10_Vodny_rezhim_parovykh_kotlov

316

в растворе Fe2+ + CO32− → FeCO3 .

Таким образом, снижение pH воды при попадании в нее углекислоты

способствует разрушению защитной пленки окислов и интенсификации коррозионного разрушения металла.

3. Пароводяная коррозия – пример чисто химической коррозии, когда разрушение поверхности нагрева происходит под действием перегретого пара:

3Fe + 4H2 O → Fe3O4 + 4H2 .

Пароводяная коррозия является основным видом коррозии в пароперегревателях и, как правило, носит равномерный характер; образующаяся оксидная пленка предохраняет металл от дальнейшей коррозии.

При нарушениях гидродинамики в парообразующих трубах (расслоение пароводяной смеси, застой циркуляции) в них также наблюдается этот вид коррозии, что является недопустимым. На интенсивность пароводяной коррозии основное влияние оказывают рабочая температура tст и химиче-

ский состав металла. Для углеродистой стали скорость пароводяной коррозии до 500 °С невелика, а при дальнейшем росте температуры скорость коррозии резко возрастает. В связи с этим в пароперегревателях при tст > 500 °С

используются легированные стали, ибо легирующие присадки (особенно молибден, хром и никель) существенно повышают стойкость к ползучести и коррозии металла.

4.Щелочная (каустическая) хрупкость. Этот вид коррозии возникает чаще всего в тех элементах испарительных поверхностей, металл которых испытывает высокие напряжения, близкие к пределу текучести, и находится в контакте с высококонцентрированными растворами агрессивных сред, чаще всего едкого натра NaOH , как правило, образующегося при упаривании в различных щелях, трещинах, других паузах или под слоем шлама. В этих условиях действие агрессивной среды на металл протекает в основном на границах между зернами (кристаллами), связь между которыми ослабляется, металл становится хрупким, развивается межкристаллитная коррозия (рис. 10.17, в). Возможно также образование и транскристаллитных трещин (рис. 10.17, г). Защита от этого вида коррозионного разрушения заключается в том, чтобы не допускать высоких местных напряжений и исключать возможность образования высоких концентраций едкого натра.

5.Коррозионное растрескивание под напряжением проявляется преимущественно в элементах котла, изготовленных из аустенитных сталей. Развитие се связано с воздействием на напряженный металл ионов хлора в присутствии О2 или едкого натра; образующиеся в металле трещины и ответвле-

ния от них имеют транскристаллитный характер (рис. 10.17, г).

Элементы котла, выполненные из углеродистой стали, могут подвергаться коррозионной усталости. Трещины коррозионной усталости появляют-

317

ся иногда, в конструкциях парогенераторов АЭС и внутри верхних барабанов котлов в зоне колебания уровня зеркала испарения (150–250 мм), а также при отсутствии защитных устройств в местах ввода питательной воды из некипящих экономайзеров. Коррозионная усталость может возникнуть в радиационных парообразующих поверхностях прямоточных котлов при пульсации воды, при неустойчивом расслоении пароводяной смеси, когда верхняя образующая трубы охлаждается то водой, то паром. Частая теплосмена в металлической стенке приводит к накоплению циклических тепловых напряжений в стенке, что приводит к появлению трещин, имеющих транскристаллитный характер.

6. Подшламовая коррозия. Этот вид локальной коррозии развивается в виде раковин под слоем шлама Fe3O4 . Причиной является агрессивное воз-

действие на сталь оксидов трехвалентного железа и меди, скапливающихся на поверхности. Первая стадия ее – электрохимическая, связанная с функционированием гальванической пары. В этой паре поверхность трубы, покрытая слоем FeO3 и Fe(OH)3 , является коррозионным элементом – катодом. Ано-

дом являются участки поверхности металла с поврежденной защитной пленкой, именно эти участки подвергаются разрушениям. Вторая стадия – химиче- ская. Протекание коррозии характеризуется взаимодействием молекул воды с перегретым металлом из-за ухудшения теплопередачи под нарастающим слоем Fe3O4 . Процесс описывается реакцией

3Fe + 4H2 O → Fe3O4 + 4H2 .

Кроме того, наличие высоких концентраций хлор-иона или NaOH , способных образовываться при глубоком упаривании под слоем шлама, способствует разрушению защитной пленки, стимулирует появление для аустенит-

ных сталей коррозионного растрескивания под напряжением.

10.4.2. Коррозия поверхностей нагрева со стороны дымовых газов

Коррозия поверхностей нагрева со стороны дымовых газов есть процесс разрушения металла в результате взаимодействия с продуктами сгорания, агрессивными газами, растворами и расплавами минеральных соединений. Раз-

личают высокотемпературную и низкотемпературную коррозии, которым подвергаются различные элементы агрегата при соответствующих уровнях температур.

