Corrosión en calderas de agua caliente, sistemas de calefacción, sistemas de calefacción es mucho más común que en los sistemas de condensado de vapor. En la mayoría de los casos, esta situación se explica por el hecho de que al diseñar un sistema de calentamiento de agua, esto se da menos atencion, aunque los factores de formación y posterior desarrollo de la corrosión en las calderas siguen siendo exactamente los mismos que para las calderas de vapor y todos los demás equipos. Oxígeno disuelto, que no se elimina por desaireación, sales de dureza, dióxido de carbono entrar en las calderas de agua caliente con causa de agua de alimentación diferentes tipos corrosión - alcalina (intercristalina), oxígeno, quelato, lodo. Debe decirse que la corrosión por quelatos en la mayoría de los casos se forma en presencia de ciertos reactivos químicos, los llamados "complexones".
Para evitar la aparición de corrosión en las calderas de agua caliente y su posterior desarrollo, es necesario tomar con seriedad y responsabilidad la preparación de las características del agua destinada a la reposición. Es necesario asegurar la unión de dióxido de carbono libre, oxígeno, llevar el valor de pH a un nivel aceptable, tomar medidas para proteger los elementos de aluminio, bronce y cobre de los equipos de calefacción y calderas, tuberías y equipos de calefacción contra la corrosión.
Recientemente, se han utilizado productos químicos especiales para redes de calefacción correccionales, calderas de agua caliente y otros equipos de alta calidad.
El agua al mismo tiempo es un solvente universal y un refrigerante económico, es beneficioso usarlo en sistemas de calefacción. Pero una preparación insuficiente puede tener consecuencias desagradables, una de las cuales es corrosión de la caldera. Los posibles riesgos están asociados principalmente con la presencia de una gran cantidad de impurezas indeseables en el mismo. Es posible prevenir la formación y el desarrollo de la corrosión, pero solo si comprende claramente las causas de su aparición y también está familiarizado con tecnologías modernas.
Sin embargo, para las calderas de agua caliente, como para cualquier sistema de calefacción que utilice agua como refrigerante, son característicos tres tipos de problemas debido a la presencia de las siguientes impurezas:
- insoluble mecánicamente;
- disuelto formador de precipitado;
- corrosivo.
Cada uno de estos tipos de impurezas puede causar corrosión y fallas en una caldera de agua caliente u otro equipo. Además, contribuyen a una disminución de la eficiencia y productividad de la caldera.
Y si se usa durante mucho tiempo en sistemas de calefacción no pasó entrenamiento especial agua, esto puede tener consecuencias graves: avería de las bombas de circulación, reducción del diámetro del suministro de agua y daños posteriores, fallas en las válvulas de control y cierre. Las impurezas mecánicas más simples (arcilla, arena, suciedad ordinaria) están presentes en casi todas partes, como en agua del grifo, y en fuentes artesianas. También en los refrigerantes en grandes cantidades hay productos de corrosión de superficies de transferencia de calor, tuberías y otros elementos metálicos del sistema que están constantemente en contacto con el agua. Ni que decir tiene que su presencia a lo largo del tiempo provoca averías muy graves en el funcionamiento de las calderas de agua caliente y de todos los equipos de calor y electricidad, que se asocian principalmente con la corrosión de las calderas, la formación de depósitos de cal, arrastre de sales y formación de espuma en el agua de calderas.
La razón más común por la cual corrosión de la caldera, estos son depósitos de carbonato que se producen cuando se usa agua de mayor dureza, cuya eliminación es posible. Cabe señalar que, como resultado de la presencia de sales de dureza, se forman incrustaciones incluso en una temperatura baja. equipo de calefacción. Pero esta no es la única causa de la corrosión. Por ejemplo, después de calentar el agua a una temperatura de más de 130 grados, la solubilidad del sulfato de calcio se reduce significativamente, lo que da como resultado una capa de incrustaciones densas. En este caso, el desarrollo de la corrosión de las superficies metálicas de las calderas de agua caliente es inevitable.
Los fenómenos de corrosión en las calderas aparecen con mayor frecuencia en la superficie interna sometida a esfuerzos térmicos y con relativa menor frecuencia en la exterior.
En este último caso, la destrucción del metal se debe, en la mayoría de los casos, a la acción combinada de la corrosión y la erosión, que en ocasiones tiene un significado predominante.
