Причины внутренней и внешней коррозии трубной системы котла во время эксплуатации

Обновлено: 15.05.2024

КОРРОЗИЯ МЕТАЛЛА ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОІ И МЕРУ ПО ЕЕ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ

Условия, в которых находятся элементы паровых котлов во время эксплуатации, чрезвычайно разнообразны.

Как показали многочисленные коррозионные испытания и промышленные наблюдения, низколегированные и даже аустенитные стали при эксплуатации котлов могут подвергаться интенсивной коррозии.

Коррозия металла поверхностей нагрева паровых котлов вызывает его преждевременный износ, а иногда приводит к серьезным неполадкам и авариям.

По условиям протекания коррозионного процесса различают атмосферную коррозию, протекающую под действием атмосферных, а также влажных газов; газовую, обусловленную взаимодействием металла с различными газами — кислородом, хлором и т. д. — при высоких температурах, и коррозию в электролитах, в большинстве случаев протекающую в водных растворах.

По характеру коррозионных процессов котельный металл может подвергаться химической и электрохимической коррозии, а также их совместному воздействию.

При эксплуатации поверхностей нагрева паровых котлов встречается высокотемпературная газовая коррозия в окислительной и восстановительной атмосферах топочных газов и низкотемпературная электрохимическая коррозия хвостовых поверхностей нагрева.

Исследованиями установлено, что высокотемпературная коррозия поверхностей нагрева наиболее интенсивно протекает лишь при наличии в топочных газах избыточного свободного кислорода и в присутствии расплавленных оксидов ванадия.

Высокотемпературная газовая или сульфидная коррозия в окислительной атмосфере топочных газов поражает трубы ширмовых и конвективных перегревателей, первые ряды кипятильных пучков, металл дистанционирующих проставок между трубами, стойки и подвески.

Высокотемпературная газовая коррозия в восстановит тельной атмосфере наблюдалась на экранных трубах топочных камер ряда котлов высокого и сверхкритического давления.

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

Под коррозией металла понимают постепенное разрушение металла, происходящее вследствие химического или электрохимического воздействия внешней среды.

\ Процессы разрушения металла, являющиеся следствием их непосредственного химического взаимодействия с окружающей средой, относятся к химической коррозии.

Химическая коррозия происходит при контакте металла с перегретым паром и сухими газами. Химическую коррозию в сухих газах называют газовой коррозией.

В топке и газоходах котла газовая коррозия наружной поверхности труб и стоек пароперегревателей происходит под воздействием кислорода, углекислого газа, водяных паров, сернистого и других газов; внутренней поверхности труб — в результате взаимодействия с паром или водой.

Электрохимическая коррозия в отличие от химической характеризуется тем, что протекающие при ней реакции сопровождаются возникновением электрического тока.

Переносчиком электричества в растворах служат ионы, присутствующие в них из-за диссоциации молекул, а в металлах — свободные электроны:

Внутрикотловая поверхность подвержена в основном электрохимической коррозии. По современным представлениям ее проявление обусловлено двумя самостоятельными процессами: анодным, при котором ионы металла переходят в раствор в виде гидратироваиных ионов, и катодным, при котором происходит ассимиляция избыточных электронов деполяризаторами. Деполяризаторами могут быть атомы, ионы, молекулы, которые при этом восстанавливаются.

По внешним признакам различают сплошную (общую) и местную (локальную) формы коррозионных разрушений.

При общей коррозии вся соприкасающаяся поверхность нагрева с агрессивной средой подвергается разъеданию, равномерно утоняясь с внутренней или наружной стороны. При локальной коррозии разрушение происходит на отдельных участках поверхности, остальная поверхность металла не затрагивается повреждениями.

К местной локальной относят коррозию пятнами, язвенную, точечную, межкристаллитную, коррозионное растрескивание, коррозионную усталость металла.

Типичный пример разрушения от электрохимической коррозии.

Микроструктура металла однородна по длине и окружности. На внутренней поверхности трубы имеется обезуглераженный слой, образовавшийся при окислении трубы в процессе термической обработки. На наружной стороне такой слой отсутствует.

Обследования труб НРЧ после первого разрыва позволило выяснить причину разрушения. Было принято решение о замене НРЧ и об изменении технологии расшлаковки. В данном случае электрохимическая коррозия протекала из-за наличия тонкой пленки электролита.

Язвенная коррозия протекает интенсивно на отдельных небольших участках поверхности, но часто на значительную глубину. При диаметре язвин порядка 0,2—1 мм ее называют точечной.

В местах, где образуются язвины, со временем могут образоваться свищи. Язвины часто заполняются продуктами коррозии, вследствие чего не всегда их удается обнаружить. Примером может служить разрушение труб стального экономайзера при плохой деаэрации питательной воды и низких скоростях движения воды в трубах.

Несмотря на то что поражена значительная часть металла труб, из-за сквозных свищей приходится полностью заменять змеевики экономайзера.

В процессе работы котлов различают коррозию металла — коррозию под нагрузкой и стояночную коррозию.

