腐蚀预防（共8篇）
腐蚀预防 篇1
电厂锅炉是一种产生蒸汽的设备。热电厂把煤、油等所含的化学能转变成电能的过程中, 锅炉是一个主要环节。在锅炉中加热水, 使水变成高温、高压蒸汽, 蒸汽再做功经一系列变化最后变成电能。锅炉是否能正常运行直接影响一个热电厂的生产, 而影响锅炉安全运行的一个主要因素就是氧腐蚀。按锅炉产生的蒸汽压力分为低压锅炉、中压锅炉、高压锅炉、超高压锅炉、亚临界压力锅炉、超临界压力锅炉。现代电厂中一般都采用亚临界压力锅炉, 在这个温度、压力下氧腐蚀对锅炉安全运行的影响就更为突出。
电厂锅炉的工质是水和汽, 锅炉给水系统的腐蚀是锅炉发生事故, 造成经济损失的主要原因。腐蚀所引起的设备或部件损坏、装置停产检修, 甚至发生严重的安全事故所带来的损失是巨大的。给水中的溶解氧通常是造成热力设备腐蚀的主要原因, 其来源主要由锅炉补给水或热力管网返回的热水、凝结水在循环运行中漏入空气、汽轮机凝汽器铜管泄露或凝结水泵的密封不严密漏入空气等, 它可以导致在运行期间和停用期间的氧腐蚀。为防止和减轻锅炉运行期间的氧腐蚀, 必须对锅炉给水进行除氧。
锅炉给水中溶解氧分别以化学腐蚀、电化学腐蚀、氧差腐蚀等形式对锅炉本体、给水管网及其部位造成不同的腐蚀。在疏松的污垢下、水渣沉积处、缝隙处及应力不平稳处容易发生腐蚀, 造成溃疡穿孔等, 对金属强度损坏十分严重, 是影响锅炉安全及寿命的重要因素。另外, 在停用过程中, 假如不采取任何措施, 锅炉等热力设备水汽侧的金属表面由于暴露在含氧量达21%的空气中将发生严重腐蚀, 这比采取了严格除氧措施的运行阶段的腐蚀严重得多。因此, 锅炉水中的溶解氧必须达到国家规定的锅炉水质标准要求, 尽可能地降低给水中溶解氧的含量, 锅炉压力越高, 所需要的规定值越低。热力除氧、解吸除氧的深度是有限的, 锅炉给水的深度除氧均采用化学除氧等。
化学除氧是在锅炉给水中加入能与氧反应而减少水中溶解氧的化学除氧剂, 使水中溶解氧含量降低的一种处理方法。理想的除氧剂应具备的条件是:首先, 与溶解氧的反应速度快;其次, 除氧剂本身及反应产物在水汽循环过程中是无害的;三是具有使金属表面钝化的作用;四是对生产人员的健康影响最小;五是使用时便于操作控制。目前广泛采用的除氧药品是联氨 (肼) 。
联氨除氧, 此法多用作热力除氧后的辅助措施, 以达到彻底清除水中的残留氧, 而不增加炉水的含盐量。联氨与氧反应生成氮和水, 有利于阻碍腐蚀的进一步发展, 是防止锅炉腐蚀的一道重要防线。
联氨与氧反应生成氮和水, 且过量的联氨不产生可溶性固形物, 氨可以增加炉水的PH值, 有利于锅炉的保护;联氨具有缓蚀功能, 联氨和铁及铜腐蚀产物反应生成具有钝化保护作用的Fe3O4和Cu2O层。
联氨与氧及金属氧化物反应的最终产物是水、氮气, 它们不会增加锅炉水中的溶解固形物量。联氨的分解产物是挥发性气体——氨气和氮气, 对锅炉运行也没有不良影响。
联氨在除氧效率上不如亚硫酸钠, 在水温低时除氧速度慢, 只能在较高的温度下才能有效地与氧反应达到除氧目的;分解温度很高, 在316℃ (9.8MPa) 仍有联氨进入蒸汽, 其毒性使蒸汽不能直接用于生活;联氨是一种毒性较强的物质, 操作时联氨容易溅到眼睛、皮肤或衣服上, 极易被吸入, 给操作人员的身心带来严重危害;而且挥发性强、易燃、易爆, 当空气中蒸汽的浓度达到4.7%时, 遇火要发生爆燃, 给运输、贮存和使用带来了麻烦。虽然如此, 但是对于高温、高压的亚临界压力锅炉在开发和应用新型的锅炉水除氧剂之前, 许多电厂还是采用联氨除氧。
