement de l'eau peut être réalisé, par exemple, par l'utilisation de filtres adoucisseurs, l'utilisation de déminéralisation, d'osmose inverse, etc. Même après un tel traitement, des problèmes restent liés à une éventuelle corrosion. Lorsque de la soude caustique, du phosphate trisodique, etc. sont ajoutés à l'eau, le problème de la corrosion demeure également, et pour les chaudières à vapeur, la pollution par la vapeur.
Une méthode assez simple qui empêche l'apparition de tartre et de corrosion est la méthode Hydro-X, selon laquelle une petite quantité d'une solution déjà préparée contenant 8 composants organiques et inorganiques est ajoutée à l'eau de la chaudière. Les avantages de la méthode sont les suivants :
- la solution arrive au consommateur sous une forme prête à l'emploi ;
- solution en petites quantités est introduit dans l'eau soit manuellement, soit à l'aide d'une pompe doseuse ;
- lors de l'utilisation d'Hydro-X, il n'est pas nécessaire d'utiliser d'autres produits chimiques ;
- environ 10 fois moins de substances actives sont apportées à l'eau de chaudière qu'en utilisant les méthodes traditionnelles de traitement de l'eau ;
Hydro-X ne contient pas de composants toxiques. En plus de l'hydroxyde de sodium NaOH et du phosphate trisodique Na3PO4, toutes les autres substances sont extraites de plantes non toxiques ;
- lorsqu'il est utilisé dans des chaudières à vapeur et des évaporateurs, de la vapeur propre est fournie et la possibilité de formation de mousse est évitée.
Composition d'Hydro-X.
La solution contient huit substances différentes, à la fois organiques et inorganiques. Le mécanisme d'action d'Hydro-X est de nature physico-chimique complexe.
La direction d'influence de chaque composant est approximativement la suivante.
L'hydroxyde de sodium NaOH à raison de 225 g / l réduit la dureté de l'eau et régule la valeur du pH, protège la couche de magnétite; phosphate trisodique Na3PO4 à raison de 2,25 g / l - empêche la formation de tartre et protège la surface du fer. Les six composés organiques ne dépassent pas 50 g/l au total et comprennent la lignine, le tanin, l'amidon, le glycol, l'alginate de sodium et le mannuronate de sodium. La quantité totale de substances basiques NaOH et Na3PO4 dans le traitement de l'eau Hydro-X est très faible, environ dix fois moins que celle utilisée en traitement traditionnel, selon le principe de la stoechiométrie.
L'influence des composants d'Hydro-X est plus physique que chimique.
Les additifs organiques servent aux fins suivantes.
L'alginate de sodium et le mannuronate de sodium sont utilisés conjointement avec certains catalyseurs pour aider à la précipitation des sels de calcium et de magnésium. Les tanins absorbent l'oxygène et créent une couche de fer anticorrosion. La lignine agit comme le tanin et aide également à éliminer le tartre existant. L'amidon forme une boue et le glycol empêche la formation de mousse et l'entraînement de gouttelettes d'humidité. Les composés inorganiques maintiennent un environnement faiblement alcalin nécessaire à l'action efficace des substances organiques, servent d'indicateur de la concentration d'Hydro-X.
Le principe de fonctionnement d'Hydro-X.
Les composants organiques jouent un rôle déterminant dans l'action d'Hydro-X. Bien qu'ils soient présents en quantités minimes, en raison de leur dispersion profonde, leur surface de réaction active est assez grande. Le poids moléculaire des composants organiques d'Hydro-X est important, ce qui a pour effet physique d'attirer les molécules polluantes de l'eau. Cette étape du traitement de l'eau se déroule sans réactions chimiques. L'absorption des molécules polluantes est neutre. Cela permet de collecter toutes ces molécules, à la fois créatrices de rigidité, et les sels de fer, les chlorures, les sels d'acide silicique, etc. Tous les polluants de l'eau se déposent dans la boue, qui est mobile, amorphe et ne colle pas. Cela évite la possibilité de formation de tartre sur les surfaces chauffantes, ce qui est un avantage significatif de la méthode Hydro-X.
Les molécules neutres Hydro-X absorbent à la fois les ions positifs et négatifs (anions et cations), qui à leur tour sont mutuellement neutralisés. La neutralisation des ions affecte directement la réduction de la corrosion galvanique, car ce type de corrosion est associé à des potentiels électriques différents.