Коррозии под нагрузкой наиболее подвержены обогре-. ваемые котельные элементы, контактирующие с двухфазной средой, т. е. экранные и кипятильные трубы. Внутренняя поверхность экономайзеров и перегревателей при работе котлов поражается коррозией меньше. Коррозия под нагрузкой протекает и в обескислороженной среде.

Стояночная коррозия проявляется в недренируемых. элементах вертикальных змеевиков перегревателей, провисших трубах горизонтальных змеевиков перегревателей

Влияние высокотемпературной коррозии поверхностей теплообмена в топках котлов

Р. С. Корипелли, Д. Кроу, Д. Фрэнч, Дж. Брэнд, «David N. French Metallurgists», США (по материалам публикации «The role of fireside corrosion on boiler tube failures», Power magazine, публикуется в сокращении), перевод на русский Е.А. Левченко.

Введение

Высокотемпературная коррозия поверхностей теплообмена – одна из особенностей эксплуатации угольных и мазутных котлов, которые наиболее подвержены этому типу коррозионного воздействия из-за высокого содержания в топливе различных примесей. Такие элементы, как сера, натрий, калий, ванадий не только снижают экологические показатели котла, но и являются причиной укорачивания межсервисного интервала в связи с разрушением стенок труб. В наиболее тяжёлых случаях скорость коррозионного разрушения металла труб может достигать 0,4 мм в год.

Механизм коррозии для угольных, мазутных котлов и котлов, в которых сжигаются растительные отходы, схож: железо в связанном состоянии удаляется из верхнего слоя стенки трубы. Различия обусловлены содержанием легкоплавких компонентов, характерных для каждого вида топлива. Как следствие, различаются и химические реакции с железом в разных типах котлов.

В угольных котлах наиболее высокая интенсивность коррозии наблюдается в диапазоне температур 580-675 °С, где сульфаты щелочных металлов Na₂SO₄/K₂SO₄ в присутствие соединений серы, например, SO₃, взаимодействует с оксидом железа, покрывающим поверхность труб. В результате реакции образуются жидкие двойные сульфаты Na₃Fe(SO₄)₃ или K₃Fe(SO₄)₃. Повышение интенсивности коррозии связано с тем, что для поддержания химической реакции необходимо постоянное поступление оксида железа, играющего роль антикоррозионной защитной плёнки.

Активными элементами в случае с мазутными котлами являются ванадий, натрий, калий и сера, окислы которых после сгорания топлива при температурах 540-850 °С могут образовывать соединения типа V₂O₅-Na₂O, V₂O₅-Na₂SO₄, V₂O₅-К₂O и V₂O₅-К₂SO₄, имеющие значительную коррозионную агрессивность. В реакции взаимодействия оксида железа Fe₂O₃ с вышеперечисленными соединениями, как и в случае с угольными котлами, разрушается защитная плёнка на поверхности труб. В отличие от соединений K₃Fe(SO₄)₃ и Na₃Fe(SO₄)₃, характерных для угольных котлов, эти соединения активны в более широком диапазоне температур.

Для биотопливных котлов характерно образование на поверхности труб легкоплавких соединений, содержащих хлориды и сульфаты. Наиболее активно процесс высокотемпературной коррозии в биотопливных котлах протекает в восстановительной атмосфере топки – вместо плёнки оксида железа на поверхности труб образуется сульфид железа, при взаимодействии которого с соляной кислотой образуется хлорид железа FeCl₃, температура кипения которого всего 315 °С, поэтому он активно испаряется с поверхности труб.

Далее представлены результаты исследований коррозионных повреждений труб угольных и мазутных котлов, которые позволяют оценить причины возникновения коррозии и масштабы её воздействия. Для детального изучения возможных причин наблюдаемых разрушений всех полученных образцов применялся химический анализ отложений, а также исследование поверхности сечений труб сканирующим электронным микроскопом и метод Роквелла для определения твёрдости металла (измерение твердости по методу Роквелла, по шкале С (HRC), является наиболее популярной (есть еще шкалы А, В, D и F). – Прим. ред.).

Пароперегреватель угольного котла

Образец № 1 – участок трубы пароперегревателя (рис. 1а): внешний диаметр трубы – 48 мм, толщина стенки – 8,4 мм, материал – хром-молибденовая сталь SA-213 T22 (ближайший аналог по ГОСТ – 15ХМ. – Прим. пер.) (рис. 1). Труба эксплуатировалась на протяжении 23 лет. За это время её поверхность покрылась очень твёрдым слоем отложений, на паровой стороне трубы также присутствовали следы коррозии. Исследования металла трубы на твёрдость проводились на её поперечном срезе по периметру стенки трубы с шагом 60° (рис. 1б). Измерения твёрдости металла (метод Роквелла, шкала В) показали среднее значение 73 HRB по периметру стенки трубы, что ниже паспортного значения для стали T22.

