La corrosión a baja temperatura afecta las superficies de calefacción de los calentadores de aire tubulares y regenerativos, los economizadores de baja temperatura, así como los conductos de gas metálicos y las chimeneas a temperaturas del metal por debajo del punto de rocío. gases de combustión. La fuente de corrosión a baja temperatura es el anhídrido sulfúrico SO 3 , que forma vapor de ácido sulfúrico en los gases de combustión, que se condensa a las temperaturas del punto de rocío de los gases de combustión. Unas pocas milésimas de porcentaje de SO 3 en los gases son suficientes para provocar la corrosión del metal a una velocidad superior a 1 mm/año. La corrosión a baja temperatura se ralentiza cuando se organiza un proceso de horno con pequeños excesos de aire, así como cuando se usan aditivos de combustible y se aumenta la resistencia a la corrosión del metal.
La corrosión a alta temperatura está expuesta a las pantallas de los hornos de las calderas de tambor y de un solo paso cuando se quema combustible sólido, sobrecalentadores y sus fijaciones, así como a las pantallas de la parte de radiación más baja de las calderas de presión supercrítica cuando se quema el combustible sulfuroso.
La corrosión de la superficie interior de las tuberías es consecuencia de la interacción con el metal de las tuberías de gases de oxígeno y dióxido de carbono) o sales (cloruros y sulfatos) contenidos en el agua de la caldera. EN calderas modernas La presión de vapor supercrítica, el contenido de gases y sales corrosivas como resultado de la desalinización profunda del agua de alimentación y la desaireación térmica es insignificante, y la causa principal de la corrosión es la interacción del metal con el agua y el vapor. La corrosión de la superficie interna de las tuberías se manifiesta en la formación de picaduras, picaduras, conchas y grietas; la superficie exterior de las tuberías dañadas no puede diferir de las sanas.
El daño debido a la corrosión interna de la tubería también incluye:
corrosión por estacionamiento de oxígeno que afecta a cualquier parte de la superficie interna de las tuberías. Las áreas cubiertas con depósitos solubles en agua se ven más intensamente afectadas (tuberías de sobrecalentadores y la zona de transición de calderas de un solo paso);
Corrosión alcalina por lodos de calderas y tubos de pantalla, que surge bajo la acción del álcali concentrado debido a la evaporación del agua bajo una capa de lodo;
Fatiga por corrosión, que se manifiesta en forma de grietas en las tuberías de calderas y pantallas como resultado de la exposición simultánea a un ambiente corrosivo y tensiones térmicas variables.
La incrustación se forma en las tuberías como resultado de su sobrecalentamiento a temperaturas significativamente más altas que las calculadas. En relación con el aumento de la productividad de las unidades de caldera, recientemente se han vuelto más frecuentes los casos de falla de las tuberías del sobrecalentador debido a una resistencia insuficiente a las incrustaciones de los gases de combustión. La incrustación intensa se observa con mayor frecuencia durante la combustión de fuel oil.
El desgaste de las paredes de las tuberías se produce como resultado de la acción abrasiva del polvo y las cenizas de carbón y esquisto, así como de los chorros de vapor que salen de las tuberías adyacentes dañadas o de las boquillas del soplador. A veces, la causa del desgaste y endurecimiento de las paredes de la tubería es la granalla utilizada para limpiar las superficies de calentamiento. Los lugares y el grado de desgaste de las tuberías se determinan mediante inspección externa y medición de su diámetro. El espesor real de la pared de la tubería se mide con un medidor de espesor ultrasónico.
Alabeo de tubos de pantalla y de caldera, así como de tubos y secciones individuales paneles de pared La parte de radiación de las calderas de un solo paso ocurre cuando las tuberías se instalan con un ajuste desigual, los sujetadores de las tuberías se rompen, se pierde agua y debido a la falta de libertad para sus movimientos térmicos. La deformación de las bobinas y las pantallas del sobrecalentador se produce principalmente debido a la quema de los soportes colgantes y sujetadores, el ajuste excesivo y desigual permitido durante la instalación o el reemplazo. elementos individuales. La deformación de los serpentines del economizador de agua ocurre debido al desgaste y desplazamiento de los soportes y colgadores.
Las fístulas, protuberancias, grietas y rupturas también pueden aparecer como resultado de: depósitos en las tuberías de incrustaciones, productos de corrosión, incrustaciones tecnológicas, rebaba de soldadura y otros objetos extraños que ralentizan la circulación del agua y contribuyen al sobrecalentamiento del metal de la tubería; endurecimiento por tiro; incumplimiento del grado de acero con los parámetros de vapor y la temperatura del gas; externo daños mecanicos; infracciones operativas.
La identificación de los tipos de corrosión es difícil y, por lo tanto, no son infrecuentes los errores al determinar las medidas tecnológica y económicamente óptimas para contrarrestar la corrosión. Las principales medidas necesarias se toman de acuerdo con la normativa, que establece los límites de los principales iniciadores de la corrosión.
GOST 20995-75 “Calderas de vapor estacionarias con presión de hasta 3,9 MPa. Indicadores de calidad del agua de alimentación y del vapor” estandariza los indicadores en el agua de alimentación: transparencia, es decir, la cantidad de impurezas en suspensión; dureza general, contenido de compuestos de hierro y cobre - prevención de la formación de incrustaciones y depósitos de óxido de hierro y cobre; Valor de pH: prevención de la corrosión alcalina y ácida y también formación de espuma en el tambor de la caldera; contenido de oxígeno - prevención de la corrosión por oxígeno; contenido de nitrito - prevención de la corrosión por nitrito; contenido de aceite - prevención de la formación de espuma en el tambor de la caldera.
