Esta corrosión suele ser más significativa y peligrosa en tamaño e intensidad que la corrosión de las calderas durante el funcionamiento.
Cuando se deja agua en los sistemas, dependiendo de su temperatura y del acceso del aire, pueden ocurrir una amplia variedad de casos de corrosión estancada. En primer lugar, cabe señalar que es extremadamente indeseable que haya agua en las tuberías de las unidades cuando están en reserva.
Si por una razón u otra queda agua en el sistema, se puede observar una fuerte corrosión estática en el vapor y especialmente en el espacio de agua del tanque (principalmente a lo largo de la línea de flotación) a una temperatura del agua de 60-70°C. Por lo tanto, en la práctica, a menudo se observa corrosión de diferente intensidad durante el tiempo de parada, a pesar de los mismos modos de parada del sistema y la calidad del agua contenida en ellos; los dispositivos con una acumulación térmica significativa están sujetos a una corrosión más severa que los dispositivos con un tamaño de cámara de combustión y una superficie de calentamiento, ya que el agua de la caldera que contienen se enfría más rápido; su temperatura desciende por debajo de 60-70°C.
A temperaturas del agua superiores a 85-90°C (por ejemplo, durante paradas breves del aparato), la corrosión general disminuye y la corrosión del metal del espacio de vapor, en el que en este caso se observa una mayor condensación de vapores, puede exceder la corrosión del metal del espacio de agua. La corrosión en reposo en la cámara de vapor es en todos los casos más uniforme que en la cámara de agua de la caldera.
El desarrollo de corrosión en reposo se ve facilitado en gran medida por la acumulación de lodos en las superficies de la caldera, que normalmente retienen humedad. En este sentido, a menudo se encuentran importantes picaduras de corrosión en unidades y tuberías a lo largo de la generatriz inferior y en sus extremos, es decir, en las zonas de mayor acumulación de lodos.
Métodos de conservación de equipos en reserva.
Se pueden utilizar los siguientes métodos para conservar el equipo:
a) secado: eliminación de agua y humedad de los agregados;
b) llenarlos con soluciones de soda cáustica, fosfato, silicato, nitrito de sodio, hidracina;
c) llenado sistema tecnológico nitrógeno.
El método de conservación debe seleccionarse dependiendo de la naturaleza y duración del tiempo de inactividad, así como del tipo y caracteristicas de diseño equipo.
El tiempo de inactividad del equipo se puede dividir en dos grupos según su duración: a corto plazo (no más de 3 días) y a largo plazo (más de 3 días).
Hay dos tipos de tiempo de inactividad a corto plazo:
a) planificado, relacionado con la puesta en reserva los fines de semana por caída de carga o la puesta en reserva por la noche;
b) forzado: debido a fallas en las tuberías o daños a otros componentes del equipo, cuya eliminación no requiere una parada más prolongada.
Dependiendo del propósito, el tiempo de inactividad a largo plazo se puede dividir en los siguientes grupos: a) poner en reserva el equipo; b) reparaciones actuales; c) reparaciones mayores.
Durante el tiempo de inactividad del equipo a corto plazo, es necesario utilizar la preservación llenándola con agua desaireada y manteniendo presión demasiada o método de gas (nitrógeno). Si es necesaria una parada de emergencia, la conservación del nitrógeno es el único método aceptable.
Al poner el sistema en reserva o durante un largo período de inactividad sin realizar trabajos de reparación, es recomendable conservarlo llenándolo con una solución de nitrito o silicato de sodio. En estos casos, también se puede utilizar la conservación del nitrógeno, asegurándose de tomar medidas para crear densidad del sistema a fin de evitar el consumo excesivo de gas y el funcionamiento improductivo de la planta de nitrógeno, así como crear condiciones seguras al realizar el mantenimiento del equipo.
Los métodos de conservación mediante la creación de un exceso de presión y el llenado con nitrógeno se pueden utilizar independientemente de las características de diseño de las superficies calefactoras del equipo.
Para evitar la corrosión por estacionamiento del metal durante operaciones importantes y reparaciones actuales Sólo se aplican métodos de conservación que permitan crear en la superficie del metal. película protectora, conservando sus propiedades durante al menos 1-2 meses después de drenar la solución conservante, ya que el vaciado y despresurización del sistema es inevitable. El período de validez de la película protectora sobre la superficie del metal después de tratarla con nitrito de sodio puede alcanzar los 3 meses.
Los métodos de conservación que utilizan agua y soluciones reactivas son prácticamente inaceptables para proteger los recalentadores intermedios de calderas de la corrosión en reposo debido a las dificultades asociadas con el llenado y la posterior limpieza.
Métodos para conservar agua caliente y calderas de vapor. baja presión, así como otros equipos de circuitos tecnológicos cerrados de suministro de calor y agua, difieren en muchos aspectos de los métodos utilizados actualmente para prevenir la corrosión durante el tiempo de parada en las centrales térmicas. A continuación describimos las principales formas de prevenir la corrosión durante el modo inactivo de dispositivos como sistemas de circulación teniendo en cuenta las particularidades de su trabajo.
Métodos de conservación simplificados
Es recomendable utilizar estos métodos para calderas pequeñas. Consisten en retirar completamente el agua de las calderas y colocar en ellas desecante: cloruro cálcico calcinado, cal viva, gel de sílice a razón de 1-2 kg por 1 m 3 de volumen.
Este método de conservación es adecuado a temperaturas ambiente inferiores y superiores a cero. En habitaciones con calefacción horario de invierno, se puede implementar uno de los métodos de preservación de contactos. Todo se reduce a llenar todo el volumen interno de la unidad con una solución alcalina (NaOH, Na 3 P0 4, etc.), asegurando la total estabilidad de la película protectora sobre la superficie metálica incluso cuando el líquido está saturado de oxígeno.
Normalmente, se utilizan soluciones que contienen de 1,5 a 2 a 10 kg/m 3 de NaOH o de 5 a 20 kg/m 3 de Na 3 P0 4, dependiendo del contenido de sales neutras en el agua de origen. Los valores más bajos se aplican al condensado, los valores más altos se aplican al agua que contiene hasta 3000 mg/l de sales neutras.
La corrosión también se puede prevenir mediante el método de sobrepresión, en el que la presión del vapor en la unidad parada se mantiene constantemente a un nivel superior presión atmosférica, y la temperatura del agua se mantiene por encima de los 100°C, lo que impide el acceso del principal agente corrosivo: el oxígeno.
Una condición importante para la eficacia y eficiencia de cualquier método de protección es la máxima estanqueidad posible de los accesorios de vapor-agua para evitar una disminución demasiado rápida de la presión, la pérdida de solución protectora (o gas) o la entrada de humedad. Además, en muchos casos es útil limpieza previa superficies de varios depósitos(sales, lodos, incrustaciones).
Al implementar varios métodos de protección contra la corrosión por estacionamiento, se debe tener en cuenta lo siguiente.
1. Para todo tipo de conservación, es necesario primero eliminar (enjuagar) los depósitos de sales fácilmente solubles (ver arriba) para evitar una mayor corrosión por estacionamiento en ciertas áreas de la unidad protegida. Es obligatorio llevar a cabo esta medida durante la conservación de los contactos, de lo contrario es posible una intensa corrosión local.
2. Por razones similares, es deseable eliminar todo tipo de depósitos insolubles (lodos, incrustaciones, óxidos de hierro) antes de una conservación a largo plazo.
3. Si las válvulas no son confiables, es necesario desconectar el equipo de respaldo de las unidades operativas mediante enchufes.
