Коррозия пароперегревателей

На котлах средней производительности имеет место пароводяная коррозия пароперегревателей, возникающая под действием перегретого пара, которая обычно имеет равномерный характер распределения и приводит к уменьшению толщины стенки трубы. [c.115]

НАРУЖНАЯ КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ [c.98]

Подогрев воздуха промежуточным теплоносителем Учтена опасность ванадиевой коррозии пароперегревателя Для топлива с повышенной абразивностью золы [c.6]

Интенсивная коррозия металлов окислами ванадия развивается только в присутствии свободного кислорода. Поэтому работа с малым избытком воздуха замедляет процессы коррозии. Практически замечено, что работа с малым избытком воздуха уменьшает коррозию пароперегревателей. Однако нун<но иметь в виду, что снижение среднего избытка воздуха еще недостаточно для исключения появления местных избытков свободного кислорода. [c.129]

К высокотемпературной коррозии относится коррозия топочных экранов при сжигании твердого топлива, ванадиевая коррозия пароперегревателей при сжигании сернистых мазутов и коррозия экранов нижней радиационной части котлов сверхкритического давления также при сжигании сернистого мазута. [c.136]

Отсутствие высокотемпературной коррозии пароперегревателей [c.65]

Проблема предотвращения пароводяной коррозии пароперегревателей успешно решается выбором металла соответствующего качества, а также устранением местных перегревов труб. Как правило, каждый сорт стали, содержащий то или иное количество легирующих элементов (хром, никель, молибден и др.), является практически стойким против пароводяной коррозии вплоть до некоторого температурного предела, выше которого данную сталь применять нельзя. [c.180]

ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ КОРРОЗИЮ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ [c.142]

Коррозия первичного и вторичного пароперегревателей котлов ПК-41 наблюдалась при температуре перегрева 565/570 °С, основное топливо—сернистый мазут. После снижения температуры первичного перегрева до 545 °С коррозия пароперегревателя заметно снизилась. Температура вторичного перегрева в опытном порядке оставлена на уровне 565—570 °С. [c.143]

ВНУТРЕННЯЯ КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ И ЭКОНОМАЙЗЕРОВ [c.100]

В котлах обычно сочетаются несколько видов коррозии, причем коррозионные процессы идут постоянно, но с разной скоростью. Наиболее распространенным видом коррозии является п а р о в о д я н а я коррозия пароперегревателей. Она вызывается химическим процессом взаимодействия перегретого пара и металла труб. Перегретый пар окисляет железо с образованием окись-закиси железа и водорода [c.113]

В связи с вышеизложенным учет доли водорода в его общей концентрации, образующегося при термическом разложении гидразина и аммиака при контроле пароводяной коррозии пароперегревателей энергоблоков, приобретает принципиальное значение. Рассмотрим последовательно задачи расчетного определения равновесных составов термически диссоциированных гидразина и аммиака в зависимости от температуры и давления на основе теории химического равновесия газофазных систем. [c.187]

В последнее время на силовых станциях США применяются три типа миниатюрных установок для удаления газов и воздуха [24]. Они обеспечивают полное удаление газов, а дегазированный конденсат пригоден для определения в нем солей, уносимых паром из котла. Приближенная величина общей коррозии пароперегревателя во время работы котла может быть получена определением разности концентраций водорода в пробах пара, взятых до и после прохода его через пароперегреватель. [c.553]

Температуры металла труб пароперегревателей из-за колебаний нагрузки котла, изменения режима работы и других причин являются переменными. Для сопоставления полученных в таких условиях результатов по глубине коррозии труб была использована приведенная в гл. 3 методика, позволяющая привести время работы металла в котле при изменяющемся температурном режиме к. суммарному эквивалентному времени работы и заданной (постоянной) температуре. При расчете эквивалентного времени использовались кинетические постоянные п и Е, которые определены при длительных лабораторных опытах. [c.143]

Интенсивность коррозии труб поверхностей нагрева сланцевого котла зависит от структуры золовых отложений. Оказывается, что образующиеся на трубах пароперегревателей рыхлые, слабосвязанные отложения с более высоким содержанием хлоридов [c.143]

Рис. 4.36. Изменение глубины коррозии и химического состава золовых отложений на трубах пароперегревателя мазутного котла

Коррозия хромированных труб в пароперегревателях по периметру имеет равномерный характер в отличие от коррозии нехромированных труб. Максимум глубины коррозии на трубах НРЧ, как правило, располагается на лобовой стороне. [c.185]