GOST determina los valores de las normas según la presión en la caldera (por lo tanto, la temperatura del agua), la potencia del flujo de calor local y la tecnología de tratamiento del agua.
Al investigar las causas de la corrosión, en primer lugar, es necesario inspeccionar (cuando estén disponibles) los lugares de destrucción de metales, analizar las condiciones de funcionamiento de la caldera en el período previo al accidente, analizar la calidad del agua de alimentación, vapor y depósitos , analizar caracteristicas de diseño caldera.
En el examen externo, es posible sospechar los siguientes tipos corrosión.
corrosión por oxígeno
: secciones de tubería de entrada de economizadores de acero; tuberías de suministro cuando se encuentran con agua insuficientemente desoxigenada (por encima de lo normal): "avances" de oxígeno en caso de desaireación deficiente; calentadores de agua de alimentación; todas las áreas húmedas de la caldera durante su parada y la falta de medidas para evitar que entre aire en la caldera, especialmente en áreas estancadas, al drenar el agua, donde es difícil eliminar el condensado de vapor o llenarlo completamente con agua, por ejemplo tubos verticales sobrecalentadores Durante el tiempo de inactividad, la corrosión aumenta (se localiza) en presencia de álcali (menos de 100 mg/l).
La corrosión por oxígeno rara vez (cuando el contenido de oxígeno en el agua es significativamente más alto que la norma - 0,3 mg / l) se manifiesta en los dispositivos de separación de vapor de los tambores de la caldera y en la pared de los tambores en el límite del nivel del agua; en bajantes. En las tuberías ascendentes, no se produce corrosión debido al efecto desaireador de las burbujas de vapor.
Tipo y naturaleza del daño.. Úlceras de varias profundidades y diámetros, a menudo cubiertas de tubérculos, cuya corteza superior son óxidos de hierro rojizos (probablemente hematita Fe 2 O 3). Evidencia de corrosión activa: debajo de la corteza de los tubérculos: un precipitado líquido negro, probablemente magnetita (Fe 3 O 4) mezclada con sulfatos y cloruros. Con la corrosión amortiguada, hay un vacío debajo de la costra y el fondo de la úlcera está cubierto con depósitos de escamas y lodo.
A pH > 8,5: las úlceras son raras, pero más grandes y profundas, a pH< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.
A una velocidad del agua superior a 2 m/s, los tubérculos pueden adoptar una forma oblonga en la dirección del chorro.
. Las costras de magnetita son lo suficientemente densas y podrían servir como una barrera confiable para la penetración de oxígeno en los tubérculos. Pero a menudo se destruyen como resultado de la fatiga por corrosión, cuando la temperatura del agua y el metal cambia cíclicamente: paradas y arranques frecuentes de la caldera, movimiento pulsante de la mezcla de vapor y agua, estratificación de la mezcla de vapor y agua en vapor y agua separados. tapones de agua que siguen uno tras otro.
La corrosión se intensifica con un aumento de la temperatura (hasta 350 °C) y un aumento del contenido de cloruro en el agua de la caldera. A veces, la corrosión se ve reforzada por los productos de descomposición térmica de ciertos materia orgánica agua de alimentación.
Arroz. 1. La aparición de corrosión por oxígeno.
Corrosión alcalina (en un sentido más estricto, intergranular)
Lugares de daños por corrosión en el metal.. Tuberías en zonas de flujo de calor de alta potencia (área del quemador y frente al soplete alargado) - 300-400 kW / m 2 y donde la temperatura del metal es 5-10 ° C superior al punto de ebullición del agua a una presión dada; oblicuo y tubos horizontales donde la circulación del agua es débil; lugares bajo depósitos gruesos; zonas cerca de los anillos de respaldo y en las propias soldaduras, por ejemplo, en los lugares de soldadura de dispositivos separadores de vapor intratambor; lugares cerca de los remaches.
Tipo y naturaleza del daño.. Depresiones semiesféricas o elípticas llenas de productos de corrosión, que a menudo incluyen cristales brillantes de magnetita (Fe 3 O 4). La mayoría de los huecos están cubiertos con una costra dura. En el lado de las tuberías que miran hacia el horno, los huecos se pueden conectar, formando el llamado camino de corrosión de 20-40 mm de ancho y hasta 2-3 m de largo.
Si la costra no es lo suficientemente estable y densa, la corrosión puede conducir, en condiciones de estrés mecánico, a la aparición de grietas en el metal, especialmente cerca de las grietas: remaches, juntas rodantes, puntos de soldadura de dispositivos de separación de vapor.
Causas del daño por corrosión. En altas temperaturas- más de 200 °C - y una alta concentración de sosa cáustica (NaOH) - 10% o más - se destruye la película protectora (costra) sobre el metal:
4NaOH + Fe 3 O 4 \u003d 2NaFeO 2 + Na 2 FeO 2 + 2H 2 O (1)
El producto intermedio NaFeO 2 sufre hidrólisis:
4NAFeО 2 + 2Н 2 О = 4NAОН + 2Fe 2 О 3 + 2Н 2 (2)
Es decir, en esta reacción (2) se reduce el hidróxido de sodio, en las reacciones (1), (2) no se consume, sino que actúa como catalizador.