Las fugas de vapor y agua son menos peligrosas con la conservación del contacto, pero son inaceptables con métodos de protección secos y con gas.
La elección del desecante está determinada por la disponibilidad relativa del reactivo y la conveniencia de obtener la mayor capacidad de humedad específica posible. El mejor desecante es el cloruro de calcio granular. La cal viva es mucho peor que el cloruro cálcico, no sólo por su menor capacidad humectante, sino también por la rápida pérdida de su actividad. La cal no solo absorbe la humedad del aire, sino también el dióxido de carbono, por lo que se cubre con una capa de carbonato de calcio, lo que impide una mayor absorción de humedad.
MINISTERIO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN DE LA URSS
DIRECCIÓN PRINCIPAL CIENTÍFICA Y TÉCNICA DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN
INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS
POR ADVERTENCIA
BAJA TEMPERATURA
CORROSIÓN SUPERFICIAL
CALEFACCIÓN Y FLUJO DE GAS DE CALDERAS
RD 34.26.105-84
SOYUZTEKHENERGO
Moscú 1986
DESARROLLADO por el Instituto de Investigación de Ingeniería Térmica de la Bandera Roja del Trabajo de la Orden Dos Veces de la Unión que lleva el nombre de F.E. Dzerzhinsky
ARTISTAS R.A. PETROSYAN, I.I. NADIROV
APROBADO POR EL JEFE manejo tecnico sobre el funcionamiento de los sistemas de energía 22/04/84
Subjefe D.Ya. SHAMARAKOV
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INSTRUCCIONES METODOLÓGICAS PARA LA PREVENCIÓN DE LA CORROSIÓN A BAJA TEMPERATURA DE SUPERFICIES DE CALENTAMIENTO Y SALIDA DE GAS DE CALDERAS |
RD 34.26.105-84 |
Fecha de vencimiento establecida
desde 01/07/85
hasta el 01/07/2005
Estas Directrices se aplican a las superficies de calentamiento de baja temperatura de calderas de vapor y agua caliente (economizadores, evaporadores de gas, calentadores de aire de varios tipos, etc.), así como a la ruta del gas detrás de los calentadores de aire (conductos de gas, recolectores de cenizas, conductos de humo). extractores, chimeneas) y establecer métodos para proteger las superficies que se calientan de la corrosión a baja temperatura.
Las directrices están destinadas a centrales térmicas que funcionan con combustibles de azufre y a 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 influencia de la condensación sobre ellos. gases de combustión vapor de ácido sulfúrico.
2. La condensación de vapor de ácido sulfúrico, cuyo contenido volumétrico en los gases de combustión cuando se queman combustibles sulfurosos es de sólo unas pocas milésimas de porcentaje, se produce a temperaturas significativamente (50 - 100 °C) superiores a la temperatura de condensación del vapor de agua.
4. Para evitar la corrosión de las superficies calefactoras durante el funcionamiento, la temperatura de sus paredes debe exceder 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.), la temperatura del medio en su entrada debe exceder la temperatura del punto de rocío en aproximadamente 10 °C.
5. Para las superficies de calentamiento de calderas de agua caliente cuando funcionan con fueloil de azufre, no se pueden cumplir las condiciones para eliminar por completo la corrosión a baja temperatura. Para reducirla es necesario asegurarse de que la temperatura del agua en la entrada de la caldera sea de 105 - 110 °C. Cuando se utilizan calderas para calentar agua como calderas de pico, este modo se puede garantizar con el uso completo de los calentadores de agua de la red. Cuando se utilizan calderas de agua caliente en el modo principal, se puede aumentar la temperatura del agua que ingresa a la caldera mediante la recirculación de agua caliente.
En instalaciones que utilizan el esquema para conectar calderas de agua caliente a la red de calefacción a través de intercambiadores de calor de agua, se garantizan plenamente las condiciones para reducir la corrosión a baja temperatura de las superficies de calefacción.
6. Para los calentadores de aire de calderas de vapor, se garantiza la exclusión total 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 entre 5 y 10 °C (el valor mínimo se refiere a la carga mínima).
7. El cálculo de la temperatura de las paredes de los calentadores de aire tubulares (TVP) y regenerativos (RVP) se realiza de acuerdo con las recomendaciones del “Cálculo térmico de unidades de caldera”. Método normativo" (Moscú: Energía, 1973).
8. Cuando se utilizan cubos de frío reemplazables o cubos hechos de tuberías con un revestimiento resistente a los ácidos (esmaltados, etc.), así como de materiales resistentes a la corrosión, como primera carrera (de aire) en calentadores de aire tubulares, se deben cumplir los siguientes Se verifican las condiciones de exclusión total de la corrosión a baja temperatura (por aire) de los cubos metálicos del calentador de aire. En este caso, la elección de la temperatura de las paredes de los cubos metálicos fríos, reemplazables y resistentes a la corrosión, debe excluir una contaminación intensa de las tuberías, para lo cual su temperatura mínima de las paredes al quemar fueloil sulfuroso debe ser inferior al punto de rocío. de los gases de combustión a no más de 30 - 40 ° C. Al quemar combustibles sólidos de azufre. temperatura mínima Para evitar una contaminación intensa de la pared de la tubería, la temperatura debe ser de al menos 80 °C.
9. En RVP, en condiciones de completa exclusión de la corrosión a baja temperatura, se calcula su parte caliente. La parte fría del RVP es resistente a la corrosión (esmaltada, cerámica, acero de baja aleación, etc.) o reemplazable a partir de láminas metálicas planas de 1,0 - 1,2 mm de espesor, fabricadas en acero con bajo contenido de carbono. Las condiciones para prevenir una contaminación intensa del embalaje se cumplen cuando se cumplen los requisitos de los párrafos de este documento.
10. La empaquetadura esmaltada está hecha de láminas de metal con un espesor de 0,6 mm. La vida útil de las empaquetaduras esmaltadas fabricadas según TU 34-38-10336-89 es de 4 años.
Los tubos de porcelana se pueden utilizar como relleno cerámico, bloques de ceramica, o platos de porcelana con salientes.
Teniendo en cuenta la reducción del consumo de fueloil por parte de las centrales térmicas, es aconsejable utilizar para la parte fría del RVP empaquetaduras de acero de baja aleación 10KhNDP o 10KhSND, cuya resistencia a la corrosión es 2 - 2,5 veces mayor que la de baja -acero carbono.
11. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura durante el período de arranque, se deben tomar las medidas establecidas en las "Directrices para el diseño y funcionamiento de calentadores de energía con aletas de alambre" (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1981).
El encendido de una caldera que utiliza fueloil sulfuroso debe realizarse con el sistema de calefacción de aire previamente encendido. La temperatura del aire delante del calentador de aire durante el primer período de encendido debe ser, por regla general, de 90 °C.
11a. Para proteger los calentadores de aire de la corrosión a baja temperatura (“en espera”) cuando la caldera está parada, cuyo nivel es aproximadamente el doble de la tasa de corrosión durante el funcionamiento, antes de apagar la caldera, los calentadores de aire deben limpiarse minuciosamente de depósitos externos. En este caso, 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 del TVP se realiza con perdigones con una densidad de alimentación de al menos 0,4 kg/m.s (cláusula 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 entre 15 y 20 °C.
Para los fuelóleos de azufre, la temperatura de los gases de combustión debe exceder la temperatura del punto de rocío en la carga nominal de la caldera en aproximadamente 10 °C.