Un signo externo de destrucción por erosión es una superficie metálica limpia. Bajo acción corrosiva, los productos de corrosión generalmente permanecen en su superficie.
Los procesos de corrosión e incrustaciones internas (en el ambiente del agua) pueden agravar la corrosión externa (en el ambiente del gas) debido a la resistencia térmica de la capa de incrustaciones y depósitos de corrosión y, en consecuencia, al aumento de la temperatura en la superficie del metal.
La corrosión externa del metal (del lado del horno de la caldera) depende de varios factores, pero, sobre todo, del tipo y composición del combustible que se quema.
Corrosión de calderas de gas-oil
El fuel oil contiene compuestos orgánicos de vanadio y sodio. Si se acumulan depósitos fundidos de escoria que contienen compuestos de vanadio (V) en la pared de la tubería frente al horno, entonces con un gran exceso de aire y / o una temperatura de la superficie del metal de 520-880 ° C, ocurren las siguientes reacciones:
4Fe + 3V2O5 = 2Fe2O3 + 3V2O3 (1)
V2O3 + O2 = V2O5 (2)
Fe2O3 + V2O5 = 2FeVO4 (3)
7Fe + 8FeVO4 = 5Fe3O4 + 4V2O3 (4)
(Compuestos de sodio) + O2 = Na2O (5)
También es posible otro mecanismo de corrosión que involucra al vanadio (mezcla eutéctica líquida):
2Na2O. V2O4. 5V2O5 + O2 = 2Na2O. 6V2O5 (6)
Na2O. 6V2O5 + M = Na2O. V2O4. 5V2O5 + MO (7)
(M - metálico)
Los compuestos de vanadio y sodio durante la combustión del combustible se oxidan a V2O5 y Na2O. En los depósitos que se adhieren a la superficie del metal, el Na2O es un aglomerante. El líquido formado como resultado de las reacciones (1)-(7) derrite la película protectora de magnetita (Fe3O4), lo que conduce a la oxidación del metal debajo de los depósitos (la temperatura de fusión de los depósitos (escoria) es 590-880 ° C).
Como resultado de estos procesos, las paredes tubos de pantalla frente a la cámara de combustión se adelgazan uniformemente.
El aumento de la temperatura del metal, en el que los compuestos de vanadio se vuelven líquidos, se ve facilitado por los depósitos internos de incrustaciones en las tuberías. Y así, cuando se alcanza la temperatura límite de fluencia del metal, se produce una rotura de la tubería, como consecuencia de la acción combinada de los depósitos externos e internos.
Las partes de fijación de las pantallas de las tuberías, así como las protuberancias de las soldaduras de las tuberías, también se corroen; el aumento de temperatura en su superficie se acelera: la mezcla de vapor y agua no las enfría, como las tuberías.
El fuel oil puede contener azufre (2,0-3,5%) en forma de compuestos orgánicos, azufre elemental, sulfato de sodio (Na2SO4), que ingresa al petróleo desde las aguas de formación. En la superficie del metal en tales condiciones, la corrosión por vanadio va acompañada de corrosión por óxido de sulfuro. Su efecto combinado es más pronunciado cuando los depósitos contienen 87% V2O5 y 13% Na2SO4, lo que corresponde al contenido de vanadio y sodio en el fuel oil en una proporción de 13/1.
En invierno, cuando se calienta fuel oil con vapor en tanques (para facilitar el drenaje), ingresa agua adicional en una cantidad de 0.5-5.0%. Consecuencia: aumenta la cantidad de depósitos en las superficies de baja temperatura de la caldera y, obviamente, aumenta la corrosión de las tuberías de combustible y los tanques de combustible.
Además del esquema descrito anteriormente para la destrucción de los tubos de pantalla de la caldera, la corrosión de sobrecalentadores, tubos de festón, conjuntos de calderas, economizadores tiene algunas características debido al aumento, en algunas secciones, de las velocidades del gas, especialmente aquellos que contienen partículas de fuel oil sin quemar y exfoliado. partículas de escoria.
Identificación de la corrosión
La superficie exterior de las tuberías está cubierta con una densa capa similar al esmalte de depósitos grises y grises oscuros. En el lado que mira hacia la cámara de combustión, hay un adelgazamiento de la tubería: las secciones planas y las grietas poco profundas en forma de "marcas" son claramente visibles si la superficie se limpia de depósitos y películas de óxido.
Si la tubería se destruye en una emergencia, entonces se ve una grieta longitudinal estrecha.