Высокотемпературная коррозия (см. схему на рис. 10.16) имеет место при воздействии высокотемпературных продуктов сгорания на металл поверхностей, в результате на них образуется окисная пленка (окалина). С ростом температуры процесс окалинообразования усиливается; максимального

318

значения высокотемпературная коррозия достигает при наличии сернистых соединений в дымовых газах.

При температуре стенки металла 500–600 °С сульфаты щелочных металлов, имеющиеся в продуктах сгорания и полученные за счет серы в рабочем топливе, находятся в расплавленном состоянии и, реагируя с металлом, разрушают его. Поэтому наличие в дымовых газах указанных соединений ограничивает допустимую рабочую температуру металла.

7. Сернокислотная высокотемпературная коррозия. Это один из видов высокотемпературной коррозии. При контакте высокотемпературных газов с горячими металлическими поверхностями образуется SO3 за счет доокисле-

ния SO2 при наличии локальных избытков кислорода. Предполагается, что

окислы железа и нагретый металл змеевиков перегревателя являются катализатором окисления SO2 в SO3 . Установлено, что подобное каталитическое

воздействие оказывают и отложения золы при температуре около 600 °С. Далее, определенную интенсифицирующую роль в высокотемпературной коррозии играют сульфиты, которые разрушают пленку окалины. Сульфиты образуются частично за счет соединения окислов серы со щелочными компонентами золы. Серный ангидрид и сульфат железа разрушают защитную пленку в первую очередь на наиболее горячих выходных трубах перегревателя, неохлаждаемых подвесках.

8. Ванадиевая коррозия. При сжигании мазутов, содержащих ванадий, при температуре металла выше 600–620 °С практически все стали подвергаются этому виду коррозии. При горении мазута содеращийся в его золе ванадий окисляется, образуя трех- и пятиокись ванадия, которые в виде паров движутся с дымовыми газами. Коррозионно-активной является пятиокись ванадия V2 O5 . На поверхности труб перегревателя при tст > 610 °С соединения

ванадия с Na образуют жидкую пленку, которая разрушает стали всех классов. Коррозионный процесс усиливается при наличии в продуктах сгорания окислов серы. Скорость ванадиевой коррозии снижается при деорировании в мазут щелочных присадок. Наиболее эффективным методом предупреждения ванадиевой коррозии является работа труб перегревателя в температурном режиме tст < 600 °С.

Опасная температура может возникать в неохлаждаемых паром деталях перегревателей (подвесках, опорах, гребенках), а иногда и в стенках змеевиков, где ванадиевая коррозия появлялась до сих пор в первую очередь. Механизм высокотемпературной ванадиевой коррозии и недостаточно изучен. В данный момент он представляется таким: при tст > 600 °С защитная оксидная

пленка растворяется окислами ванадия, а при более низкой tст – и кислыми

сульфатами. При этом пятиокись ванадия выполняет роль катализатора – отдает свой кислород и восстанавливается до четырехокиси V2 O4 , которая за-

тем как неустойчивое соединение окисляется кислородом до V2 O5 .

319

9. Сульфидная или газовая коррозия. Для полноты картины следует сказать об одном виде высокотемпературной коррозии в котлах, именно о сульфидной коррозии экранных труб агрегатов высокого и сверхкритического давлений при температуре металла около 400 °С, которую называют также газовой коррозией. На котлах среднего и низкого давлений температура стенки экранов, определяемая температурой кипения воды, ниже, и поэтому этот вид разрушения металла не наблюдается. Сущность сульфидной коррозии заключается в том, что при неполном сжигании топлива, сопровождающемся образованием CO , H2S , H2 и серы, в некоторых случаях наблюдается интен-

сивная коррозия экранных труб в восстановительной атмосфере, которая распространяется от горелок до верха топки. Характер разрушений напоминает по внешнему виду абразивный износ золой (рис. 10.17, д).

Основным коррозионно-активным компонентом среди указанных выше продуктов неполного горения является сероводород H2S . Даже при незначи-

тельных объемных концентрациях H2S у поверхности (0,04–0,07%) скорость

коррозии металла увеличивается примерно в 10 раз. Первичным продуктом реакции H2S с металлом труб является сульфид железа FeS, который пере-

ходит в сульфаты железа и отслаивается от стенки.

На поврежденных трубах экранов обнаруживался в большом количестве сульфид железа. При этом наблюдается межкристаллитное разрушение наружных зерен металла аварийной трубы (рис. 10.17, б), вызванное действием сероводорода и, возможно, элементарной серы, образовавшихся в восстановительной среде вблизи экрана. При достаточном избытке воздуха в топке как сероводород, так и сера отсутствуют.