Dependiendo del contenido de azufre en el fueloil, se debe tomar el valor calculado de la temperatura de los gases de combustión a la carga nominal de la caldera, que se indica a continuación:
Temperatura de los gases de combustión, ºС...... 140 150 160 165
Al quemar fueloil con azufre con un exceso de aire extremadamente bajo (α ≤ 1,02), la temperatura de los gases de combustión se puede reducir, teniendo en cuenta los resultados de las mediciones del punto de rocío. En promedio, la transición de un exceso de aire pequeño a un exceso de aire extremadamente pequeño reduce la temperatura del punto de rocío entre 15 y 20 °C.
Las condiciones para garantizar un funcionamiento fiable de la chimenea y evitar la pérdida de humedad en sus paredes se ven afectadas no solo por la temperatura de los gases de combustión, sino también por su caudal. Operar una tubería en condiciones de carga significativamente más bajas que 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. Al reducir la carga de la caldera en el rango de 100 - 50% de la nominal, se debe esforzarse por estabilizar la temperatura de los gases de combustión, 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 de precalentamiento del aire en los calentadores de aire a medida que disminuye la carga.
Los valores mínimos permitidos de temperaturas de precalentamiento del aire antes del RAH se adoptan de acuerdo con la cláusula 4.3.28 de las "Reglas para la operación técnica de centrales y redes de energía" (M.: Energoatomizdat, 1989).
En los casos en que temperaturas óptimas No se pueden proporcionar gases de combustión debido a la superficie de calentamiento insuficiente del RAH, se deben adoptar temperaturas de precalentamiento del aire en las que la temperatura de los gases de combustión no exceda los valores indicados en el párrafo de estas Directrices.
16. Debido a la falta de recubrimientos fiables resistentes a los ácidos para proteger los conductos de humos metálicos de la corrosión a baja temperatura, su funcionamiento fiable puede garantizarse mediante un aislamiento cuidadoso que garantice una diferencia de temperatura entre los gases de combustión y la pared de no más de 5 °C. .
Los materiales y estructuras aislantes utilizados actualmente no son lo suficientemente fiables para un funcionamiento a largo plazo, por lo que es necesario controlar periódicamente, al menos una vez al año, su estado y, si es necesario, realizar trabajos de reparación y restauración.
17. Al utilizar varios recubrimientos a modo de prueba para proteger los conductos de gas de la corrosión a baja temperatura, se debe tener 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 concentraciones de ácido sulfúrico del 50 - 80% en el rango de temperatura, respectivamente, 60 - 150 ° C y la posibilidad de su reparación y restauración.
18. Para superficies de baja temperatura, elementos estructurales de RVP y conductos de gas de calderas, es aconsejable utilizar aceros de baja aleación 10KhNDP y 10KhSND, que son entre 2 y 2,5 veces superiores en resistencia a la corrosión que el acero al carbono.
Sólo los aceros de alta aleación, muy escasos y caros, tienen una resistencia absoluta a la corrosión (por ejemplo, el acero EI943, que contiene hasta un 25% de cromo y hasta un 30% de níquel).
Solicitud
1. Teóricamente, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión con un contenido determinado de ácido sulfúrico y vapor de agua se puede definir como el punto de ebullición de una solución de ácido sulfúrico de tal concentración en la que existe el mismo contenido de vapor de agua y ácido sulfúrico. encima de la solución.
El valor medido de la temperatura del punto de rocío, dependiendo de la técnica de medición, puede no coincidir con el teórico. En estas recomendaciones para la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión t r La temperatura de la superficie de un sensor de vidrio estándar con electrodos de platino de 7 mm de largo, soldados a una distancia de 7 mm entre sí, a la que la resistencia de la película de rocío entre y electrodos en estado estacionario es igual a 10 7 ohmios. El circuito de medición del electrodo utiliza corriente alterna de bajo voltaje (6 - 12 V).
2. Cuando se quema fueloil con azufre 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. S p(arroz.).
Al quemar fuelóleos de azufre con un exceso de aire extremadamente bajo (α ≤ 1,02), la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión debe medirse basándose en los resultados de mediciones especiales. Las condiciones para transferir calderas a un modo con α ≤ 1,02 se establecen en las “Directrices para transferir calderas que funcionan con combustibles de azufre a un modo de combustión con un exceso de aire extremadamente bajo” (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1980).
3. Cuando se queman combustibles sólidos sulfurosos en estado polvoriento, la temperatura del punto de rocío de los gases de combustión tp se puede calcular en función del contenido dado de azufre y cenizas en el combustible s r pr, a r pr y temperatura de condensación del vapor de agua t con según la fórmula
Dónde una ONU- la proporción de cenizas en el remanente (normalmente se considera 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 una ONU= 0,85 se puede determinar en la Fig. .
Arroz. 2. Diferencias de temperatura entre el punto de rocío de los gases de combustión y la condensación del vapor de agua en ellos, dependiendo del contenido de azufre dado ( s r pr) y ceniza ( a r pr) en combustible
4. Cuando se queman combustibles gaseosos de azufre, el punto de rocío de los gases de combustión se puede determinar a partir de la Fig. siempre que el contenido de azufre en el gas se calcule como se indica, es decir, como porcentaje en peso por 4186,8 kJ/kg (1000 kcal/kg) del poder calorífico del gas.
Para combustible gaseoso el contenido de azufre dado como porcentaje en masa se puede determinar mediante la fórmula
Dónde 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);
q n- calor de combustión del gas en kJ/m 3 (kcal/nm 3);
CON- coeficiente igual a 4,187, si q n expresado en kJ/m 3 y 1,0 si está en kcal/m 3.
5. La tasa de corrosión de la empaquetadura metálica reemplazable de los calentadores de aire cuando se quema fueloil depende de la temperatura del metal y del grado de corrosividad de los gases de combustión.
Cuando se quema fueloil con azufre con un exceso de aire del 3 al 5 % y se sopla la superficie con vapor, la velocidad de corrosión (en ambos lados en mm/año) de la empaquetadura RVP se puede estimar aproximadamente a partir de los datos de la tabla. .
tabla 1
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Tabla 2
6. Para carbones con un alto contenido de óxido de calcio en las cenizas, las temperaturas del punto de rocío son inferiores a las calculadas según los párrafos de estas Directrices. Para dichos combustibles se recomienda utilizar los resultados de mediciones directas. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Los fenómenos de corrosión en las calderas aparecen con mayor frecuencia en la superficie interna sometida a estrés térmico y relativamente menos frecuentemente en la superficie externa.
En este último caso, la destrucción del metal se produce -en la mayoría de los casos- por 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. Cuando se expone a la corrosión, los productos de corrosión suelen permanecer en su superficie.
Los procesos internos de corrosión e incrustaciones (en un ambiente acuático) pueden agravar la corrosión externa (en un ambiente gaseoso) debido a la resistencia térmica de la capa de incrustaciones y los depósitos de corrosión y, en consecuencia, un aumento de temperatura en la superficie del metal.
La corrosión externa del metal (desde el lado del horno de la caldera) depende de varios factores, pero, en primer lugar, del tipo y composición del combustible quemado.
Corrosión de calderas de gasóleo.
El fueloil contiene compuestos orgánicos de vanadio y sodio. Si en la pared de la tubería situada frente al horno se acumulan depósitos fundidos de escoria que contienen compuestos de vanadio (V), entonces, con un gran exceso de aire y/o una temperatura de la superficie del metal de 520-880 oC, se producen 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 implique vanadio (mezcla eutéctica líquida):
2Na2O. V2O4. 5V2O5 + O2 = 2Na2O. 6V2O5 (6)
Na2O. 6V2O5 + M = Na2O. V2O4. 5V2O5 + MO (7)
(M-metal)
Los compuestos de vanadio y sodio se oxidan a V2O5 y Na2O durante la combustión del combustible. En los depósitos que se adhieren a la superficie del metal, el Na2O actúa como aglutinante. El líquido formado como resultado de las reacciones (1)-(7) funde la película protectora de magnetita (Fe3O4), lo que conduce a la oxidación del metal bajo los depósitos (temperatura de fusión de los depósitos (escoria) - 590-880 oC).