Corrosión de calderas de carbón pulverizado
En la corrosión formada por la acción de los productos de la combustión del carbón, el azufre y sus compuestos tienen una importancia decisiva. Además, el curso de los procesos de corrosión se ve afectado por cloruros (principalmente NaCl) y compuestos de metales alcalinos. La corrosión es más probable cuando el carbón contiene más de un 3,5 % de azufre y un 0,25 % de cloro.
Las cenizas volantes que contienen compuestos alcalinos y óxidos de azufre se depositan sobre la superficie del metal a una temperatura de 560-730 °C. En este caso, como resultado de las reacciones en curso, se forman sulfatos alcalinos, por ejemplo, K3Fe(SO4)3 y Na3Fe(SO4)3. Esta escoria fundida, a su vez, destruye (derrite) la capa protectora de óxido sobre el metal: magnetita (Fe3O4).
La tasa de corrosión es máxima a una temperatura del metal de 680-730 °C, con su aumento, la tasa disminuye debido a la descomposición térmica de las sustancias corrosivas.
La mayor corrosión se encuentra en las tuberías de salida del sobrecalentador, donde la temperatura del vapor es más alta.
Identificación de la corrosión
En las tuberías de pantalla, se pueden observar áreas planas a ambos lados de la tubería, que están sujetas a la destrucción por corrosión. Estas áreas están ubicadas en un ángulo de 30-45 °C entre sí y están cubiertas por una capa de sedimentos. Entre ellos hay un área relativamente "limpia", sujeta al impacto "frontal" del flujo de gas.
Los depósitos constan de tres capas: la capa exterior es ceniza volante porosa, la capa intermedia son sulfatos alcalinos solubles en agua blanquecinos y la capa interior es óxidos de hierro negro brillante (Fe3O4) y sulfuros (FeS).
En las partes de baja temperatura de las calderas (economizador, calentador de aire, extractor de aire), la temperatura del metal cae por debajo del "punto de rocío" del ácido sulfúrico.
Cuando se quema combustible sólido, la temperatura del gas disminuye de 1650 °C en la antorcha a 120 °C o menos en la chimenea.
Debido al enfriamiento de los gases, se forma ácido sulfúrico en la fase de vapor y, al entrar en contacto con una superficie metálica más fría, los vapores se condensan para formar ácido sulfúrico líquido. El "punto de rocío" del ácido sulfúrico es de 115-170 °C (tal vez más; depende del contenido de vapor de agua y óxido de azufre (SO3) en la corriente de gas).
El proceso se describe mediante las reacciones:
S + O2 = SO2 (8)
SO3 + H2O = H2SO4 (9)
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2 (10)
En presencia de óxidos de hierro y vanadio, es posible la oxidación catalítica de SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
En algunos casos, la corrosión por ácido sulfúrico cuando se quema carbón es menos significativa que cuando se quema marrón, esquisto, turba e incluso gas natural, debido a la liberación relativamente mayor de vapor de agua de ellos.
Identificación de la corrosión
Este tipo de corrosión provoca una destrucción uniforme del metal. Por lo general, la superficie es rugosa, con una ligera capa de óxido y es similar a una superficie sin fenómenos corrosivos. Con una exposición prolongada, el metal puede cubrirse con depósitos de productos de corrosión, que deben eliminarse con cuidado durante el examen.
Corrosión durante las interrupciones del servicio
Este tipo de corrosión aparece en el economizador y en aquellos lugares de la caldera donde las superficies exteriores están cubiertas con compuestos de azufre. A medida que la caldera se enfría, la temperatura del metal cae por debajo del "punto de rocío" y, como se describió anteriormente, si hay depósitos de azufre, se forma ácido sulfúrico. Quizás un compuesto intermedio sea el ácido sulfúrico (H2SO3), pero es muy inestable e inmediatamente se convierte en ácido sulfúrico.
Identificación de la corrosión
Las superficies metálicas suelen estar recubiertas con revestimientos. Si se eliminan, se encontrarán áreas de destrucción de metal, donde hubo depósitos de azufre y áreas de metal no corroído. Tal apariencia distingue la corrosión en una caldera parada de la corrosión descrita anteriormente del metal del economizador y otras partes "frías" de la caldera en funcionamiento.