Cuando se elimina la magnetita, el hidróxido de sodio y el agua pueden reaccionar directamente con el hierro para liberar hidrógeno atómico:
2NaOH + Fe \u003d Na 2 FeO 2 + 2H (3)
4H 2 O + 3Fe \u003d Fe 3 O 4 + 8H (4)
El hidrógeno liberado puede difundirse en el metal y formar metano (CH 4) con carburo de hierro:
4H + Fe 3 C \u003d CH 4 + 3Fe (5)
También es posible combinar hidrógeno atómico en hidrógeno molecular (H + H = H 2).
El metano y el hidrógeno molecular no pueden penetrar en el metal, se acumulan en los límites de los granos y, en presencia de grietas, las expanden y profundizan. Además, estos gases evitan la formación y compactación de películas protectoras.
Una solución concentrada de soda cáustica se forma en lugares de evaporación profunda del agua de la caldera: depósitos de sales densos (un tipo de corrosión por lodo); crisis de ebullición de burbujas, cuando se forma una película de vapor estable sobre el metal; allí, el metal casi no se daña, pero la sosa cáustica se concentra a lo largo de los bordes de la película, donde tiene lugar la evaporación activa; la presencia de grietas donde se produce la evaporación, que es diferente de la evaporación en todo el volumen de agua: la sosa cáustica se evapora peor que el agua, no es arrastrada por el agua y se acumula. Al actuar sobre el metal, la soda cáustica forma grietas en los límites de los granos dirigidos hacia el interior del metal (un tipo de corrosión intergranular es la corrosión por grietas).
La corrosión intergranular bajo la influencia del agua alcalina de la caldera se concentra con mayor frecuencia en el tambor de la caldera.
Arroz. 3. Corrosión intergranular: a - microestructura del metal antes de la corrosión, b - microestructura en la etapa de corrosión, formación de grietas a lo largo del borde del grano del metal
Tal efecto corrosivo sobre el metal solo es posible con la presencia simultánea de tres factores:
- tensiones mecánicas de tracción locales próximas o ligeramente superiores al límite elástico, es decir, 2,5 MN/mm2;
- juntas sueltas de partes del tambor (mencionadas anteriormente), donde puede ocurrir una evaporación profunda del agua de la caldera y donde la sosa cáustica acumulada disuelve la película protectora de óxidos de hierro (la concentración de NaOH es superior al 10%, la temperatura del agua es superior a 200 ° C y, especialmente - más cerca de 300 ° C). Si la caldera funciona con una presión inferior a la del pasaporte (por ejemplo, 0,6-0,7 MPa en lugar de 1,4 MPa), la probabilidad de este tipo de corrosión disminuye;
- una combinación desfavorable de sustancias en el agua de la caldera, en la que no hay concentraciones protectoras necesarias de inhibidores de este tipo de corrosión. Las sales de sodio pueden actuar como inhibidores: sulfatos, carbonatos, fosfatos, nitratos, licor de sulfito de celulosa.
Arroz. 4. Aparición de corrosión intergranular
Las grietas por corrosión no se desarrollan si se observa la relación:
(Na 2 SO 4 + Na 2 CO 3 + Na 3 PO 4 + NaNO 3) / (NaOH) ≥ 5, 3 (6)
donde Na 2 SO 4, Na 2 CO 3, Na 3 PO 4, NaNO 3, NaOH - el contenido de sulfato de sodio, carbonato de sodio, fosfato de sodio, nitrato de sodio e hidróxido de sodio, respectivamente, mg / kg.
Las calderas fabricadas actualmente no tienen al menos una de estas condiciones de corrosión.
La presencia de compuestos de silicio en el agua de la caldera también puede aumentar la corrosión intergranular.
El NaCl en estas condiciones no es un inhibidor de la corrosión. Se mostró arriba: los iones de cloro (Сl -) son aceleradores de la corrosión, debido a su alta movilidad y pequeño tamaño, penetran fácilmente en las películas protectoras de óxido y forman sales altamente solubles con hierro (FeCl 2, FeCl 3) en lugar de óxidos de hierro poco solubles .
En el agua de las salas de calderas, tradicionalmente se controlan los valores de la mineralización total y no el contenido de sales individuales. Probablemente, por esta razón, el racionamiento no se introdujo según la relación indicada (6), sino según el valor de la alcalinidad relativa del agua de la caldera:
SH kv rel = SH ov rel = SH ov 40 100/S ov ≤ 20, (7)
donde U q rel - alcalinidad relativa del agua de la caldera,%; Shch ov rel - alcalinidad relativa del agua tratada (adicional), %; Shch ov - Alcalinidad total del agua tratada (adicional), mmol/l; S s - salinidad del agua tratada (adicional) (incluido el contenido de cloruros), mg / l.
La alcalinidad total del agua tratada (adicional) puede tomarse igual, mmol/l:
- después de la cationización de sodio - alcalinidad total del agua de origen;
- después de la cationización hidrógeno-sodio paralela - (0,3-0,4), o secuencial con regeneración "hambrienta" del filtro de hidrógeno-cationito - (0,5-0,7);
- después de cationización de sodio con acidificación e ionización de cloro de sodio - (0.5-1.0);
- después de la cationización de amonio-sodio - (0.5-0.7);
- después del encalado a 30-40°C - (0,35-1,0);
- después de la coagulación - (W sobre ref - Dto), donde W sobre ref - alcalinidad total de la fuente de agua, mmol/l; D a - dosis de coagulante, mmol/l;
- después de cal sodada a 30-40 °C - (1,0-1,5), ya 60-70 °C - (1,0-1,2).