При детальном рассмотрении среза трубы в микроскопе было обнаружено, что в процессе эксплуатации исходная структура металла приобрела признаки феррита с включениями карбида молибдена в межзёренном пространстве (рис. 1в), чем объясняется снижение твердости.

Наименьшая толщина стенки наблюдается в областях, где наиболее активно протекает химическая реакция образования Na₃Fe(SO₄)₃ или K₃Fe(SO₄)₃ (рис. 1б). Механизм осаждения шлака на поверхности трубы проиллюстрирован на рис. 1г. Минимальная толщина стенки трубы составляла 7,4 мм при исходном значении 8,4 мм. Для определения средней за время эксплуатации температуры трубы использовалась эмпирическая зависимость:

lg(X) = 0,00022 × (T+460) × (20+lg(t)) - 7,25,

где X – толщина отложений на паровой стороне трубы, мм; Т – температура стенки трубы, °F; t – время эксплуатации трубы, ч. Полученное значение температуры трубы составило около 593 °С, т. е. существовали условия для формирования сульфатов натрия или калия на поверхности труб.

Рис. 1. Образец № 1 – участок трубы пароперегревателя угольного котла: а – общий вид;

б - сечения трубы (чёрными точками указаны места измерения твёрдости, стрелками отмечены области

с минимальной толщиной стенки); в – схема образования шлака на поверхности трубы;

г – увеличенное в 100 раз изображение сечения трубы.

Промежуточный пароперегреватель мазутного котла

Образец № 2 – вертикальная труба промежуточного пароперегревателя была исследована на предмет причины образования разрыва стенки (рис. 2а). Внешний диаметр трубы – 58 мм, толщина стенки – 4,5 мм, материал трубы – нержавеющая сталь SA-213 TP-304H (ближайший аналог по ГОСТ – 08Х18Н10. – Прим. пер.). Труба эксплуатировалась на протяжении 15 лет. Наблюдается значительное утонение стенки трубы в области дефекта (рис. 2б), толщина стенки у кромки разрыва составляла 2 мм.

Передняя часть трубы имеет более тёмный оттенок, предположительно, из-за повышенного содержания углерода в стали. Вследствие выделения карбида хрома, вдоль границ зёрен аустенита на изображении среза наблюдаются следы межзёренной коррозии (рис. 2в). Более того, на рис. 2в можно видеть, что у внешней поверхности трубы отсутствуют некоторые зёрна металла. Из-за таких изменений структуры металла вблизи разрыва толщина стенки трубки уменьшилась более чем на 2 мм.

Рис. 2. Образец № 2 – вертикальная труба промежуточного пароперегревателя мазутного котла:

а – разрыв трубы пароперегревателя; б – уменьшение толщины стенки в области дефекта;

в – межзёренные трещины на сечении стенки (увеличение 100Х).

На поперечных сечениях трубы вдали от разрыва было также отмечено значительное утонение стенок – до 48% от номинальной величины. Измерения твёрдости металла показали завышенные значения для стали TP304H – 83 HRB. Стандартное значение твёрдости устанавливается в диапазоне 72-81 HRB. Подобное изменение объясняется повышенным содержанием углерода в металле.

Был проведён комплексный химический анализ состава налёта на внешней стороне труб (табл. 1). Высокое содержание углерода и серы указывают на наличие химического недожога в топке котла, чем и вызвано науглероживание металла труб. Высокое содержание кальция и фосфора, вероятно, обусловлено проведением химической очистки котла уже после повреждения трубы. Наличие хрома, никеля и магния в налёте вероятнее всего вызвано их диффузией из стенки трубы.

Таблица 1. Элементарный состав отложений на поверхности трубы пароперегревателя.

Элемент	Массовое содержание, %
Кислород	41.3
Железо	14.9
Хром	12.0
Кремний	11.0
Алюминий	9.1
Сера	2.0
Никель	1.6
Калий	1.4
Углерод	1.2
Кальций	1.0
Мышьяк	1.0
Молибден	0.6
Магний	0.6
Титан	0.5
Натрий	0.5
Фосфор	0.3
Медь	0.3
Марганец	0.3
Хлор	0.2
Ванадий	0.2

Пароперегреватель мазутного котла

Третий исследуемый образец – труба пароперегревателя мазутного котла с наружным диаметром трубы – 54 мм, толщиной стенки – 10 мм (рис. 3). Марка стали, как и в первом примере, SA-213 T22. После 43 лет эксплуатации, на внешней поверхности трубы чётко различимы следы питтинговой (язвенной (от англ. pit — покрывать(ся) ямками. – Прим. ред.) коррозии, на внутренней поверхности присутствуют менее значительные повреждения (рис. 3а). При детальном рассмотрении сечения трубы, в котором находится язва питтинговой коррозии, явно видны следы также и межзёренной коррозии (рис. 3б).

Рис. 3. Образец № 3 – труба пароперегревателя мазутного котла: а – следы питтинговой коррозии (стрелкой отмечен участок, через который проходит сечение); б – сечение трубы (жёлтым цветом отмечена язва питтинговой коррозии); в – участок трубы с рисунком «кожи крокодила»; г – сечение участка трубы со следами «кожи крокодила».