Al lavar la caldera, los fenómenos de corrosión se distribuyen más o menos uniformemente sobre la superficie metálica debido a la erosión de los depósitos de azufre y al secado insuficiente de las superficies. Con un lavado insuficiente, la corrosión se localiza donde había compuestos de azufre.
erosión de metales
La destrucción erosiva del metal bajo ciertas condiciones está sujeta a diferentes sistemas caldera tanto interna como lado exterior metal calentado, y donde los flujos turbulentos ocurren a alta velocidad.
A continuación sólo se considera la erosión de la turbina.
Las turbinas están sujetas a la erosión por el impacto de partículas sólidas y gotas de condensado de vapor. Las partículas sólidas (óxidos) se exfolian desde la superficie interna de los sobrecalentadores y las tuberías de vapor, especialmente en condiciones de procesos térmicos transitorios.
Las gotas de condensado de vapor destruyen principalmente las superficies de los álabes de la última etapa de la turbina y las tuberías de drenaje. Los efectos erosivos y corrosivos del condensado de vapor son posibles si el condensado es "agrio": el pH está por debajo de cinco unidades. La corrosión también es peligrosa en presencia de vapor de cloruro (hasta un 12 % del peso de los depósitos) y soda cáustica en gotas de agua.
Identificación de la erosión
La destrucción del metal por los impactos de las gotas de condensado es más notable en los bordes de ataque de las palas de las turbinas. Los bordes están cubiertos con dientes transversales delgados y ranuras (ranuras), puede haber protuberancias cónicas inclinadas dirigidas hacia los impactos. Hay protuberancias en los bordes de ataque de las palas y están casi ausentes en sus planos posteriores.
Los daños causados por partículas sólidas se presentan en forma de espacios, microabolladuras y muescas en los bordes delanteros de las palas. Las ranuras y los conos inclinados están ausentes.
La corrosión del acero en las calderas de vapor, que se produce 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 desarrollarse 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 en ocasiones 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 diferente del explorado a temperaturas más 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. El hidrato de óxido ferroso, suministrado con el 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. Ejemplos típicos Los tubos de aletas pueden servir en lugares donde las aletas se han agrietado, así como en lugares donde los tubos de la caldera están abocinados.
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.
Teniendo en cuenta las grandes cantidades de aleaciones de cobre utilizadas para equipos auxiliares (condensadores, bombas, etc.), no es de extrañar que la mayoría de los depósitos de calderas contengan cobre. 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 sobre las superficies metálicas es primordial. 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. Los agentes reductores orgánicos, debido a su inestabilidad a 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 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 de la generatriz superior. Casos similares se observaron en calderas Alto Voltaje, 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 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 que tienen una temperatura normal por encima y por debajo del "punto caliente", posiblemente como resultado de una película de ebullición del agua.
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 la acción continua de una solución alcalina concentrada, a pesar de que la masa total de agua contiene solo millonésimas de soda 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 sosa 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. Aunque el agua que contiene fósforo de sodio tiene un alto valor de pH, puede evaporarse sin un aumento significativo en la concentración de iones de 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 sosa 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 americano Ferrocarril 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 generadas por el laminado del material laminar destinado a la fabricación de calderas, la deformación durante el remachado o cualquier trabajo en frío que suponga una deformación permanente, pueden provocar fisuración.
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.
Estas altas concentraciones 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 tensión y solución concentrada puede causar 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), una tensión 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 para calderas convencional son de una naturaleza diferente a las grietas por fatiga o las grietas formadas debido a esfuerzos elevados. 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 del 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. Las soluciones concentradas de sal de nitrógeno sódico que hierven a presión atmosférica pueden 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, se pueden formar 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 tasa de corrosión de las tuberías de acero al carbono y aleado bajo la influencia 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.
Recientemente, se han utilizado tres tipos de unidades de extracción de aire y gas en miniatura en las centrales eléctricas de EE. UU. Proporcionan una eliminación completa de los gases y el condensado desgasificado es adecuado para la determinación de las 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 soda cáustica, al ser el componente principal de las sales arrastradas en el agua de la caldera, puede contribuir a la corrosión de un tubo muy calentado, especialmente si el álcali se adhiere a la pared metálica.
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 el vapor saturado midiendo la conductividad eléctrica del agua o evaporando una gran cantidad de condensado.