Como resultado de estos procesos, las paredes de los tubos de malla que miran hacia la cámara de combustión se vuelven uniformemente más delgadas.
El aumento de la temperatura del metal, a partir del cual los compuestos de vanadio se vuelven líquidos, se debe a los depósitos de sarro internos en las tuberías. Y así, cuando se alcanza la temperatura del límite elástico del metal, se produce una rotura de la tubería, consecuencia de la acción combinada de los depósitos externos e internos.
Las partes de sujeción de las rejillas de las tuberías, así como las protuberancias de las costuras de soldadura de las tuberías, también se corroen: el aumento de temperatura en su superficie se acelera: no se enfrían con la mezcla de vapor y agua, como las tuberías.
El fueloil puede contener azufre (2,0-3,5%) en la forma 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 en los sedimentos están presentes un 87% de V2O5 y un 13% de Na2SO4, lo que corresponde al contenido de vanadio y sodio en el fueloil en una proporción de 13/1.
En invierno, al calentar fuel oil con vapor en recipientes (para facilitar el drenaje), ingresa adicionalmente agua 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 fueloil y de los tanques de fueloil.
Además del esquema de destrucción de las tuberías de criba de calderas descrito anteriormente, la corrosión de los sobrecalentadores de vapor, tuberías de festón, haces de calderas y economizadores tiene algunas peculiaridades debido al aumento, en algunas secciones, de las velocidades de los gases, especialmente aquellos que contienen partículas de fueloil no quemado y exfoliados. partículas de escoria.
Identificación de corrosión
La superficie exterior de las tuberías está cubierta con una densa capa similar a un esmalte de depósitos grises y gris oscuro. En el lado que mira hacia la cámara de combustión, la tubería se adelgaza: las áreas planas y las grietas poco profundas en forma de "ranuras" son claramente visibles si se limpia la superficie de depósitos y películas de óxido.
Si la tubería se destruye accidentalmente, se verá una grieta longitudinal estrecha.
Corrosión de calderas de carbón pulverizado.
En la corrosión provocada 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 del 3,5% de azufre y el 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 oC. En este caso, como resultado de las reacciones que se producen, 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 del metal: la magnetita (Fe3O4).
La velocidad de corrosión es máxima a una temperatura del metal de 680-730 °C; a medida que aumenta, la velocidad disminuye debido a la descomposición térmica de sustancias corrosivas.
La mayor corrosión ocurre en las tuberías de salida del sobrecalentador, donde la temperatura del vapor es más alta.
Identificación de corrosión
En las tuberías con pantalla, se pueden observar áreas planas en ambos lados de la tubería que están sujetas a daños por corrosión. Estas áreas se encuentran en un ángulo de 30-45°C entre sí y están cubiertas por una capa de sedimento. Entre ellos hay un área relativamente "limpia" expuesta a la influencia "frontal" del flujo de gas.
Los depósitos constan de tres capas: la capa exterior son cenizas volantes porosas, la capa intermedia son sulfatos alcalinos solubles en agua blanquecinos, capa interna- Óxidos de hierro (Fe3O4) y sulfuros (FeS) de color negro brillante.
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.
al quemar 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 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 (puede ser mayor, depende del contenido de vapor de agua y óxido de azufre (SO3) en el flujo 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 del SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
En algunos casos, la corrosión del ácido sulfúrico cuando se quema carbón es menos significativa que cuando se quema lignito, esquisto, turba e incluso gas natural, debido a la liberación relativamente mayor de vapor de agua de ellos.
Identificación de corrosión
Este tipo de corrosión provoca una destrucción uniforme del metal. Normalmente, la superficie es rugosa, con una ligera capa de óxido y es similar a una superficie no corrosiva. Con una exposición prolongada, el metal puede cubrirse con depósitos de productos de corrosión, que deben eliminarse con cuidado durante la inspección.
Corrosión durante las pausas en funcionamiento.
Este tipo de corrosión ocurre en el economizador y en aquellas áreas de la caldera donde las superficies exteriores están recubiertas 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. Un posible compuesto intermedio es el ácido sulfuroso (H2SO3), pero es muy inestable e inmediatamente se convierte en ácido sulfúrico.
Identificación de corrosión
Las superficies metálicas suelen estar recubiertas con revestimientos. Si los retiras encontrarás zonas de destrucción de metal donde había depósitos de azufre y zonas de metal no corroído. Esta apariencia distingue la corrosión en una caldera parada de la corrosión descrita anteriormente del metal del economizador y otras partes "frías" de una caldera en funcionamiento.
Al lavar la caldera, los fenómenos de corrosión se distribuyen más o menos uniformemente sobre la superficie del metal debido a la erosión de los depósitos de azufre y al secado insuficiente de las superficies. Con una limpieza insuficiente, la corrosión se localiza donde estaban los compuestos de azufre.
Erosión de metales
Bajo ciertas condiciones, varios sistemas de calderas están sujetos a destrucción erosiva del metal, tanto desde el interior como desde el exterior del metal calentado, y donde se producen flujos turbulentos a alta velocidad.
A continuación sólo se analiza la erosión de las turbinas.
Las turbinas están sujetas a erosión por impactos de partículas sólidas y gotas de condensado de vapor. Las partículas sólidas (óxidos) se desprenden de la superficie interna de los sobrecalentadores y líneas de vapor, especialmente durante condiciones térmicas transitorias.
Las gotas de condensado de vapor destruyen principalmente las superficies de las palas de la última etapa de la turbina y las tuberías de drenaje. Los efectos de erosión y corrosión del condensado de vapor son posibles si el condensado es "ácido": el pH es inferior a cinco unidades. La corrosión también es peligrosa en presencia de vapores de cloruro (hasta el 12% de la masa de los depósitos) y sosa cáustica en las gotas de agua.
Identificación de 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 de finos dientes transversales y ranuras (ranuras), puede haber proyecciones cónicas inclinadas dirigidas hacia los impactos. Hay protuberancias en los bordes anteriores de las palas y casi ausentes en sus planos posteriores.
Los daños causados por partículas sólidas se manifiestan en forma de desgarros, microabolladuras y mellas en los bordes de ataque de las palas. No hay ranuras ni conos inclinados.
Titulares de la patente RU 2503747:
CAMPO TÉCNICO
La invención se refiere a la ingeniería de energía térmica y se puede utilizar para proteger contra incrustaciones las tuberías de calefacción de calderas de vapor y agua caliente, intercambiadores de calor, unidades de calderas, evaporadores, redes de calefacción y sistemas de calefacción. edificios residenciales Y instalaciones industriales durante la operación actual.
ANTECEDENTES DEL ARTE
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 caldera y el metal de las superficies de calentamiento de la caldera son fases separadas de un sistema complejo que se forma al entrar en contacto. El resultado de la interacción de estas fases son los procesos superficiales que ocurren en su interfaz. Como resultado de esto, se produce corrosión y formación de incrustaciones en el metal de las superficies calefactoras, lo que provoca un cambio en la estructura y las propiedades mecánicas del metal y contribuye al desarrollo de diversos daños. Dado que la conductividad térmica de las incrustaciones es cincuenta veces menor que la de los tubos de calefacción de hierro, se producen pérdidas de energía térmica durante la transferencia de calor: con un espesor de incrustaciones de 1 mm del 7 al 12%, y con 3 mm, del 25%. La formación grave de incrustaciones en un sistema de caldera de vapor continuo a menudo provoca que se detenga la producción durante varios días al año para eliminar las incrustaciones.