Se aceptan los valores de la alcalinidad relativa del agua de la caldera según las normas de Rostekhnadzor,%, no más de:
- para calderas con tambores remachados - 20;
- para calderas con tambores soldados y tubos enrollados en ellos - 50;
- para calderas con tambores soldados y tuberías soldadas a ellos: cualquier valor, no estandarizado.
Arroz. 4. El resultado de la corrosión intergranular
Según las normas de Rostekhnadzor, U kv rel es uno de los criterios trabajo seguro calderas. Es más correcto verificar el criterio de potencial agresividad alcalina del agua de caldera, que no tiene en cuenta el contenido de iones de cloro:
K tu = (S ov - [Сl - ]) / 40 u ov, (8)
donde K u - criterio de potencial agresividad alcalina del agua de caldera; S s - salinidad del agua tratada (adicional) (incluido el contenido de cloruros), mg/l; Cl - - el contenido de cloruros en el agua tratada (adicional), mg/l; Shch ov - Alcalinidad total del agua tratada (adicional), mmol/l.
El valor de K u se puede tomar:
- para calderas con tambores remachados con una presión de más de 0,8 MPa ≥ 5;
- para calderas con tambores soldados y tuberías enrolladas con una presión de más de 1,4 MPa ≥ 2;
- para calderas con tambores soldados y tuberías soldadas, así como para calderas con tambores soldados y tuberías enrolladas con una presión de hasta 1,4 MPa y calderas con tambores remachados con una presión de hasta 0,8 MPa, no estandarizar.
Corrosión bajo lodo
Este nombre combina varios tipos diferentes de corrosión (alcalina, oxígeno, etc.). La acumulación de depósitos y lodos sueltos y porosos en diferentes zonas de la caldera provoca la corrosión del metal debajo del lodo. razón principal: contaminación del agua de alimentación con óxidos de hierro.
Corrosión por nitrito
. Tubos de pantalla y caldera de la caldera en el lado que da al horno.
Tipo y naturaleza del daño.. Grandes úlceras raras, marcadamente limitadas.
. En presencia de iones de nitrito (NO - 2) en el agua de alimentación de más de 20 μg / l, temperatura del agua de más de 200 ° C, los nitritos sirven como despolarizadores catódicos corrosión electroquímica, recuperando a HNO 2, NO, N 2 (ver arriba).
Corrosión vapor-agua
Lugares de daños por corrosión en el metal.. Salidas de serpentines de sobrecalentador, líneas de vapor sobrecalentado, tuberías de generación de vapor horizontales y ligeramente inclinadas en áreas de mala circulación de agua, a veces generatriz superior Serpentines de salida de economizadores de agua en ebullición.
Tipo y naturaleza del daño.. Placas de óxidos negros densos de hierro (Fe 3 O 4), firmemente adheridos al metal. Con fluctuaciones de temperatura, la continuidad de la placa (corteza) se rompe, las escamas se caen. Adelgazamiento uniforme del metal con protuberancias, grietas longitudinales, roturas.
Puede identificarse como corrosión subslurry: en forma de hoyos profundos con bordes indistintamente delimitados, más a menudo cerca de soldaduras que sobresalen dentro de la tubería, donde se acumula el lodo.
Causas del daño por corrosión:
- medio de lavado: vapor en sobrecalentadores, tuberías de vapor, "almohadas" de vapor debajo de una capa de lodo;
- la temperatura del metal (acero 20) es superior a 450 ° C, el flujo de calor a la sección de metal es de 450 kW / m 2;
- violación del modo de combustión: escoria de los quemadores, aumento de la contaminación de las tuberías por dentro y por fuera, combustión inestable (vibratoria), alargamiento de la antorcha hacia las tuberías de las pantallas.
Como resultado: interacción química directa del hierro con el vapor de agua (ver arriba).
Corrosión microbiológica
Causada por bacterias aerobias y anaerobias, aparece a temperaturas de 20-80 °C.
Lugares de daño de metal.. Tuberías y recipientes a la caldera con agua de la temperatura especificada.
Tipo y naturaleza del daño.. tubérculos diferentes tamaños: diámetro de unos pocos milímetros a varios centímetros, rara vez - varias decenas de centímetros. Los tubérculos están cubiertos con óxidos de hierro densos, un producto de desecho de las bacterias aeróbicas. En el interior, polvo negro y suspensión (sulfuro de hierro FeS), un producto de bacterias anaeróbicas reductoras de sulfato, debajo de la formación negra, úlceras redondas.
Causas del daño. Los sulfatos de hierro, el oxígeno y varias bacterias están siempre presentes en el agua natural.
En presencia de oxígeno, las bacterias del hierro forman una película de óxidos de hierro, bajo la cual las bacterias anaerobias reducen los sulfatos a sulfuro de hierro (FeS) y sulfuro de hidrógeno (H 2 S). A su vez, el sulfuro de hidrógeno da lugar a la formación de ácidos sulfuroso (muy inestable) y sulfúrico, y el metal se corroe.
Este tipo de corrosión tiene un efecto indirecto sobre la corrosión de la caldera: el flujo de agua a una velocidad de 2-3 m / s arranca los tubérculos, lleva su contenido a la caldera, aumentando la acumulación de lodos.