Hydro-X est efficace contre les gaz corrosifs - oxygène et dioxyde de carbone libre. Une concentration Hydro-X de 10 ppm est suffisante pour éviter ce type de corrosion quelle que soit la température ambiante.
La soude caustique peut provoquer une fragilité caustique. L'utilisation d'Hydro-X réduit la quantité d'hydroxydes libres, réduisant considérablement le risque de fragilité caustique de l'acier.
Sans arrêter le système de rinçage, le procédé Hydro-X permet d'éliminer les anciens calcaires existants. Cela est dû à la présence de molécules de lignine. Ces molécules pénètrent dans les pores du tartre de la chaudière et le détruisent. Cependant, il convient de noter que si la chaudière est fortement contaminée, il est économiquement plus avantageux d'effectuer un rinçage chimique, puis d'utiliser Hydro-X pour éviter l'accumulation de tartre, ce qui réduira sa consommation.
Les boues résultantes sont collectées dans des collecteurs de boues et en sont retirées par des purges périodiques. Des filtres (collecteurs de boues) peuvent être utilisés comme collecteurs de boues, à travers lesquels passe une partie de l'eau renvoyée à la chaudière.
Il est important que les boues formées sous l'action d'Hydro-X soient éliminées dans la mesure du possible par des purges quotidiennes de la chaudière. La quantité de purge dépend de la dureté de l'eau et du type de plante. Dans la période initiale, lorsque les surfaces sont nettoyées des boues déjà existantes et qu'il y a une teneur importante en polluants dans l'eau, la purge devrait être plus élevée. La purge est effectuée en ouvrant complètement la vanne de purge pendant 15 à 20 secondes par jour, et avec un grand maquillage eau naturelle 3-4 fois par jour.
Hydro-X peut être utilisé dans les systèmes de chauffage, dans les systèmes de chauffage urbain, pour les chaudières à vapeur basse pression (jusqu'à 3,9 MPa). Simultanément à Hydro-X, aucun autre réactif ne doit être utilisé, à l'exception du sulfite de sodium et de la soude. Il va de soi que les réactifs d'eau d'appoint n'entrent pas dans cette catégorie.
Dans les premiers mois de fonctionnement, la consommation de réactif doit être légèrement augmentée afin d'éliminer le tartre existant dans le système. Si l'on craint que le surchauffeur de la chaudière soit contaminé par des dépôts de sel, il doit être nettoyé en utilisant d'autres méthodes.
En présence d'un système de traitement d'eau externe, il est nécessaire de sélectionner le mode de fonctionnement optimal de l'Hydro-X, ce qui assurera des économies globales.
Un surdosage d'Hydro-X n'altère ni la fiabilité de fonctionnement de la chaudière, ni la qualité de la vapeur pour les chaudières à vapeur, et n'entraîne qu'une augmentation de la consommation du réactif lui-même.
Chaudières à vapeur
L'eau brute est utilisée comme eau d'appoint.
Dosage constant : 0,2 litre d'Hydro-X pour chaque mètre cube d'eau supplémentaire et 0,04 litre d'Hydro-X pour chaque mètre cube de condensat.
L'eau d'appoint est de l'eau adoucie.
Dosage initial : 1 litre d'Hydro-X pour chaque mètre cube d'eau dans la chaudière.
Dosage constant : 0,04 l d'Hydro-X pour chaque mètre cube d'eau et de condensat supplémentaire.
Dosage pour le détartrage de la chaudière : Hydro-X est dosé en quantité 50 % supérieure à la dose constante.
Systèmes d'alimentation en chaleur
L'eau d'appoint est de l'eau brute.
Dosage initial : 1 litre d'Hydro-X pour chaque mètre cube d'eau.
Dosage constant : 1 litre d'Hydro-X pour chaque mètre cube d'eau d'appoint.
L'eau d'appoint est de l'eau adoucie.
Dosage initial : 0,5 l d'Hydro-X pour chaque mètre cube d'eau.
Dosage constant : 0,5 l d'Hydro-X pour chaque mètre cube d'eau d'appoint.
En pratique, le dosage supplémentaire est basé sur des analyses de pH et de dureté.