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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La corrosión más activa de las tuberías de pantalla se manifiesta en lugares donde se concentran las impurezas del refrigerante. Esto incluye secciones de tubos de pared con altas cargas térmicas, donde se produce una evaporación profunda del agua de la caldera (especialmente si hay depósitos porosos de baja conductividad térmica en la superficie de evaporación). Por lo tanto, en relación con la prevención de daños a las tuberías de pantalla asociados con la corrosión interna del metal, es necesario tener en cuenta la necesidad de un enfoque integrado, es decir, impacto tanto en los regímenes de agua y productos químicos como en los hornos.
El daño del tubo de pared es principalmente de naturaleza mixta, se pueden dividir condicionalmente en dos grupos:
1) Daños con signos de sobrecalentamiento del acero (deformación y adelgazamiento de las paredes de la tubería en el punto de destrucción; presencia de granos de grafito, etc.).
2) Fracturas frágiles sin signos característicos de sobrecalentamiento del metal.
Se observaron depósitos significativos de naturaleza de dos capas en la superficie interna de muchas tuberías: la superior está débilmente adherida, la inferior está descascarada, fuertemente adherida al metal. El grosor de la capa de escala inferior es de 0,4-0,75 mm. En la zona de daño, la escala en la superficie interior se destruye. Cerca de los sitios de destrucción ya cierta distancia de ellos, la superficie interna de las tuberías se ve afectada por hoyos de corrosión y microdaños por fragilidad.
La apariencia general del daño indica la naturaleza térmica de la destrucción. Los cambios estructurales en el lado frontal de los tubos - esferidización profunda y descomposición de perlita, formación de grafito (transición de carbono a grafito 45-85%) - indican el exceso no solo de la temperatura de funcionamiento de las pantallas, sino también la permitida para el acero 20.500 ºC La presencia de FeO también confirma el alto nivel de temperaturas del metal durante el funcionamiento (por encima de 845 oK, es decir, 572 oC).
El daño por fragilidad causado por el hidrógeno generalmente ocurre en áreas con altos flujos de calor, bajo capas gruesas de depósitos y tuberías inclinadas u horizontales, así como en áreas de transferencia de calor cerca de anillos de respaldo de soldadura u otros dispositivos que impiden el libre movimiento de los flujos. .Experiencia ha demostrado que el daño por hidrógeno ocurre en calderas que operan a presiones inferiores a 1000 psi. pulgada (6,9 MPa).
El daño por hidrógeno generalmente resulta en rupturas con bordes gruesos. Otros mecanismos que contribuyen a la formación de grietas con bordes gruesos son el agrietamiento por corrosión bajo tensión, la fatiga por corrosión, las fracturas por tensión y (en algunos casos raros) el sobrecalentamiento severo. Puede ser difícil distinguir visualmente el daño causado por el hidrógeno de otros tipos de daño, pero algunas de sus características pueden ayudar aquí.
Por ejemplo, el daño por hidrógeno casi siempre está asociado con la formación de agujeros en el metal (ver las precauciones dadas en los Capítulos 4 y 6). Otros tipos de daños (con la posible excepción de la fatiga por corrosión, que a menudo comienza en capas individuales) no suelen estar asociados con una corrosión severa.
Las fallas en las tuberías como resultado del daño por hidrógeno metálico a menudo se manifiestan como la formación de una "ventana" rectangular en la pared de la tubería, lo cual no es típico de otros tipos de destrucción.
Para evaluar la capacidad de daño de las tuberías de pantalla, debe tenerse en cuenta que el contenido metalúrgico (inicial) de hidrógeno gaseoso en el acero perlítico (incluido el acero 20) no supera los 0,5–1 cm3/100 g. Cuando el contenido de hidrógeno es superior a 4-5 cm3/100g, las propiedades mecánicas del acero se deterioran significativamente. En este caso, es necesario centrarse principalmente en el contenido local de hidrógeno residual, ya que en el caso de fracturas frágiles de las tuberías de pantalla, se observa un fuerte deterioro de las propiedades del metal solo en una zona estrecha a lo largo de la sección transversal de la tubería. con una estructura y propiedades mecánicas invariablemente satisfactorias del metal adyacente a una distancia de solo 0,2-2 mm.
Los valores obtenidos de las concentraciones medias de hidrógeno en el borde de la destrucción son 5-10 veces superiores a su contenido inicial para la estación 20, lo que no podría sino tener un efecto significativo en el daño de las tuberías.
Los resultados presentados indican que la fragilización por hidrógeno resultó ser el factor decisivo en el daño de los tubos de pared de las calderas KrCHPP.