В другой области трубы ярко выражен, т.н., эффект «кожи крокодила» – образование на поверхности трубы поперечных канавок, глубина которых достигала 0,4 мм (рис. 3в). Как было описано ранее, существует некоторая критическая величина толщины шлаковых отложений на трубе, выше которой твёрдая фаза шлака опадает, оголяя поверхность трубы. Через область непокрытой стенки трубы значительно возрастает тепловой поток, из-за чего формируются термические напряжения в металле стенки, способствующие дальнейшему разрушению трубы. Процесс формирования слоя шлака и его опадания неравномерен по длине трубы, т.е. в любой момент времени существуют оголённые участки труб и покрытые слоем шлака, из-за чего и формируется «рисунок» на поверхности.

Наибольшая толщина налёта на трубе составляла 0,5 мм. По оценке, основанной на скорости роста налёта, средняя рабочая температура трубы составляла 573 °C. Это значение ниже максимально допустимого для стали Т22 – 580 °C, но за 43 года эксплуатации температура могла достигать и более высоких значений. Тем не менее, даже при температуре 573 °C, в топке мазутного котла возможно образование легкоплавких соединений железа с ванадием, калием, натрием и серой.

Промежуточный пароперегреватель биоэнергетического котла

Образцом № 4 была рассмотрена труба, которая находилась за защитным противоэрозионным экраном (рис. 4). Внешний диаметр трубы – 54 мм, толщина стенки — 7,3 мм. Материал – хром-молибденовая сталь SA-213 T11 (ближайший аналог по ГОСТ – 12ХМ. – Прим. пер.). Труба эксплуатировалась на протяжении одного года. В качестве топлива использовались сельскохозяйственные отходы растительного происхождения.

а	б
в	г

Рис. 4. Образец № 4 – труба промежуточного пароперегревателя биотопливного котла: а – налёт на поверхности трубы; б – изображение структуры стенки трубы (увеличение 400Х); в – сечение трубы вблизи разрыва; г – сечение трубы вдали от разрыва (увеличение 200Х).

Непосредственно перед данной трубой располагался защитный экран, который должен был защищать её от эрозии/коррозии. В какой-то степени экран с поставленной задачей справился – разрыв трубы произошёл немного ниже его нижней границы. На поверхности трубы наблюдался очень толстый слой налёта (рис. 4а). Химический анализ показал высокое содержание в шлаке хлора, что привело к формированию легкоплавких соединений на поверхности трубы: хлоридов железа, алюминия и натрия. Соединения хлора взаимодействуют с защитным слоем оксида железа, оставляя непокрытое железо доступным для влияния окислительной среды хлорводорода. Помимо высокого содержания хлора отмечается значительная концентрация углерода, указывающая на наличие восстановительной атмосферы, как минимум, в области вблизи трубок пароперегревателя, там, где коррозия протекает наиболее активно. В восстановительной атмосфере реакция образования оксидов железа, образующих защитный слой, протекает менее активно, чем образование сульфидов железа, обладающих гораздо меньшей коррозионной стойкостью. В результате влияния этих факторов произошло критическое снижение толщины стенки, приведшее, в свою очередь, к разрыву трубы. Толщина стенки в области разрыва на 2 мм меньше, чем вдали от него.

Структура материала трубы – перлит, что типично для стали Т11. Перлитная основа ярко выражена на рис. 4б, т.е. нет никаких признаков изменения структуры стали в области разрыва вследствие перегрева и изменения химического состава стали. На сечении стенки трубы в области разрыва видны следы ползучести металла, присутствуют следы межзёренной коррозии из-за удаления защитного слоя оксида железа, препятствующего этому процессу (рис. 4в). Вдали от разрыва также наблюдаются следы межзёренной коррозии (рис. 4г).

Измерения твёрдости стенки трубы показали, что в среднем по периметру значение твёрдости составляет 78 HRB, что попадает в диапазон допустимых значений для стали Т11: от 76 до 85 HRB. Это также подтверждает предположение о том, что не произошло перегрева трубы и изменения металлографической структуры стали. Уменьшение толщины стенки достигает 41 % от номинального значения.

Экранные поверхности угольного котла

Пятым образцом была рассмотрена экранная труба угольного котла (рис. 5). Материал – сталь SA-210 A1 (ближайший аналог по ГОСТ – 18K. – Прим. пер.) Внешний диаметр – 75 мм, толщина стенки – 5,9 мм. Труба находилась в эксплуатации всего 9 месяцев. На внутренней поверхности трубы имеется равномерный слой коррозионных отложений (рис. 5а). На поперечном срезе наблюдается небольшое количество межзёренных повреждений (рис. 5б). В целом труба не деформирована, значения твёрдости лежат в пределах нормы, но утонение стенок достигало 0,28 мм, т.е. скорость коррозионного уменьшения стенки составляет 0,38 мм в год.