La calidad del agua de alimentación y, por tanto, del agua de la caldera está determinada por la presencia de impurezas que pueden provocar diversos tipos de corrosión del metal de las superficies internas de calentamiento, la formación de incrustaciones primarias en las mismas, así como lodos como fuente de secundaria. formación de escamas. Además, la calidad del agua de caldera depende también de las propiedades de las sustancias que se forman como resultado de fenómenos superficiales durante el transporte de agua y del condensado a través de tuberías durante los 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), que tienen como objetivo maximizar la eliminación de impurezas que se encuentran en el agua de origen. Sin embargo, los métodos utilizados no permiten eliminar por completo el contenido de impurezas en el agua, lo que se asocia no solo a dificultades técnicas, sino también viabilidad económica Aplicación de métodos de tratamiento de agua previos a la caldera. Además, dado que el tratamiento del agua es complejo sistema tecnico, es redundante para calderas de baja y media productividad.
Los métodos conocidos para eliminar depósitos ya formados utilizan principalmente métodos mecánicos y metodos quimicos limpieza. La desventaja de estos métodos es que no se pueden producir durante el funcionamiento de las calderas. Además, los métodos de limpieza química suelen requerir el uso de productos químicos costosos.
También se conocen métodos para prevenir la formación de incrustaciones y corrosión, que se llevan a cabo durante el funcionamiento de las calderas.
La patente estadounidense 1877389 propone un método para eliminar incrustaciones y prevenir su formación en agua caliente y calderas de 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 pasar una constante o corriente alterna a través del sistema. Los autores señalan que el mecanismo de acción del método es el que bajo la influencia corriente eléctrica Se forman burbujas de gas en la superficie de la caldera, que provocan el desprendimiento de las incrustaciones existentes e impiden la formación de nuevas. La desventaja de este método es la necesidad de mantener constantemente el flujo de corriente eléctrica en el sistema.
La patente estadounidense 5.667.677 propone un método para tratar un líquido, particularmente agua, en una tubería para frenar la formación de incrustaciones. Este método se basa en la creación de un campo electromagnético en las tuberías, que repele los iones de calcio y magnesio disueltos en agua de las paredes de tuberías y equipos, evitando que cristalicen en forma de incrustaciones, lo que permite el funcionamiento de calderas, calderas, intercambiadores de calor y sistemas de refrigeración en agua dura. La desventaja de este método es el alto coste y la complejidad del equipo utilizado.
La solicitud 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 del metal de la corrosión después de eliminar el potencial catódico.
Por lo tanto, actualmente existe la necesidad de desarrollar un método mejorado para prevenir la formación de incrustaciones en tuberías de calefacción, calderas de agua caliente y calderas de vapor, que sería económico y altamente efectivo y proporcionaría protección anticorrosión a la superficie durante un largo período de tiempo después de exposición.
En la presente invención, este problema se resuelve utilizando un método según el cual se crea un potencial eléctrico portador de corriente en una 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
Un objeto de la presente invención es proporcionar un método mejorado para prevenir la formación de incrustaciones en tuberías de calefacción de agua caliente y calderas de vapor.
Otro objetivo de la presente invención es proporcionar la posibilidad de eliminar o reducir significativamente la necesidad de desincrustar durante el funcionamiento de calderas de agua caliente y vapor.
Otro objetivo de la presente invención es eliminar la necesidad de utilizar reactivos consumibles para evitar la formación de incrustaciones y corrosión de las tuberías de calefacción de calderas de agua y vapor.
Otro objeto de la presente invención es permitir comenzar a trabajar para prevenir la formación de incrustaciones y corrosión de tuberías de calefacción de calderas de agua caliente y vapor en tuberías de calderas contaminadas.
La presente invención se refiere a un método para prevenir la formación de incrustaciones y corrosión en una superficie metálica hecha de una aleación que contiene hierro y en contacto con un entorno de vapor y agua a partir del cual se pueden formar incrustaciones. Este método consiste en aplicar a la superficie metálica especificada un potencial eléctrico portador de corriente suficiente para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión de partículas coloidales e iones a la superficie metálica.
Según algunas realizaciones privadas del método reivindicado, el potencial portador de corriente se establece en el intervalo de 61-150 V. Según algunas realizaciones privadas del método reivindicado, la aleación que contiene hierro anterior es acero. En algunas realizaciones, la superficie metálica es la superficie interior de los tubos calefactores 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 reducción de la formación de incrustaciones. Otra ventaja de la presente invención es la capacidad de utilizar un aparato electrofísico funcional una vez adquirido sin la necesidad de utilizar reactivos sintéticos consumibles. Otra ventaja es la posibilidad de empezar a trabajar en tuberías de caldera sucias.
El resultado técnico de la presente invención, por tanto, es aumentar la eficiencia operativa 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 proporcionar la posibilidad de destrucción capa por capa y eliminación de incrustaciones ya formadas, así como prevenir su nueva formación.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La Figura 1 muestra la distribución de 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 de la presente invención implica aplicar a una superficie metálica sujeta a formación de incrustaciones un potencial eléctrico portador de corriente suficiente para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión de partículas coloidales e iones formadores de incrustaciones a la superficie metálica.
El término "potencial eléctrico conductor", tal como se utiliza en esta solicitud, significa un potencial alterno que neutraliza la doble capa eléctrica en la interfaz del metal y el medio vapor-agua que contiene sales que conducen a la formación de incrustaciones.
Como sabe el experto en la materia, los portadores de carga eléctrica en un metal, 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 los tubos de calefacción de la caldera, estas corrientes pasan a formar parte de una doble capa eléctrica durante la formación de incrustaciones. El potencial eléctrico pulsante (es decir, alterno) portador de corriente inicia la eliminación de la carga eléctrica de las dislocaciones desde la superficie del metal hasta el suelo. En este sentido, es un conductor de corrientes de dislocación. Como resultado de la acción de este potencial eléctrico portador de corriente, la doble capa eléctrica se destruye y las incrustaciones se desintegran gradualmente y pasan al agua de la caldera en forma de lodo, que se elimina de la caldera durante el purgado periódico.
Así, el término "potencial de conducción de corriente" es comprensible para el experto en la materia y, además, es conocido por el estado de la técnica (véase, por ejemplo, la patente RU 2128804 C1).
Como dispositivo para crear un potencial eléctrico portador de corriente, se puede utilizar, por ejemplo, un dispositivo descrito en RU 2100492 C1, que incluye un convertidor con un convertidor de frecuencia y un regulador de potencial pulsante, así como un regulador de forma de pulso. Descripción detallada de este dispositivo se proporciona en RU 2100492 C1. También se puede utilizar cualquier otro dispositivo similar, como apreciará un experto en la técnica.
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 eficacia de utilizar el método reivindicado. Un experto en la técnica, utilizando la información divulgada en este documento y utilizando técnicas de prueba estándar, podrá determinar la ubicación óptima para la aplicación del potencial eléctrico de absorción de corriente.
En algunas realizaciones de la presente invención, el potencial eléctrico de absorción de corriente es variable.
El potencial eléctrico disipador de corriente según la presente invención se puede aplicar durante distintos períodos de tiempo. El tiempo de aplicación del potencial está determinado por la naturaleza y el grado de contaminación de la superficie metálica, la composición del agua utilizada, el régimen de temperatura y las características de funcionamiento del dispositivo de calefacción y otros factores conocidos por los especialistas en este campo de la tecnología. . Un experto en la técnica, utilizando la información divulgada en este documento y utilizando técnicas de prueba estándar, podrá determinar tiempo optimo aplicación del potencial eléctrico portador de corriente, en función de los objetivos, condiciones y estado del dispositivo de calefacción.
La magnitud del potencial portador de corriente necesaria para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión puede ser determinada por un especialista en el campo de la química coloidal basándose en información conocida del estado de la técnica, por ejemplo del libro B.V. Deryagin, N.V. Churaev, VM Muller. "Surface Forces", Moscú, "Nauka", 1985. Según algunas realizaciones, la magnitud del potencial eléctrico portador de corriente está en el intervalo 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 portador de corriente en el rango de 61 V a 150 V provocan la descarga de la doble capa eléctrica, que es la base del componente electrostático de las fuerzas de adhesión en escala. y, como consecuencia, destrucción de escala. Los valores del potencial portador de corriente inferiores a 61 V son insuficientes para destruir las incrustaciones, y con valores del potencial portador de corriente superiores a 150 V, es probable que comience la destrucción no deseada por erosión eléctrica del metal de los tubos calefactores.
La superficie metálica a la que se puede aplicar el método según la presente invención puede ser parte de los siguientes dispositivos térmicos: tuberías de calefacción de calderas de vapor y agua caliente, intercambiadores de calor, unidades de calderas, evaporadores, tuberías de calefacción, sistemas de calefacción de edificios residenciales y instalaciones industriales durante la operación en curso. Esta lista es ilustrativa y no limita la lista de dispositivos a los que se puede aplicar el método según la presente invención.
En algunas realizaciones, la aleación que contiene hierro a partir de la cual está hecha la superficie metálica a la que se puede aplicar el método de la presente invención puede ser acero u otro material que contiene hierro tal como hierro fundido, kovar, fechral, acero para transformadores, alsifer, magneto, alnico, acero al cromo, invar, etc. Esta lista es ilustrativa y no limita la lista de aleaciones que contienen hierro a las que se puede aplicar el método según la presente invención. Un experto en la técnica, basándose en los conocimientos conocidos en la técnica, podrá identificar dichas aleaciones que contienen hierro que pueden usarse según la presente invención.
El entorno acuoso a partir del cual es capaz de formarse incrustaciones, según algunas realizaciones de la presente invención, es agua del grifo. El medio acuoso también puede ser agua que contiene compuestos metálicos disueltos. Los compuestos metálicos disueltos pueden ser compuestos de hierro y/o metales alcalinotérreos. El medio acuoso también puede ser una suspensión acuosa de partículas coloidales de compuestos de hierro y/o metales alcalinotérreos.
El método según la presente invención elimina los depósitos formados previamente y sirve como medio sin reactivos para limpiar las superficies internas durante el funcionamiento de un dispositivo de calentamiento, asegurando posteriormente su funcionamiento sin incrustaciones. En este caso, el tamaño de la zona dentro de la cual se logra la prevención de incrustaciones y corrosión excede significativamente el tamaño de la zona de destrucción efectiva 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 los indicadores económicos de su funcionamiento;
Puede usarse como complemento a los métodos aplicados de tratamiento de agua previo a la caldera o por separado;
Le permite abandonar los procesos de ablandamiento y desaireación del agua, lo que simplifica enormemente el esquema tecnológico de las salas de calderas y permite reducir significativamente los costos de construcción y operación.
Los posibles objetos del método pueden ser calderas de agua caliente, calderas de calor residual, sistemas cerrados suministro de calor, instalaciones de desalación térmica de agua de mar, plantas de conversión de vapor, etc.
La ausencia de daños por corrosión y formación de incrustaciones en las superficies internas abre la posibilidad de desarrollar soluciones de diseño y disposición fundamentalmente nuevas para calderas de vapor de baja y media potencia. Esto permitirá, debido a la intensificación de los procesos térmicos, lograr una reducción significativa en el peso y dimensiones de las calderas de vapor. Garantizar 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 los astilleros Admiralty Shipyards y en las plantas de calderas de Krasny Khimik. Se ha demostrado que el método según la presente invención limpia eficazmente las superficies internas de las unidades de caldera de depósitos. Durante estos trabajos se obtuvieron ahorros equivalentes de combustible del 3 al 10%, mientras que la variación en los valores de ahorro está asociada a distintos grados de contaminación de las superficies internas de las unidades de caldera. El objetivo del trabajo fue evaluar la eficacia del método reivindicado para garantizar el funcionamiento sin reactivos ni incrustaciones de calderas de vapor de potencia media en condiciones de tratamiento de agua de alta calidad, cumplimiento del régimen químico del agua y un alto nivel profesional. de operación del equipo.
El método reivindicado en la presente invención se probó en la caldera de vapor nº 3 DKVR 20/13 de la cuarta sala de calderas de Krasnoselskaya de la filial suroeste de la empresa unitaria estatal "TEK SPb". El funcionamiento de la caldera se llevó a cabo estrictamente de acuerdo con los requisitos. documentos reglamentarios. La caldera está equipada con todos los medios necesarios para controlar sus parámetros de funcionamiento (presión y caudal del vapor generado, temperatura y caudal del agua de alimentación, presión del aire comprimido y del combustible en los quemadores, vacío en las principales secciones del recorrido del gas). del grupo caldera). La producción de vapor de la caldera se mantuvo en 18 t/hora, la presión del vapor en el tambor de la caldera fue de 8,1…8,3 kg/cm 2 . El economizador funcionó en modo calefacción. Como fuente de agua se utilizó agua del 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 que ingresan a la sala de calderas especificada, por regla general, excede los requisitos reglamentarios (0,3 mg/l) y asciende a 0,3-0,5 mg/l, lo que conduce a un crecimiento excesivo de compuestos ferrosos en las superficies internas. .
La eficacia del método se evaluó en función del 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.
Antes del inicio de las pruebas, se realizó una inspección interna de la unidad de caldera y se registró el estado inicial de las superficies internas. Se realizó una inspección preliminar de la caldera al inicio de la temporada de calefacción, un mes después de su limpieza química. Como resultado de la inspección se encontró que en la superficie de los tambores hay depósitos sólidos continuos de color marrón oscuro, que poseen propiedades paramagnéticas y que presuntamente consisten en óxidos de hierro. El espesor de los depósitos fue visualmente de hasta 0,4 mm. En la parte visible de los tubos de ebullición, principalmente en el lado que da al horno, se encontraron depósitos sólidos discontinuos (hasta cinco manchas por 100 mm de longitud de tubo con un tamaño de 2 a 15 mm y un espesor visual de hasta 0,5 milímetros).
El dispositivo para crear un potencial portador de corriente, descrito en RU 2100492 C1, se conectó en el punto (1) a la trampilla (2) del tambor superior en la parte trasera 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 de forma continua durante 1,5 meses. Al final de este período, se abrió la unidad de caldera. Como resultado de una inspección interna de la unidad de caldera, se encontró una ausencia casi total de depósitos (no más de 0,1 mm visualmente) en la superficie (3) de los tambores superior e inferior dentro de 2-2,5 metros (zona (4) ) de las trampillas del tambor (puntos de conexión de dispositivos para crear un potencial portador de corriente (1)). A una distancia de 2,5 a 3,0 m (zona (5)) de las trampillas, se conservaron depósitos (6) en forma de tubérculos (manchas) individuales 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 trampillas), 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 era evidente. El potencial eléctrico portador de corriente era igual a 100 V. El potencial eléctrico portador de corriente se mantuvo de forma continua durante 1,5 meses. Al final de este período, se abrió la unidad de caldera. Como resultado de una inspección interna de la unidad de caldera, se encontró una ausencia casi total de depósitos (no más de 0,1 mm visualmente) en la superficie de los tambores superior e inferior dentro de 2 a 2,5 metros de las trampillas del tambor (puntos de fijación de el dispositivo para crear potencial portador de corriente). A una distancia de 2,5 a 3,0 m de las trampillas, los depósitos se conservaron en forma de tubérculos (manchas) individuales 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 trampillas), 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 era evidente.
En la parte visible de las tuberías de ebullición, a 3,5-4,0 m de las trampillas del tambor, se observó una ausencia casi total de depósitos. Además, a medida que avanzamos hacia el frente se encuentran depósitos sólidos discontinuos (hasta cinco manchas por 100 mm lineales con un tamaño que oscila entre 2 y 15 mm y un espesor visual de hasta 0,5 mm).
Como resultado de esta etapa de prueba, se concluyó que el método según la presente invención, sin el uso de ningún reactivo, puede destruir eficazmente los depósitos formados previamente y garantizar un funcionamiento sin incrustaciones de la unidad de caldera.
En la siguiente etapa de prueba, el dispositivo para crear un potencial portador de corriente se conectó en el punto "B" y las pruebas continuaron durante otros 30 a 45 días.
La siguiente apertura de la unidad de caldera se realizó después de 3,5 meses de funcionamiento continuo del dispositivo.
Una inspección de la caldera mostró que los depósitos que hasta entonces quedaban estaban completamente destruidos y sólo una pequeña cantidad permanecía en las secciones inferiores de los tubos de la caldera.
Esto nos permitió sacar las siguientes conclusiones:
El tamaño de la zona dentro de la cual se garantiza el funcionamiento sin incrustaciones de la unidad de caldera excede significativamente el tamaño de la zona de destrucción efectiva de depósitos, lo que permite la transferencia posterior del punto de conexión del potencial portador 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 depósitos previamente formados y la prevención de la formación de otros nuevos se garantiza mediante procesos de diferente naturaleza.
Según los resultados de la inspección, se decidió continuar las pruebas hasta el final del período de calentamiento para finalmente limpiar los tambores y tuberías de ebullición y determinar la confiabilidad del funcionamiento sin incrustaciones de la caldera. La siguiente apertura del grupo de calderas se realizó 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 ebullición dio como resultado la eliminación casi completa de los depósitos. Se formó una capa delgada y densa en toda la superficie del metal, de color negro con un deslustre azul, cuyo espesor, incluso en estado humedecido (casi inmediatamente después de abrir la caldera), no superó visualmente los 0,1 mm.
Al mismo tiempo, se confirmó la fiabilidad de garantizar el funcionamiento sin incrustaciones de la unidad de caldera cuando se utiliza el método de la presente invención.
El efecto protector de la película de magnetita duró hasta 2 meses después de desconectar el dispositivo, lo que es suficiente para garantizar la conservación de la unidad de caldera en seco al transferirla a reserva o para reparaciones.
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 los mismos 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 ambiente de vapor-agua a partir del cual se pueden formar incrustaciones, que incluye aplicar un potencial eléctrico portador de corriente a dicha superficie metálica en el oscilan entre 61 V y 150 V para neutralizar el componente electrostático de la fuerza de adhesión entre dicha superficie metálica y las partículas coloidales e iones que forman incrustaciones.
La invención se refiere a la ingeniería de energía térmica y se puede utilizar para proteger contra las incrustaciones y la corrosión tuberías de calefacción de calderas de vapor y agua caliente, intercambiadores de calor, unidades de calderas, evaporadores, redes de calefacción, sistemas de calefacción de edificios residenciales e instalaciones industriales durante el funcionamiento. Un método para prevenir la formación de incrustaciones en una superficie metálica hecha de una aleación que contiene hierro y en contacto con un entorno de vapor y agua a partir del cual es capaz de formarse incrustaciones implica aplicar a dicha superficie metálica un potencial eléctrico portador de corriente en el rango de 61 V a 150 V 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. El resultado técnico es aumentar la eficiencia y la productividad de las calderas de agua caliente y vapor, aumentar la eficiencia de la transferencia de calor, garantizar la destrucción capa por capa y la eliminación de las incrustaciones formadas, así como prevenir su nueva formación. 2 salario volar, 1 ave., 1 enfermo.
Las condiciones en las que se encuentran los elementos de las calderas de vapor durante su funcionamiento son sumamente variadas.
Como han demostrado numerosas pruebas de corrosión y observaciones industriales, los aceros de baja aleación e incluso los austeníticos pueden sufrir una intensa corrosión durante el funcionamiento de la caldera.
La corrosión de las superficies metálicas de calentamiento de las calderas de vapor provoca un desgaste prematuro y, en ocasiones, provoca problemas graves y accidentes.
La mayoría de las paradas de emergencia de las calderas se producen debido a daños por corrosión en la criba, el economizador de granos, las tuberías de sobrecalentamiento de vapor y los tambores de la caldera. La aparición de incluso una fístula de corrosión en una caldera de paso único provoca la parada de toda la unidad, lo que se asocia con una falta de producción de electricidad. La corrosión de las calderas de tambor de alta y ultraalta presión se ha convertido en la principal causa de averías en las centrales térmicas. El 90% de los fallos de funcionamiento debidos a daños por corrosión se produjeron en calderas de tambor con una presión de 15,5 MPa. Una cantidad significativa de daño por corrosión en las tuberías de cribado de los compartimentos de sal se produjo en áreas de cargas térmicas máximas.
Las inspecciones realizadas por especialistas estadounidenses en 238 calderas (unidades con una potencia de 50 a 600 MW) revelaron 1.719 paradas no programadas. Aproximadamente 2/3 del tiempo de inactividad de la caldera se debió a la corrosión, de los cuales el 20% se debió a la corrosión de las tuberías generadoras de vapor. En los EE. UU., la corrosión interna fue reconocida como un problema grave después de su puesta en servicio en 1955. gran número calderas de tambor con una presión de 12,5-17 MPa.
A finales de 1970, alrededor del 20% de las 610 calderas de este tipo estaban dañadas por la corrosión. Las tuberías de criba eran en su mayoría susceptibles a la corrosión interna, mientras que los sobrecalentadores y economizadores se veían menos afectados por ella. Con la mejora de la calidad del agua de alimentación y la transición a un régimen coordinado de fosfatación, con un aumento de los parámetros en las calderas de tambor de las centrales eléctricas estadounidenses, en lugar de daños por corrosión plástica y viscosa, se produjeron fracturas repentinas y frágiles de las tuberías de criba. “A partir de J970 t para calderas con presiones de 12,5, 14,8 y 17 MPa, la destrucción de tuberías por daños por corrosión fue del 30, 33 y 65%, respectivamente.
Según las condiciones del proceso de corrosión, se distingue entre corrosión atmosférica, que se produce bajo la influencia de gases atmosféricos y también húmedos; gas, provocado por la interacción del metal con diversos gases (oxígeno, cloro, etc.) a altas temperaturas, y la corrosión en electrolitos, que se produce en la mayoría de los casos en soluciones acuosas.
Debido a la naturaleza de los procesos de corrosión, el metal de las calderas puede estar sujeto a corrosión química y electroquímica, así como a sus efectos combinados.
Durante el funcionamiento de las superficies calefactoras de las calderas de vapor, se produce corrosión del gas a alta temperatura en las atmósferas oxidantes y reductoras de los gases de combustión y corrosión electroquímica a baja temperatura de las superficies calefactoras de cola.
Los estudios han establecido que la corrosión a alta temperatura de las superficies calefactoras se produce con mayor intensidad sólo en presencia de un exceso de oxígeno libre en los gases de combustión y en presencia de óxidos de vanadio fundidos.
La corrosión por gas a alta temperatura o sulfuro en la atmósfera oxidante de los gases de combustión afecta a las tuberías de pantalla y sobrecalentadores convectivos, a las primeras filas de los haces de calderas, a los espaciadores metálicos entre tuberías, a los bastidores y a las suspensiones.
Se observó corrosión de gas a alta temperatura en una atmósfera reductora en los tubos de criba de las cámaras de combustión de varias calderas de presión alta y supercrítica.
La corrosión de las tuberías de la superficie de calefacción en el lado del gas es un proceso físico y químico complejo de interacción de los gases de combustión y los depósitos externos con las películas de óxido y el metal de las tuberías. El desarrollo de este proceso está influenciado por intensos flujos de calor que varían en el tiempo y por altas tensiones mecánicas que surgen de la presión interna y la autocompensación.
En calderas de media y baja presión, la temperatura de la pared de la pantalla, determinada por el punto de ebullición del agua, es menor, por lo que no se observa este tipo de destrucción del metal.
La corrosión de las superficies calefactoras por los gases de combustión (corrosión externa) es el proceso de destrucción del metal como resultado de la interacción con productos de combustión, gases agresivos, soluciones y compuestos minerales fundidos.
Se entiende por corrosión del metal la destrucción paulatina del metal que se produce como consecuencia de la exposición química o electroquímica al ambiente externo.
\ Los procesos de destrucción de metales, que son consecuencia de su interacción química directa con el medio ambiente, se clasifican como corrosión química.
La corrosión química ocurre cuando el metal entra en contacto con vapor sobrecalentado y gases secos. La corrosión química en gases secos se llama corrosión de gases.
En los hornos y conductos de gas de la caldera, la corrosión por gas de la superficie exterior de las tuberías y de las rejillas del sobrecalentador se produce bajo la influencia del oxígeno. dióxido de carbono, vapor de agua, dióxido de azufre y otros gases; la superficie interior de las tuberías, como resultado de la interacción con vapor o agua.
La corrosión electroquímica, a diferencia de la corrosión química, se caracteriza por el hecho de que las reacciones que se producen durante la misma van acompañadas de la aparición de una corriente eléctrica.
Los portadores de electricidad en soluciones son los iones presentes en ellas debido a la disociación de moléculas, y en los metales, los electrones libres:
La superficie interna de la caldera está sujeta principalmente a corrosión electroquímica. Según los conceptos modernos, su manifestación se debe a dos procesos independientes: anódico, en el que los iones metálicos pasan a solución en forma de iones hidratados, y catódico, en el que el exceso de electrones es asimilado por los despolarizadores. Los despolarizadores pueden ser átomos, iones, moléculas que se reducen.
Según los signos externos, se distinguen las formas continuas (generales) y locales (locales) de daño por corrosión.
En la corrosión generalizada, toda la superficie calefactora en contacto con el ambiente agresivo se corroe, adelgazando uniformemente por dentro o por fuera. Con la corrosión local, la destrucción se produce en áreas individuales de la superficie, el resto de la superficie del metal no se ve afectada por el daño.
La corrosión local incluye corrosión puntual, corrosión ulcerosa, corrosión por picaduras, corrosión intergranular, fisuración por corrosión bajo tensión y fatiga por corrosión del metal.
Un ejemplo típico de destrucción por corrosión electroquímica.
La destrucción de la superficie exterior de los tubos NRCh 042X5 mm de acero 12Kh1MF de las calderas TPP-110 se produjo en una sección horizontal en la parte inferior del circuito de elevación y descenso en el área adyacente a la rejilla inferior. En la parte posterior de la tubería se produjo una abertura con un ligero adelgazamiento de los bordes en el punto de destrucción. La causa de la destrucción fue el adelgazamiento de la pared de la tubería de aproximadamente 2 mm debido a la corrosión provocada por la desescoriación con un chorro de agua. Después de parar la caldera con una producción de vapor de 950 t/h, calentada con polvo de pellets de antracita (eliminación de escorias líquidas), una presión de 25,5 MPa y una temperatura de vapor sobrecalentado de 540 °C, quedaron escorias húmedas y cenizas en las tuberías, en cuya corrosión electroquímica se desarrolló intensamente. El exterior del tubo estaba recubierto con una gruesa capa de hidróxido de hierro de color marrón y el diámetro interior del tubo estaba dentro de las tolerancias para los tubos de calderas de alta y ultraalta presión. Las dimensiones del diámetro exterior tienen desviaciones más allá de la tolerancia negativa: diámetro exterior mínimo. ascendió a 39 mm con un mínimo permitido de 41,7 mm. El espesor de la pared cerca del punto de falla por corrosión fue de sólo 3,1 mm con un espesor nominal de tubería de 5 mm.
La microestructura del metal es uniforme a lo largo y circunferencia. En la superficie interior de la tubería hay una capa descarbonizada formada durante la oxidación de la tubería durante el tratamiento térmico. En afuera no existe tal capa.
El examen de las tuberías de la NRF después de la primera rotura permitió descubrir la causa de la destrucción. Se decidió sustituir la NRF y cambiar la tecnología de desescoriado. En este caso, la corrosión electroquímica se produjo debido a la presencia de una fina película de electrolito.
La corrosión por picaduras ocurre intensamente en pequeñas áreas individuales de la superficie, pero a menudo a una profundidad considerable. Cuando el diámetro de las úlceras es de aproximadamente 0,2 a 1 mm, se denomina puntiforme.
En los lugares donde se forman las úlceras, con el tiempo se pueden formar fístulas. Las picaduras suelen estar llenas de productos de corrosión, por lo que no siempre se pueden detectar. Un ejemplo es la destrucción de las tuberías de acero del economizador debido a una mala desaireación del agua de alimentación y a las bajas velocidades de movimiento del agua en las tuberías.
A pesar de que una parte importante del metal de las tuberías está afectada, debido a las fístulas pasantes es necesario sustituir por completo las bobinas economizadoras.
El metal de las calderas de vapor está sujeto a los siguientes tipos peligrosos de corrosión: corrosión por oxígeno durante el funcionamiento de las calderas y durante su reparación; corrosión intercristalina en lugares donde se evapora el agua de la caldera; corrosión por vapor y agua; agrietamiento por corrosión de elementos de calderas de aceros austeníticos; sub-lodo - corrosión aullante. una breve descripción de Los tipos indicados de corrosión del metal de la caldera se dan en la tabla. YUL.
Durante el funcionamiento de las calderas, se distingue la corrosión del metal: corrosión bajo carga y corrosión estacionaria.
La corrosión bajo carga es más susceptible al calentamiento. Elementos de caldera fabricados en contacto con un medio bifásico, es decir, pantalla y tuberías de caldera. La superficie interior de economizadores y sobrecalentadores se ve menos afectada por la corrosión durante el funcionamiento de la caldera. La corrosión bajo carga también ocurre en un ambiente libre de oxígeno.
La corrosión por estacionamiento ocurre en áreas sin drenaje. elementos de serpentines de sobrecalentador verticales, tubos hundidos de serpentines de sobrecalentador horizontales