Mesure et contrôle
Le dosage normal d'Hydro-X par jour est d'environ 200-400 ml par tonne d'eau supplémentaire avec une dureté moyenne de 350 μgeq / dm3 calculée en CaCO3, plus 40 ml par tonne retour d'eau... Ce sont bien sûr des chiffres approximatifs, et plus précisément le dosage peut être réglé en surveillant la qualité de l'eau. Comme indiqué, une surdose ne fera pas de mal, mais le dosage correct permettra d'économiser de l'argent. Pour un fonctionnement normal, la dureté (en termes de CaCO3), la concentration totale d'impuretés ioniques, la conductivité électrique spécifique, l'alcalinité caustique et la concentration d'ions hydrogène (pH) de l'eau sont surveillées. En raison de sa simplicité et de sa large gamme de fiabilité, Hydro-X peut être utilisé aussi bien en dosage manuel qu'en mode automatique. S'il le souhaite, le consommateur peut commander un système de contrôle et un contrôle informatique du processus.
Le système fer-vapeur d'eau est thermodynamiquement instable. L'interaction de ces substances peut se dérouler avec la formation de magnétite Fe 3 O 4 ou de wustite FeO :
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;L'analyse des réactions (2.1) - (2.3) indique une sorte de décomposition de la vapeur d'eau lors de l'interaction avec un métal avec formation d'hydrogène moléculaire, qui n'est pas une conséquence de la dissociation thermique réelle de la vapeur d'eau. Des équations (2.1) - (2.3) il résulte que lors de la corrosion des aciers dans la vapeur surchauffée en l'absence d'oxygène, seul Fe 3 O 4 ou FeO peut se former à la surface.
En présence d'oxygène dans la vapeur surchauffée (par exemple, dans les modes eau neutre, avec dosage d'oxygène dans le condensat), la formation d'hématite Fe 2 O 3 est possible dans la zone de surchauffe en raison de l'oxydation supplémentaire de la magnétite.
On considère que la corrosion à la vapeur, à partir d'une température de 570°C, est chimique. À l'heure actuelle, la température de surchauffe maximale de toutes les chaudières a été réduite à 545 ° C et, par conséquent, une corrosion électrochimique se produit dans les surchauffeurs. Les sections de sortie des surchauffeurs primaires sont en acier inoxydable austénitique résistant à la corrosion, les sections de sortie des surchauffeurs intermédiaires, qui ont la même température de surchauffe finale (545°C), sont en aciers perlitiques. Par conséquent, la corrosion des réchauffeurs est généralement sévère.
Sous l'action de la vapeur sur l'acier sur sa surface initialement propre, progressivement une couche dite topotactique se forme, adhérant étroitement au métal lui-même et le protégeant ainsi de la corrosion. Au fil du temps, une deuxième couche dite épitactique se développe sur cette couche. Pour des températures de vapeur allant jusqu'à 545°C, ces deux couches sont de la magnétite, mais leur structure n'est pas la même - la couche épitactique est à gros grains et ne protège pas de la corrosion.
Taux de décomposition de la vapeur
mgH 2 /(cm 2 h)
Riz. 2.1. Dépendance de la vitesse de décomposition de la vapeur surchauffée
de la température du mur
Il n'est pas possible d'influencer la corrosion des surfaces surchauffées par les méthodes du régime de l'eau. Par conséquent, la tâche principale du régime hydrochimique des surchauffeurs proprement dits est de surveiller systématiquement l'état du métal des surchauffeurs afin d'éviter la destruction de la couche topotactique. Cela peut se produire en raison de la pénétration d'impuretés individuelles, en particulier de sels, dans les surchauffeurs et de précipitations dans ceux-ci, ce qui est possible, par exemple, en raison d'une forte augmentation du niveau dans le tambour des chaudières à haute pression. Les dépôts de sel associés dans le surchauffeur peuvent conduire à la fois à une augmentation de la température de la paroi et à la destruction du film topotactique d'oxyde protecteur, ce qui peut être jugé par une forte augmentation de la vitesse de décomposition de la vapeur (Fig. 2.1).
3.3. Corrosion du circuit d'eau d'alimentation et des conduites de condensat
Une partie importante des dommages causés par la corrosion aux équipements des centrales thermiques se situe sur le chemin de l'eau d'alimentation, où le métal se trouve dans les conditions les plus sévères, en raison de la corrosivité de l'eau traitée chimiquement, des condensats, des distillats et de leur mélange dans contact avec elle. Dans les centrales électriques à turbine à vapeur, la principale source de contamination de l'eau d'alimentation par des composés de cuivre est la corrosion par l'ammoniac des condenseurs de turbine et des réchauffeurs régénératifs basse pression, dont le système de tuyauterie est en laiton.