Отложения на внешней поверхности трубы преимущественно состоят из оксида железа. Отмечается высокое содержание углерода, что указывает на химический недожог. Наличие хлора указывает на присутствие легкоплавких хлоридов цинка, железа и свинца. На основе элементарного анализа было сделано предположение, что имело место образование на поверхности экранных труб K₂S₂O₇, температура плавления которого составляет 400 °С. Взаимодействуя с железом, K₂S₂O₇ препятствует возникновению защитного слоя оксида железа на трубах.

При помощи сканирующего электронного микроскопа были получены изображения очищенной поверхности трубы. На рис. 5в показана трещина, обнаруженная на очищенной стенке. Вероятнее всего, в этом месте имелось неметаллическое включение, вдоль которого начался процесс коррозии. На рис. 5г показана поверхность полусферического углубления питтинга на поверхности очищенного образца. Видно, что внутри углубления имеются явные следы межзёренной коррозии.

а	б
в	г

Рис. 5. Образец № 5 – экранная труба угольного котла: а – общий вид сечения трубы; б – структура металла стенки трубы (увеличение 400Х); в – линейный дефект структуры металла; г – следы межзёренной коррозии в язве питтинга.

Методы снижения влияния высокотемпературной коррозии в угольных и мазутных котлах

Независимо от типа котла, высокотемпературной коррозии подвержены все теплообменные поверхности угольных и мазутных котлов. На основе наблюдений авторов предлагаются следующие методы снижения коррозии со стороны топки:

• пагубное воздействие коррозии в угольных котлах значительно снижается при температурах выше 675 °С из-за разрушения Na₃Fe(SO₄)₃/K₃Fe(SO₄)₃. Для мазутных котлов тщательный выбор топлива с низким содержанием серы, а также ванадия и других примесей – наиболее простой вариант, т.к. десульфатация мазута перед сжиганием экономически не оправдана;

• добавление к топливу присадок, содержащих кальций или магний, может повысить температуру плавления химических соединений, осаждающихся на трубах, выше рабочей температуры котла;

• поддержание окислительной атмосферы в топке мазутного котла снижает формирование сульфида железа, вместо этого на поверхности труб образуется защитный слой оксида железа;

• грамотная настройка стехиометрического соотношения топливо/воздух в горелках и настройка положения факела также снижают вероятность формирования восстановительной среды во внутреннем объёме котла;

• установка горелок с низким образованием NO_x на угольных котлах в некоторых случаях может вызывать ускоренную коррозию экранных труб. Подобные конструкции горелок в процессе эксплуатации способствуют повышенному образованию H₂S, что приводит к возникновению сероводородной коррозии;

• наплавка коррозионностойких сплавов c высоким содержанием хрома на поверхность труб может рассматриваться как один из эффективных способов избежать коррозии элементов конструкции котла, работающего на низкокачественном топливе.

Коррозия в системах отопления

Коррозия в системах отопления – это достаточно часто встречающееся явление. В ходе такого процесса материал начинает постепенно окисляться и портиться. Могут появиться сильные истончения, прорывы под действием сильного давления и разгерметизация.

Еще одна распространенная проблема – постепенное нарастание продуктов коррозии изнутри и уменьшение проводимости.

В трубопроводах существует два основных варианта коррозии:

Сухая. Проявляется с наружной стороны. Обычно стимулируется контактом с воздушной средой и другими внешними факторами.
Влажная. В большинстве случаев наблюдается изнутри, потому что металл контактирует с водой. Но также может возникнуть и снаружи трубы при наличии протечек или высокой влажности в помещении.

По статистике, наибольший вред отопительным системам приносит именно влажная коррозия.

В этом материале мы рассмотрим, какие факторы могут повлиять на интенсивность распространения ржавения и отметим, какие из них наиболее опасны. Представление о механизмах и катализаторах даст четкое понимание того, какими методами стоит бороться с коррозией.

Коррозия из-за появления потенциала

В этом случае происходит химическая реакция, вызванная помещением металла в электролит. При этом внутри системы будут присутствовать ионы, несущие положительный заряд. Сам раствор будет выступать в качестве анода.

Из-за перемещения электронов туда, где накапливается высокий потенциал, возникает катодно-анодная связь. Анод разрушается, и коррозия начинает стремительно распространяться по материалу.

Воздействие повышенных температур

Так как отопительные системы работают в постоянном контакте с сильно прогретой водой, воздействие температуры стимулирует стремительное развитие коррозийного процесса.

Ученые отмечают, что также есть случаи, когда зависимость ржавения от температуры сильно связано с газами, растворенными в теплоносителях. Исследования показывают, что самый большой риск протекания появляется, когда устанавливается температурный диапазон 75–85°С. Есть доказательства того, что скорость протекания процесса в таком случае увеличивается в четыре-пять раз.

Температура также может и положительно влиять на интенсивность протекания коррозийных процессов. Так у цинка сильный нагрев приводит к тому, что на нем появляется плотный слой, не допускающий контакта различных катализаторов с материалом.

