Metody zapobiegania zużyciu korozyjnemu kotła ciepłej wody. Rodzaje korozji kotłów parowych. Korozja ścieżki wody zasilającej i przewodów kondensatu
Powierzchnie grzewcze rurowych i regeneracyjnych nagrzewnic powietrza, ekonomizerów niskotemperaturowych, a także metalowych kanałów gazowych i kominy przy temperaturach metalu poniżej punktu rosy spaliny... Źródłem korozji niskotemperaturowej jest bezwodnik siarkowy SO 3, który tworzy w spalinach pary kwasu siarkowego, który kondensuje w temperaturach punktu rosy spalin. Kilka tysięcznych procenta SO 3 w gazach wystarcza do korozji metalu w tempie przekraczającym 1 mm/rok. Korozja niskotemperaturowa spowalnia się podczas organizowania procesu spalania z niewielkim nadmiarem powietrza, a także przy stosowaniu dodatków do paliwa i zwiększaniu odporności na korozję metalu.
Sita palników kotłów bębnowych i jednoprzelotowych narażone są podczas spalania na korozję wysokotemperaturową paliwo stałe, przegrzewacze i ich oprawy, a także ekrany dolnej części radiacyjnej kotłów nadkrytycznych przy spalaniu siarkowego oleju opałowego.
Korozja wewnętrznej powierzchni rur jest konsekwencją oddziaływania z metalem rur gazów tlenu i dwutlenku węgla) lub soli (chlorków i siarczanów) zawartych w wodzie kotłowej. V nowoczesne kotły zawartość nadkrytycznych prężności par gazów i soli żrących w wyniku głębokiego odsalania woda zasilająca a odpowietrzanie termiczne jest pomijalne, a główną przyczyną korozji jest oddziaływanie metalu z wodą i parą. Korozja wewnętrznej powierzchni rur objawia się powstawaniem śladów po ospie, wżerów, muszli i pęknięć; Zewnętrzna powierzchnia uszkodzonych rur może nie różnić się od zdrowych.
Uszkodzenia korozyjne wewnętrznej rury obejmują również:
korozja parkingowa tlenowa wpływająca na dowolne obszary wewnętrznej powierzchni rur. Obszary najbardziej zagrożone są pokryte osadami rozpuszczalnymi w wodzie (rury przegrzewaczy i strefa przejściowa kotłów jednoprzelotowych);
podosadowa korozja alkaliczna kotła i rury ekranowe powstające pod działaniem stężonych zasad w wyniku parowania wody pod warstwą szlamu;
Zmęczenie korozyjne, objawiające się pęknięciami w rurach kotłowych i ściennych w wyniku jednoczesnego działania środowiska korozyjnego i naprzemiennych naprężeń termicznych.
Kamień tworzy się na rurach w wyniku ich przegrzania do temperatur znacznie przekraczających obliczone. W związku ze wzrostem wydajności jednostek kotłowych w ostatnim czasie coraz częstsze są przypadki awarii rur przegrzewaczy pary z powodu niewystarczającej odporności na osadzanie się kamienia na spaliny. Intensywne tworzenie się kamienia kotłowego obserwuje się najczęściej podczas spalania oleju opałowego.
Zużycie ścianek rur następuje w wyniku ściernego działania pyłu węglowego i łupkowego oraz popiołu, a także strumieni pary wydobywającej się z uszkodzonych sąsiednich rur lub dysz dmuchaw. Czasami przyczyną zużycia i twardnienia ścianek rur jest śrut stosowany do czyszczenia powierzchni grzewczych. Miejsca i stopień zużycia rur określa się na podstawie oględzin zewnętrznych i pomiaru ich średnicy. Rzeczywistą grubość ścianki rury mierzy się za pomocą ultradźwiękowego miernika grubości.
Wypaczenie rur ściennych i kotłowych, a także poszczególnych rur i odcinków paneli ściennych części radiacyjnej kotłów o przepływie bezpośrednim występuje, gdy rury są instalowane z nierównym wciskiem, pęknięciem łączników rur, wyciekiem wody oraz z powodu braku ich ruchy termiczne. Wypaczenie wężownic i ekranów przegrzewaczy następuje głównie na skutek wypalania się wieszaków i łączników, nadmiernego i nierównomiernego naprężenia dopuszczanego podczas montażu lub wymiany poszczególnych elementów. Wypaczanie cewek ekonomizera wody następuje z powodu wypalenia i przemieszczenia podpór i wieszaków.
Przetoki, wybrzuszenia, pęknięcia i pęknięcia mogą również powstać w wyniku: osadów w rurach z kamienia, produktów korozji, zgorzeliny procesowej, zadziorów spawalniczych i innych ciał obcych, które spowalniają cyrkulację wody i przyczyniają się do przegrzania metalu rury; hartowanie śrutowe; niezgodność gatunku stali z parametrami pary i temperaturą gazu; zewnętrzne uszkodzenia mechaniczne; naruszenia trybów pracy.
Najbardziej aktywna korozja rur ściennych objawia się w miejscach, w których gromadzą się zanieczyszczenia chłodziwa. Obejmuje to obszary rur ściennych o dużym obciążeniu termicznym, gdzie następuje głębokie parowanie wody kotłowej (szczególnie w obecności porowatych niskotermicznych osadów na powierzchni parowania). Dlatego w odniesieniu do zapobiegania uszkodzeniom rur ściennych związanych z wewnętrzną korozją metalu należy wziąć pod uwagę potrzebę zintegrowanego podejścia, tj. wpływ zarówno na reżim wodno-chemiczny, jak i spalania.
Uszkodzenia rur ściennych mają głównie charakter mieszany, można je warunkowo podzielić na dwie grupy:
1) Uszkodzenia ze śladami przegrzania stali (odkształcenie i ścieńczenie ścianek rury w miejscu zniszczenia; obecność ziaren grafitu itp.).
2) Kruche pęknięcia bez charakterystycznych oznak przegrzania metalu.
Na wewnętrznej powierzchni wielu rur odnotowuje się znaczne osady o charakterze dwuwarstwowym: górny słabo przylegający, dolny łuskowaty, ściśle przylegający do metalu. Grubość dolnej warstwy zgorzeliny wynosi 0,4-0,75 mm. W uszkodzonym obszarze łuska na wewnętrznej powierzchni ulega zniszczeniu. W pobliżu miejsc zniszczenia i w pewnej odległości od nich na wewnętrzną powierzchnię rur wpływają wżery korozyjne i kruche mikrouszkodzenia.
Ogólny widok uszkodzeń wskazuje na termiczny charakter zniszczenia. Zmiany strukturalne po stronie czołowej rur – głęboka sferydyzacja i rozkład perlitu, powstawanie grafitu (przejście węgla w grafit 45-85%) – wskazują, że została przekroczona nie tylko temperatura pracy sit, ale również dopuszczalna temperatura dla stali 20500 ° C. Potwierdza również obecność FeO wysoki poziom temperatury metalu podczas pracy (powyżej 845 oK - tj. 572 oC).
Kruche uszkodzenia powodowane przez wodór zwykle występują w obszarach o dużym strumieniu ciepła, pod grubymi warstwami osadów oraz nachylonych lub poziomych rurach, a także w obszarach wymiany ciepła w pobliżu pierścieni podkładowych spoin lub innych urządzeń, które utrudniają swobodny przepływ przepływów. Doświadczenie pokazuje, że uszkodzenia spowodowane przez wodór występują w kotłach pracujących pod ciśnieniem poniżej 1000 psi. cal (6,9 MPa).
Uszkodzenie wodorowe zwykle powoduje łzy o grubych krawędziach. Inne mechanizmy, które przyczyniają się do powstawania pęknięć o grubych krawędziach, to pękanie korozyjne naprężeniowe, zmęczenie korozyjne, pękanie naprężeniowe i (w niektórych rzadkich przypadkach) ekstremalne przegrzanie. Wizualne odróżnienie uszkodzenia wodorem od innych uszkodzeń może być trudne, ale niektóre cechy mogą być pomocne.
Na przykład uszkodzenie wodorowe prawie zawsze wiąże się z wżerami w metalu (patrz środki ostrożności w rozdziałach 4 i 6). Inne rodzaje zniszczeń (może z wyjątkiem zmęczenia korozyjnego, które często zaczyna się w poszczególnych wnękach) zwykle nie są związane z poważną korozją.
Awarie rur w wyniku uszkodzenia metalu wodorem często pojawiają się w postaci prostokątnego „okna” w ściance rury, co nie jest typowe dla innych rodzajów uszkodzeń.
Przy ocenie podatności na uszkodzenia rur ściennych należy wziąć pod uwagę, że metalurgiczna (początkowa) zawartość wodoru gazowego w stali klasy perlitowej (w tym st. 20) nie przekracza 0,5-1 cm3/100g. Gdy zawartość wodoru jest wyższa niż 4-5 cm3/100g, właściwości mechaniczne stali znacznie się pogarszają. W tym przypadku należy skupić się przede wszystkim na lokalnej zawartości wodoru resztkowego, ponieważ przy kruchych pęknięciach rur ściennych gwałtowne pogorszenie właściwości metalu obserwuje się tylko w wąskiej strefie wzdłuż przekroju rury z niezmiennie zadowalająca struktura i właściwości mechaniczne sąsiedniego metalu w odległości zaledwie 0,2-2 mm.
Uzyskane wartości średnich stężeń wodoru na krawędzi szczeliny są 5-10 razy wyższe niż jego początkowa zawartość dla stacji 20, co nie mogło nie mieć istotnego wpływu na podatność rur na uszkodzenia.
Powyższe wyniki wskazują, że kruchość wodorowa okazała się decydującym czynnikiem w uszkodzeniu rur ściennych kotłów w KrTET.
Konieczne było dalsze zbadanie, który z czynników ma decydujący wpływ na ten proces: a) cykl cieplny na skutek destabilizacji normalnego reżimu wrzenia w strefach zwiększonych strumieni ciepła w obecności osadów na powierzchni parowania, oraz w rezultacie uszkodzenie pokrywających go ochronnych warstw tlenkowych; b) obecność w środowisku pracy zanieczyszczeń korozyjnych, skoncentrowanych w osadach na powierzchni parowania; c) łączny wpływ czynników „a” i „b”.
Szczególnie ważna jest kwestia roli reżimu spalania. Charakter krzywych wskazuje na akumulację wodoru w wielu przypadkach w pobliżu zewnętrznej powierzchni rurek ściennych. Jest to możliwe przede wszystkim w obecności na określonej powierzchni gęstej warstwy siarczków, w dużej mierze nieprzepuszczalnej dla wodoru, dyfundującej z powierzchni wewnętrznej na zewnętrzną. Powstawanie siarczków spowodowane jest: wysoką zawartością siarki w spalanym paliwie; rzucając pochodnię na panele wyświetlacza. Innym powodem zawartości wodoru w metalu na powierzchni zewnętrznej jest występowanie procesów korozyjnych, gdy metal wchodzi w kontakt ze spalinami. Jak wykazała analiza zewnętrznych osadów rur kotłowych, zwykle występowały obie powyższe przyczyny.
Rola trybu spalania przejawia się również w korozji rur ściennych pod działaniem czysta woda, co najczęściej obserwuje się w wytwornicach pary o wysokim ciśnieniu. Ośrodki korozji znajdują się zwykle w strefie maksymalnych lokalnych obciążeń cieplnych i tylko na ogrzewanej powierzchni rury. Zjawisko to prowadzi do powstawania okrągłych lub eliptycznych zagłębień o średnicy powyżej 1 cm.
Przegrzanie metalu występuje najczęściej w obecności osadów, ponieważ ilość odbieranego ciepła będzie prawie taka sama zarówno dla czystej rury, jak i rury zawierającej kamień, temperatura rury będzie inna.
Po raz pierwszy wykryto korozję zewnętrzną rur ściennych w dwóch elektrowniach w pobliżu kotłów wysokoprężnych TP-230-2, które pracowały na węglu klasy ASh i oleju opałowym siarkowym i były eksploatowane przez około 4 lata wcześniej. Zewnętrzna powierzchnia rur została poddana korozji korozyjnej od strony paleniska, w strefie maksymalnej temperatury płomienia. 88
Zniszczeniu uległy głównie rury środkowej (na szerokości) części pieca, bezpośrednio nad zapalnikiem. pasek. Szerokie i stosunkowo płytkie wżery korozyjne miały nieregularny kształt i często zamykały się ze sobą, w wyniku czego uszkodzona powierzchnia rury była nierówna i nierówna. W środku najgłębszych wrzodów pojawiły się przetoki, przez które zaczęły się ulatniać strumienie wody i pary.
Cechą charakterystyczną był całkowity brak takiej korozji na rurach ściennych kotłów średnioprężnych tych elektrowni, chociaż kotły średnioprężne były tam eksploatowane znacznie dłużej.
W kolejnych latach korozja zewnętrzna rur ściennych pojawiła się również na innych kotłach wysokociśnieniowych pracujących na paliwach stałych. Strefa korozyjnego zniszczenia sięgała niekiedy do znacznej wysokości; w niektórych miejscach grubość ścianek rur w wyniku korozji zmniejszyła się do 2-3 mm. Zaobserwowano również, że korozja ta praktycznie nie występuje w kotłach wysokociśnieniowych pracujących na ciężkim oleju opałowym.
Korozję zewnętrzną rur ściennych stwierdzono w kotłach TP-240-1 po 4 latach eksploatacji przy ciśnieniu w bębnach 185 atm. Kotły te spalały pod Moskwą węgiel brunatny o wilgotności około 30%; olej opałowy był spalany tylko podczas rozpalania. W tych kotłach uszkodzenia korozyjne wystąpiły również w strefie największego obciążenia cieplnego rur ściennych. Specyfiką procesu korozji było to, że rury zapadały się zarówno od strony pieca, jak i od strony okładziny (rys. 62).
Fakty te pokazują, że korozja rur ściennych zależy przede wszystkim od temperatury ich powierzchni. W kotłach średniociśnieniowych woda odparowuje w temperaturze około 240°C; w przypadku kotłów zaprojektowanych na ciśnienie 110 atm projektowa temperatura wrzenia wody wynosi 317 ° C; w kotłach TP-240-1 woda wrze w temperaturze 358 °C. Temperatura zewnętrznej powierzchni rur ściennych zwykle przekracza temperaturę wrzenia o około 30-40 °C.
Mogą. założyć, że intensywna korozja zewnętrzna metalu zaczyna się, gdy jego temperatura wzrasta do 350 ° C. Dla kotłów zaprojektowanych na ciśnienie 110 atm temperatura ta jest osiągana tylko od strony spalania rur, a dla kotłów o ciśnieniu 185 atm odpowiada temperaturze wody w rurach... Dlatego tylko w tych kotłach zaobserwowano korozję rur ściennych od strony okładziny.
Szczegółową analizę zagadnienia przeprowadzono na kotłach TP-230-2 pracujących w jednej z wymienionych elektrowni. Pobrano tam próbki gazów i ciepła.
Cząsteczki z pochodni w odległości około 25 mm od rurek ściennych. W pobliżu przedniej szyby, w strefie intensywnej korozji zewnętrznej rury, spaliny prawie nie zawierały wolnego tlenu. W pobliżu tylnej szyby, w której korozja zewnętrznej rury była prawie nieobecna, w gazach było znacznie więcej wolnego tlenu. Ponadto kontrola wykazała, że w obszarze powstawania korozji ponad 70% próbek gazu
Można „założyć, że w obecności nadmiaru tlenu siarkowodór wypala się i korozja nie występuje, ale w przypadku braku nadmiaru tlenu siarkowodór wchodzi w połączenie chemiczne z metalem rur. W tym przypadku żelazo powstaje siarczek FeS.Ten produkt korozji został faktycznie znaleziony w osadach na rurach osłonowych.
Na korozję zewnętrzną narażona jest nie tylko stal węglowa, ale również stal chromowo-molibdenowa. W szczególności w kotłach TP-240-1 korozja dotknęła rury ścienne wykonane ze stali 15XM.
Do tej pory nie ma sprawdzonych środków, aby całkowicie zapobiec opisanemu rodzajowi korozji. Pewne zmniejszenie tempa niszczenia. metal został osiągnięty. po dostosowaniu procesu spalania, w szczególności gdy wzrasta nadmiar powietrza w spalinach.
27. KOROZJA EKRANU POD EKSTREMALNYM CIŚNIENIEM
Książka ta pokrótce opisuje warunki pracy metalowych kotłów parowych w nowoczesnych elektrowniach. Ale postęp energetyki w ZSRR trwa, a teraz zaczyna działać duża liczba nowe kotły zaprojektowane na więcej wysokie ciśnienia i temperatura pary. W tych warunkach bardzo ważne posiada praktyczne doświadczenie w eksploatacji kilku kotłów TP-240-1, działających w latach 1953-1955. przy ciśnieniu 175 atm (185 atm w bębnie). Bardzo cenne,> w szczególności informacje o korozji ich ekranów.
Osłony tych kotłów były skorodowane zarówno na zewnątrz, jak i wewnątrz. Ich zewnętrzna korozja została opisana w poprzednim akapicie tego rozdziału, ale zniszczenie wewnętrznej powierzchni rur nie jest podobne do żadnego z opisanych powyżej rodzajów korozji metali.
Korozja wystąpiła głównie od strony wypalania górnej części nachylonych rur zimnego leja i towarzyszyło jej pojawienie się wżerów korozyjnych (ryc. 63, a). Następnie liczba takich powłok wzrosła i pojawił się ciągły pasek (czasem dwa równoległe paski) skorodowanego metalu (ryc. 63.6). Charakterystyczny był również brak korozji w strefie złączy spawanych.
Wewnątrz rur znajdował się osad luźnego szlamu o grubości 0,1-0,2 mm, który składał się głównie z tlenków żelaza i miedzi. Wzrostowi zniszczenia korozyjnego metalu nie towarzyszył wzrost grubości warstwy szlamu, dlatego korozja pod warstwą szlamu nie była główną przyczyną korozji wewnętrznej powierzchni rur ściennych.
W wodzie kotłowej utrzymywany był reżim czystej alkaliczności fosforanowej. Fosforany były wprowadzane do kotła nie w sposób ciągły, ale okresowo.
Ogromne znaczenie miał fakt, że temperatura metalu rury okresowo gwałtownie wzrastała, a czasami przekraczała 600 ° C (ryc. 64). Strefa najczęstszego i maksymalnego wzrostu temperatury pokrywała się ze strefą największego zniszczenia metalu. Spadek ciśnienia w kotle do 140-165 atm (czyli do ciśnienia, przy którym pracują nowe kotły seryjne) nie zmienił charakteru chwilowego wzrostu temperatury rur, ale towarzyszył mu znaczny spadek maksymalna wartość tej temperatury. Przyczyny takiego okresowego wzrostu temperatury strony wypalania nachylonych rur są zimne. lejki nie zostały jeszcze szczegółowo zbadane.
|
Książka ta obejmuje szczegółowe zagadnienia związane z eksploatacją części stalowych w kotle parowym. Ale żeby przestudiować te czysto praktyczne zagadnienia, musisz wiedzieć informacje ogólne dotyczące budowy stali i jej „właściwości. Na diagramach pokazujących budowę metali atomy są czasami przedstawiane jako kulki stykające się ze sobą (rys. 1). Takie diagramy pokazują rozmieszczenie atomów w metalu, ale jest to trudne aby wyraźnie pokazać ułożenie atomów względem siebie.przyjaciel. Erozja to stopniowe niszczenie warstwy powierzchniowej metalu pod wpływem naprężeń mechanicznych. Najczęstszym rodzajem erozji elementów stalowych - kotła parowego jest ich ścieranie przez cząstki stałe popiołu poruszające się wraz ze spalinami. Przy długotrwałym ścieraniu następuje stopniowe zmniejszanie grubości ścianek rur, a następnie ich odkształcanie i pękanie pod wpływem ciśnienia wewnętrznego. |
Co to jest Hydro-X:
Hydro-X to metoda i rozwiązanie wynalezione w Danii 70 lat temu, które zapewniają niezbędne korygujące uzdatnianie wody do systemów grzewczych i kotłów, zarówno gorącej wody, jak i pary o niskim ciśnieniu pary (do 40 atm). Przy stosowaniu metody Hydro-X do wody obiegowej dodawany jest tylko jeden roztwór, dostarczany konsumentowi w puszkach lub beczkach z tworzywa sztucznego, gotowy do użycia. Dzięki temu przedsiębiorstwa nie mają specjalnych magazynów na odczynniki chemiczne, sklepów do przygotowywania niezbędnych roztworów itp.
Zastosowanie Hydro-X zapewnia utrzymanie wymaganej wartości pH, oczyszczanie wody z tlenu i wolnego dwutlenku węgla, zapobieganie powstawaniu kamienia, a jeśli występuje, czyszczenie powierzchni oraz ochronę przed korozją.
Hydro-X jest klarowną, żółtawo-brązową cieczą, jednorodną, silnie zasadową, o ciężarze właściwym około 1,19 g/cm w temperaturze 20 °C. Jego skład jest stabilny i nawet podczas długotrwałego przechowywania nie dochodzi do separacji ani sedymentacji cieczy, dzięki czemu nie ma potrzeby mieszania przed użyciem. Ciecz nie jest łatwopalna.
Zaletami metody Hydro-X są prostota i efektywność uzdatniania wody.
Gdy działają systemy podgrzewania wody, w tym wymienniki ciepła, kotły gorącej wody lub pary, z reguły są one uzupełniane dodatkową wodą. Aby zapobiec pojawianiu się kamienia, konieczne jest przeprowadzenie uzdatniania wody w celu zmniejszenia zawartości szlamu i soli w wodzie kotłowej. Uzdatnianie wody można przeprowadzić np. poprzez zastosowanie filtrów zmiękczających, zastosowanie demineralizacji, odwróconej osmozy itp. Nawet po takim uzdatnianiu pozostają problemy związane z możliwą korozją. Po dodaniu do wody sody kaustycznej, fosforanu trójsodowego itp. problem korozji również pozostaje, a w przypadku kotłów parowych — zanieczyszczenie parą wodną.
Dość prostą metodą zapobiegającą pojawianiu się kamienia i korozji jest metoda Hydro-X, według której do wody kotłowej dodaje się niewielką ilość już przygotowanego roztworu zawierającego 8 składników organicznych i nieorganicznych. Zalety tej metody są następujące:
- rozwiązanie trafia do konsumenta w postaci gotowej do użycia;
- rozwiązanie w małe ilości wprowadza się do wody ręcznie lub za pomocą pompy dozującej;
- przy stosowaniu Hydro-X nie ma potrzeby stosowania innych środków chemicznych;
- do wody kotłowej dostarczane jest około 10 razy mniej substancji aktywnych niż przy stosowaniu tradycyjnych metod uzdatniania wody;
Hydro-X nie zawiera toksycznych składników. Oprócz wodorotlenku sodu NaOH i fosforanu trisodowego Na3PO4 wszystkie inne substancje są ekstrahowane z nietoksycznych roślin;
- przy zastosowaniu w kotłach parowych i parownikach zapewnia czystą parę i zapobiega się pienieniu.
Skład Hydro-X.
Roztwór zawiera osiem różnych substancji, zarówno organicznych, jak i nieorganicznych. Mechanizm działania Hydro-X ma złożony charakter fizykochemiczny.
Kierunek wpływu każdego składnika jest w przybliżeniu następujący.
Wodorotlenek sodu NaOH w ilości 225 g/l zmniejsza twardość wody i reguluje wartość pH, chroni warstwę magnetytu; Fosforan trisodowy Na3PO4 w ilości 2,25 g/l - zapobiega tworzeniu się kamienia i chroni powierzchnię żelaza. Wszystkie sześć związków organicznych nie przekracza łącznie 50 g/l i obejmują ligninę, garbniki, skrobię, glikol, alginian sodu i mannuronian sodu. Całkowita ilość substancji zasadowych NaOH i Na3PO4 w uzdatnianiu wody Hydro-X jest bardzo mała, około dziesięciokrotnie mniejsza niż ta stosowana w uzdatnianiu tradycyjnym, zgodnie z zasadą stechiometrii.
Wpływ składników Hydro-X jest bardziej fizyczny niż chemiczny.
Dodatki organiczne służą następującym celom.
Alginian sodu i mannuronian sodu są stosowane w połączeniu z niektórymi katalizatorami, aby wspomóc wytrącanie soli wapnia i magnezu. Taniny pochłaniają tlen i tworzą warstwę żelaza chroniącą przed korozją. Lignina działa jak taniny, a także pomaga usunąć istniejący kamień. Skrobia tworzy szlam, a glikol zapobiega pienieniu i porywaniu kropel wilgoci. Związki nieorganiczne utrzymują słabo zasadowe środowisko niezbędne do skutecznego działania substancji organicznych, służą jako wskaźnik stężenia Hydro-X.
Zasada działania Hydro-X.
W działaniu Hydro-X decydującą rolę odgrywają składniki organiczne. Chociaż są one obecne w minimalnych ilościach, ze względu na ich głęboką dyspersję, ich aktywna powierzchnia reakcji jest dość duża. Masa cząsteczkowa organicznych składników Hydro-X jest znacząca, co zapewnia fizyczny efekt przyciągania cząsteczek zanieczyszczeń wody. Ten etap uzdatniania wody odbywa się bez reakcji chemicznych. Absorpcja cząsteczek zanieczyszczeń jest neutralna. Pozwala to na zebranie wszystkich takich cząsteczek, zarówno tworzących sztywność, jak i soli żelaza, chlorków, soli kwasu krzemowego itp. Wszystkie zanieczyszczenia wody osadzają się w osadzie, który jest mobilny, amorficzny i nie skleja się. Zapobiega to możliwości tworzenia się kamienia na powierzchniach grzewczych, co jest istotną zaletą metody Hydro-X.
Neutralne cząsteczki Hydro-X absorbują zarówno jony dodatnie, jak i ujemne (aniony i kationy), które z kolei są wzajemnie neutralizowane. Neutralizacja jonów bezpośrednio wpływa na redukcję korozji galwanicznej, ponieważ ten rodzaj korozji wiąże się z różnym potencjałem elektrycznym.
Hydro-X skutecznie zwalcza gazy korozyjne - tlen i wolny dwutlenek węgla. Stężenie Hydro-X 10 ppm jest wystarczające, aby zapobiec tego typu korozji niezależnie od temperatury otoczenia.
Soda kaustyczna może powodować kruchość kaustyczną. Zastosowanie Hydro-X zmniejsza ilość wolnych wodorotlenków, znacznie zmniejszając ryzyko kruchości żrącej stali.
Bez zatrzymywania systemu w celu spłukiwania, proces Hydro-X umożliwia usunięcie starego istniejącego kamienia. Wynika to z obecności cząsteczek ligniny. Cząsteczki te wnikają w pory kamienia kotłowego i niszczą go. Należy jednak zauważyć, że jeśli kocioł jest mocno zanieczyszczony, ekonomicznie bardziej celowe jest przeprowadzenie płukania chemicznego, a następnie zastosowanie Hydro-X w celu zapobieżenia osadzaniu się kamienia, co zmniejszy jego zużycie.
Powstały osad jest gromadzony w kolektorach osadu i usuwany z nich przez okresowe przedmuchy. Filtry (kolektory błotne) mogą być stosowane jako kolektory szlamu, przez które przepuszczana jest część wody zawracanej do kotła.
Ważne jest, aby osad powstały w wyniku działania Hydro-X był w miarę możliwości usuwany poprzez codzienne odsalanie kotła. Ilość odsolin zależy od twardości wody i rodzaju rośliny. W początkowym okresie, gdy powierzchnie są oczyszczone z już istniejącego osadu, a w wodzie występuje znaczna zawartość zanieczyszczeń, odsolin powinien być wyższy. Oczyszczanie przeprowadza się przez pełne otwarcie zaworu oczyszczania na 15-20 sekund dziennie i przy dużym makijażu surowa woda 3-4 razy dziennie.
Hydro-X może być stosowany w systemach grzewczych, w systemach ciepłowniczych, do niskociśnieniowych kotłów parowych (do 3,9 MPa). Jednocześnie z Hydro-X nie należy stosować żadnych innych odczynników, z wyjątkiem siarczynu sodu i sody. Nie trzeba dodawać, że odczynniki do wody uzupełniającej nie należą do tej kategorii.
W pierwszych miesiącach eksploatacji należy nieznacznie zwiększyć zużycie odczynnika w celu wyeliminowania kamienia kotłowego występującego w układzie. Jeżeli istnieje obawa, że przegrzewacz kotła jest zanieczyszczony osadami soli, należy go wyczyścić innymi metodami.
W obecności zewnętrznego systemu uzdatniania wody konieczne jest wybranie optymalnego trybu pracy Hydro-X, który zapewni ogólne oszczędności.
Przedawkowanie Hydro-X nie wpływa niekorzystnie ani na niezawodność pracy kotła, ani na jakość pary do kotłów parowych, a jedynie pociąga za sobą wzrost zużycia samego odczynnika.
Kotły parowe
Jako wodę uzupełniającą stosuje się wodę surową.
Stałe dozowanie: 0,2 litra Hydro-X na każdy metr sześcienny dodatkowej wody i 0,04 litra Hydro-X na każdy metr sześcienny kondensatu.
Woda uzupełniająca to woda zmiękczona.
Dawka początkowa: 1 litr Hydro-X na każdy metr sześcienny wody w kotle.
Stała dawka: 0,04 l Hydro-X na każdy metr sześcienny dodatkowej wody i kondensatu.
Dawka do odkamieniania kotła: Hydro-X dozowana jest w ilości o 50% większej niż dawka stała.
Systemy zaopatrzenia w ciepło
Woda uzupełniająca to woda surowa.
Dawka początkowa: 1 litr Hydro-X na każdy metr sześcienny wody.
Stała dawka: 1 litr Hydro-X na każdy metr sześcienny wody do makijażu.
Woda uzupełniająca to woda zmiękczona.
Dawka początkowa: 0,5 l Hydro-X na każdy metr sześcienny wody.
Stała dawka: 0,5 l Hydro-X na każdy metr sześcienny wody do makijażu.
W praktyce dodatkowe dozowanie opiera się na analizie pH i twardości.
Pomiar i kontrola
Normalna dawka Hydro-X na dzień wynosi około 200-400 ml na tonę dodatkowej wody o średniej twardości 350 μgeq / dm3 liczonej jako CaCO3, plus 40 ml na tonę powrót wody... Są to oczywiście liczby przybliżone, a dokładniej dawkowanie można ustawić monitorując jakość wody. Jak wspomniano, przedawkowanie nie zaszkodzi, ale prawidłowe dawkowanie pozwoli zaoszczędzić pieniądze. Podczas normalnej pracy monitoruje się twardość (w przeliczeniu na CaCO3), całkowite stężenie zanieczyszczeń jonowych, właściwą przewodność elektryczną, zasadowość kaustyczną i stężenie jonów wodorowych (pH) wody. Ze względu na swoją prostotę i szeroki zakres niezawodności Hydro-X może być stosowany zarówno w dozowaniu ręcznym, jak i w trybie automatycznym. W razie potrzeby konsument może zamówić system sterowania i komputerowe sterowanie procesem.
Układ żelazo - para wodna jest termodynamicznie niestabilny. Oddziaływanie tych substancji może przebiegać z utworzeniem magnetytu Fe 3 O 4 lub wustytu FeO:
|
| |
;Analiza reakcji (2.1) - (2.3) wskazuje na rodzaj rozkładu pary wodnej podczas interakcji z metalem z utworzeniem wodoru cząsteczkowego, który nie jest konsekwencją faktycznej termicznej dysocjacji pary wodnej. Z równań (2.1) - (2.3) wynika, że podczas korozji stali w przegrzanej parze przy braku tlenu na powierzchni może powstawać tylko Fe 3 O 4 lub FeO.
W obecności tlenu w parze przegrzanej (na przykład w obojętnych trybach wodnych, z dozowaniem tlenu do kondensatu) możliwe jest powstawanie hematytu Fe 2 O 3 w strefie przegrzania z powodu dodatkowego utleniania magnetytu.
Uważa się, że korozja w parze, począwszy od temperatury 570°C, ma charakter chemiczny. Obecnie maksymalna temperatura przegrzania wszystkich kotłów została obniżona do 545 °C, w związku z czym w przegrzewaczach występuje korozja elektrochemiczna. Sekcje wylotowe przegrzewaczy pierwotnych wykonane są z odpornej na korozję austenitycznej stali nierdzewnej, sekcje wylotowe przegrzewaczy pośrednich, które mają taką samą końcową temperaturę przegrzania (545 ° C), wykonane są ze stali perlitycznych. Dlatego korozja nagrzewnic jest zwykle poważna.
W wyniku działania pary na stal na jej początkowo czystą powierzchnię, stopniowo tworzy się tak zwana warstwa topotaktyczna, ściśle przylegająca do samego metalu i tym samym chroniąca go przed korozją. Z biegiem czasu na tej warstwie wyrasta druga tzw. warstwa epitaktyczna. Dla temperatur pary do 545°C obie te warstwy są magnetytu, ale ich struktura nie jest taka sama – warstwa epitaktyczna jest gruboziarnista i nie chroni przed korozją.
Szybkość rozkładu pary
mgH 2 /(cm 2 h)
Ryż. 2.1. Zależność szybkości rozkładu pary przegrzanej
od temperatury ściany
Nie można wpływać na korozję powierzchni przegrzewających się metodami reżimu wodnego. Dlatego głównym zadaniem właściwego reżimu wodno-chemicznego przegrzewaczy jest systematyczne monitorowanie stanu metalu przegrzewaczy w celu zapobiegania niszczeniu warstwy topotaktycznej. Może to nastąpić na skutek dostania się do przegrzewaczy poszczególnych zanieczyszczeń, zwłaszcza soli, i wytrącania w nich, co jest możliwe np. w wyniku gwałtownego wzrostu poziomu w bębnie kotłów wysokociśnieniowych. Związane z tym osady soli w przegrzewaczu mogą prowadzić zarówno do wzrostu temperatury ścianek, jak i do zniszczenia ochronnej warstwy topotaktycznej tlenku, co można ocenić po gwałtownym wzroście szybkości rozkładu par (rys. 2.1).
3.3. Korozja ścieżki wody zasilającej i przewodów kondensatu
Znaczna część uszkodzeń korozyjnych urządzeń elektrociepłowni przypada na drogę wody zasilającej, gdzie metal znajduje się w najcięższych warunkach, czego przyczyną jest korozyjność wody uzdatnionej chemicznie, kondensatu, destylatu i ich mieszaniny w kontakt z nim. W elektrowniach parowych głównym źródłem zanieczyszczenia wody zasilającej związkami miedzi jest korozja amoniakalna kondensatorów turbin i niskociśnieniowych podgrzewaczy regeneracyjnych, których orurowanie wykonane jest z mosiądzu.
Tor wody zasilającej elektrownię z turbiną parową można podzielić na dwie główne sekcje: przed i za odgazowywaczem termicznym oraz warunki przepływu w ich szybkości korozji są dramatycznie różne. Elementy pierwszego odcinka toru wody zasilającej, znajdującego się przed odgazowywaczem, obejmują rurociągi, zbiorniki, pompy kondensatu, rurociągi kondensatu i inne urządzenia. Charakterystyczną cechą korozji tej części przewodu pokarmowego jest brak możliwości wyczerpywania się zawartych w wodzie czynników agresywnych tj. kwasu węglowego i tlenu. Dzięki ciągłemu dopływowi i przemieszczaniu się nowych porcji wody wzdłuż ścieżki, następuje ciągłe uzupełnianie ich ubytków. Ciągłe usuwanie części produktów reakcji żelaza z wodą oraz dopływ świeżych porcji środków agresywnych stwarzają dogodne warunki do intensywnych procesów korozyjnych.
Źródłem pojawienia się tlenu w kondensacie turbiny jest zasysanie powietrza w części ogonowej turbin oraz w uszczelnieniach olejowych pomp kondensatu. Woda grzewcza zawierająca O 2 i СО 2 w grzejnikach powierzchniowych umieszczonych w pierwszym odcinku przewodu zasilającego, do 60–80 ° C i powyżej, prowadzi do poważnych uszkodzeń korozyjnych rur mosiężnych. Te ostatnie stają się kruche, a często mosiądz po kilku miesiącach pracy nabiera gąbczastej struktury w wyniku wyraźnej korozji selektywnej.
Elementami drugiego odcinka toru wody zasilającej – od odgazowywacza do wytwornicy pary – są pompy zasilające i sieci zasilające, grzałki regeneracyjne oraz ekonomizery. Temperatura wody w tej sekcji w wyniku sekwencyjnego podgrzewania wody w podgrzewaczach regeneracyjnych i ekonomizerach zbliża się do temperatury wody w kotle. Przyczyną korozji urządzeń związanych z tą częścią kanału jest głównie wpływ na metal wolnego dwutlenku węgla rozpuszczonego w wodzie zasilającej, którego źródłem jest dodatkowo woda uzdatniona chemicznie. Przy zwiększonym stężeniu jonów wodorowych (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.
W obecności urządzeń wykonanych z mosiądzu (grzejniki niskociśnieniowe, skraplacze) wzbogacanie wody związkami miedzi na drodze kondensatu pary następuje w obecności tlenu i wolnego amoniaku. Wzrost rozpuszczalności uwodnionego tlenku miedzi następuje z powodu tworzenia się kompleksów miedziowo-amonowych, na przykład Cu (NH 3) 4 (OH) 2. Produkty te to odporne na korozję mosiężne grzejniki rurowe niskie ciśnienie zaczynają się rozkładać w sekcjach wysokociśnieniowych grzejników regeneracyjnych (grzałek wysokociśnieniowych) z powstawaniem mniej rozpuszczalnych tlenków miedzi, częściowo osadzających się na powierzchni rur wysokociśnieniowych. e. Osady miedziowe na rurkach pc. przyczyniają się do ich korozji podczas eksploatacji i długotrwałego przechowywania sprzętu bez konserwacji.
Przy niewystarczająco głębokim termicznym odpowietrzeniu wody zasilającej korozja wżerowa jest obserwowana głównie na: strefy wejściowe ekonomizery, w których tlen jest uwalniany z powodu zauważalnego wzrostu temperatury wody zasilającej, a także w obszarach zastoju w przewodzie paszowym.
Urządzenia wykorzystujące ciepło odbiorników pary oraz rurociągi, którymi kondensat produkcyjny jest zawracany do elektrociepłowni, ulegają korozji pod wpływem zawartego w nich tlenu i kwasu węglowego. Pojawienie się tlenu tłumaczy się kontaktem kondensatu z powietrzem w otwartych zbiornikach (gdy otwarty obwód zbierania kondensatu) i przecieka przez nieszczelności w urządzeniu.
Głównymi środkami zapobiegającymi korozji urządzeń znajdujących się w pierwszym odcinku toru wody zasilającej (od stacji uzdatniania wody do odgazowywacza termicznego) są:
1) stosowanie ochronnych powłok antykorozyjnych na powierzchnie urządzeń do uzdatniania wody i obiektów zbiornikowych mytych roztworami odczynników kwasowych lub wód korozyjnych z użyciem gumy, żywic epoksydowych, lakierów perchlorowinylowych, płynnego azotynu i silikonu;
2) stosowanie rur i kształtek kwasoodpornych wykonanych z materiałów polimerowych (polietylen, poliizobutylen, polipropylen itp.) lub stalowych rur i kształtek wyłożonych wewnątrz powłokami ochronnymi nakładanymi metodą natryskiwania płomieniowego;
3) aplikacja do rur wymienniki ciepła wykonane z metali odpornych na korozję (czerwona miedź, stal nierdzewna);
4) usuwanie wolnego dwutlenku węgla z dodatkowej wody uzdatnionej chemicznie;
5) stałe odprowadzanie nieskraplających się gazów (tlenu i kwasu węglowego) z komór parowych regeneracyjnych podgrzewaczy niskociśnieniowych, chłodnic i podgrzewaczy wody sieciowej oraz szybkie usuwanie powstałego w nich kondensatu;
6) Dokładne uszczelnienie dławnic pomp kondensatu, armatury i połączeń kołnierzowych rurociągów zasilających pod próżnią;
7) zapewnienie dostatecznej szczelności skraplaczy turbin po stronie wody chłodzącej i powietrza oraz monitorowanie ssania powietrza za pomocą ewidencji tlenu;
8) wyposażenie skraplaczy w specjalne urządzenia odgazowujące w celu usunięcia tlenu z kondensatu.
W celu skutecznego zwalczania korozji urządzeń i rurociągów znajdujących się w drugim odcinku toru wody zasilającej (od odgazowywaczy termicznych do wytwornic pary) stosuje się następujące środki:
1) wyposażenie TPP w odgazowywacze termiczne, które w każdych warunkach eksploatacji wytwarzają wodę odgazowaną o resztkowej zawartości tlenu i dwutlenku węgla nieprzekraczającej dopuszczalnych wartości;
2) maksymalna wydajność gazów nieskraplających się z komór parowych wysokociśnieniowych nagrzewnic regeneracyjnych;
3) zastosowanie metali odpornych na korozję do produkcji elementów pomp zasilających mających kontakt z wodą;
4) zabezpieczenie antykorozyjne zbiorników zasilających i odwadniających poprzez nakładanie powłok niemetalicznych odpornych w temperaturach do 80-100°C np. azbwinyl (mieszanina lakieru etinolowego z azbestem) lub farby i lakiery na bazie żywic epoksydowych;
5) dobór metali konstrukcyjnych odpornych na korozję, nadających się do produkcji rur do wysokociśnieniowych grzejników regeneracyjnych;
6) ciągłą obróbkę wody zasilającej odczynnikami alkalicznymi w celu utrzymania zadanej optymalnej wartości pH wody zasilającej, przy której następuje zahamowanie korozji dwutlenku węgla i zapewniona jest wystarczająca wytrzymałość filmu ochronnego;
7) ciągłe uzdatnianie wody zasilającej hydrazyną w celu związania resztkowego tlenu po odgazowywaczach termicznych i wywołania efektu hamującego przechodzenie związków żelaza z powierzchni urządzeń do wody zasilającej;
8) uszczelnienie zbiorników wody zasilającej poprzez zorganizowanie tak zwanego systemu zamkniętego, aby zapobiec przedostawaniu się tlenu do wody zasilającej do ekonomizerów wytwornic pary;
9) wdrożenie niezawodnej konserwacji wyposażenia toru wody zasilającej podczas jej przestoju w rezerwie.
Skutecznym sposobem obniżenia stężenia produktów korozji w kondensacie zwracanym do elektrociepłowni przez odbiorców pary wodnej jest wprowadzenie do wybranej pary wysyłanej do odbiorców amin błonotwórczych – oktadecyloaminy lub jej zamienników. Przy stężeniu tych substancji w parze równym 2–3 mg/dm 3 , możliwe jest 10-15-krotne obniżenie zawartości tlenków żelaza w kondensacie przemysłowym. Dozowanie wodnej emulsji poliamin za pomocą pompy dozującej nie zależy od stężenia kwasu węglowego w kondensacie, gdyż ich działanie nie jest związane z właściwościami neutralizującymi, lecz opiera się na zdolności tych amin do tworzenia nierozpuszczalnych i w wodzie- niemieszalne filmy na powierzchni stali, mosiądzu i innych metali.