En casos raros, esta corrosión puede ocurrir en la propia caldera, si durante un apagado prolongado de la caldera en la reserva se llena con agua a una temperatura de 50-60 ° C, y la temperatura se mantiene debido a la penetración accidental de vapor de calderas vecinas.
Corrosión "quelada"
Ubicaciones de daños por corrosión. Equipos donde se separa el vapor del agua: tambor de caldera, separadores de vapor dentro y fuera del tambor, también - raramente - en tubería de agua de alimentación y economizador.
Tipo y naturaleza del daño.. La superficie del metal es lisa, pero si el medio se mueve a alta velocidad, entonces la superficie corroída no es lisa, tiene depresiones en forma de herradura y "colas" orientadas en la dirección del movimiento. La superficie está cubierta con una fina película mate o negra brillante. No hay depósitos evidentes, y no hay productos de corrosión, porque el “quelato” (compuestos orgánicos de poliaminas especialmente introducidos en la caldera) ya ha reaccionado.
En presencia de oxígeno, lo que rara vez ocurre en una caldera que funciona normalmente, la superficie corroída se “anima”: asperezas, islas de metal.
Causas del daño por corrosión. El mecanismo de acción del "quelato" se describió anteriormente ("Salas de calderas industriales y de calefacción y mini-CHP", 1 (6) ΄ 2011, p. 40).
La corrosión del "quelato" ocurre cuando una sobredosis de "quelato", pero incluso en una dosis normal es posible, ya que el "quelato" se concentra en áreas donde hay una evaporación intensa de agua: la ebullición nucleada se reemplaza por una película. En los dispositivos de separación de vapor, hay casos de efecto especialmente destructivo de corrosión "quelada" debido a las altas velocidades turbulentas del agua y la mezcla de vapor y agua.
Todos los daños por corrosión descritos pueden tener un efecto sinérgico, de modo que el daño total por la acción combinada de varios factores de corrosión puede exceder la cantidad de daño por tipos individuales de corrosión.
Como regla general, la acción de los agentes corrosivos mejora el régimen térmico inestable de la caldera, lo que provoca fatiga por corrosión y excita la corrosión por fatiga térmica: el número de arranques desde un estado frío es más de 100, numero total lanzamientos: más de 200. Dado que estos tipos de destrucción de metales son raros, las grietas y las roturas de tuberías se ven idénticas a los daños en el metal debido a varios tipos de corrosión.
Por lo general, para identificar la causa de la destrucción del metal, se requieren estudios metalográficos adicionales: rayos X, ultrasonido, color y detección de defectos por polvo magnético.
Varios investigadores han propuesto programas para diagnosticar tipos de daños por corrosión en aceros para calderas. Se conoce el programa VTI (A.F. Bogachev con empleados), principalmente para calderas eléctricas. presión alta, y desarrollos de la asociación Energochermet - principalmente para calderas de potencia de baja y media presión y calderas de calor residual.
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:
|
| |
;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 del trayecto del agua de alimentación, ubicado 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 falta de 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 reacción del hierro con 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 °C 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 acerca 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 calentadores de tubo de latón baja presión comienzan a descomponerse en tramos del trayecto 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 p.v. 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 picaduras 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 (a circuito abierto recogida de condensados) y aspiración 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 que entren 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) la 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.
Varias plantas de energía usan agua de río y agua del grifo con bajo pH y baja dureza. El procesamiento adicional del agua del río en una planta de abastecimiento de agua generalmente conduce a una disminución del pH, una disminución de la alcalinidad y un aumento en el contenido de dióxido de carbono corrosivo. La aparición de dióxido de carbono agresivo también es posible en esquemas de acidificación utilizados para grandes sistemas de suministro de calor con entrada directa de agua caliente (2000–3000 t/h). El ablandamiento del agua según el esquema de cationización de Na aumenta su agresividad debido a la eliminación de los inhibidores de corrosión naturales: sales de dureza.
Con una desaireación de agua mal ajustada y posibles aumentos en las concentraciones de oxígeno y dióxido de carbono, debido a la falta de medidas de protección adicionales en los sistemas de suministro de calor, las tuberías están sujetas a corrosión interna, intercambiadores de calor, tanques de almacenamiento y otros equipos.
Se sabe que un aumento de temperatura contribuye al desarrollo de procesos de corrosión que ocurren tanto con la absorción de oxígeno como con la liberación de hidrógeno. Con un aumento de la temperatura por encima de 40 ° C, las formas de corrosión de oxígeno y dióxido de carbono aumentan considerablemente.
Un tipo especial de corrosión bajo lodo ocurre en condiciones de bajo contenido de oxígeno residual (cuando se cumplen los estándares de PTE) y cuando la cantidad de óxidos de hierro es superior a 400 µg/dm 3 (en términos de Fe). Este tipo de corrosión, previamente conocido en la práctica de operar calderas de vapor, se encontró en condiciones de calentamiento relativamente débil y ausencia de cargas térmicas. En este caso, los productos de corrosión sueltos, que consisten principalmente en óxidos de hierro trivalentes hidratados, son despolarizadores activos del proceso catódico.
Durante el funcionamiento del equipo de calefacción, a menudo se observa corrosión en grietas, es decir, destrucción selectiva e intensa por corrosión del metal en la grieta (brecha). Una característica de los procesos que ocurren en espacios estrechos es la concentración de oxígeno reducida en comparación con la concentración en la solución a granel y la eliminación lenta de los productos de reacción de corrosión. Como resultado de la acumulación de estos últimos y su hidrólisis, es posible una disminución del pH de la solución en el espacio.