Опасность может представлять ситуация, в которой продукты коррозии становятся очень пористыми и рыхлыми. В таком случае защитный слой так и не сможет организоваться, а все продукты будут постепенно смываться под действием сильного потока воды.

Степень насыщенности потока воздухом

Аэрация выступает как один из факторов коррозии. Если кислорода в воде недостаточно или он распределен неравномерно, есть большой риск того что появится анодный процесс. В результате вероятность развития ржавчины станет намного выше.

Наличие растворенных в воде солей

Состав передаваемого в отопительной системе теплоносителя может быть разным. Опасность представляет соль. Если она представлена в большой концентрации, есть вероятность того, что коррозия начнет протекать быстрее.

Риски растворения солей заключаются еще и в том, что такой теплоноситель может интенсивно разрушать накопленные защитные пленки. Таким образом, уровень защиты от коррозии становится намного меньше.

Отдельно стоит отметить опасность ионов сульфата. Их наличие часто становится причиной развития биологической коррозии, которая вызывается наличием активности анаэробных бактерий.

Есть вероятность того, что карбонатные отложения также смогут подавить коррозию. В результате, жесткая вода чаще всего показывает минимальный уровень агрессивности к металлам и сплавам с разной рецептурой.

Действие поверхностных эффектов

Исследования показывают, что определенные типы внешнего покрытия становятся катодными по отношению к стали. Основная причина возникновения проблем в таком случае – повышенная влажность в помещении, где установлен трубопровод. В большинстве ситуаций наблюдается избирательное кородирование.

Уровень концентрации ионов

Большое значение в работе имеет потенциал растворения. При большой концентрации ионов в электролите, такой потенциал становится все более и более крупным.

Когда наблюдается контакт между электролитом и металлом самой трубы, при этом присутствует неравномерность, начинается постепенное разрушение поверхности.

Уровень рН

Показатель рН напрямую влияет на то, как именно будет растворяться металл, каким окажется состав передаваемой рабочей среды. Когда уровень рН низок, есть больший риск растворения металлов. При этом прямой связи с тем, как быстро протекает коррозия, здесь зачастую нет.

Основной риск представляет растворение защитных пленок, которые ранее были нанесены на материал. Оно быстрее происходит в кислой воде.

Наличие растворенных газов

Большую опасность представляет растворение в воде диоксида углерода, а также кислорода. Из этих двух газов кислород представляет самую большую опасность. При его высокой концентрации из-за повышения температуры коррозия труб отопления будет развиваться все более и более интенсивно.

Иногда в составе воды также наблюдается наличие примесей диоксида углерода. Это значительно уменьшает уровень рН.

Как результат – защитные пленки и отложения начинают намного стремительнее растворяться, возникает вероятность контакта с катализаторами окисления.

Контакт между разными типами материалов

Одна из наиболее обширных сфер для обсуждения – появление электрохимической коррозии, наблюдаемой при погружении металлов в электролит. В таком случае возникает электрический потенциал.

Когда рядом находятся два металла, разных по своему составу, наблюдается электрический контакт. При этом ученые говорят о трех факторах, значительно влияющих на вероятность возникновения коррозии и саму скорость ее протекания. К ним относятся:

Соотношение между поверхностями металлов, которые будут соприкасаться друг с другом. Так один металл выступает как катод и его по площади больше, чем анод, процесс ржавения будет развиваться намного более интенсивно.
Степень проводимости электролита. Когда проводимость низкая, в таком случае коррозия возникнет только в области наиболее плотного контакта. Более обширные участки станут затрагиваться в том случае, если проводится высокая.
Тип материалов, которые вступают в электрический контакт друг с другом. Здесь многое зависит от того, какой именно сплав использовался при изготовлении. Так некоторые типы материалов могут создавать плотные защитные оксидные пленки, которые не допускают контактов с катализаторами окислительного процесса.

Одним из методов защиты отопления от коррозии является устранение потенциального электрического процесса в том случае, если есть риск близкого контакта двух металлов.

Ударное воздействие

Внутри трубопровода отопление вода постоянно движется. Есть множество показателей работы системы – напор, внутреннее давление. Когда вода движется с большой скоростью, происходит появление и постоянное вымывание продуктов коррозии.

Также наблюдается и процесс кавитации. Обычно наиболее активно начинает проступать ржавчина в местах, на которые оказывается наиболее сильное давление жидкости.

Блуждающие токи

Еще один фактор, который нужно упомянуть – наличие в системе блуждающих земных токов. Наибольшую опасность представляет ситуация, в которой ток становится постоянным. Самое интенсивное протекание разрушения наблюдается в том случае, если трубопровод находится в земле и при этом происходит проникновение токов в почву.

Наличие органических веществ

Не стоит также забывать об опасности, которую несут в себе растворенные в воде органические вещества. Они могут проникать из разных источников, не только природных, но и техногенных.

Есть два центральных фактора опасности именно органических веществ:

Изменение уровня рН. Пагубное воздействие таких колебаний уже было описано выше.
Жизнедеятельность бактерий. Коррозия системы отопления может быть и биологической. Бактерии попадают в систему именно через органические вещества.