热力除氧, 其原理是气体溶解定律 (亨利定律) :任何气体在水中的溶解度与在汽水界面上的气体分压力及水温有关, 温度越高, 水蒸气的分压越高, 其他气体的分压则越低, 当水温升高至沸腾时, 其他气体的分压为零, 则溶解在水中的其他气体也就等于零。
热力除氧一般有大气式热力除氧和喷射式热力除氧。其原理是将锅炉给水加热至沸点, 使氧的溶解度减小, 水中氧不断逸出, 再将水面上产生的氧气连同水蒸汽一道排除, 还能除掉水中各种气体 (包括游离态CO2, N2) , 如用铵钠离子交换法处理过的水, 加热后氧也能除去。除氧后的水不会增加含盐量, 也不会增加其他气体溶解量, 操作控制相对容易, 而且运行稳定、可靠, 是目前应用最多的一种除氧方法。
为了保证热力除氧器具有可靠的效果, 在设计和运行中应满足下列条件:一, 增加水与蒸汽的接触面积, 水流分配要均匀;二, 保证氧气在水中的溶解压力与水面上它的分压力之间有压力差;三, 保证使水被加热到除氧器工作压力下的沸腾温度, 一般采用104℃。
热力除氧技术是一种普遍采用的成熟技术, 但在实际应用中还存在着一些问题:首先经热力除氧以后的软水水温较高, 容易达到锅炉给水泵的汽化温度, 致使给水在输送过程中容易被汽化;而且当热负荷变动频繁, 治理跟不上, 除氧水温<104℃时, 使除氧效果不好。其次, 这种除氧方法要求设备高位布置, 增加了基建投资, 设计、安装、操作都不方便。为了防止给水泵中软化水轻易汽化, 这种除氧方法一般要求除氧器高位配置, 在使用过程中会产生很大的噪音和震动, 带来不便。第三, 使得锅炉房自耗汽量增大, 减少了有效外供汽。第四, 对于小型快装锅炉和要求低温除氧的场合, 热力除氧有一定的局限性, 对于纯热水锅炉房也不能采用。
对于采取热力除氧的锅炉, 在装新锅炉时, 将大气热力除气器装在地面, 而将除氧后的高温软化水输送管道经过软水箱, 使其与软水箱中的水进行热交换, 而后流至锅炉给水泵, 经省煤器进入锅炉。这样改进, 首先可以减少锅炉房的振动和噪音, 改善了锅炉房的工作环境, 还降低了锅炉房的工程造价。其次, 通过在软水箱中的热交换, 软水箱中的水温提高了, 热量没有浪费, 同时也相当于除氧器进水温度, 缩短了除氧器将进水加热到饱和温度的时间, 有利于达到预期的除氧效果。
另外, 真空除氧也是一种常用的中温除氧技术, 一般在30℃～60℃温度下进行, 可实现水面低温状态下除氧 (在60℃或常温) 。对热力锅炉和负荷波动大而热力除氧效果不佳的蒸汽锅炉, 均可用真空除氧技术满足除氧效果。相对于热力除氧技术来说, 它的加热条件有所改善, 锅炉房自耗汽量减少, 但热力除氧的大部分缺点仍存在, 并且真空除氧的高位布置, 对运行治理射水泵、加压泵等要害设备的要求比热力除氧更高。低位布置也需要一定的高度差, 而且对射水泵、加压泵等要害设备的运行治理要求也很高。另外还增加了换热设备和循环水箱。
真空除氧能利用低品位余热, 可用射流加热器加热软化水;又能分级及低位安装, 除氧可靠, 运行稳定, 操作简单, 适用范围广。我国大力开展节能工作以来, 工业锅炉房用此法除氧日渐增多。
从上面几种除氧方法可以看到, 锅炉的氧腐蚀问题主要就是除氧的问题, 无论一个热电厂采用哪几种方法, 它在理论上都是能够满足安全运行的要求的, 但实际上大部分电厂都存在着除氧不彻底的问题, 由此引发了一系列的安全隐患。对此, 我们可以针对不同的除氧方法进行有效的人为预控, 把好除氧流程的每一个关口, 有效地预防锅炉氧腐蚀, 提高电厂效率。
摘要：电厂锅炉的氧腐蚀是影响锅炉安全运行的一个主要因素, 解决电厂锅炉氧腐蚀的问题是提高热电厂效率的有效途径。预防氧腐蚀就要除氧, 电厂常用的预防除氧的方法有化学除氧、热力除氧、真空除氧等。
关键词：锅炉,氧腐蚀,除氧
腐蚀预防 篇2
关键词：钢筋腐蚀；结构受力；钢筋混凝土
中图分类号：TU375文献标识码：A文章编号：1009-2374（2009）09-0160-02
一、钢筋混凝土构件的工作性能
钢筋和混凝土是两种性质不同的材料，由于混凝土硬化后与钢筋之间产生了良好的黏结力，使二者能牢固的结合在一起，从而保证在外荷载作用下，钢筋与其周围的混凝土能够共同变形；另外，钢筋与混凝土的温度线膨胀系数的数值颇为接近（钢筋为1.2×10-5、混凝土为10×10-5～1.5×10-5），当温度变化时，不致产生较大的温度应力而破坏两者之间的黏结。因此，在正常境况下，钢筋受到周围混凝土的保护，一般不会被腐蚀。但是由于保护层脱落或其他原因，在一定条件下也会发生钢筋腐蚀的现象。
二、钢筋腐蚀的危害
钢筋腐蚀通常表现在混凝土表面沿受力钢筋方向出现裂缝，并带有锈斑。这种裂缝表明，膨胀的铁锈足以使混凝土开裂。
钢筋腐蚀不仅能削弱其截面面积，使构件承载力下降，还会降低钢筋与混凝土的粘结力，影响两者共同工作的性能。同时由于钢筋腐蚀后体积膨胀，造成混凝土保护层裂开，甚至脱落，从而降低了结构的受力性能和耐久性能。
三、造成钢筋腐蚀的重要原因
所谓钢筋腐蚀，就是钢筋表面或内部晶体结构遭到破坏，不能按照设计要求承受外界荷载，从而影响结构正常的使用功能。这种腐蚀只有在一定条件下才能发生，具体原因如下：
1．混凝土不密实或有裂缝存在是造成钢筋腐蚀的主要原因，这也是钢筋与腐蚀物质接触的客观条件。当水泥用量偏小、水灰比不当、振捣不良或在浇筑中产生漏筋、蜂窝、麻面等情况，都会加速钢筋的腐蚀。但是一些施工人员往往认为这些缺陷不会对构件造成太大影响，没有引起足够的重视。
2．混凝土内掺氯盐是一个易被忽视的造成钢筋腐蚀的原因。由于施工的需要，为提高混凝土早期强度和防冻能力，会在混凝土内掺加一定量的氯盐，如氯化钙、氯化钠、氯化钾。如果氯盐掺量过大，会加速钢筋的腐蚀，具体表现在：（1）混凝土中存在的氯离子会破坏钢筋表面的钝化膜，使钢筋表面局部酸化，加速钢筋腐蚀；（2）水泥和氯化钙结合生成的新物质，会在混凝土构件中微胀而形成细微裂缝，使钢筋遭受腐蚀；（3）氯盐本身具有较大的吸水性，会增加混凝土的干缩量，加促钢筋腐蚀。
3．混凝土碳化造成钢筋腐蚀。正常情况下，空气中的二氧化碳气体在混凝土表面逐渐被氢氧化钙吸收，形成碳酸钙，这种现象称为混凝土碳化。碳化的速度除与二氧化碳的浓度有关外，还取决于相对湿度、混凝土的密实度等。一般状态下，由于水泥的水化作用，混凝土内的PH值为12～13，在此环境下，钢筋周围形成一种保护膜，即钝化膜，可保护钢筋不被腐蚀；当PH值小于9时，该钝化膜即被破坏。只有在混凝土内碱度降低，也就是说碳化深度达到或超过钢筋保护层时，钢筋表面的钝化膜被破坏，钢筋才开始被外界物质腐蚀。
4．高强钢筋中的应力腐蚀是随着预应力混凝土的采用而出现的一种特殊的腐蚀形式，即沿着垂直于钢筋长度方向而出现微裂缝并不断发展直至破坏。此种腐蚀一般在钢筋混凝土表面有轻微损害或无损伤（肉眼不可见）时就发生破坏，这种腐蚀尤为危险。
5．外界环境，如空气中二氧化碳、侵蚀性气体及相对湿度等是造成钢筋腐蚀的客观原因。经调查分析显示，当空气相对湿度低于60%时，在钢筋表面难以形成水膜，钢筋几乎不生锈；当空气湿度在80%左右会有利于碳化作
用，混凝土中的钢筋锈蚀发展很快。
四、钢筋腐蚀对结构受力的影响
受腐蚀的钢筋在与混凝土的协同工作中对于结构的受力有着重要的影响，具体表现为：
1．削弱钢筋受力的截面积，尤其是预应力混凝土结构中的高强度钢丝，表面积大，截面小，应力高，一旦发生腐蚀，危险性更大，严重者会导致构件断裂。
2．钢筋腐蚀后体积膨胀，生成铁锈的体积会比被已腐蚀的钢筋体积大3～4倍，从而对包围在钢筋周围的混凝土产生径向膨胀力。当径向膨胀力达到一定程度时，会引起混凝土的开裂，使混凝土保护层沿钢筋纵向开裂，甚至脱落，从而降低了结构的受力性能和耐久性能。
3．钢筋腐蚀降低了钢筋与混凝土的粘结力，即降低了混凝土对钢筋的约束作用，影响二者共同工作的性能。锈蚀使变形钢筋与混凝土之间失去了咬合作用。
五、对钢筋腐蚀的预防措施
由以上分析可知，混凝土中钢筋腐蚀不能完全避免，但是作为工程技术人员，必须从根本上认识钢筋腐蚀对于结构影响的重要性，最大限度的减小钢筋腐蚀的可能，防患于未然。
1．提高混凝土自身的防护能力。主要是靠提高混凝土的密实性，降低有害离子入侵和减缓碱度损失。当水泥用量偏小、水灰比不当和振捣不良时，或在混凝土浇筑中产生漏筋、蜂窝、麻面等情况，都会加速钢筋的腐蚀。因此，在施工中要严格要求施工队伍按照规范施工，保证混凝土的密实度，严格把握好材质、水灰比、水泥用量、振捣和养护等关键性工序，把混凝土表面出现蜂窝、麻面的可能性降到最低，为钢筋能够更好的发挥效力提供良好的环境，预防钢筋的腐蚀。
在天津某站房及高架候车厅的拆除工程中，根据拆除钢筋的特点得出结论：在混凝土密实性及粘结较好的构件中，拆除出来的钢筋表面情况良好；对于个别表面腐蚀相对严重的钢筋，追踪其存在的混凝土构件，混凝土质量相对于其他混凝土构件存在着一定缺陷。
2．保证混凝土保护层的厚度。在内外条件均无有害气体侵蚀下，混凝土保护层保护钢筋、防止锈蚀的作用尤为重要。保证达到混凝土保护层的厚度，就相应延缓了混凝土碳化深度达到钢筋表面的时间，使钢筋不能过早锈蚀，延长建筑物的使用寿命。新规范规定的混凝土保护层厚度值是最小厚度值，是满足结构的耐久性和对受力钢筋有效锚固的要求。新规范与1992年版《混凝土结构工程施工及验收规范》相比，对保护层厚度值作了加厚规定：如一类环境，对强度等级≤C20的混凝土板和墙、梁和柱，都加厚了5mm。由此可见，经过实践检验，混凝土保护层厚度对混凝土施工质量有很大的影响。
使用标准的砂浆垫块。施工过程中要严格按照设计要求保证保护层厚度，按照图纸要求确定各种构件垫块厚度，制作标准的垫块制作模，提前制作或购置砂浆垫块。而施工现场中一些工人常认为保护层不重要，用石子或其他东西代替砂浆垫块。在某信号楼工程施工时，施工单位想利用废旧预制水磨石块作为垫块。由于个别垫块强度不足，产生压碎现象。检查人员在检查过程中发现了该问题，要求施工单位必须使用标准的砂浆垫块，以确保混凝土保护层厚度。
减小钢筋位移。对于混凝土浇筑时易对墙、柱钢筋造成位移的问题，在墙体预留竖向梯子筋（竖向梯子筋需比竖向筋大一规格，以代替竖向筋），间距为1200mm，如图1所示。严禁在绑扎好的钢筋上行走或运送材料，以保证钢筋不发生移位。钢筋安装工程属于隐蔽工程，在施工中要作为混凝土结构施工中质量监督和控制的重点。
为防止现浇板板面钢筋在混凝土浇筑中被踩弯，可利用废旧钢筋制作水平马凳，间距为1000㎜，代替传统的钢筋马凳，以控制板面负筋的保护层，见图2，图中h=板厚-保护层×2-三层钢筋直径。
3．减少混凝土浆对钢筋的污染。在浇筑混凝土时，剪力墙及柱的上部钢筋在输送泵的冲击力和振捣棒的振捣下，混凝土浆会污染钢筋。对于强度及性能要求较高的剪力墙、柱，可利用工地上的废旧PVC管（直径比钢筋略粗）直接套在墙、柱竖向钢筋上，长度以800mm～1000mm为宜。PVC管可直接放在墙、柱水平定位钢筋上，两端用胶带纸缠在钢筋上。这样在混凝土浇筑时PVC管就不会移动，混凝土浆也不会污染钢筋。待混凝土浇筑完毕，抽出PVC管，擦掉表面的混凝土浆后存放，PVC管重复利用。
4．正确使用氯盐及亚硝酸缓冲剂。氯盐是使用比较广的防冻外加剂，在冬季施工中，浇筑混凝土要按规范控制好氯盐的用量。但氯盐的最大缺点是造成钢筋锈蚀。因此，对于禁止使用氯盐的结构，绝不使用；可以使用氯盐的结构，在使用过程中可以在混凝土中加入适当量的亚硝酸钠，可消除或延缓钢筋的腐蚀。
在使用亚硝酸钠钠过程中，要注意以下几点：（1）氯盐的使用范围。根据《混凝土外加剂应用技术规范（GB50119-2003）》不得用于预应力混凝土工程，以及与镀锌钢材或铝铁相接触部位的混凝土工程；严禁用于饮水工程及与食品接触的工程；（2）氯盐与亚硝酸钠的比例要适当。对于氯盐与亚硝酸钠的使用，由于一些施工人员缺乏考虑或疏于了解，容易造成错加错用的问题。根据规范要求，当氯盐掺量为水泥重量的0.5%～1.5%时，亚硝酸钠与氯盐之比应大于1.0；而当氯盐掺量为水泥重量的1.5%～3.0%时，亚硝酸钠与氯盐之比应大于1.3。
5．外涂隔离剂。这种方法能够提高混凝土防水性及耐久性，隔离腐蚀环境，可延缓碳化速度，起到保护混凝土的作用。施工时，首先应清除混凝土表面附着物，用水冲洗后令其充分干燥，在构件外表涂抹砂浆或绝缘层，如沥青漆、环氧树脂涂料等材料用于防腐。一般采用下列方法：（1）涂刷沥青漆。其配方为：30号沥青：10号沥青：汽油=1:1:2。要涂刷均匀，妥善存放，保证使用时漆膜完好。（2）涂刷水泥防腐涂料，其配方为：水泥:水:亚硝酸钠：甲基硅醇钠=100:30:6:2。配制时先用2/3的水溶解亚硝酸钠，与水泥拌和后在加入甲基硅醇钠，搅拌3～5分钟，再将剩余的水视稠度情况酌量加入搅拌，至均匀为止，涂层厚度以1.5㎜左右为宜，干燥后即可使用。
6．对于高强度钢丝的应力腐蚀和脆性断裂，应从根本上认识其危害的严重性。因此在制作预应力钢筋时，不要盲目拉伸，一味要求增加强度，节约钢筋，而忽视了由此带来的负面影响，造成严重的后果。
7．对于环境条件这一客观因素，如有侵蚀性气体或处于沿海环境的建筑承重结构，要事先分析，在设计过程中增加一些保护措施，适当增加混凝土保护层的厚度，或加入一些外加剂，阻止有害离子对钢筋的腐蚀或减缓其腐蚀速度，降低钢筋腐蚀的可能性。