Эффект хромирования проявляется более сильно у труб НРЧ, поскольку здесь интенсивность коррозии хромированных труб из-за более низкой температуры металла меньше (в сравнении с трубами в пароперегревателе). Хромирование уменьшает глубину коррозии труб НРЧ в среднем не менее чем в 50 раз. После испытания хромированных труб в НРЧ в течение 16 300 ч толщина хромового покрытия в зависимости от температуры металла уменьшилась на 0,004—0,021 мм. [c.186]

Таким образом, индикатором стояночной коррозии могут служить обнаруживаемые в петлях пароперегревателя язвы. Стояночная коррозия, как правило, поражает экономайзер по всей длине змеевиков, особенно выходную его часть, в то время как при работе котла от кислородной коррозии страдают преимущественно входные участки труб. [c.107]

Способы консервации с использованием воды и растворов реагентов практически неприемлемы для защиты от стояночной коррозии промежуточных пароперегревателей котлов из-за трудностей, связанных с их заполнением и последующей отмывкой. [c.73]

Рис. 7-24. Характеристики коррозии пароперегревателей различных котлов сверхкрити-ческого давления производительностью 1000 т/ч (по ЦКТИ).

Седор, Диэль и Барнхарт [Л. 98], изучая коррозию пароперегревателей пришли к выводу, что главной ее причиной- являются щелочные соединения, отлагающиеся на трубах. В этом же направлении проведена работа Оун-стедом и Шоэном [Л. 79], которые исследовали условия образования аэрозоля натрия при сжигании пылевидного топлива. Оказалось, что выделение аэрозоля натрия и его последующее осаждение на поверхностях нагрева увеличивается с уменьшением зольности топлива и увеличением размера частиц, топ л ива. Поэтому авторы предлагают использовать присадки к топливу, повышать тонкость помола и применять рециркуляцию топочных газов для уменьшения загрязнений, [c.37]

Нельсон В., Кейн К., Лабораторные исследования наружной коррозии пароперегревателей пылеугольных котлов, Экспресс-информация. Теплотехника и теплопередача , 1960, № 11, v ВИНИТИ.- [c.232]

Се до р. П., Диэль Е., Барнхарт Д., Наружная коррозия пароперегревателей котлов, работающих на углях с высоким содержанием щглочей, Экспресс-информация. Теплотехника и теплопередача , 1960, № 11, ВИНИТИ. [c.233]

Вьисокотемператур ная коррозия происходила на котлах Бенсона (ФРГ) с параметрами пара 12,7 МПа, 525°С топливо, сжигаемое в этих котлах, содержало 2,5—3,5% серы. Содержание ванадия в золе мазута составляло 0,002%. Коррозия пароперегревателя наблюдалась в зоне температуры газов 1450 °С. Сильная коррозия замечена и на подвесках пароперегревателя, изгото вле1ННого из сихромаля и эксплуатируемого при температуре около 700 °С. [c.143]

При простоях парогенераторов или другого паросилового оборудования в холодном или горячем резерве либо на ремонте на поверхности металла под действием кислорода воздуха или влаги развивается так называемая стояночная коррозия. По этой причине простои оборудования без применения должных защитных мер от коррозии часто приводят к серьезным повреждениям, особенно в парогенераторах. Сильно страдают от стояночной коррозии пароперегреватели и парообраузющие трубы переходных зон прямоточных парогенераторов. [c.60]

Был изучен механизм процесса высокотемпературной коррозии металла труб паронагреватепя в условиях воздействия продуктов сгорания черного щелока при рассмотренных температурных условиях. Эоловые отложения, взятые с труб пароперегревателя, состояли из N3250 [c.46]

На основании результатов исспепования и расчетов сделано заключение, что основной причиной повреждения труб пароперегревателя явилось образование слоя внутритрубных отложений. При повышенной температуре топочных газов ( >980°С) температура металла труб достигала 593°С. В этих условиях на наружной поверхности труб формировались легкоплавкие эоловые отложения с повышенным содержанием хлоридов, что вызывало значительное уменьшение толщины стенки труб вследствие высокотемпературной коррозии. При этом существенно ( в 4 раза) возрастали рабочие напряжения в стенке труб и развивались процессы ускоренной ползучести металла. [c.47]

Усиленная коррозия металла поверхностей нагрева котла может происходить при существовании в отложениях золы комплексных сульфатов КзРе(304)з и МазРе(504)з [Ю, 69—72]. Эти сульфаты расположены в местах повыщенной коррозии как труб пароперегревателей, так и экранов топок при сжигании топлив с заметным содержанием щелочных металлов. [c.68]

Таким образом, предельная температура выражает максимально допустимую температуру мет1алла при условии, что глубина коррозии за известное время не превышает заданного значения. Предельную температуру металла обычно определяют, исходя из допустимой глубины коррозии Д5д=1 мм за 100 тыс. ч работы. Коэффициент запаса принимается ii)n=l,3. При определении нормативных значений предельных температур в [108] рекомендуется принимать температурный перепад между наружной и внутренней поверхностями труб ширмовых и конвективных пароперегревателей равным 10—12 К. [c.112]

Таллинским политехническим институтом проведены исследования по влиянию эоловых отложений на кинетику высокотемпературной коррозии труб пароперегревателей пылесланцевых котлов [130]. [c.143]

Образующаяся на трубах пароперегревателей из сталей 12Х18Н12Т и 0Х18Н12Т оксидная пленка имеет пористую однослойную структуру. На наружной поверхности труб наблюдается межкристаллитное проникновение продуктов коррозии на глубину 0,07—0,1мм (рис. 4.17). [c.147]

Обращают на себя внимание и результаты, полученные при исследовании коррозии перлитных, ферритных и аустенитных сталей в промышленных условиях в продуктах сгорания мазута при испытаниях длительностью 10 тыс. ч на электростанции Mar hwood [146], которые показали, что коррозия опытных труб (температура металла 550—620 °С), расположенных перед пароперегревателем, является более интенсивной, чем труб, установленных перед выходным сечением топки в области более высоких температур газа. [c.170]

На трубах пароперегревателей мазутного котла образуются двухслойные эоловые отложения. Непосредственно на поверхности трубы располагается твердый слой темно-коричневого цвета с толщиной 0,5—2 мм, а на нем малопрочные отложения серого цвета толщиной до 5 мм. Иногда на лобовой стороне трубы в зоне максимальной интенсивности коррозии наблюдаются гребневидные сыпучие наросты. Имеется большое различие в характере сцепления отложений с разнотипными металлами. Так, отложения, находящиеся на трубах из аусте-нитной стали, легко отделяются с поверхности, в то время как отложения на трубах из перлитной стали прочно связаны с ними. [c.182]

Интенсивность коррозии нехромированных труб пароперегревателя мазутного котла сложным образом зависит от температуры продуктов сгорания, т. е. от места расположения труб в газоходе котла. В отличие от изложенного, интенсивность коррозии хромированных труб не имеет существенной зависимости от температуры газа. Основным параметром, определяющим глубину коррозии труб с хромовым покрытием в заданный момент времени, является температура металла. Глубина коррозии труб из стали 12Х1МФ с диффузионным покрытием в продуктах сгорания мазута выражается формулой [c.185]

Для сравнения на рис. 4.38 нанесены и максимальные глубины коррозии нехромированных труб из стали 12Х1МФ, точно соответствующие режимам испытаний хромированных труб. Линия // отражает глубину коррозии в опытных змеевиках и в пароперегревателе, а линия /// в НРЧ. Видно, что максимальная [c.185]

Изложенные экспериментальные исследования позволяют прогнозировать срок работы хромированных труб в мазутных котлах при максимально допустимых температурах металла (по прочности). Исходя из толщины хромированного слоя на трубах, есть основание предположить, что хромированные трубы могут работать до срока службы 100 тыс. ч. Наибольщий эффект при этом при применении хромированных труб в НРЧ. Возможно, что при максимальных температурах металла пароперегревателя наблюдается некоторое снижение коррозионной стойкости хромированного слоя в результате медленно протекающих вторичных процессов. Однако из-за малой интенсивности коррозии хромового слоя начало коррозии основного металла должно существенным образом отодвинуться. [c.187]

Для контроля поведения металла труб в пароперегревателе на уровне обмывочного аппарата установлены контрольные вставки. Проверка металла проводилась через 7,14 и 27,5 тыс. ч работы труб. Измеренные в течение этих периодов работы максимальные глубины износа труб под влиянием стабильных золовых отложений сланцев показаны на кинетической диаграмме коррозии стали 12Х1МФ на рис. 5.25. Максимальное отклонение глубины износа труб от среднекинетической за 27,5 тыс. ч работы составляет 6As=+0,2 мм для труб, работающих при температуре внешней поверхности металла 450 °С, и SAs=+0,l мм для труб, работающих при <==525 °С. Таким образом, благодаря использоваИик [c.231]

Отличить стояночную коррозию от кислородной коррозии, наблюдаемой во время работы котлов, можно по следующим признакам. Стояночная коррозия протекает как в котлах и экономайзерах, так и в пароперегревателях (особенно несамодренируемых), тогда как кислородная коррозия в пароперегревателях во время работы котлов никогда не наблюдается. [c.107]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...