Выводы

Методы защиты поверхности металла от коррозии могут быть разными. Но одним из самых эффективных становится именно применение оцинковки.

Наша компания занимается цинкованием металла с 2007 года. Мы используем качественное оборудование и строго контролируем соответствие качества требованиям ГОСТ.

Гарантируем быструю работу даже с крупными объемами, помогаем заказчикам значительно экономить. Чтобы рассчитать стоимость выполнения работ и получить ответы на другие интересующие вопросы, звоните или пишите нам.

Коррозия и эрозия в котлах среднего и низкого давления со стороны топки

В последнем случае разрушение металла обусловлено – в большинстве случаев – совместным действием коррозии и эрозии, которая иногда имеет преобладающее значение.
Внешний признак эрозионного разрушения – чистая поверхность металла. При коррозионном же воздействии продукты коррозии обычно сохраняются на его поверхности.
Внутренние (в водной среде) коррозионные и накипные процессы могут усугублять наружную коррозию (в газовой среде) из-за теплового сопротивления слоя накипных и коррозионных отложений, и, следовательно, роста температуры на поверхности металла.
Наружная коррозия металла (со стороны топки котла) зависит от разных факторов, но, прежде всего, – от вида и состава сжигаемого топлива.

Коррозия газо-мазутных котлов
В мазуте содержатся органические соединения ванадия и натрия. Если на стенке трубы, обращенной в топку, накапливаются расплавленные отложения шлака, содержащего соединения ванадия (V), то при большом избытке воздуха и/или температуре поверхности металла 520–880 оС происходят реакции:
4Fe + 3V2O5 = 2Fe2O3 + 3V2O3 (1)
V2O3 + O2 = V2O5 (2)
Fe2O3 + V2O5 = 2FeVO4 (3)
7Fe + 8FeVO4 = 5Fe3О4 + 4V2O3 (4)
(Соединения натрия) + О2 = Na2O (5)
Возможен и другой механизм коррозии с участием ванадия (жидкая эвтектическая смесь):
2Na2O • V2O4 • 5V2O5 + O2 = 2Na2O • 6V2O5 (6)
Na2O • 6V2O5 + М = Na2O • V2O4 • 5V2O5 + MO (7)
(М – металл)
Соединения ванадия и натрия при сгорании топлива окисляются до V2O5 и Na2O. В отложениях, прилипающих к поверхности металла, Na2O – связующее. Жидкость, образующаяся в результате реакций (1)–(7), расплавляет защитную пленку магнетита (Fe3O4), что приводит к окислению металла под отложениями (температура расплавления отложений (шлака) – 590–880 оС).
В результате указанных процессов стенки экранных труб, обращенных к топке, равномерно утончаются.
Росту температуры металла, при которой соединения ванадия становятся жидкими, способствуют внутренние накипные отложения в трубах. И, таким образом, при достижении температуры предела текучести металла возникает разрыв трубы – следствие совместного действия внешних и внутренних отложений.
Корродируют и детали крепления трубных экранов, а также выступы сварных швов труб – рост температуры на их поверхности ускоряется: они не охлаждаются пароводяной смесью, как трубы.
Мазут может содержать серу (2,0–3,5 %) в виде органических соединений, элементарной серы, сульфата натрия (Na2SO4), попадающего в нефть из пластовых вод. На поверхности металла в таких условиях ванадиевая коррозия сопровождается сульфидно-оксидной. Их совместное действие в наибольшей степени проявляется, когда в отложениях присутствуют 87 % V2O5 и 13 % Na2SO4, что соответствует содержанию в мазуте ванадия и натрия в соотношении 13/1.
Зимой при разогреве мазута паром в емкостях (для облегчения слива) в него дополнительно попадает вода в количестве 0,5–5,0 %. Следствие: увеличивается количество отложений на низкотемпературных поверхностях котла, и, очевидно, растет коррозия мазутопроводов и мазутных емкостей.

Кроме описанной выше схемы разрушения экранных труб котлов, коррозия пароперегревателей, труб фестонов, кипятильных пучков, экономайзеров имеет некоторые особенности из-за повышенных – в некоторых сечениях – скоростей газов, особенно содержащих несгоревшие частицы мазута и отслоившиеся частицы шлака.

Идентификация коррозии
Наружная поверхность труб покрыта плотным эмалевидным слоем отложений серого и темно-серого цвета. На стороне, обращенной в топку, – утончение трубы: плоские участки и неглубокие трещинки в виде «рисок» хорошо видны, если очистить поверхность от отложений и оксидных пленок.
Если труба аварийно разрушена, то видна сквозная продольная неширокая трещина.