Con la reposición constante de la red de calefacción con toma de agua abierta con agua desaireada, la posibilidad de formación de orificios pasantes en las tuberías se excluye por completo solo en el modo hidráulico normal, cuando el exceso de presión por encima de la presión atmosférica se mantiene constantemente en todos los puntos del suministro de calor. sistema.
Las causas de la corrosión por picaduras de las tuberías de las calderas de agua caliente y otros equipos son las siguientes: desaireación de mala calidad del agua de reposición; bajo valor de pH debido a la presencia de dióxido de carbono agresivo (hasta 10–15 mg / dm 3); acumulación de productos de corrosión de oxígeno del hierro (Fe 2 O 3) en las superficies de transferencia de calor. El mayor contenido de óxidos de hierro en el agua de la red contribuye a la deriva de las superficies de calentamiento de la caldera con depósitos de óxido de hierro.
Varios investigadores reconocen un papel importante en la aparición de la corrosión bajo lodo del proceso de oxidación de las tuberías de las calderas de calentamiento de agua durante su tiempo de inactividad, cuando no se toman las medidas adecuadas para evitar la corrosión por estacionamiento. Los focos de corrosión que se producen bajo la influencia del aire atmosférico sobre las superficies húmedas de las calderas siguen funcionando durante el funcionamiento de las calderas.
MINISTERIO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN DE LA URSS
PRINCIPAL DEPARTAMENTO CIENTÍFICO Y TÉCNICO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN
INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS
POR ADVERTENCIA
BAJA TEMPERATURA
CORROSIÓN SUPERFICIAL
CALEFACCIÓN Y HUMOS DE GAS DE CALDERAS
RD 34.26.105-84
SOYUZTEKHENERGO
Moscú 1986
DESARROLLADO por All-Union Twice Order of the Red Banner of Labor Thermal Engineering Research Institute que lleva el nombre de F.E. Dzerzhinsky
INTÉRPRETES R.A. PETROSYAN, I. I. NADYROV
APROBADO por la Dirección Técnica Principal de Operación de Sistemas de Potencia el 22 de abril de 1984.
Subdirector D.Ya. SHAMARAKOV
|
INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS PARA LA PREVENCIÓN DE LA CORROSIÓN A BAJA TEMPERATURA DE SUPERFICIES DE CALEFACCIÓN Y CONDUCTOS DE GAS DE CALDERAS |
RD 34.26.105-84 |
Fecha de caducidad establecida
del 01.07.85
hasta el 01.07.2005
Estas Directrices se aplican a las superficies de calentamiento a baja temperatura de las calderas de vapor y agua caliente (economizadores, evaporadores de gas, calentadores de aire varios tipos etc.), así como en la ruta de gas detrás de los calentadores de aire (conductos de gas, colectores de cenizas, extractores de humo, chimeneas) y establezca métodos para proteger las superficies de calefacción de la corrosión a baja temperatura.
Las Directrices están destinadas a centrales térmicas que funcionan con combustibles ácidos y organizaciones que diseñan equipos de calderas.
1. La corrosión a baja temperatura es la corrosión de las superficies de calentamiento de la cola, los conductos de gas y las chimeneas de las calderas bajo la acción de los vapores de ácido sulfúrico que se condensan sobre ellos a partir de los gases de combustión.
2. La condensación de vapores de ácido sulfúrico, cuyo contenido volumétrico en los gases de combustión durante la combustión de combustibles sulfurosos es de solo unas pocas milésimas de porcentaje, se produce a temperaturas que son significativamente (entre 50 y 100 ° C) más altas que la temperatura de condensación. de vapor de agua
4. Para evitar la corrosión de las superficies de calefacción durante el funcionamiento, la temperatura de sus paredes debe superar la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión en todas las cargas de la caldera.
Para calentar superficies enfriadas por un medio con un alto coeficiente de transferencia de calor (economizadores, evaporadores de gas, etc.), las temperaturas del medio en su entrada deben superar la temperatura del punto de rocío en unos 10 °C.
5. Para las superficies de calefacción de las calderas de agua caliente cuando funcionan con fueloil sulfuroso, no se pueden cumplir las condiciones para la exclusión completa de la corrosión a baja temperatura. Para reducirlo, es necesario asegurar la temperatura del agua en la entrada de la caldera, igual a 105 - 110 °C. Cuando se utilizan calderas de agua caliente como calderas de punta, este modo se puede proporcionar con el uso completo de los calentadores de agua de la red. Cuando se usan calderas de agua caliente en el modo principal, se puede lograr un aumento en la temperatura del agua que ingresa a la caldera mediante la recirculación de agua caliente.
En las instalaciones que utilizan el esquema para conectar calderas de agua caliente a la red de calefacción a través de intercambiadores de calor de agua, las condiciones para reducir la corrosión a baja temperatura de las superficies de calefacción se proporcionan en su totalidad.
6. Para calentadores de aire de calderas de vapor, se garantiza la exclusión completa de la corrosión a baja temperatura cuando la temperatura de diseño de la pared de la sección más fría excede la temperatura del punto de rocío en todas las cargas de la caldera en 5-10 °C (el valor mínimo se refiere a la carga mínima).
7. El cálculo de la temperatura de la pared de los aerotermos tubulares (TVP) y regenerativos (RAH) se realiza de acuerdo con las recomendaciones " Cálculo térmico unidades de calderas. Método normativo” (M.: Energy, 1973).