Se requirió un estudio adicional, cuál de los factores influye decisivamente en este proceso: a) ciclos térmicos por desestabilización del régimen normal de ebullición en zonas de mayor flujo de calor en presencia de depósitos en la superficie de evaporación, y, como consecuencia resultado, daño a las películas protectoras de óxido que lo cubren; b) la presencia en el medio de trabajo de impurezas corrosivas, concentrándose en depósitos cerca de la superficie de evaporación; c) la acción combinada de los factores "a" y "b".
La cuestión del papel del régimen de hornos es de particular interés. La naturaleza de las curvas indica la acumulación de hidrógeno en varios casos cerca de la superficie exterior de los tubos de pantalla. Esto es posible, en primer lugar, si hay una capa densa de sulfuros en la superficie indicada, que son en gran medida impermeables al hidrógeno que se difunde desde la superficie interior hacia la exterior. La formación de sulfuros se debe a: alto contenido de azufre del combustible quemado; lanzando una antorcha en los paneles de la pantalla. Otra razón para la hidrogenación del metal en la superficie exterior es la aparición de procesos de corrosión cuando el metal entra en contacto con los gases de combustión. Como mostró el análisis de los depósitos externos de las tuberías de la caldera, por lo general se produjeron ambas causas.
El papel del modo de combustión también se manifiesta en la corrosión de las tuberías de pantalla bajo la acción del agua pura, que se observa con mayor frecuencia en los generadores de vapor de alta presión. Los focos de corrosión suelen estar ubicados en la zona de máximas cargas térmicas locales y solo en la superficie calentada de la tubería. Este fenómeno conduce a la formación de depresiones redondas o elípticas con un diámetro superior a 1 cm.
El sobrecalentamiento del metal ocurre con mayor frecuencia en presencia de depósitos debido al hecho de que la cantidad de calor percibido será casi la misma tanto para una tubería limpia como para una tubería que contiene incrustaciones, la temperatura de la tubería será diferente.
Los titulares de la patente RU 2503747:
CAMPO DE TECNOLOGÍA
SUSTANCIA: la invención se relaciona con la ingeniería de energía térmica y puede usarse 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 la incrustación 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 las propiedades mecánicas del metal y 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 % Severa formación de incrustaciones en el sistema de caldera de vapor acción continua conduce a menudo a una parada de la producción durante varios días al año para la descalcificación.
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 permiten eliminar por completo el contenido de impurezas en el agua, lo que se asocia no solo con dificultades técnicas, sino también factibilidad economica aplicación de métodos de tratamiento de agua antes de la caldera. Además, dado que el tratamiento del agua es un complejo sistema técnico, es redundante para calderas de pequeña y mediana capacidad.
Los métodos conocidos para eliminar los depósitos que ya se han formado utilizan principalmente métodos mecánicos y metodos quimicos limpieza. 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 prevenir 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 formación de incrustaciones en las tuberías de calefacción en calderas de agua caliente y de 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 más de la presente invención es permitir que se inicie el trabajo 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 la 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. Este método consiste en aplicar una corriente portadora de corriente a la superficie metálica especificada. potencial eléctrico, suficiente para neutralizar el componente electrostático 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 interna 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 portador de corriente", en el sentido en que se utiliza en esta aplicación, significa un potencial alterno que neutraliza una doble capa eléctrica en la interfaz entre el metal y el medio de vapor-agua que contiene sales que conducen a la formación de escala.
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) que transporta 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. Descripción detallada este dispositivo se proporciona 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, régimen de temperatura y características del funcionamiento del dispositivo de ingeniería térmica y otros factores conocidos por los especialistas en este campo de la 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 de los conocimientos conocidos del estado de la técnica, podrá utilizar tales aleaciones que contienen hierro de acuerdo con la presente invención.
El entorno 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 aumentar la eficiencia de las calderas, lo que afecta significativamente indicadores económicos sus trabajos;
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 esquema tecnológico 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. agua de mar, generadores 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 libre de reactivos y sin incrustaciones de calderas de vapor de tamaño mediano en condiciones de tratamiento de agua de alta calidad, cumplimiento química del agua y alta nivel profesional funcionamiento del equipo.
La prueba del método reivindicado en la presente invención se llevó a cabo en la unidad de 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 es de 0,3-0,5 mg / l, lo que conduce a un crecimiento excesivo intensivo de las superficies internas con compuestos glandulares.
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 principio. 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 casi se completó. eliminación completa 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.