Коррозия пылеугольных котлов
В коррозии, образуемой действием продуктов сжигания углей, определяющее значение имеют сера и ее соединения. Кроме того, на течение коррозионных процессов влияют хлориды (в основном NaCl) и соединения щелочных металлов. Наиболее вероятна коррозия при содержании в угле более 3,5 % серы и 0,25 % хлора.
Летучая зола, содержащая щелочные соединения и оксиды серы, отлагается на поверхности металла при температуре 560–730 оС. При этом в результате происходящих реакций образуются щелочные сульфаты, например K3Fe(SO4)3 и Na3Fe(SO4)3. Этот расплавленный шлак, в свою очередь, разрушает (расплавляет) защитный оксидный слой на металле – магнетит (Fe3O4).
Скорость коррозии максимальна при температуре металла 680–730 оС, при ее увеличении скорость уменьшается из-за термического разложения коррозионных веществ.
Наибольшая коррозия – в выходных трубах пароперегревателя, где наиболее высокая температура пара.

Идентификация коррозии
На экранных трубах можно наблюдать плоские участки с обеих сторон трубы, подвергающихся коррозионному разрушению. Эти участки расположены под углом друг к другу 30–45 оС и покрыты слоем отложений. Между ними – сравнительно «чистый» участок, подвергающийся «лобовому» воздействию газового потока.
Отложения состоят из трех слоев: внешний – пористая летучая зола, промежуточный слой – белесые водорастворимые щелочные сульфаты, внутренний слой – блестящие черные оксиды железа (Fe3O4) и сульфиды (FeS).
На низкотемпературных частях котлов – экономайзер, воздухоподогреватель, вытяжной вентилятор – температура металла падает ниже «точки росы» серной кислоты.
При сжигании твердого топлива температура газов уменьшается от 1650 оС в факеле до 120 оС и менее в дымовой трубе.
Из-за охлаждения газов образуется серная кислота в паровой фазе, и при контакте с более холодной поверхностью металла пары конденсируются с образованием жидкой серной кислоты. «Точка росы» серной кислоты – 115–170 оС (может быть и больше – зависит от содержания в газовом потоке паров воды и оксида серы (SO3)).
Процесс описывается реакциями:
S + O2 = SO2 (8)
SO3 + H2O = H2SO4 (9)
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2 (10)
В присутствии оксидов железа и ванадия возможно каталитическое окисление SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
В некоторых случаях сернокислотная коррозия при сжигании каменного угля менее значима, чем при сжигании бурого, сланца, торфа и даже природного газа – из-за относительно большего выделения водяного пара из них.

Идентификация коррозии
Этот вид коррозии вызывает равномерное разрушение металла. Обычно поверхность шероховатая, с небольшим налетом ржавчины, и похожа на поверхность без коррозионных явлений. При длительном воздействии металл может быть покрыт отложениями продуктов коррозии, которые нужно осторожно снять при обследовании.

Коррозия во время перерывов в эксплуатации
Этот вид коррозии проявляется на экономайзере и в тех местах котла, где наружные поверхности покрыты соединениями серы. При остывании котла температура металла падает ниже «точки росы» и, как описано выше, если есть сернистые отложения, образуется серная кислота. Возможно промежуточное соединение – сернистая кислота (H2SO3), но она очень нестойкая и сразу превращается в серную кислоту.

Идентификация коррозии
Поверхности металла обычно покрыты нанесениями. Если их удалить, то обнаружатся участки разрушения металла, где были сернистые отложения и участки некорродированного металла. Такой внешний вид отличает коррозию на остановленном котле от вышеописанной коррозии металла экономайзера и других «холодных» частей работающего котла.
При обмывке котла коррозионные явления распределены более или менее равномерно по металлической поверхности из-за размывания сернистых отложений и недостаточной осушке поверхностей. При недостаточной обмывке коррозия локализована там, где были сернистые соединения.

Эрозия металла
Эрозийному разрушению металла при определенных условиях подвергаются разные системы котла как с внутренней, так и с наружной стороны обогреваемого металла, и там, где возникают турбулентные потоки с большой скоростью.
Ниже рассматривается только эрозия турбин.
Турбины подвергаются эрозии от ударов твердых частиц и капелек конденсата пара. Твердые частицы (оксиды) отслаиваются от внутренней поверхности пароперегревателей и паропроводов, особенно в условиях переходных тепловых процессов.

Капельки конденсата пара в основном разрушают поверхности лопаток последней ступени турбины и дренажные трубопроводы. Возможно эрозионно-коррозионное воздействие конденсата пара, если конденсат «кислый» – рН ниже пяти единиц. Коррозия также имеет опасный характер при наличии в водяных капельках пара хлоридов (до 12 % от массы отложений) и едкого натра.

Идентификация эрозии
Разрушение металла от ударов капель конденсата наиболее заметно на передних кромках лопаток турбин. Кромки покрыты тонкими поперечными зубцами и канавками (бороздками), могут быть наклонные конические выступы, направленные в сторону ударов. Выступы есть на передних кромках лопаток и почти отсутствуют на их задних плоскостях.
Повреждения от твердых частиц имеют вид разрывов, микровмятин и зазубрин на передних кромках лопаток. Бороздки и наклонные конусы отсутствуют.

Читайте также: