Tipos de corrosión. Durante el funcionamiento, los elementos de la caldera de vapor están expuestos a ambientes agresivos- agua, vapor y gases de combustión. Distinguir entre corrosión química y electroquímica.
corrosión química , provocado por el vapor o el agua, destruye el metal uniformemente en toda la superficie. La tasa de tal corrosión en las calderas marinas modernas es baja. Más peligrosa es la corrosión química local provocada por compuestos químicos agresivos contenidos en los depósitos de cenizas (azufre, óxidos de vanadio, etc.).
La más común y peligrosa es corrosión electroquímica, que fluye en soluciones acuosas de electrolitos cuando se produce una corriente eléctrica, provocada por una diferencia de potencial entre secciones individuales del metal, que difieren en heterogeneidad química, temperatura o calidad de procesamiento.
El papel del electrolito lo realiza el agua (con corrosión interna) o el vapor de agua condensado en depósitos (con corrosión externa).
La aparición de tales pares microgalvánicos en la superficie de la tubería conduce al hecho de que los átomos de iones metálicos pasan al agua en forma de iones cargados positivamente, y la superficie de la tubería en este lugar adquiere una carga negativa. Si la diferencia en los potenciales de tales pares microgalvánicos es insignificante, entonces se crea gradualmente una doble capa eléctrica en la interfaz metal-agua, lo que ralentiza el curso posterior del proceso.
Sin embargo, en la mayoría de los casos, los potenciales de las secciones individuales son diferentes, lo que provoca la aparición de un EMF dirigido desde un potencial más grande (ánodo) a uno más pequeño (cátodo).
En este caso, los átomos de iones metálicos pasan del ánodo al agua y el exceso de electrones se acumula en el cátodo. Como resultado, la EMF y, en consecuencia, la intensidad del proceso de destrucción del metal se reducen drásticamente.
Este fenómeno se llama polarización. Si el potencial del ánodo disminuye como resultado de la formación de una película protectora de óxido o un aumento en la concentración de iones metálicos en la región del ánodo, y el potencial del cátodo permanece prácticamente sin cambios, entonces la polarización se llama anódica.
Con la polarización catódica en solución cerca del cátodo, la concentración de iones y moléculas capaces de eliminar el exceso de electrones de la superficie del metal cae bruscamente. De esto se deduce que el punto principal en la lucha contra la corrosión electroquímica es la creación de tales condiciones en las que se mantendrán ambos tipos de polarización.
Es prácticamente imposible lograr esto, ya que el agua de la caldera siempre contiene despolarizantes, sustancias que causan la interrupción de los procesos de polarización.
Los despolarizadores incluyen moléculas de O 2 y CO 2, iones H +, Cl - y SO - 4, así como óxidos de hierro y cobre. Disueltos en agua, el CO 2 , el Cl - y el SO - 4 inhiben la formación de una densa película protectora de óxido sobre el ánodo y contribuyen así al curso intensivo de los procesos anódicos. Los iones de hidrógeno H+ reducen la carga negativa del cátodo.
La influencia del oxígeno sobre la velocidad de corrosión comenzó a manifestarse en dos direcciones opuestas. Por un lado, el oxígeno aumenta la velocidad del proceso de corrosión, ya que es un fuerte despolarizador de las secciones catódicas, por otro lado, tiene un efecto pasivante sobre la superficie.
Por lo general, las partes de la caldera hechas de acero tienen una película de óxido inicial suficientemente fuerte que protege el material de la exposición al oxígeno hasta que se destruye por factores químicos o mecánicos.
La velocidad de las reacciones heterogéneas (incluida la corrosión) está regulada por la intensidad de los siguientes procesos: suministro de reactivos (principalmente despolarizantes) a la superficie del material; destrucción de la película protectora de óxido; eliminación de los productos de reacción del lugar de su ocurrencia.
La intensidad de estos procesos está determinada en gran medida por factores hidrodinámicos, mecánicos y térmicos. Por lo tanto, las medidas para reducir la concentración de productos químicos agresivos a alta intensidad de los otros dos procesos, como muestra la experiencia de funcionamiento de calderas, suelen ser ineficaces.
De ello se deduce que la solución al problema de la prevención del daño por corrosión debe ser compleja, cuando se tienen en cuenta todos los factores que influyen en las causas iniciales de la destrucción de los materiales.
Corrosión electroquímica
Según el lugar del flujo y las sustancias involucradas en las reacciones, se distinguen los siguientes tipos de corrosión electroquímica:
- oxígeno (y su variedad - estacionamiento),
- sublodo (a veces llamado "capa"),
- intergranular (fragilidad alcalina de los aceros para calderas),
- ranura y
- sulfuroso.
corrosión por oxígeno observado en economizadores, accesorios, bajantes y alimentadores, colectores de vapor-agua y dispositivos intra-colectores (protecciones, tuberías, atemperadores, etc.). Los serpentines del circuito secundario de las calderas de doble circuito, que utilizan calderas y calentadores de aire a vapor, son especialmente susceptibles a la corrosión por oxígeno. La corrosión por oxígeno se produce durante el funcionamiento de las calderas y depende de la concentración de oxígeno disuelto en el agua de la caldera.
La tasa de corrosión por oxígeno en las calderas principales es baja debido a trabajo efectivo desaireadores y fosfato-nitrato régimen hídrico. En calderas acuotubulares auxiliares suele alcanzar 0,5 - 1 mm/año, aunque de media se sitúa en el rango de 0,05 - 0,2 mm/año. La naturaleza del daño a los aceros de las calderas son pequeños hoyos.
Un tipo más peligroso de corrosión por oxígeno es corrosión de estacionamiento fluyendo durante el período de inactividad de la caldera. Debido a las especificidades de su trabajo, todas las calderas de barcos (especialmente las calderas auxiliares) están sujetas a un intenso corrosión de estacionamiento. Como regla general, la corrosión de estacionamiento no provoca fallas en la caldera, sin embargo, el metal corroído durante las paradas, ceteris paribus, se destruye más intensamente durante el funcionamiento de la caldera.
La causa principal de la corrosión por estacionamiento es la entrada de oxígeno en el agua si la caldera está llena, o en la película de humedad de la superficie metálica si la caldera está seca. Los cloruros y el NaOH contenidos en el agua y los depósitos de sal solubles en agua juegan un papel importante.
Si hay cloruros en el agua, se intensifica la corrosión uniforme del metal, y si contiene una pequeña cantidad de álcalis (menos de 100 mg/l), la corrosión es localizada. Para evitar la corrosión por estacionamiento a una temperatura de 20 - 25 °C, el agua debe contener hasta 200 mg/l de NaOH.
Signos externos de corrosión con la participación de oxígeno: úlceras locales. talla pequeña(Fig. 1, a), llenos de productos de corrosión marrones, que forman tubérculos sobre las úlceras.
La eliminación de oxígeno del agua de alimentación es una de las medidas importantes para reducir la corrosión por oxígeno. Desde 1986, el contenido de oxígeno en el agua de alimentación de las calderas auxiliares y residuales marinas se ha limitado a 0,1 mg/l.
Sin embargo, incluso con tal contenido de oxígeno en el agua de alimentación, se observan daños por corrosión en los elementos de la caldera durante la operación, lo que indica la influencia predominante de los procesos de destrucción de la película de óxido y la lixiviación de los productos de reacción de los centros de corrosión. La mayoría buen ejemplo Ilustrando el efecto de estos procesos sobre el daño por corrosión está la destrucción de los serpentines de las calderas de calor residual con circulación forzada.
Arroz. 1. Daños debido a la corrosión por oxígeno
daños por corrosión en caso de corrosión por oxígeno, generalmente se localizan estrictamente: en la superficie interna de las secciones de entrada (ver Fig. 1, a), en el área de las curvas (Fig. 1, b), en las secciones de salida y en el codo de la bobina (ver Fig. 1, c), así como en colectores de vapor y agua de calderas de utilización (ver Fig. 1, d). Es en estas áreas (2 - el área de cavitación cerca de la pared) donde las características hidrodinámicas del flujo crean condiciones para la destrucción de la película de óxido y el lavado intensivo de los productos de corrosión.
De hecho, toda deformación del flujo de agua y de la mezcla vapor-agua se acompaña de la aparición cavitación en capas cercanas a la pared flujo de expansión 2, donde las burbujas de vapor formadas y que colapsan inmediatamente provocan la destrucción de la película de óxido debido a la energía de los microshocks hidráulicos.
Esto también se ve facilitado por tensiones alternas en la película, causadas por la vibración de las bobinas y las fluctuaciones de temperatura y presión. El aumento de la turbulencia del flujo local en estas áreas provoca un lavado activo de los productos de corrosión.
En las secciones de salida directa de las bobinas, la película de óxido se destruye debido a los impactos en la superficie de las gotas de agua durante las pulsaciones turbulentas del flujo de la mezcla de vapor y agua, cuyo modo de movimiento anular disperso pasa aquí a uno disperso en una velocidad de flujo de hasta 20-25 m/s.
En estas condiciones, incluso un bajo contenido de oxígeno (~ 0,1 mg/l) provoca una intensa destrucción del metal, lo que conduce a la aparición de fístulas en las secciones de entrada de los serpentines de las calderas de calor residual del tipo La Mont después de 2- 4 años de operación, y en otras áreas, después de 6-12 años.
Arroz. Fig. 2. Daño por corrosión en los serpentines del economizador de las calderas de utilización KUP1500R de la motonave "Indira Gandhi".
Como ilustración de lo anterior, consideremos las causas de daño en los serpentines economizadores de dos calderas de aprovechamiento del tipo KUP1500R instaladas en el portamechero Indira Gandhi (tipo Alexey Kosygin), que entró en servicio en octubre de 1985. Ya en febrero de 1987 por avería se cambiaron economizadores de ambas calderas. Después de 3 años, también aparecen daños en las bobinas de estos economizadores, ubicados en áreas de hasta 1-1,5 m del colector de admisión. La naturaleza del daño indica (Fig. 2, a, b) corrosión típica por oxígeno seguida de falla por fatiga (fisuras transversales).
Sin embargo, la naturaleza de la fatiga en áreas individuales es diferente. La aparición de una grieta (y antes, el agrietamiento de la película de óxido) en el área de la soldadura (ver Fig. 2, a) es consecuencia de tensiones alternas causadas por la vibración del haz de tubos y característica de diseño unidad de conexión de bobinas con colector (el extremo de una bobina con un diámetro de 22x2 está soldado a un accesorio curvo con un diámetro de 22x3).
La destrucción de la película de óxido y la formación de grietas por fatiga en la superficie interna de las secciones rectas de las bobinas, alejadas de la entrada por 700-1000 mm (ver Fig. 2, b), se deben a tensiones térmicas alternas que ocurren durante la puesta en marcha de la caldera, cuando la superficie caliente servía agua fría. En este caso, la acción de las tensiones térmicas se ve reforzada por el hecho de que el aleteo de las bobinas dificulta que el metal de la tubería se expanda libremente, creando tensiones adicionales en el metal.
Corrosión bajo lodo generalmente se observa en las calderas acuotubulares principales en las superficies internas de la pantalla y en las tuberías de vapor de los haces de entrada que miran hacia la antorcha. La naturaleza de la corrosión por debajo del lodo son picaduras ovaladas con un tamaño a lo largo del eje principal (paralelas al eje de la tubería) de hasta 30-100 mm.
Hay una capa densa de óxidos en forma de "cáscaras" 3 en las úlceras (Fig. 3). La corrosión por suspensión se produce en presencia de despolarizadores sólidos: óxidos de hierro y cobre 2, que se depositan en la tubería más sometida a estrés térmico. secciones en lugares de centros de corrosión activos que ocurren durante la destrucción de películas de óxido.
En la parte superior se forma una capa suelta de incrustaciones y productos de corrosión. mecánicamente. Debajo de las "conchas" empeora la transferencia de calor, lo que conduce al sobrecalentamiento del metal y la aparición de protuberancias.
Para las calderas auxiliares, este tipo de corrosión no es típico, pero bajo altas cargas térmicas y modos de tratamiento de agua apropiados, no se excluye la aparición de corrosión debajo del lodo en estas calderas.
Corrosión del acero en calderas de vapor, que fluye bajo la acción del vapor de agua, se reduce principalmente a la siguiente reacción:
3Fe + 4H20 = Fe2O3 + 4H2
Podemos suponer que la superficie interna de la caldera es una película delgada de óxido de hierro magnético. Durante el funcionamiento de la caldera, la película de óxido se destruye y se vuelve a formar continuamente, y se libera hidrógeno. Dado que la película superficial de óxido de hierro magnético es la principal protección del acero, debe mantenerse en un estado de mínima permeabilidad al agua.
Para calderas, accesorios, tuberías de agua y vapor, se utilizan principalmente aceros simples al carbono o de baja aleación. El medio corrosivo en todos los casos es agua o vapor de agua de diversos grados de pureza.
La temperatura a la que puede proceder el proceso de corrosión varía desde la temperatura del local donde la caldera está inactiva hasta el punto de ebullición de las soluciones saturadas durante el funcionamiento de la caldera, alcanzando a veces los 700°. La solución puede tener una temperatura mucho más alta que la temperatura crítica del agua pura (374°). Sin embargo, las altas concentraciones de sal en las calderas son raras.
El mecanismo por el cual las causas físicas y químicas pueden conducir a la falla de la película en las calderas de vapor es esencialmente similar al explorado en más temperaturas bajas en equipos menos críticos. La diferencia es que la tasa de corrosión en las calderas es mucho mayor debido a la alta temperatura y presión. La alta tasa de transferencia de calor de las paredes de la caldera al medio, alcanzando 15 cal/cm2sec, también aumenta la corrosión.
CORROSIÓN POR PICADURA
La forma de las picaduras de corrosión y su distribución en la superficie del metal pueden variar en un amplio rango. Las picaduras de corrosión a veces se forman dentro de picaduras preexistentes y, a menudo, están tan juntas que la superficie se vuelve extremadamente irregular.Reconocimiento de picaduras
Averiguar la causa de la formación de daños por corrosión de cierto tipo es a menudo muy difícil, ya que varias causas pueden actuar simultáneamente; además, una serie de cambios que ocurren cuando la caldera se enfría desde alta temperatura y cuando se drena el agua, a veces enmascara los fenómenos que ocurrieron durante la operación. Sin embargo, la experiencia ayuda mucho a reconocer las picaduras en las calderas. Por ejemplo, se ha observado que la presencia de óxido de hierro magnético negro en una cavidad corrosiva o en la superficie de un tubérculo indica que se estaba produciendo un proceso activo en la caldera. Estas observaciones se utilizan a menudo en la verificación de las medidas adoptadas para proteger contra la corrosión.
No mezcle el óxido de hierro que se forma en las áreas de corrosión activa con el óxido de hierro magnético negro, que a veces está presente en forma de suspensión en el agua de la caldera. Debe recordarse que ni la cantidad total de óxido de hierro magnético finamente disperso, ni la cantidad de hidrógeno liberado en la caldera pueden servir como un indicador confiable del grado y extensión de la corrosión en curso. El hidrato de óxido ferroso que ingresa a la caldera desde fuentes externas, como tanques de condensado o tuberías que alimentan la caldera, puede explicar en parte la presencia de óxido de hierro e hidrógeno en la caldera. Hidrato de óxido ferroso procedente de agua de alimentación, interactúa en la caldera según la reacción.
ZFe (OH) 2 \u003d Fe3O4 + 2H2O + H2.
Causas que afectan el desarrollo de la corrosión por picaduras
Impurezas y tensiones extrañas. Las inclusiones no metálicas en el acero, así como las tensiones, son capaces de crear áreas anódicas en una superficie metálica. Típicamente, las cavidades de corrosión son diferentes tamaños y esparcidos por la superficie en desorden. En presencia de esfuerzos, la ubicación de las láminas obedece a la dirección del esfuerzo aplicado. Los ejemplos típicos son los tubos de aletas donde las aletas están rotas y donde las aletas están ensanchadas.
oxígeno disuelto.
Es posible que el activador de corrosión por picadura más poderoso sea el oxígeno disuelto en agua. A todas las temperaturas, incluso en Solución alcalina, el oxígeno sirve como un despolarizador activo. Además, los elementos de concentración de oxígeno pueden formarse fácilmente en las calderas, especialmente bajo incrustaciones o contaminación, donde se crean áreas estancadas. La medida habitual para combatir este tipo de corrosión es la desaireación.
Anhídrido carbónico disuelto.
Dado que las soluciones de anhídrido carbónico tienen una reacción ligeramente ácida, acelera la corrosión en las calderas. El agua alcalina de la caldera reduce la corrosividad del anhídrido carbónico disuelto, pero el beneficio resultante no se extiende a las superficies lavadas con vapor ni a las tuberías de condensación. La eliminación del anhídrido carbónico junto con el oxígeno disuelto mediante desaireación mecánica es una práctica común.
Recientemente, se han hecho intentos de usar ciclohexilamina para eliminar la corrosión en tuberías de vapor y condensado en sistemas de calefacción.
Depósitos en las paredes de la caldera.
Muy a menudo, las picaduras de corrosión se pueden encontrar a lo largo de la superficie exterior (o debajo de la superficie) de depósitos tales como cascarilla de laminación, lodo de caldera, cascarilla de caldera, productos de corrosión, películas de aceite. Una vez iniciadas, las picaduras continuarán desarrollándose si no se eliminan los productos de corrosión. Este tipo de corrosión localizada se ve exacerbada por la naturaleza catódica (en relación con el acero de la caldera) de la precipitación o el agotamiento del oxígeno debajo de los depósitos.
Cobre en agua de caldera.
Si tenemos en cuenta grandes cantidades aleaciones de cobre utilizadas para equipos auxiliares (condensadores, bombas, etc.), entonces no es de extrañar que en la mayoría de los casos los depósitos de cobre estén contenidos en depósitos de calderas. Suele estar presente en estado metálico, a veces en forma de óxido. La cantidad de cobre en los depósitos varía desde fracciones de un porcentaje hasta cobre casi puro.
La cuestión de la importancia de los depósitos de cobre en la corrosión de las calderas no puede considerarse resuelta. Algunos argumentan que el cobre solo está presente en el proceso de corrosión y no lo afecta de ninguna manera, otros, por el contrario, creen que el cobre, al ser un cátodo en relación con el acero, puede contribuir a las picaduras. Ninguno de estos puntos de vista es confirmado por experimentos directos.
En muchos casos, se observó poca o ninguna corrosión, a pesar de que los depósitos en toda la caldera contenían cantidades significativas de cobre metálico. También hay evidencia de que cuando el cobre entra en contacto con acero dulce en agua de caldera alcalina, a temperaturas elevadas, el cobre se destruye más rápido que el acero. Los anillos de cobre que presionan los extremos de los tubos abocinados, los remaches de cobre y las pantallas de los equipos auxiliares a través de los cuales pasa el agua de la caldera se destruyen casi por completo incluso a temperaturas relativamente bajas. En vista de esto, se cree que el cobre metálico no aumenta la corrosión del acero de la caldera. El cobre depositado puede considerarse simplemente como el producto final de la reducción del óxido de cobre con hidrógeno en el momento de su formación.
Por el contrario, a menudo se observan picaduras de corrosión muy fuertes del metal de la caldera en las proximidades de depósitos que son especialmente ricos en cobre. Estas observaciones llevaron a la sugerencia de que el cobre, debido a que es catódico con respecto al acero, promueve las picaduras.
La superficie de los calderos rara vez presenta hierro metálico expuesto. La mayoría de las veces tiene capa protectora, compuesto principalmente por óxido de hierro. Es posible que donde se forman grietas en esta capa, quede expuesta una superficie anódica con respecto al cobre. En tales lugares, se potencia la formación de capas de corrosión. Esto también puede explicar la corrosión acelerada en algunos casos en los que se ha formado la coraza, así como las severas picaduras que a veces se observan después de limpiar las calderas con ácidos.
Mantenimiento inadecuado de calderas inactivas.
uno de los mas causas comunes la formación de hoyos de corrosión es la falta de cuidado adecuado para las calderas inactivas. La caldera inactiva debe mantenerse completamente seca o llena de agua tratada de forma que no sea posible la corrosión.
El agua que queda en la superficie interna de la caldera inactiva disuelve el oxígeno del aire, lo que conduce a la formación de capas, que luego se convierten en centros alrededor de los cuales se desarrollará el proceso de corrosión.
Las instrucciones habituales para evitar la oxidación de las calderas inactivas son las siguientes:
1) vaciar el agua de la caldera todavía caliente (unos 90°); soplar la caldera con aire hasta que esté completamente drenada y mantenida en estado seco;
2) llenar la caldera con agua alcalina (pH = 11), que contenga un exceso de iones SO3" (alrededor del 0,01%), y almacenar bajo una esclusa de agua o vapor;
3) llenar la caldera con una solución alcalina que contenga sales de ácido crómico (0,02-0,03% CrO4").
Durante la limpieza química de las calderas, la capa protectora de óxido de hierro se eliminará en muchos lugares. Posteriormente, estos lugares pueden no cubrirse con una capa continua recién formada, y aparecerán conchas en ellos, incluso en ausencia de cobre. Por lo tanto, se recomienda inmediatamente después de la limpieza química renovar la capa de óxido de hierro mediante un tratamiento con una solución alcalina hirviendo (similar a como se hace para las calderas nuevas que entran en funcionamiento).
Corrosión de economizadores
Las disposiciones generales relativas a la corrosión de calderas se aplican igualmente a los economizadores. Sin embargo, el economizador, que calienta el agua de alimentación y está ubicado frente a la caldera, es especialmente sensible a la formación de picaduras de corrosión. Representa la primera superficie a alta temperatura expuesta a los efectos dañinos del oxígeno disuelto en el agua de alimentación. Además, el agua que pasa por el economizador generalmente tiene un pH bajo y no contiene retardadores químicos.
La lucha contra la corrosión de los economizadores consiste en la desaireación del agua y la adición de retardadores alcalinos y químicos.
En ocasiones el tratamiento del agua de la caldera se realiza pasando parte de ella por un economizador. En este caso, se deben evitar los depósitos de lodos en el economizador. También se debe tener en cuenta el efecto de dicha recirculación del agua de la caldera sobre la calidad del vapor.
TRATAMIENTO DE AGUA DE CALDERA
Al tratar el agua de la caldera para la protección contra la corrosión, la formación y el mantenimiento de una película protectora en el superficies metalicas. La combinación de sustancias añadidas al agua depende de las condiciones de funcionamiento, especialmente de la presión, la temperatura, el estrés térmico o la calidad del agua de alimentación. Sin embargo, en todos los casos, se deben observar tres reglas: el agua de la caldera debe ser alcalina, no debe contener oxígeno disuelto y contaminar la superficie de calentamiento.La soda cáustica brinda mejor protección a pH = 11-12. En la práctica, con una composición de agua de caldera compleja, los mejores resultados se obtienen a pH = 11. Para calderas que funcionan a presiones inferiores a 17,5 kg/cm2, el pH se suele mantener entre 11,0 y 11,5. Para presiones más altas, debido a la posibilidad de destrucción del metal debido a una circulación inadecuada y al aumento local de la concentración de la solución alcalina, el pH suele tomarse entre 10,5 y 11,0.
Para eliminar el oxígeno residual se utilizan ampliamente agentes reductores químicos: sales de ácido sulfuroso, hidrato de óxido ferroso y agentes reductores orgánicos. Los compuestos ferrosos son muy buenos para eliminar el oxígeno, pero forman lodos que tienen un efecto indeseable en la transferencia de calor. Agentes reductores orgánicos, debido a su inestabilidad en altas temperaturas, generalmente no se recomiendan para calderas que funcionan a presiones superiores a 35 kg/cm2. Hay datos sobre la descomposición de las sales sulfurosas a temperaturas elevadas. Sin embargo, se practica ampliamente su uso en pequeñas concentraciones en calderas que funcionan bajo una presión de hasta 98 kg/cm2. Muchas plantas de alta presión funcionan sin ningún tipo de desaireación química.
El coste de los equipos especiales de desaireación, a pesar de su indudable utilidad, no siempre está justificado para pequeñas instalaciones que operan a relativamente bajas presiones. A presiones por debajo de 14 kg/cm2, la desaireación parcial en los calentadores de agua de alimentación puede llevar el contenido de oxígeno disuelto a aproximadamente 0,00007%. La adición de agentes reductores químicos da buenos resultados, especialmente cuando el pH del agua es superior a 11, y se añaden captadores de oxígeno antes de que el agua entre en la caldera, lo que asegura que el oxígeno se toma fuera de la caldera.
CORROSIÓN EN AGUA DE CALDERA CONCENTRADA
Bajas concentraciones de sosa cáustica (del orden del 0,01%) contribuyen a la conservación de la capa de óxido sobre el acero en un estado que proporciona una protección fiable contra la corrosión. Un aumento local de la concentración provoca una corrosión severa.Las áreas de la superficie de la caldera, donde la concentración de álcali alcanza un valor peligroso, generalmente se caracterizan por un suministro de calor excesivo en relación con el agua circulante. Las zonas enriquecidas con álcali cerca de la superficie del metal pueden ocurrir en diferentes lugares de la caldera. Las picaduras de corrosión están dispuestas en tiras o secciones alargadas, a veces lisas y otras veces llenas de óxido magnético duro y denso.
Los tubos colocados horizontalmente o ligeramente inclinados y expuestos a una intensa radiación desde arriba se corroen por dentro, a lo largo generatriz superior. Se observaron casos similares en calderas de gran capacidad y también se reprodujeron en experimentos especialmente diseñados.
Las tuberías en las que la circulación del agua es desigual o se rompe cuando la caldera está muy cargada pueden estar sujetas a destrucción a lo largo de la generatriz inferior. A veces, la corrosión es más pronunciada a lo largo del nivel variable del agua en las superficies laterales. A menudo se pueden observar acumulaciones abundantes de óxido de hierro magnético, a veces suelto, a veces representando masas densas.
El sobrecalentamiento del acero a menudo aumenta la destrucción. Esto puede ocurrir como resultado de la formación de una capa de vapor en la parte superior del tubo inclinado. La formación de una camisa de vapor también es posible en tubos verticales con un mayor suministro de calor, como lo indican las mediciones de temperatura en varios lugares de los tubos durante el funcionamiento de la caldera. Los datos característicos obtenidos durante estas mediciones se muestran en las Figs. 7. Áreas limitadas de sobrecalentamiento en tubos verticales con temperatura normal por encima y por debajo del "punto caliente" son posiblemente el resultado de una película de agua hirviendo.
Cada vez que se forma una burbuja de vapor en la superficie del tubo de la caldera, la temperatura del metal que se encuentra debajo aumenta.
Debe ocurrir un aumento en la concentración de álcali en el agua en la interfaz: burbuja de vapor - agua - superficie de calentamiento. En la fig. se ha demostrado que incluso un ligero aumento de la temperatura de la película de agua en contacto con el metal y con la burbuja de vapor en expansión conduce a la concentración de soda cáustica, ya medida en porcentaje y no en partes por millón. La película de agua enriquecida con álcali, formada como consecuencia de la aparición de cada burbuja de vapor, afecta a una pequeña zona del metal y durante un tiempo muy breve. Sin embargo, el efecto total del vapor sobre la superficie de calentamiento se puede comparar con acción continua solución alcalina concentrada, a pesar de que peso total el agua contiene solo millonésimas de sosa cáustica. Se han realizado varios intentos para encontrar una solución al problema asociado con un aumento local en la concentración de sosa cáustica en las superficies de calefacción. Por lo que se propuso agregar al agua sales neutras (por ejemplo, cloruros metálicos) en mayor concentración que la soda cáustica. Sin embargo, es mejor excluir por completo la adición de soda cáustica y proporcionar el valor de pH requerido mediante la introducción de sales hidrolizables de ácido fosfórico. La relación entre el pH de la solución y la concentración de sal de fósforo y sodio se muestra en la fig. A pesar de que el agua que contiene sal de fósforo y sodio tiene alto valor pH, se puede evaporar sin un aumento significativo en la concentración de iones hidroxilo.
Sin embargo, debe recordarse que la exclusión de la acción de la sosa cáustica solo significa que se ha eliminado un factor que acelera la corrosión. Si se forma una camisa de vapor en los tubos, aunque el agua no contenga álcali, la corrosión sigue siendo posible, aunque en menor medida que en presencia de soda cáustica. La solución del problema también debe buscarse cambiando el diseño, teniendo en cuenta al mismo tiempo la tendencia a aumento constante intensidad energética de las superficies de calentamiento, lo que, a su vez, sin duda aumenta la corrosión. Si la temperatura de una capa delgada de agua, directamente en la superficie de calentamiento del tubo, excede la temperatura promedio del agua en bruto, incluso en una pequeña cantidad, la concentración de sosa cáustica puede aumentar relativamente fuertemente en tal capa. La curva muestra aproximadamente las condiciones de equilibrio en una solución que contiene solo soda cáustica. Los datos exactos dependen, en cierta medida, de la presión en la caldera.
FRITABILIDAD ALCALINA DEL ACERO
La fragilidad alcalina se puede definir como la aparición de grietas en la zona de las costuras de los remaches o en otras juntas donde se puede acumular una solución alcalina concentrada y donde existen grandes esfuerzos mecánicos.El daño más grave casi siempre ocurre en el área de las costuras de los remaches. A veces provocan la explosión de la caldera; más a menudo es necesario hacer reparaciones costosas incluso de calderas relativamente nuevas. Un ferrocarril estadounidense registró grietas en 40 calderas de locomotoras en un año, lo que requirió reparaciones por un valor aproximado de $ 60,000. La apariencia de fragilidad también se encontró en los tubos en los lugares de abocardado, en las conexiones, los colectores y en los lugares de las conexiones roscadas.
Esfuerzo requerido para que ocurra la fragilización alcalina
La práctica muestra una baja probabilidad de fractura frágil del acero para calderas convencional si las tensiones no superan el límite elástico. Voltaje, creado por la presión vapor o una carga distribuida uniformemente por el propio peso de la estructura, no puede conducir a la formación de grietas. Sin embargo, las tensiones creadas al rodar material laminar, destinado a la fabricación de calderas, la deformación durante el remachado o cualquier trabajo en frío, junto con la deformación permanente, puede provocar la formación de grietas.
La presencia de esfuerzos aplicados externamente no es necesaria para la formación de grietas. Una muestra de acero de caldera, previamente sujeta a un esfuerzo de flexión constante y luego liberada, puede agrietarse en una solución alcalina, cuya concentración es igual a la mayor concentración de álcali en el agua de la caldera.
concentración de álcali
La concentración normal de álcali en el tambor de la caldera no puede causar grietas, porque no supera el 0,1% de NaOH, y la concentración más baja a la que se observa fragilización por álcali es aproximadamente 100 veces mayor que la normal.
Concentraciones tan altas pueden resultar de la infiltración extremadamente lenta de agua a través de la costura del remache o algún otro espacio. Esto explica la aparición de sales duras en el exterior de la mayoría de las juntas de remaches en las calderas de vapor. La fuga más peligrosa es aquella que es difícil de detectar, deja un depósito sólido dentro de la unión del remache donde hay altas tensiones residuales. La acción combinada de la tensión y la solución concentrada puede provocar la aparición de grietas frágiles alcalina.
Dispositivo de fragilización alcalina
Un dispositivo especial para controlar la composición del agua reproduce el proceso de evaporación del agua con un aumento en la concentración de álcali en una muestra de acero estresada en las mismas condiciones en que esto ocurre en el área de la costura del remache. El agrietamiento de la muestra de prueba indica que el agua de caldera de esta composición es capaz de causar fragilización alcalina. Por tanto, en este caso, es necesario un tratamiento del agua para eliminarlo. propiedades peligrosas. Sin embargo, el agrietamiento de la muestra de control no significa que ya hayan aparecido o vayan a aparecer grietas en la caldera. En las costuras de remaches o en otras uniones, no necesariamente hay una fuga (vaporización), estrés y un aumento en la concentración de álcali, como en la muestra de control.
El dispositivo de control se instala directamente en la caldera de vapor y permite juzgar la calidad del agua de la caldera.
La prueba dura 30 o más días con circulación constante de agua a través del dispositivo de control.
Reconocimiento de grietas por fragilización alcalina
Las grietas por fragilidad alcalina en el acero de caldera convencional son de naturaleza diferente a las grietas por fatiga o las grietas causadas por Alto voltaje. Esto se ilustra en la fig. I9, que muestra la naturaleza intergranular de tales grietas formando una fina red. La diferencia entre las grietas frágiles alcalina intergranulares y las grietas intragranulares causadas por la fatiga por corrosión se puede ver en comparación.
En los aceros aleados (por ejemplo, níquel o silicio-manganeso) utilizados para calderas de locomotoras, las grietas también se disponen en una rejilla, pero no siempre pasan entre los cristalitos, como en el caso del acero de caldera ordinario.
Teoría de la fragilización alcalina
Los átomos en la red cristalina del metal, ubicados en los límites de los cristalitos, experimentan un efecto menos simétrico de sus vecinos que los átomos en el resto de la masa del grano. Por lo tanto, abandonan la red cristalina más fácilmente. Uno podría pensar que con una selección cuidadosa de un medio agresivo, será posible tal eliminación selectiva de átomos de los límites de los cristalitos. De hecho, los experimentos muestran que en soluciones ácidas, neutras (con la ayuda de una corriente eléctrica débil que crea condiciones favorables para la corrosión) y alcalinas concentradas, se puede obtener el agrietamiento intergranular. Si la solución de corrosión general se cambia por la adición de alguna sustancia que forma una película protectora sobre la superficie de los cristalitos, la corrosión se concentra en los límites entre los cristalitos.
La solución agresiva en este caso es una solución de soda cáustica. La sal de sodio y silicio puede proteger las superficies de los cristalitos sin afectar los límites entre ellos. El resultado de una acción protectora y agresiva conjunta depende de muchas circunstancias: concentración, temperatura, estado de tensión del metal y composición de la solución.
También existe una teoría coloidal de fragilización alcalina y una teoría del efecto de la disolución de hidrógeno en el acero.
Formas de combatir la fragilización por álcalis
Una de las formas de combatir la fragilidad alcalina es reemplazar el remachado de las calderas con soldadura, lo que elimina la posibilidad de fugas. La fragilidad también se puede eliminar usando acero resistente a la corrosión intergranular, o tratamiento químico agua de caldera. En las calderas remachadas actualmente utilizadas, este último método es el único aceptable.
Las pruebas preliminares que utilizan una muestra de control representan la mejor manera determinar la eficacia de ciertos aditivos protectores del agua. La sal de sulfuro de sodio no previene el agrietamiento. La sal de nitrógeno y sodio se utiliza con éxito para evitar el agrietamiento a presiones de hasta 52,5 kg/cm2. Soluciones concentradas de sal nitrogenada de sodio, de ebullición a presión atmosférica, puede causar grietas por corrosión bajo tensión en el acero dulce.
En la actualidad, la sal de nitrógeno sódico se usa ampliamente en calderas estacionarias. La concentración de sal nitrogenada de sodio corresponde al 20-30% de la concentración de álcali.
CORROSIÓN DE SOBRECALENTADORES DE VAPOR
La corrosión en las superficies internas de los tubos del sobrecalentador se debe principalmente a la interacción entre el metal y el vapor a alta temperatura y, en menor medida, al arrastre de las sales del agua de la caldera por el vapor. En este último caso, pueden formarse películas de soluciones con alta concentración de sosa cáustica sobre las paredes metálicas, corroyendo directamente el acero o dando depósitos que sinterizan en la pared del tubo, lo que puede dar lugar a la formación de abombamientos. En calderas inactivas y en casos de condensación de vapor en sobrecalentadores relativamente fríos, pueden desarrollarse picaduras bajo la influencia del oxígeno y el anhídrido carbónico.Hidrógeno como medida de la velocidad de corrosión
Temperatura del vapor en calderas modernas acercándose a las temperaturas utilizadas en producción industrial hidrógeno por una reacción directa entre el vapor y el hierro.
La velocidad de corrosión de las tuberías de acero al carbono y aleado bajo la acción del vapor, a temperaturas de hasta 650 °, se puede juzgar por el volumen de hidrógeno liberado. El desprendimiento de hidrógeno se utiliza a veces como una medida de la corrosión general.
EN tiempos recientes En las centrales eléctricas de EE. UU. se utilizan tres tipos de unidades miniatura de eliminación de gas y aire. Ellos proveen eliminación completa gases, y el condensado desgasificado es adecuado para la determinación de sales arrastradas por el vapor de la caldera. Se puede obtener un valor aproximado de la corrosión general del sobrecalentador durante el funcionamiento de la caldera determinando la diferencia de concentraciones de hidrógeno en muestras de vapor tomadas antes y después de su paso por el sobrecalentador.
Corrosión causada por impurezas en el vapor
El vapor saturado que ingresa al sobrecalentador lleva consigo cantidades pequeñas pero medibles de gases y sales del agua de la caldera. Los gases más comunes son el oxígeno, el amoníaco y el dióxido de carbono. Cuando el vapor pasa a través del sobrecalentador, no se observa ningún cambio notable en la concentración de estos gases. Solo se puede atribuir a estos gases una corrosión menor del sobrecalentador de metal. Hasta el momento, no se ha probado que las sales disueltas en agua, en forma seca o depositadas en los elementos del sobrecalentador, puedan contribuir a la corrosión. Sin embargo, la sosa cáustica, siendo el principal parte integral las sales arrastradas en el agua de la caldera pueden contribuir a la corrosión de un tubo muy caliente, especialmente si el álcali se adhiere a la pared de metal.
El aumento de la pureza del vapor saturado se logra eliminando cuidadosamente los gases del agua de alimentación. La reducción de la cantidad de sal arrastrada por el vapor se logra limpiando a fondo el colector superior, utilizando separadores mecánicos, lavado con vapor saturado con agua de alimentación o tratamiento químico de agua adecuado.
La determinación de la concentración y naturaleza de los gases arrastrados en el vapor saturado se lleva a cabo utilizando los dispositivos anteriores y análisis químico. Es conveniente determinar la concentración de sales en vapor saturado midiendo la conductividad eléctrica del agua o la evaporación un número grande condensar.
Se propone un método mejorado para medir la conductividad eléctrica y se dan las correcciones apropiadas para algunos gases disueltos. El condensado en los desgasificadores en miniatura mencionados anteriormente también se puede utilizar para medir la conductividad eléctrica.
Cuando la caldera está inactiva, el sobrecalentador es un frigorífico en el que se acumula la condensación; en este caso, es posible que se produzcan picaduras subacuáticas normales si el vapor contenía oxígeno o dióxido de carbono.
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Introducción
La corrosión (del latín corrosio - corrosivo) es la destrucción espontánea de metales como resultado de la interacción química o fisicoquímica con medioambiente. En el caso general, se trata de la destrucción de cualquier material, ya sea metal o cerámica, madera o polímero. La corrosión es causada por la inestabilidad termodinámica. materiales de construcción a los efectos de las sustancias del medio ambiente en contacto con ellas. Un ejemplo es la corrosión por oxígeno del hierro en el agua:
4Fe + 2H 2 O + ZO 2 \u003d 2 (Fe 2 O 3 H 2 O)
EN La vida cotidiana para aleaciones de hierro (aceros), el término "oxidación" se usa con más frecuencia. Casos menos conocidos de corrosión de polímeros. En relación a ellos, existe el concepto de "envejecimiento", similar al término "corrosión" para los metales. Por ejemplo, el envejecimiento del caucho debido a la interacción con el oxígeno atmosférico o la destrucción de algunos plásticos bajo la influencia de precipitación y corrosión biológica. Tasa de corrosión, como cualquier reacción química muy fuertemente dependiente de la temperatura. Un aumento de la temperatura de 100 grados puede aumentar la tasa de corrosión en varios órdenes de magnitud.
Los procesos de corrosión se caracterizan por una amplia distribución y una variedad de condiciones y entornos en los que se produce. Por lo tanto, no existe una clasificación única y completa de los casos de corrosión que ocurren. La clasificación principal se realiza según el mecanismo del proceso. Hay dos tipos: corrosión química y corrosión electroquímica. En este resumen, la corrosión química se considera en detalle en el ejemplo de las plantas de calderas de barcos de pequeña y gran capacidad.
Los procesos de corrosión se caracterizan por una amplia distribución y una variedad de condiciones y entornos en los que se produce. Por lo tanto, no existe una clasificación única y completa de los casos de corrosión que ocurren.
Según el tipo de medio agresivo en el que se produzca el proceso de destrucción, la corrosión puede ser de los siguientes tipos:
1) - Corrosión por gases
2) - Corrosión en no electrolitos
3) - Corrosión atmosférica
4) -Corrosión en electrolitos
5) - Corrosión subterránea
6) -Biocorrosión
7) -Corrosión por corrientes vagabundas.
De acuerdo con las condiciones para el curso del proceso de corrosión, se distinguen los siguientes tipos:
1) -Corrosión de contacto
2) - Corrosión en grietas
3) -Corrosión con inmersión incompleta
4) -Corrosión en inmersión total
5) -Corrosión bajo inmersión variable
6) - Corrosión por fricción
7) -Corrosión bajo tensión.
Por la naturaleza de la destrucción:
Corrosión continua que cubre toda la superficie:
1) - uniforme;
2) - desigual;
3) - selectivo.
Corrosión local (local), que cubre áreas individuales:
1) - manchas;
2) - ulcerativo;
3) -punto (o picaduras);
4) - a través;
5) - intercristalino.
1. Corrosión química
Imaginemos metal en el proceso de producción de productos de metal laminado en planta de acero: una masa al rojo vivo se mueve a lo largo de los soportes del tren de laminación. En todas direcciones, las salpicaduras de fuego se dispersan. Es de la superficie del metal de donde se desprenden las partículas de escamas, un producto de la corrosión química resultante de la interacción del metal con el oxígeno atmosférico. Tal proceso de destrucción espontánea del metal debido a la interacción directa de las partículas del agente oxidante y el metal oxidado se denomina corrosión química.
La corrosión química es la interacción de una superficie metálica con un medio (corrosivo), que no va acompañada de la aparición de procesos electroquímicos en el límite de fase. En este caso, las interacciones de oxidación del metal y reducción del componente oxidante del medio corrosivo ocurren en un solo acto. Por ejemplo, la formación de incrustaciones cuando los materiales a base de hierro se exponen al oxígeno a altas temperaturas:
4Fe + 3O 2 → 2Fe 2 O 3
Durante la corrosión electroquímica, la ionización de los átomos de metal y la reducción del componente oxidante del medio corrosivo no ocurren en un acto y sus velocidades dependen del potencial de electrodo del metal (por ejemplo, oxidación del acero en agua de mar).
En la corrosión química, la oxidación del metal y la reducción del componente oxidante del medio corrosivo ocurren simultáneamente. Dicha corrosión se observa cuando los gases secos (aire, productos de la combustión de combustibles) y los no electrolitos líquidos (aceite, gasolina, etc.) actúan sobre los metales y es una reacción química heterogénea.
El proceso de corrosión química ocurre de la siguiente manera. El componente oxidante del medio ambiente, que quita los electrones de valencia del metal, entra simultáneamente en compuesto químico, formando una película sobre la superficie metálica (producto de corrosión). La formación adicional de la película se produce debido a la difusión bidireccional mutua a través de la película de un medio agresivo para el metal y los átomos de metal hacia ambiente externo y sus interacciones. En este caso, si la película resultante tiene propiedades protectoras, es decir, impide la difusión de átomos, entonces la corrosión procede con autofrenado en el tiempo. Tal película se forma sobre cobre a una temperatura de calentamiento de 100 °C, sobre níquel a 650 °C y sobre hierro a 400 °C. El calentamiento de los productos de acero por encima de los 600 °C conduce a la formación de una película suelta en su superficie. A medida que aumenta la temperatura, el proceso de oxidación se acelera.
El tipo más común de corrosión química es la corrosión de metales en gases a altas temperaturas: la corrosión por gases. Ejemplos de tal corrosión son la oxidación de accesorios de hornos, partes de motores de combustión interna, barras de rejilla, partes de lámparas de queroseno y oxidación durante el procesamiento de metales a alta temperatura (forjado, laminado, estampado). En la superficie de los productos metálicos, también es posible la formación de otros productos de corrosión. Por ejemplo, bajo la acción de los compuestos de azufre sobre el hierro, se forman compuestos de azufre sobre la plata, bajo la acción del vapor de yodo, yoduro de plata, etc. Sin embargo, la mayoría de las veces se forma una capa de compuestos de óxido en la superficie de los metales.
La temperatura tiene una gran influencia en la tasa de corrosión química. A medida que aumenta la temperatura, aumenta la tasa de corrosión del gas. La composición del medio gaseoso tiene un efecto específico sobre la velocidad de corrosión de varios metales. Entonces, el níquel es estable en un ambiente de oxígeno, dióxido de carbono, pero se corroe fuertemente en una atmósfera de gas amargo. El cobre es susceptible a la corrosión en una atmósfera de oxígeno, pero es estable en una atmósfera de gas amargo. El cromo tiene resistencia a la corrosión en los tres ambientes de gas.
Para la protección contra la corrosión por gases se utilizan aleaciones resistentes al calor con cromo, aluminio y silicio, la creación de atmósferas protectoras y recubrimientos protectores aluminio, cromo, silicona y esmaltes resistentes al calor.
2. Corrosión química en calderas de vapor marinas.
Tipos de corrosión. Durante el funcionamiento, los elementos de una caldera de vapor están expuestos a medios agresivos: agua, vapor y gases de combustión. Distinguir entre corrosión química y electroquímica.
Las piezas y los componentes de las máquinas que funcionan a altas temperaturas son susceptibles a la corrosión química: motores de pistón y de turbina, motores de cohetes, etc. La afinidad química de la mayoría de los metales por el oxígeno a altas temperaturas es casi ilimitada, ya que los óxidos de todos los metales técnicamente importantes pueden disolverse en metales y salir del sistema de equilibrio:
2Me(t) + O2 (g) 2MeO(t); MeO(t) [MeO] (solución)En estas condiciones, la oxidación siempre es posible, pero junto con la disolución del óxido, aparece una capa de óxido en la superficie del metal, que puede ralentizar el proceso de oxidación.
La velocidad de oxidación del metal depende de la velocidad de la reacción química real y de la velocidad de difusión del oxidante a través de la película y, por lo tanto, acción protectora cuanto más alta sea la película, mejor será su continuidad y menor su capacidad de difusión. La continuidad de la película formada sobre la superficie del metal se puede estimar por la relación del volumen del óxido formado o cualquier otro compuesto al volumen del metal consumido para la formación de este óxido (factor de Pilling-Bedwords). Coeficiente a (Factor Pilling-Bedwords) y diferentes metales Tiene diferentes significados. metales con un<1, не могут создавать сплошные оксидные слои, и через несплошности в слое (трещины) кислород свободно проникает к поверхности металла.
Se forman capas de óxido sólidas y estables a una = 1.2-1.6, pero a grandes valores de a, las películas son discontinuas, se separan fácilmente de la superficie del metal (escamas de hierro) como resultado de tensiones internas.
El factor de Pilling-Badwords da una estimación muy aproximada, ya que la composición de las capas de óxido tiene una gran amplitud de la región de homogeneidad, lo que también se refleja en la densidad del óxido. Entonces, por ejemplo, para el cromo a = 2,02 (para fases puras), pero la película de óxido que se forma sobre ella es muy resistente a la acción del medio ambiente. El espesor de la película de óxido sobre la superficie del metal varía con el tiempo.
La corrosión química causada por el vapor o el agua destruye el metal uniformemente en toda la superficie. La tasa de tal corrosión en las calderas marinas modernas es baja. Más peligrosa es la corrosión química local provocada por compuestos químicos agresivos contenidos en los depósitos de cenizas (azufre, óxidos de vanadio, etc.).
La corrosión electroquímica, como su nombre lo indica, está asociada no solo con procesos químicos, sino también con el movimiento de electrones en medios que interactúan, es decir, con la apariencia de una corriente eléctrica. Estos procesos ocurren cuando el metal interactúa con soluciones de electrolitos, lo que ocurre en una caldera de vapor en la que circula el agua de la caldera, que es una solución de sales y álcalis descompuestos en iones. La corrosión electroquímica también se produce cuando el metal entra en contacto con el aire (a temperatura normal), que siempre contiene vapor de agua que, al condensarse en la superficie del metal en forma de una fina película de humedad, crea las condiciones para que se produzca la corrosión electroquímica.
El sistema hierro-vapor de agua es termodinámicamente inestable. La interacción de estas sustancias puede proceder con la formación de magnetita Fe 3 O 4 o wustita FeO:
|
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;Un análisis de las reacciones (2.1) - (2.3) indica una descomposición peculiar del vapor de agua cuando interactúa con un metal con formación de hidrógeno molecular, que no es consecuencia de la disociación térmica real del vapor de agua. De las ecuaciones (2.1) - (2.3) se deduce que durante la corrosión de aceros en vapor sobrecalentado en ausencia de oxígeno, solo se puede formar Fe 3 O 4 o FeO en la superficie.
En presencia de oxígeno en el vapor sobrecalentado (por ejemplo, en regímenes de agua neutra, con dosificación de oxígeno en el condensado), se puede formar hematita Fe 2 O 3 en la zona sobrecalentada debido a la oxidación adicional de magnetita.
Se cree que la corrosión en vapor, a partir de una temperatura de 570 °C, es química. En la actualidad, la temperatura límite de sobrecalentamiento para todas las calderas se ha reducido a 545 °C y, en consecuencia, se produce corrosión electroquímica en los sobrecalentadores. Las secciones de salida de los sobrecalentadores primarios están hechas de acero inoxidable austenítico resistente a la corrosión, las secciones de salida de los sobrecalentadores intermedios, que tienen la misma temperatura de sobrecalentamiento final (545 °C), están hechas de aceros perlíticos. Por lo tanto, la corrosión de los sobrecalentadores intermedios suele manifestarse en gran medida.
Como resultado de la acción del vapor sobre el acero, en su superficie inicialmente limpia, gradualmente se forma una llamada capa topotáctica, fuertemente unida al metal mismo y por lo tanto protegiéndolo de la corrosión. Con el tiempo, una segunda capa llamada epitáctica crece en esta capa. Ambas capas para temperaturas de vapor de hasta 545 °C son magnetita, pero su estructura no es la misma: la capa epitáctica es de grano grueso y no protege contra la corrosión.
Tasa de descomposición del vapor
mgN 2 /(cm 2 h)
Arroz. 2.1. La dependencia de la tasa de descomposición del vapor sobrecalentado.
en la temperatura de la pared
No es posible influir en la corrosión de superficies sobrecalentadas por métodos de régimen de agua. Por lo tanto, la tarea principal del régimen hidroquímico de los sobrecalentadores propiamente dichos es monitorear sistemáticamente el estado del metal de los sobrecalentadores para evitar la destrucción de la capa topotáctica. Esto puede ocurrir debido a la entrada de impurezas individuales en los sobrecalentadores y la deposición en ellos, especialmente sales, lo que es posible, por ejemplo, como resultado de un fuerte aumento en el nivel en el tambor de calderas de alta presión. Los depósitos de sal asociados con esto en el sobrecalentador pueden conducir tanto a un aumento en la temperatura de la pared como a la destrucción de la película protectora topotáctica de óxido, que puede juzgarse por un fuerte aumento en la velocidad de descomposición del vapor (Fig. 2.1).
3.3. Corrosión de la ruta del agua de alimentación y las líneas de condensado
Una parte importante de los daños por corrosión en los equipos de las centrales térmicas recae en el trayecto del agua de alimentación, donde el metal se encuentra en las condiciones más difíciles, cuya causa es la agresividad corrosiva del agua tratada químicamente, condensado, destilado y sus mezcla en contacto con ella. En las centrales eléctricas de turbinas de vapor, la principal fuente de contaminación del agua de alimentación con compuestos de cobre es la corrosión por amoníaco de los condensadores de las turbinas y los calentadores regenerativos de baja presión, cuyo sistema de tuberías está hecho de latón.
La ruta del agua de alimentación de una planta de energía de turbina de vapor se puede dividir en dos secciones principales: antes y después del desaireador térmico, y las condiciones de flujo en sus velocidades de corrosión son marcadamente diferentes. Los elementos de la primera sección de la ruta del agua de alimentación, ubicada antes del desaireador, incluyen tuberías, tanques, bombas de condensado, tuberías de condensado y otros equipos. Un rasgo característico de la corrosión de esta parte del tracto de nutrientes es la ausencia de la posibilidad de agotamiento de los agentes agresivos, es decir, el ácido carbónico y el oxígeno contenidos en el agua. Debido a la entrada y el movimiento continuos de nuevas porciones de agua a lo largo del tramo, hay una reposición constante de su pérdida. La eliminación continua de parte de los productos de la reacción del hierro con el agua y la entrada de porciones frescas de agentes agresivos crean condiciones favorables para el curso intensivo de los procesos de corrosión.
La fuente de oxígeno en el condensado de la turbina es la succión de aire en la sección de cola de las turbinas y en los prensaestopas de las bombas de condensado. Calentar agua que contiene O 2 y CO 2 en calentadores de superficie ubicados en la primera sección del conducto de alimentación, hasta 60–80 °С y más, provoca daños graves por corrosión en las tuberías de latón. Estos últimos se vuelven quebradizos y, a menudo, el latón después de varios meses de trabajo adquiere una estructura esponjosa como resultado de una corrosión selectiva pronunciada.
Los elementos de la segunda sección de la ruta del agua de alimentación, desde el desaireador hasta el generador de vapor, incluyen bombas y líneas de alimentación, calentadores regenerativos y economizadores. La temperatura del agua en esta área como resultado del calentamiento secuencial del agua en calentadores regenerativos y economizadores de agua se aproxima a la temperatura del agua de la caldera. La causa de la corrosión del equipo relacionado con esta parte del tramo es principalmente el efecto sobre el metal del dióxido de carbono libre disuelto en el agua de alimentación, cuya fuente es agua adicional tratada químicamente. A una mayor concentración de iones de hidrógeno (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 presencia de equipos fabricados en latón (calentadores de baja presión, condensadores), el enriquecimiento del agua con compuestos de cobre a través de la vía del condensado de vapor se realiza en presencia de oxígeno y amoníaco libre. El aumento de la solubilidad del óxido de cobre hidratado se produce debido a la formación de complejos de cobre y amoníaco, como Сu(NH 3) 4 (OH) 2 . Estos productos de corrosión de los tubos de latón de los calentadores de baja presión comienzan a descomponerse en tramos del recorrido de los calentadores regenerativos de alta presión (p.h.p.) con la formación de óxidos de cobre menos solubles, depositados parcialmente en la superficie de los tubos de pp. e. Depósitos cuprosos en las tuberías a.e. contribuir a su corrosión durante la operación y el estacionamiento a largo plazo de equipos sin conservación.
Con una desaireación térmica insuficientemente profunda del agua de alimentación, la corrosión por picadura se observa principalmente en las secciones de entrada de los economizadores, donde se libera oxígeno debido a un aumento notable en la temperatura del agua de alimentación, así como en las secciones estancadas del tracto de alimentación. .
Los equipos que utilizan calor de los consumidores de vapor y las tuberías, a través de los cuales el condensado de producción se devuelve a la CHPP, están sujetos a corrosión bajo la acción del oxígeno y el ácido carbónico que contiene. La aparición de oxígeno se explica por el contacto del condensado con el aire en tanques abiertos (con esquema abierto de recolección de condensado) y la succión por fugas en los equipos.
Las principales medidas para evitar la corrosión de los equipos ubicados en el primer tramo del recorrido del agua de alimentación (desde la planta de tratamiento de agua hasta el desaireador térmico) son:
1) el uso de recubrimientos protectores anticorrosivos en las superficies de los equipos de tratamiento de agua e instalaciones de tanques, que se lavan con soluciones de reactivos ácidos o aguas corrosivas utilizando caucho, resinas epoxi, barnices a base de perclorovinilo, nayrita líquida y silicona;
2) el uso de tuberías y accesorios resistentes a los ácidos fabricados con materiales poliméricos (polietileno, poliisobutileno, polipropileno, etc.) o tuberías y accesorios de acero revestidos interiormente con revestimientos protectores aplicados por aspersión con llama;
3) el uso de tuberías de intercambiadores de calor hechos de metales resistentes a la corrosión (cobre rojo, acero inoxidable);
4) eliminación de dióxido de carbono libre del agua adicional tratada químicamente;
5) eliminación constante de gases no condensables (oxígeno y ácido carbónico) de las cámaras de vapor de calentadores, enfriadores y calentadores regenerativos de baja presión de agua de red y eliminación rápida del condensado formado en ellos;
6) sellado cuidadoso de prensaestopas de bombas de condensado, accesorios y conexiones de brida de tuberías de suministro bajo vacío;
7) garantizar la estanqueidad suficiente de los condensadores de la turbina desde el lado del agua y el aire de enfriamiento y monitorear la succión del aire con la ayuda de medidores de oxígeno registradores;
8) equipar los condensadores con dispositivos especiales de desgasificación para eliminar el oxígeno del condensado.
Para combatir con éxito la corrosión de los equipos y tuberías ubicados en la segunda sección de la ruta del agua de alimentación (desde los desaireadores térmicos hasta los generadores de vapor), se toman las siguientes medidas:
1) equipar las centrales térmicas con desaireadores térmicos que, en cualquier condición de operación, produzcan agua desaireada con un contenido residual de oxígeno y dióxido de carbono que no exceda los estándares permisibles;
2) eliminación máxima de gases no condensables de las cámaras de vapor de los calentadores regenerativos de alta presión;
3) el uso de metales resistentes a la corrosión para la fabricación de elementos de bombas de alimentación en contacto con el agua;
4) protección anticorrosiva de los tanques de nutrientes y drenaje mediante la aplicación de recubrimientos no metálicos resistentes a temperaturas de hasta 80-100 ° C, por ejemplo, asbovinilo (mezcla de laca de etinol con asbesto) o pinturas y barnices a base de resinas epoxi ;
5) selección de metales estructurales resistentes a la corrosión adecuados para la fabricación de tuberías para calentadores regenerativos de alta presión;
6) tratamiento continuo del agua de alimentación con reactivos alcalinos para mantener el valor de pH óptimo especificado del agua de alimentación, en el que se suprime la corrosión por dióxido de carbono y se asegura una resistencia suficiente de la película protectora;
7) tratamiento continuo del agua de alimentación con hidrazina para unir el oxígeno residual después de los desaireadores térmicos y crear un efecto inhibidor de inhibición de la transferencia de compuestos de hierro desde la superficie del equipo al agua de alimentación;
8) sellar los tanques de agua de alimentación organizando un llamado sistema cerrado para evitar que el oxígeno entre en los economizadores de los generadores de vapor con el agua de alimentación;
9) implementación de la conservación confiable de los equipos del tramo de agua de alimentación durante su tiempo de inactividad en reserva.
Un método eficaz para reducir la concentración de productos de corrosión en el condensado devuelto a la CHPP por los consumidores de vapor es la introducción de aminas formadoras de película, octadecilamina o sus sustitutos, en el vapor selectivo de las turbinas enviadas a los consumidores. A una concentración de estas sustancias en un vapor igual a 2–3 mg / dm 3 , es posible reducir el contenido de óxidos de hierro en el condensado de producción de 10 a 15 veces. La dosificación de una emulsión acuosa de poliaminas mediante bomba dosificadora no depende de la concentración de ácido carbónico en el condensado, ya que su acción no está asociada a propiedades neutralizantes, sino que se basa en la capacidad de estas aminas para formar compuestos insolubles y en agua. Películas resistentes en la superficie de acero, latón y otros metales.
Los titulares de la patente RU 2503747:
CAMPO DE TECNOLOGÍA
SUSTANCIA: la invención se relaciona con la ingeniería de energía térmica y se puede utilizar para proteger las tuberías de calefacción de calderas de vapor y agua caliente, intercambiadores de calor, plantas de calderas, evaporadores, redes de calefacción, sistemas de calefacción de edificios residenciales e instalaciones industriales contra incrustaciones durante la operación actual.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
El funcionamiento de las calderas de vapor está asociado a la exposición simultánea a altas temperaturas, presión, estrés mecánico y un ambiente agresivo, que es el agua de la caldera. El agua de la caldera y el metal de las superficies de calentamiento de la caldera son fases separadas de un sistema complejo que se forma cuando entran en contacto. El resultado de la interacción de estas fases son procesos superficiales que ocurren en la interfase entre ellas. Como resultado, se produce corrosión y formación de incrustaciones en el metal de las superficies de calentamiento, lo que conduce a un cambio en la estructura y propiedades mecánicas del metal, y que contribuye al desarrollo de varios daños. Dado que la conductividad térmica de la escala es cincuenta veces menor que la del hierro de las tuberías de calefacción, hay pérdidas de energía térmica durante la transferencia de calor, con un espesor de escala de 1 mm de 7 a 12%, y con 3 mm - 25 % Las incrustaciones severas en un sistema de caldera de vapor continuo a menudo provocan que la producción se detenga durante varios días al año para eliminar las incrustaciones.
La calidad de la alimentación y, por lo tanto, del agua de la caldera está determinada por la presencia de impurezas que pueden causar varios tipos de corrosión del metal de las superficies internas de calentamiento, la formación de incrustaciones primarias en ellas, así como lodos, como fuente. de formación de escamas secundarias. Además, la calidad del agua de caldera también depende de las propiedades de las sustancias formadas como resultado de fenómenos superficiales durante el transporte de agua y condensados a través de tuberías, en procesos de tratamiento de agua. La eliminación de impurezas del agua de alimentación es una de las formas de prevenir la formación de incrustaciones y corrosión y se lleva a cabo mediante métodos de tratamiento de agua preliminar (antes de la caldera), cuyo objetivo es maximizar la eliminación de impurezas presentes en la fuente de agua. Sin embargo, los métodos utilizados no eliminan por completo el contenido de impurezas en el agua, lo que se asocia no solo con dificultades técnicas, sino también con la viabilidad económica de utilizar métodos de tratamiento de agua antes de la caldera. Además, dado que el tratamiento del agua es un sistema técnico complejo, es redundante para calderas de pequeña y mediana capacidad.
Los métodos conocidos para eliminar depósitos ya formados utilizan principalmente métodos de limpieza mecánicos y químicos. La desventaja de estos métodos es que no se pueden realizar durante el funcionamiento de las calderas. Además, los métodos de limpieza química a menudo requieren el uso de productos químicos costosos.
También se conocen formas de evitar la formación de incrustaciones y corrosión, que se llevan a cabo durante el funcionamiento de las calderas.
La patente estadounidense número 1.877.389 propone un método para eliminar incrustaciones y evitar su formación en calderas de agua caliente y vapor. En este método, la superficie de la caldera es el cátodo y el ánodo se coloca dentro de la tubería. El método consiste en hacer pasar corriente continua o alterna a través del sistema. Los autores señalan que el mecanismo del método es que, bajo la acción de una corriente eléctrica, se forman burbujas de gas en la superficie de la caldera, que conducen a la exfoliación de las incrustaciones existentes y evitan la formación de una nueva. La desventaja de este método es la necesidad de mantener constantemente el flujo de corriente eléctrica en el sistema.
La patente US nº 5.667.677 propone un método de tratamiento de un líquido, en particular agua, en una tubería para ralentizar la formación de incrustaciones. Este método se basa en crear un campo electromagnético en las tuberías, que repele los iones de calcio y magnesio disueltos en el agua de las paredes de las tuberías y equipos, evitando que cristalicen en forma de incrustaciones, lo que posibilita el funcionamiento de calderas, calderos, termo intercambiadores y sistemas de refrigeración en aguas duras. La desventaja de este método es el alto costo y la complejidad del equipo utilizado.
WO 2004016833 propone un método para reducir la formación de incrustaciones en una superficie metálica expuesta a una solución acuosa alcalina sobresaturada que es capaz de formar incrustaciones después de un período de exposición, que comprende aplicar un potencial catódico a dicha superficie.
Este método se puede utilizar en varios procesos tecnológicos en los que el metal está en contacto con una solución acuosa, en particular, en intercambiadores de calor. La desventaja de este método es que no protege la superficie metálica de la corrosión después de eliminar el potencial del cátodo.
Por lo tanto, actualmente existe la necesidad de desarrollar un método mejorado para prevenir la formación de incrustaciones en tuberías de calefacción, agua caliente y calderas de vapor, que sea económico y altamente efectivo y proporcione protección anticorrosiva de la superficie durante un largo período de tiempo después exposición.
En la presente invención, este problema se resuelve utilizando un método según el cual se crea un potencial eléctrico portador de corriente sobre la superficie metálica, suficiente para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión de partículas coloidales e iones a la superficie metálica.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
Es un objeto de la presente invención proporcionar un método mejorado para evitar la incrustación de tuberías de calefacción en calderas de agua caliente y vapor.
Otro objeto de la presente invención es proporcionar la posibilidad de eliminar o reducir significativamente la necesidad de desincrustar durante el funcionamiento de las calderas de agua caliente y vapor.
Otro objeto de la presente invención es eliminar la necesidad de utilizar reactivos consumibles para evitar la formación de incrustaciones y la corrosión de las tuberías de calefacción de las calderas de agua caliente y vapor.
Otro objeto de la presente invención es permitir que se inicien los trabajos para evitar la formación de incrustaciones y la corrosión de las tuberías de calefacción de calderas de agua caliente y vapor en tuberías de calderas contaminadas.
La presente invención se refiere a un método para prevenir la formación de incrustaciones y corrosión en una superficie metálica hecha de una aleación que contiene hierro en contacto con un entorno de agua-vapor a partir del cual es capaz de formarse incrustaciones. Dicho método consiste en aplicar un potencial eléctrico portador de corriente a dicha superficie metálica, suficiente para neutralizar la componente electrostática de la fuerza de adhesión de partículas coloidales e iones a la superficie metálica.
De acuerdo con algunas realizaciones particulares del método reivindicado, el potencial de conducción de corriente se establece en el rango de 61-150 V. Según algunas realizaciones particulares del método reivindicado, la aleación que contiene hierro anterior es acero. En algunas realizaciones, la superficie metálica es la superficie interior de las tuberías de calefacción de una caldera de agua caliente o de vapor.
Revelado en esta descripción, el método tiene las siguientes ventajas. Una ventaja del método es la formación reducida de incrustaciones. Otra ventaja de la presente invención es la posibilidad de utilizar, una vez adquirido, un aparato electrofísico en funcionamiento sin necesidad de reactivos sintéticos consumibles. Otra ventaja es la posibilidad de iniciar trabajos en tubos de calderas contaminados.
El resultado técnico de la presente invención, por tanto, es aumentar la eficiencia de las calderas de agua caliente y vapor, aumentar la productividad, aumentar la eficiencia de transferencia de calor, reducir el consumo de combustible para calentar la caldera, ahorrar energía, etc.
Otros resultados técnicos y ventajas de la presente invención incluyen la posibilidad de destrucción y eliminación capa por capa de las incrustaciones ya formadas, así como la prevención de su nueva formación.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La figura 1 muestra la distribución de los depósitos en las superficies internas de la caldera como resultado de la aplicación del método según la presente invención.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE EL INVENTO
El método según la presente invención consiste en aplicar a una superficie metálica sujeta a formación de incrustaciones un potencial eléctrico conductor suficiente para neutralizar la componente electrostática de la fuerza de adhesión de partículas coloidales e iones formadores de incrustaciones a la superficie metálica.
El término "potencial eléctrico conductor" en el sentido en que se usa en esta aplicación significa un potencial alterno que neutraliza la doble capa eléctrica en la interfaz entre el metal y el medio de agua-vapor que contiene sales que conducen a la formación de incrustaciones.
Como sabe un experto en la materia, los portadores de carga eléctrica en un metal, que son lentos en comparación con los principales portadores de carga, los electrones, son dislocaciones de su estructura cristalina, que transportan una carga eléctrica y forman corrientes de dislocación. Al llegar a la superficie de las tuberías de calefacción de la caldera, estas corrientes forman parte de la doble capa eléctrica durante la formación de incrustaciones. El potencial eléctrico pulsante (es decir, alterno) portador de corriente inicia la eliminación de la carga eléctrica de las dislocaciones desde la superficie del metal hasta el suelo. En este sentido, es una corriente de dislocación portadora de corriente. Como resultado de la acción de este potencial eléctrico portador de corriente, la doble capa eléctrica se destruye y la incrustación se desintegra gradualmente y pasa al agua de la caldera en forma de lodo, que se elimina de la caldera durante las purgas periódicas.
Así, el término "potencial de eliminación de corriente" es comprensible para un especialista en este campo de la tecnología y, además, es conocido por el estado de la técnica (véase, por ejemplo, la patente RU 2128804 C1).
El dispositivo descrito en RU 2100492 C1, que incluye un convertidor con un convertidor de frecuencia y un controlador de potencial pulsante, así como un controlador de forma de pulso, puede usarse como un dispositivo para generar un potencial eléctrico portador de corriente, por ejemplo. Se proporciona una descripción detallada de este dispositivo en RU 2100492 C1. También se puede utilizar cualquier otro dispositivo similar, como entenderá el experto en la materia.
El potencial eléctrico conductor según la presente invención se puede aplicar a cualquier parte de la superficie metálica alejada de la base de la caldera. El lugar de aplicación está determinado por la conveniencia y/o eficiencia de la aplicación del método reivindicado. Un experto en la técnica, utilizando la información descrita en este documento y utilizando procedimientos de prueba estándar, podrá determinar la ubicación óptima para aplicar el potencial eléctrico de disipación de corriente.
En algunas realizaciones de la presente invención, el potencial eléctrico conductor es variable.
El potencial eléctrico conductor según la presente invención se puede aplicar durante varios periodos de tiempo. El tiempo de aplicación potencial está determinado por la naturaleza y el grado de contaminación de la superficie metálica, la composición del agua utilizada, el régimen de temperatura y las características de funcionamiento del dispositivo de ingeniería térmica y otros factores conocidos por los especialistas en este campo de tecnología. Un experto en la materia, utilizando la información divulgada en la presente descripción y utilizando métodos de prueba estándar, podrá determinar el momento óptimo para aplicar un potencial eléctrico conductor de corriente, en función de los objetivos, condiciones y condición del dispositivo térmico. .
El valor del potencial portador de corriente requerido para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión puede ser determinado por un especialista en el campo de la química coloidal sobre la base de la información conocida del estado de la técnica, por ejemplo, del libro Deryagin B.V., Churaev N.V., Müller V.M. "Surface Forces", Moscú, "Nauka", 1985. Según algunas realizaciones, el valor del potencial eléctrico que transporta corriente está en el rango de 10 V a 200 V, más preferiblemente de 60 V a 150 V, incluso más preferiblemente de 61 V a 150 V. Los valores del potencial eléctrico que transporta corriente en el rango de 61 V a 150 V conducen a la descarga de la doble capa eléctrica, que es la base del componente electrostático de las fuerzas de adhesión en la balanza y, como resultado, a la destrucción de la balanza. Los valores de potencial de eliminación de corriente por debajo de 61 V son insuficientes para la destrucción de incrustaciones, y con valores de potencial de eliminación de corriente superiores a 150 V, es probable que comience una destrucción electroerosiva no deseada del metal de los tubos de calentamiento.
La superficie metálica a la que se puede aplicar el método según la presente invención puede formar parte de los siguientes dispositivos de ingeniería térmica: tuberías de calefacción de calderas de vapor y agua caliente, intercambiadores de calor, plantas de calderas, evaporadores, redes de calefacción, sistemas de calefacción para edificios residenciales e instalaciones industriales durante la operación actual. Esta lista es ilustrativa y no limita la lista de dispositivos a los que se puede aplicar el método de la presente invención.
En algunas realizaciones, la aleación que contiene hierro a partir de la cual se puede aplicar la superficie metálica a la que se puede aplicar el método de la presente invención puede ser acero u otro material que contiene hierro, como hierro fundido, kovar, fechral, acero para transformadores, alsifer, magnico, alnico, acero al cromo, invar, etc. Esta lista es ilustrativa y no limita la lista de aleaciones de hierro a las que se puede aplicar el método de la presente invención. Una persona experta en la técnica, sobre la base del conocimiento conocido del estado de la técnica, será capaz de utilizar tales aleaciones que contienen hierro de acuerdo con la presente invención.
El medio acuoso a partir del cual se pueden formar incrustaciones, según algunas realizaciones de la presente invención, es agua del grifo. El medio acuoso también puede ser agua que contenga compuestos metálicos disueltos. Los compuestos metálicos disueltos pueden ser compuestos de hierro y/o de metales alcalinotérreos. El medio acuoso también puede ser una suspensión acuosa de partículas coloidales de compuestos de hierro y/o metales alcalinotérreos.
El método de acuerdo con la presente invención elimina los depósitos previamente formados y sirve como un medio libre de reactivos para limpiar las superficies internas durante el funcionamiento de un dispositivo de ingeniería térmica, asegurando además su funcionamiento sin incrustaciones. Al mismo tiempo, el tamaño de la zona dentro de la cual se logra la prevención de la formación de incrustaciones y la corrosión excede significativamente el tamaño de la zona efectiva de destrucción de incrustaciones.
El método según la presente invención tiene las siguientes ventajas:
No requiere el uso de reactivos, es decir. Amigable con el medio ambiente;
Fácil de implementar, no requiere dispositivos especiales;
Le permite aumentar el coeficiente de transferencia de calor y mejorar la eficiencia de las calderas, lo que afecta significativamente el rendimiento económico de su trabajo;
Puede usarse como complemento a los métodos aplicados de tratamiento de agua antes de la caldera, o por separado;
Le permite abandonar los procesos de ablandamiento y desaireación del agua, lo que simplifica enormemente el esquema tecnológico de las salas de calderas y permite reducir significativamente los costos durante la construcción y operación.