Низкотемпературная коррозия (см. схему на рис. 10.16) возможна при сжигании любых органических топлив и ею поражаются конвективные поверхности нагрева котла. Эта коррозия по своей природе может быть кисло-

родной и сернокислотной.

10. Кислородная низкотемпературная коррозия возникает при конден-

сации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Такая коррозия наблюдается в местах, где температура наружной поверхности стенки tст ста-

новится ниже температуры точки росы tр , т. е. температуры, при которой (tк )

происходит конденсация водяных паров. При этом на поверхности нагрева образуется жидкая пленка воды, служащая электролитом, через которую легко проникает кислород, способствующий протеканию электрохимической коррозии.

Для бессернистого топлива tк определяется по парциальному давлению водяных паров pH2O в продуктах сгорания. Температура конденсации растет с

ростом влажности топлива и содержания водорода. Так, для АШ tк ≈ 27 − 30 °С, бурых углей – 45–55 °С, мазута – 44–45 °С и природного газа

– 54–55 °С.

320

11. Сернокислотная низкотемпературная коррозия. Положение резко меняется при присутствии серы в топливе. При сжигании любых сернистых топлив точка росы в дымовых газах повышается в несколько раз. Это объясняется тем, что часть серы топлива при горении и транспортировке дымовых газов превращается в серный ангидрид SO3 , который, соединяясь с водяными

парами, образует пары серной кислоты, имеющей температуру точки росы, достигающую 140–160 °С. На поверхностях нагрева раствор серной кислоты конденсируется, в результате чего начинается электрохимическая сернокис-

лотная коррозия.

10.5.Примеры и контрольные вопросы

10.5.1.Примеры

1.Определить величину непрерывной продувки и расход воды на выходе из расширителя непрерывной продувки котельного агрегата паропроизво-

дительностью Dпе =5,56 кг/с, если давление в барабане котлоагрегата pб = 1,37 МПа, давление в расширителе рр = 0,118 МПа, степень сухости пара,

выходящего из расширителя, x = 0,98, солесодержание питательной воды Sпв = 8,75∙10-5 кг/кг и солесодержание продувочной воды Sпр = 3∙10-3 кг/кг.

Решение: количество продувочной воды определяем по формуле:

Wпр = Dпе	Sпв		8, 75×10−5
		= 5, 56		= 0,167 кг/с.
	Sпр - Sпв		3×10−3 - 8, 75×10−5

Величину непрерывной продувки находим по формуле:

Р = (Dпе / Wпр )100 = (0,167 / 5, 56)100 = 3 %.

Расход пара, выделяющегося из продувочной воды, определяем по формуле:

D =	Wпр (hб' - hр'	)	=	0,167 (825, 4 - 437, 5)		= 0, 03 кг/с,
	х (hр'' - hр' )			0, 98 (2683, 2 - 437,5)
р
где hб' = f ( pб ) = 825, 4			кДж/кг, hр'		= f ( pр ) = 437,5 кДж/кг, hр'' = f ( pр ) = 2683, 2 кДж/кг .

Расход воды на выходе из расширителя непрерывной продувки находим по формуле:

Wр = Wпр - Dр = 0,167 - 0, 03 = 0,137 кг/с.

321

2. Котлоагрегат Е-320-13,8-560 КТ набрал нагрузку с 60% до 100% от номинала при этом расход продувочной воды не был изменен Wпр 1 = 1,5 кг/с.

Насколько необходимо увеличить расход продувочной воды после набора нагрузки для поддержания солесодержания продувочной воды на том же уровне.

Решение: расход продувочной воды при нагрузке 100% от номинала определяем по формуле:

Wпр 2 = Wпр1 Dпе 2 = 1,5100 = 2,5 кг/с.

Dпе1 60

Увеличение продувочной воды составит:

Wпр = Wпр 2 −Wпр1 = 2,5 −1,5 = 1,0 кг/с.

10.5.2.Контрольные вопросы

1.Назовите характерные места поступления внешних примесей в питательную воду котлов?

2.Почему загрязнение пара минеральными примесями ограничивают?

3.Назовите пути попадания минеральных веществ в пар.

4.Факторы, влияющие на качество пара.

5.Как уменьшить унос из барабана котла капель влаги с насыщенным

паром?

6.Как уменьшить попадание в пар минеральных веществ за счет растворимости их в паре?

7.Схема и конструкции сепарационных устройств.

8.В чем смысл организации ступенчатого испарения в барабанных

котлах?

9.Почему схема ступенчатого испарения с выносным циклоном лучше, чем при установке перегородки внутри барабана?

10.Назовите основные пути вывода примесей из цикла станции.

11.Какие цели решают различные водные режимы?