Le trajet de l'eau d'alimentation d'une centrale électrique à turbine à vapeur peut être divisé en deux sections principales : avant et après le dégazeur thermique, et les conditions d'écoulement dans leurs taux de corrosion sont radicalement différents. Les éléments de la première section du chemin d'eau d'alimentation, situés avant le dégazeur, comprennent des canalisations, des réservoirs, des pompes à condensats, des canalisations de condensats et d'autres équipements. Une caractéristique de la corrosion de cette partie du tractus nutritif est l'absence de possibilité d'épuisement des agents agressifs, c'est-à-dire l'acide carbonique et l'oxygène, contenus dans l'eau. En raison de l'afflux et du mouvement continus de nouvelles portions d'eau le long du chemin, il y a une reconstitution constante de leur perte. L'élimination continue d'une partie des produits de réaction du fer avec l'eau et l'afflux de portions fraîches d'agents agressifs créent des conditions favorables à des processus de corrosion intensifs.
La source de l'apparition d'oxygène dans les condensats des turbines est l'aspiration d'air dans la queue des turbines et dans les joints d'huile des pompes à condensats. Eau de chauffage contenant de l'O 2 et СО 2 dans les réchauffeurs de surface situés dans la première section de la voie d'alimentation, jusqu'à 60-80 ° C et plus, entraîne de graves dommages dus à la corrosion des tuyaux en laiton. Ces derniers deviennent cassants, et souvent le laiton après plusieurs mois de travail acquiert une structure spongieuse à la suite d'une corrosion sélective prononcée.
Les éléments de la deuxième section de la conduite d'eau d'alimentation - du désaérateur au générateur de vapeur - comprennent les pompes et les conduites d'alimentation, les réchauffeurs régénératifs et les économiseurs. La température de l'eau dans cette section, en raison du chauffage séquentiel de l'eau dans les réchauffeurs régénératifs et les économiseurs d'eau, se rapproche de la température de l'eau de la chaudière. La cause de la corrosion des équipements liés à cette partie du conduit est principalement l'effet sur le métal du dioxyde de carbone libre dissous dans l'eau d'alimentation, dont la source est l'eau supplémentaire traitée chimiquement. Avec une concentration accrue d'ions hydrogène (pH< 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.
En présence d'équipements en laiton (chauffe-eau basse pression, condenseurs), l'enrichissement de l'eau en composés de cuivre par le chemin des condensats de vapeur s'effectue en présence d'oxygène et d'ammoniac libre. Une augmentation de la solubilité de l'oxyde de cuivre hydraté se produit en raison de la formation de complexes cuivre-ammoniac, par exemple Cu (NH 3) 4 (OH) 2. Ces produits sont des chauffe-tubes en laiton résistant à la corrosion basse pression commencent à se décomposer dans les sections des réchauffeurs régénératifs à haute pression (réchauffeurs à haute pression) avec la formation d'oxydes de cuivre moins solubles, qui se déposent partiellement à la surface des tubes à haute pression. e. Dépôts cuivreux sur les tubes p. c. contribuent à leur corrosion pendant le fonctionnement et le stockage à long terme des équipements sans conservation.
Avec une désaération thermique insuffisamment profonde de l'eau d'alimentation, la corrosion par piqûres est observée principalement sur zones d'entréeéconomiseurs, où l'oxygène est libéré en raison d'une augmentation notable de la température de l'eau d'alimentation, ainsi que dans les zones stagnantes de la voie d'alimentation.
Les équipements consommateurs de chaleur des consommateurs de vapeur et les canalisations par lesquelles les condensats industriels sont renvoyés vers le CHPP sont sujets à la corrosion sous l'action de l'oxygène et de l'acide carbonique qu'ils contiennent. L'apparition d'oxygène s'explique par le contact des condensats avec l'air dans des réservoirs ouverts (lorsque circuit ouvert collecte des condensats) et les fuites par fuites dans l'équipement.
Les principales mesures pour empêcher la corrosion des équipements situés dans la première section du chemin d'alimentation en eau (de la station de traitement d'eau au dégazeur thermique) sont :
1) l'utilisation de revêtements protecteurs anticorrosifs pour les surfaces des équipements de traitement des eaux et des installations de stockage, qui sont lavées avec des solutions de réactifs acides ou d'eaux corrosives utilisant du caoutchouc, des résines époxy, des vernis à base de perchlorovinyle, du nitrite liquide et du silicone ;
2) l'utilisation de tuyaux et raccords résistants aux acides en matériaux polymères (polyéthylène, polyisobutylène, polypropylène, etc.) ou de tuyaux et raccords en acier revêtus à l'intérieur de revêtements protecteurs appliqués par projection à la flamme ;
3) application de tuyau échangeurs de chaleur en métaux résistants à la corrosion (cuivre rouge, acier inoxydable);
4) l'élimination du dioxyde de carbone libre de l'eau traitée chimiquement supplémentaire ;
5) élimination continue des gaz non condensables (oxygène et acide carbonique) des chambres à vapeur des réchauffeurs, refroidisseurs et réchauffeurs régénératifs à basse pression de l'eau du réseau et élimination rapide des condensats qui s'y forment ;
6) Étanchéité complète des joints d'huile de la pompe à condensats, des raccords et des raccords à bride des conduites d'alimentation sous vide ;
7) assurer une étanchéité suffisante des condenseurs de la turbine du côté de l'eau et de l'air de refroidissement et surveiller l'aspiration d'air à l'aide d'oxymètres enregistreurs ;
8) équiper les condenseurs de dispositifs de dégazage spéciaux afin d'éliminer l'oxygène des condensats.
Pour lutter avec succès contre la corrosion des équipements et des canalisations situés dans la deuxième section du chemin d'alimentation en eau (des désaérateurs thermiques aux générateurs de vapeur), les mesures suivantes sont appliquées :
1) équiper la TPP de désaérateurs thermiques, qui, dans toutes les conditions de fonctionnement, produisent de l'eau désaérée avec une teneur résiduelle en oxygène et en dioxyde de carbone qui ne dépasse pas les limites admissibles ;
2) sortie maximale de gaz non condensables des chambres à vapeur des réchauffeurs régénératifs à haute pression ;
3) l'utilisation de métaux résistants à la corrosion pour la fabrication d'éléments de pompes d'alimentation en contact avec l'eau ;
4) protection anticorrosion des réservoirs d'alimentation et de drainage en appliquant des revêtements non métalliques résistants à des températures allant jusqu'à 80-100 ° C, par exemple, l'asbovinyle (mélange de vernis à l'éthinol avec de l'amiante) ou peintures et vernisà base de résines époxy;
5) sélection de métaux de structure résistants à la corrosion adaptés à la fabrication de tuyaux pour appareils de chauffage régénératifs à haute pression ;
6) traitement constant de l'eau d'alimentation avec des réactifs alcalins afin de maintenir une valeur de pH optimale donnée de l'eau d'alimentation, à laquelle la corrosion par le dioxyde de carbone est supprimée et une résistance suffisante du film protecteur est assurée ;
7) traitement continu de l'eau d'alimentation avec de l'hydrazine pour lier l'oxygène résiduel après les désaérateurs thermiques et créer un effet inhibiteur d'inhibition de la transition des composés du fer de la surface de l'équipement à l'eau d'alimentation ;
8) sceller les réservoirs d'eau d'alimentation en organisant un système dit fermé pour empêcher l'oxygène de pénétrer dans l'eau d'alimentation dans les économiseurs des générateurs de vapeur ;
9) mise en place d'une préservation fiable de l'équipement de la voie d'alimentation en eau pendant son temps d'arrêt en réserve.
Une méthode efficace pour réduire la concentration de produits de corrosion dans les condensats renvoyés vers les centrales de cogénération par les consommateurs de vapeur est l'introduction d'amines filmogènes - octadécylamine ou ses substituts - dans la vapeur sélectionnée envoyée aux consommateurs. À une concentration de ces substances dans la vapeur égale à 2-3 mg / dm 3 , il est possible de réduire de 10 à 15 fois la teneur en oxydes de fer des condensats industriels. Le dosage d'une émulsion aqueuse de polyamines à l'aide d'une pompe doseuse ne dépend pas de la concentration d'acide carbonique dans le condensat, car leur action n'est pas associée à des propriétés neutralisantes, mais repose sur la capacité de ces amines à former des insolubles et de l'eau. films non miscibles à la surface de l'acier, du laiton et d'autres métaux.