Los posibles objetos del método pueden ser calderas de agua caliente, calderas de calor residual, sistemas cerrados de suministro de calor, plantas de desalinización térmica de agua de mar, plantas de conversión de vapor, etc.
La ausencia de daños por corrosión, la formación de incrustaciones en las superficies internas abre la posibilidad para el desarrollo de soluciones de diseño y diseño fundamentalmente nuevas para calderas de vapor de pequeña y mediana potencia. Esto permitirá, debido a la intensificación de los procesos térmicos, lograr una reducción significativa en la masa y las dimensiones de las calderas de vapor. Asegurar el nivel de temperatura especificado de las superficies de calefacción y, en consecuencia, reducir el consumo de combustible, el volumen de gases de combustión y reducir sus emisiones a la atmósfera.
EJEMPLO DE IMPLEMENTACIÓN
El método reivindicado en la presente invención se probó en las plantas de calderas "Admiralty Shipyards" y "Red Chemist". Se ha demostrado que el método según la presente invención limpia eficazmente las superficies internas de las calderas de los depósitos. En el curso de estos trabajos, se obtuvo un ahorro de combustible equivalente de 3-10%, mientras que la dispersión de los valores de ahorro está asociada con diversos grados de contaminación de las superficies internas de las calderas. El objetivo del trabajo fue evaluar la efectividad del método propuesto para garantizar una operación sin reactivos y sin incrustaciones de calderas de vapor de tamaño mediano en condiciones de tratamiento de agua de alta calidad, cumplimiento del régimen químico del agua y un alto nivel profesional de operación del equipo.
La prueba del método reivindicado en la presente invención se llevó a cabo en la caldera de vapor No. 3 DKVr 20/13 de la sala de calderas 4th Krasnoselskaya de la sucursal Sudoeste de la Empresa Unitaria Estatal "TEK SPb". La operación de la unidad de caldera se llevó a cabo en estricta conformidad con los requisitos de los documentos reglamentarios. La caldera está equipada con todos los medios necesarios para controlar los parámetros de su funcionamiento (presión y caudal de vapor generado, temperatura y caudal de agua de alimentación, presión de aire y combustible en los quemadores, vacío en las secciones principales del gas recorrido de la unidad de caldera). La capacidad de vapor de la caldera se mantuvo en 18 t/h, la presión de vapor en el tambor de la caldera fue de 8,1...8,3 kg/cm2. El economizador funcionó en el modo de calefacción. La fuente de agua era el suministro de agua de la ciudad, que cumplía con los requisitos de GOST 2874-82 "Agua potable". Cabe señalar que la cantidad de compuestos de hierro en la entrada a la sala de calderas especificada, por regla general, supera los requisitos reglamentarios (0,3 mg/l) y asciende a 0,3-0,5 mg/l, lo que conduce a un crecimiento excesivo intensivo de la superficies internas con compuestos ferruginosos.
La evaluación de la eficacia del método se realizó de acuerdo con el estado de las superficies internas de la caldera.
Evaluación de la influencia del método según la presente invención sobre el estado de las superficies de calentamiento internas de la unidad de caldera.
Previo al inicio de las pruebas, se realizó una inspección interna de la unidad de caldera y se registró el estado inicial de las superficies internas. La inspección preliminar de la caldera se realizó al inicio de la temporada de calefacción, un mes después de su limpieza química. Como resultado de la inspección, se reveló: en la superficie de los tambores hay depósitos sólidos de color marrón oscuro con propiedades paramagnéticas y, presumiblemente, que consisten en óxidos de hierro. El espesor de los depósitos fue de hasta 0,4 mm visualmente. En la parte visible de las tuberías de la caldera, principalmente en el lado que da al horno, se encontraron depósitos sólidos discontinuos (hasta cinco puntos por cada 100 mm de longitud de la tubería con un tamaño de 2 a 15 mm y un espesor de hasta 0,5 mm visualmente).
El dispositivo para crear un potencial de eliminación de corriente, descrito en EN 2100492 C1, se fijó en el punto (1) a la escotilla (2) del tambor superior desde la parte posterior de la caldera (ver Fig.1). El potencial eléctrico portador de corriente era igual a 100 V. El potencial eléctrico portador de corriente se mantuvo continuamente durante 1,5 meses. Al final de este período, se inauguró la unidad de caldera. Como resultado de una inspección interna de la caldera, se encontró que casi no había depósitos (no más de 0,1 mm visualmente) en la superficie (3) de los tambores superior e inferior dentro de los 2-2,5 metros (zona (4) ) de las escotillas de los tambores (puntos de conexión del dispositivo para crear un potencial portador de corriente (1)). A una distancia de 2,5-3,0 m (zona (5)) de las escotillas se conservan depósitos (6) en forma de tubérculos individuales (manchas) de hasta 0,3 mm de espesor (ver Fig.1). Además, a medida que avanza hacia el frente (a una distancia de 3,0-3,5 m de las escotillas), comienzan visualmente depósitos continuos (7) de hasta 0,4 mm, es decir, a esta distancia del punto de conexión del dispositivo, el efecto del método de limpieza según la presente invención prácticamente no se manifestó. El potencial eléctrico portador de corriente era igual a 100 V. El potencial eléctrico portador de corriente se mantuvo continuamente durante 1,5 meses. Al final de este período, se inauguró la unidad de caldera. Como resultado de una inspección interna de la caldera, se encontró que casi no había depósitos (no más de 0,1 mm visualmente) en la superficie de los tambores superior e inferior dentro de los 2 a 2,5 metros de las escotillas de los tambores (el punto de conexión del dispositivo para crear un potencial de descarga de corriente). A una distancia de 2,5-3,0 m de las escotillas, los depósitos se conservaron en forma de tubérculos individuales (manchas) de hasta 0,3 mm de espesor (ver Fig.1). Además, a medida que avanza hacia el frente (a una distancia de 3,0-3,5 m de las escotillas), comienzan visualmente depósitos continuos de hasta 0,4 mm, es decir. a esta distancia del punto de conexión del dispositivo, el efecto del método de limpieza según la presente invención prácticamente no se manifestó.
En la parte visible de las tuberías de la caldera, dentro de los 3,5-4,0 m de las escotillas de los tambores, hubo una ausencia casi total de depósitos. Además, a medida que avanzamos hacia el frente, se encontraron depósitos sólidos no continuos (hasta cinco puntos por 100 mm lineales con un tamaño de 2 a 15 mm y un espesor de hasta 0,5 mm visualmente).
Como resultado de esta etapa de prueba, se concluyó que el método de acuerdo con la presente invención, sin el uso de ningún reactivo, destruye eficazmente los depósitos formados previamente y proporciona una operación de la caldera sin incrustaciones.
En la siguiente etapa de prueba, se conectó un dispositivo para crear un potencial portador de corriente en el punto "B" y las pruebas continuaron durante otros 30 a 45 días.
La próxima apertura de la unidad de caldera se realizó después de 3,5 meses de funcionamiento continuo del dispositivo.
La inspección de la unidad de caldera mostró que los depósitos que quedaban anteriormente se destruyeron por completo y solo quedó una pequeña cantidad en las secciones inferiores de las tuberías de la caldera.
Esto llevó a las siguientes conclusiones:
El tamaño de la zona dentro de la cual se garantiza el funcionamiento sin incrustaciones de la unidad de caldera supera significativamente el tamaño de la zona de destrucción efectiva de depósitos, lo que permite la transferencia posterior del punto de conexión del potencial de eliminación de corriente para limpiar todo el interior. superficie de la unidad de caldera y mantener aún más su modo de funcionamiento sin incrustaciones;
La destrucción de los depósitos previamente formados y la prevención de la formación de nuevos se realiza mediante procesos de diversa naturaleza.
Con base en los resultados de la inspección, se decidió continuar con las pruebas hasta el final del período de calentamiento para finalmente limpiar los tambores y las tuberías de la caldera y determinar la confiabilidad de garantizar el funcionamiento sin incrustaciones de la caldera. La próxima apertura de la unidad de caldera se llevó a cabo después de 210 días.
Los resultados de la inspección interna de la caldera mostraron que el proceso de limpieza de las superficies internas de la caldera dentro de los tambores superior e inferior y las tuberías de la caldera terminó con una eliminación casi completa de los depósitos. En toda la superficie del metal, se formó una capa delgada y densa, que tenía un color negro con un tinte azul, cuyo espesor incluso en estado húmedo (casi inmediatamente después de abrir la caldera) no superaba visualmente los 0,1 mm.
Al mismo tiempo, se confirmó la fiabilidad de garantizar el funcionamiento sin incrustaciones de la unidad de caldera al utilizar el método de la presente invención.
El efecto protector de la película de magnetita persistió hasta 2 meses después de desconectar el dispositivo, lo que es suficiente para garantizar la conservación en seco de la unidad de caldera cuando se transfiere a la reserva o para reparación.
Aunque la presente invención se ha descrito en relación con varios ejemplos específicos y realizaciones de la invención, debe entenderse que esta invención no se limita a ellos y que puede practicarse dentro del alcance de las siguientes reivindicaciones.
1. Un método para prevenir la formación de incrustaciones en una superficie metálica hecha de una aleación que contiene hierro y en contacto con un medio de vapor de agua a partir del cual se pueden formar incrustaciones, incluida la aplicación de un potencial eléctrico portador de corriente en el rango de 61 V a 150 V a la superficie metálica especificada para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión entre dicha superficie metálica y las partículas coloidales y los iones formadores de incrustaciones.
La invención se refiere a la ingeniería de energía térmica y puede usarse para proteger contra incrustaciones y corrosión de tuberías de calefacción de calderas de vapor y agua caliente, intercambiadores de calor, plantas de calderas, evaporadores, redes de calefacción, sistemas de calefacción para edificios residenciales e instalaciones industriales durante la operación. Un método para prevenir la formación de incrustaciones en una superficie metálica hecha de una aleación que contiene hierro y en contacto con un medio de vapor de agua a partir del cual es capaz de formarse incrustaciones incluye aplicar un potencial eléctrico portador de corriente en el rango de 61 V a 150 V a la superficie metálica especificada para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión entre la superficie metálica especificada y las partículas coloidales y los iones que forman incrustaciones. EFECTO: mayor eficiencia y productividad de las calderas de agua caliente y vapor, mayor eficiencia de transferencia de calor, destrucción capa por capa y eliminación de la incrustación formada, así como prevención de su nueva formación. 2 palabras por palabra f-ly, 1 pr., 1 enfermo.