8. Cuando se utilicen en aerotermos tubulares como primer paso (por aire) de cubos de frío reemplazables o cubos fabricados con tubos con revestimiento resistente a los ácidos (esmaltados, etc.), así como los fabricados con materiales resistentes a la corrosión, el A continuación se verifican las condiciones para la exclusión completa de los cubos metálicos de corrosión a baja temperatura (por aire) del calentador de aire. En este caso, la elección de la temperatura de la pared de los cubos de metal frío de los cubos reemplazables, así como los resistentes a la corrosión, debe excluir la contaminación intensa de las tuberías, para las cuales la temperatura mínima de la pared durante la combustión de combustibles sulfurosos debe estar por debajo del rocío. punto de gases de combustión por no más de 30 - 40 ° C. Cuando se queman combustibles de azufre sólido, la temperatura mínima de la pared de la tubería, de acuerdo con las condiciones para evitar su contaminación intensa, debe ser de al menos 80 °C.
9. En RAH, en condiciones de exclusión completa de la corrosión a baja temperatura, se calcula su parte caliente. La parte fría del RAH se fabrica resistente a la corrosión (esmaltado, cerámico, acero de baja aleación, etc.) o reemplazable a partir de láminas planas de metal con un espesor de 1,0 - 1,2 mm, de acero con bajo contenido de carbono. Las condiciones para evitar la contaminación intensa del embalaje se observan al cumplir con los requisitos de la cláusula de este documento.
10. Como empaque esmaltado, se utilizan láminas de metal con un espesor de 0,6 mm. La vida útil del empaque esmaltado, fabricado de acuerdo con TU 34-38-10336-89, es de 4 años.
Se pueden usar tubos de porcelana, bloques de cerámica o placas de porcelana con protuberancias como empaque de cerámica.
Dada la reducción del consumo de fuel oil por parte de las centrales térmicas, se recomienda utilizar para la parte fría del RAH una empaquetadura de acero de baja aleación 10KhNDP o 10KhSND, cuya resistencia a la corrosión sea 2-2,5 veces superior a la de acero bajo en carbono.
11. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura durante el período de puesta en marcha, es necesario llevar a cabo las medidas establecidas en las "Directrices para el diseño y operación de calentadores de potencia con aletas de alambre" (M.: SPO Soyuztekhenergo , 1981).
El encendido de la caldera con fuelóleo sulfuroso se debe realizar con el sistema de calentamiento de aire encendido de antemano. La temperatura del aire frente al calentador de aire en el período inicial de encendido debe ser, por regla general, de 90 °C.
11a. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura ("estación") en una caldera parada, cuyo nivel es aproximadamente el doble de la tasa de corrosión durante el funcionamiento, limpie a fondo los calentadores de aire de los depósitos externos antes de detener la caldera. Al mismo tiempo, antes de apagar la caldera, se recomienda mantener la temperatura del aire en la entrada del calentador de aire al nivel de su valor a la carga nominal de la caldera.
La limpieza de TVP se realiza con granalla con una densidad de alimentación de al menos 0,4 kg/m.s (p. de este documento).
Para combustibles sólidos teniendo en cuenta el importante riesgo de corrosión de los colectores de cenizas, la temperatura de los gases de combustión debe seleccionarse por encima del punto de rocío de los gases de combustión en 15 - 20 °C.
Para los fuelóleos sulfurosos, la temperatura de los gases de combustión debe superar la temperatura del punto de rocío a la carga nominal de la caldera en aproximadamente 10 °C.
En función del contenido de azufre en el fueloil, la temperatura de los gases de combustión calculada con la carga nominal de la caldera debe tomarse de la siguiente manera:
Temperatura humos, ºС...... 140 150 160 165
Cuando se quema fueloil sulfuroso con excesos de aire extremadamente pequeños (α ≤ 1,02), la temperatura de los gases de combustión puede reducirse, teniendo en cuenta los resultados de las mediciones del punto de rocío. En promedio, la transición de pequeños excesos de aire a extremadamente pequeños reduce la temperatura del punto de rocío entre 15 y 20 °C.
Las condiciones para garantizar un funcionamiento confiable de la chimenea y evitar que la humedad caiga sobre sus paredes se ven afectadas no solo por la temperatura de los gases de combustión, sino también por su caudal. El funcionamiento de la tubería con condiciones de carga significativamente inferiores a las de diseño aumenta la probabilidad de corrosión a baja temperatura.
Al quemar gas natural, se recomienda que la temperatura de los gases de combustión sea de al menos 80 °C.
13. Cuando la carga de la caldera se reduce en el rango de 100 - 50% de la nominal, se debe esforzar para estabilizar la temperatura de los humos, no permitiendo que disminuya más de 10 °C de la nominal.
La forma más económica de estabilizar la temperatura de los gases de combustión es aumentar la temperatura precalentamiento aire en los calentadores a medida que disminuye la carga.
Mínimo valores permitidos se toma la temperatura de precalentamiento del aire antes de la RAH de acuerdo con el apartado 4.3.28 de las "Reglas de funcionamiento técnico centrales eléctricas y redes” (M.: Energoatomizdat, 1989).
En los casos en que temperaturas óptimas no se pueden proporcionar gases de combustión debido a una superficie de calentamiento RAH insuficiente, se deben tomar temperaturas de precalentamiento del aire en las que la temperatura de los gases de combustión no exceda los valores dados en las cláusulas de estos Pautas.
16. Debido a la falta de recubrimientos confiables resistentes a los ácidos para proteger contra la corrosión a baja temperatura de los conductos metálicos de gas, se puede garantizar su funcionamiento confiable mediante un aislamiento completo, asegurando que la diferencia de temperatura entre los gases de combustión y la pared no sea más de 5 ºC
Aplicado actualmente Materiales aislantes y las estructuras no son lo suficientemente confiables en la operación a largo plazo, por lo que es necesario monitorear periódicamente, al menos una vez al año, su estado y, si es necesario, realizar trabajos de reparación y restauración.
17. Cuando se utiliza a modo de prueba para proteger los conductos de gas de la corrosión a baja temperatura varios revestimientos debe tenerse en cuenta que este último debe proporcionar resistencia al calor y estanqueidad a los gases a temperaturas que excedan la temperatura de los gases de combustión en al menos 10 ° C, resistencia a los efectos del ácido sulfúrico con una concentración de 50 - 80% en la temperatura rango de 60 - 150 °C, respectivamente, y la posibilidad de su reparación y restauración.
18. Para superficies de baja temperatura, elementos estructurales del RAH y conductos de humos de calderas, se recomienda utilizar aceros de baja aleación 10KhNDP y 10KhSND, que tienen una resistencia a la corrosión de 2 a 2,5 veces superior al acero al carbono.
La resistencia absoluta a la corrosión solo la poseen aceros de alta aleación muy escasos y costosos (por ejemplo, acero EI943, que contiene hasta un 25% de cromo y hasta un 30% de níquel).
Apéndice
1. Teóricamente, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión con un contenido determinado de vapor de ácido sulfúrico y agua se puede definir como el punto de ebullición de una solución de ácido sulfúrico de tal concentración en la que se alcanza el mismo contenido de vapor de agua y ácido sulfúrico. presente sobre la solución.
La temperatura del punto de rocío medida puede diferir del valor teórico según la técnica de medición. En estas recomendaciones para la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tr Se asume la temperatura superficial de un sensor de vidrio estándar con electrodos de platino de 7 mm de largo soldados a una distancia de 7 mm entre sí, en el que la resistencia de la película de rocío entre los electrodos en estado estable es de 107 ohmios. El circuito de medida de los electrodos utiliza corriente alterna de baja tensión (6 - 12 V).
2. Cuando se queman fuelóleos sulfurosos con un exceso de aire del 3 al 5 %, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión depende del contenido de azufre en el combustible. sp(arroz.).
Cuando se queman fuelóleos sulfurosos con excesos de aire extremadamente bajos (α ≤ 1,02), la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión debe tomarse de los resultados medidas especiales. Las condiciones para transferir calderas al modo con α ≤ 1,02 se establecen en las "Directrices para la transferencia de calderas que funcionan con combustibles sulfurosos al modo de combustión con un exceso de aire extremadamente pequeño" (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1980).
3. Al quemar combustibles sólidos sulfurosos en estado pulverizado, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tp se puede calcular a partir del contenido reducido de azufre y cenizas en el combustible Spr, ARP y temperatura de condensación del vapor de agua tcon según la fórmula
donde tía- la proporción de ceniza en el vuelo (normalmente se toma 0,85).
Arroz. 1. Dependencia de la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión del contenido de azufre en el fueloil quemado
El valor del primer término de esta fórmula en tía= 0.85 se puede determinar a partir de la Fig. .
Arroz. 2. Diferencias en las temperaturas del punto de rocío de los gases de combustión y condensación de vapor de agua en ellos, dependiendo del contenido de azufre reducido ( Spr) y ceniza ( ARP) en combustible
4. Cuando se queman combustibles sulfurosos gaseosos, el punto de rocío de los gases de combustión puede determinarse a partir de la fig. siempre que el contenido de azufre en el gas se calcule como reducido, es decir, como un porcentaje en masa por 4186,8 kJ/kg (1000 kcal/kg) del poder calorífico del gas.
Para combustibles gaseosos, el contenido de azufre porcentual en masa reducido se puede determinar a partir de la fórmula
donde metro- el número de átomos de azufre en la molécula del componente que contiene azufre;
q- porcentaje en volumen de azufre (componente que contiene azufre);
qn- poder calorífico del gas en kJ/m3 (kcal/nm3);
Con- coeficiente igual a 4.187 si qn expresado en kJ/m3 y 1,0 si es en kcal/m3.
5. La tasa de corrosión del empaque de metal reemplazable de los calentadores de aire durante la combustión de fuel oil depende de la temperatura del metal y del grado de corrosividad de los gases de combustión.
Cuando se quema fueloil sulfuroso con un exceso de aire de 3–5% y se sopla la superficie con vapor, la velocidad de corrosión (en ambos lados en mm/año) del empaque RAH se puede estimar aproximadamente a partir de los datos de la Tabla. .
tabla 1
|
Tasa de corrosión (mm/año) a temperatura de pared, ºС |
||||||||
|
0.5Más de 2 0.20 |
||||||||
|
St. 0,11 a 0,4 incl. |
||||||||
|
Más de 0,41 a 1,0 incl. |
||||||||
6. Para carbones con un alto contenido de óxido de calcio en la ceniza, las temperaturas de punto de rocío son inferiores a las calculadas de acuerdo con los párrafos de estas Directrices. Para tales combustibles, se recomienda utilizar los resultados de las mediciones directas.