六、结语
近年来，根据国内外的大量研究发现，不少在役的钢筋混凝土结构已受到不同程度的腐蚀损伤，尤其在潮湿多雨的地方，情况更为严重。混凝土工程是一个复杂的体系，钢筋的腐蚀对于结构的受力有着不可忽视的影响。实践证明，对腐蚀环境认识不足或没有采取适当的防护措施，是导致钢筋腐蚀过早出现的重要原因。作为工程技术人员，应该认识到问题的严重性，防患于未然，确保工程质量。
参考文献
[1]吴瑾．钢筋混凝土结构锈蚀损伤[M]．北京：科学出版社，2005．
[2]赵卓，蒋晓东．受腐蚀混凝土结构耐久性检测诊断[M]．郑州：黄河水利出版社，2006，（9）．
[3]金伟良，赵羽习．混凝土结构耐久性[M]．北京：科学出版社，2002．
[4]张誉，等．混凝土结构耐久性概论[M]．上海：上海科学技术出版社，2003．
预防加热炉露点腐蚀措施探讨 篇3
关键词：热效率,露点腐蚀,腐蚀机理
一、低温露点腐蚀机理
在燃料油或燃料气中的硫燃烧后产生SO2, 其中1%~3%在燃烧室中与氧进一步结合形成SO3。当烟气温度降低到400℃以下, SO3与烟气中的水蒸汽化合成硫酸蒸汽, 当硫酸蒸汽凝结到炉子尾部受热面时即产生低温硫酸腐蚀。因此烟气的露点腐蚀实质上是硫酸在设备低温部位凝结造成的腐蚀。由于凝结的硫酸浓度和温度都较高, 腐蚀非常剧烈, 很多加热炉和锅炉尾部的换热管数月就被腐蚀穿孔, 腐蚀产物和灰垢粘结造成严重积灰堵塞, 恶化工业炉操作状况, 降低了加热炉的热效率。
二、减轻低温露点腐蚀的措施
1. 建立燃料质量监测制度, 控制燃料的纯净度
重视脱硫设施的设置是降低露点腐蚀的基本要求。操作人员应时刻关注脱硫装置运行效果, 坚持按时对燃料质量进行监测分析, 并根据燃料中硫含量的变化, 及时对排烟温度设定值进行调整。
为防止露点腐蚀, 从燃料脱硫方面改造加热炉可以起到事半功倍的效果。中石化炼化企业改造加热炉时正在逐步进行这方面的工作, 如燃料渣油改天然气、逐年增加天然气脱硫设施改造投入、严格燃料脱硫质量监测等。在制度管理上, 内部网络已经实施了实时燃料成分查询, 热效率实时监测等在线监测系统, 在加热炉管理上也发挥了重要作用。
2. 采用低氧燃烧, 严格控制燃烧过剩空气量
要实现低氧燃烧就必须保证加热炉的严密性, 炉体泄漏可分为向外漏和向内漏两种。向内漏包括漏水和漏气, 漏入的雨水在炉内产生瞬间气化而损坏衬里;漏气是指外界冷空气的漏入, 它不但不参与燃烧, 使烟气中的氧含量增加, 降低炉效, 还会加剧炉管的氧化、降低炉膛温度和增加烟气中氮氧化物生成量等。向外漏即在炉膛出现正压操作时高温烟气向外泄漏, 造成热量损失, 并导致炉墙外壁钢结构的局部过热。
因此应建立加热炉定时巡检制度, 以减少烟道、看火门、防爆门及各连结处漏风, 特别是减少炉膛漏风, 并严格控制每一个燃烧器的进风量。需要强调的是, 低氧燃烧必须在保证燃料能完全燃烧的前提下进行, 科学合理的配风, 以便能在较小的氧富裕度下达到最稳定和最经济的燃烧效果。
3. 建立定期清洗和维护燃烧器制度, 必要时改造燃烧器
燃烧器投用后, 火嘴处常出现结焦、喷孔堵塞、喷孔不对中等现象, 如不及时处理会影响燃烧效果。因此, 应建立定期清洗和维护制度, 加强安装质量检查和日常维护工作。
要想有质的飞跃, 对硬件进行升级改造是必要的。如某企业焦化加热炉改造前炉膛过剩空气量一直较高, 过氧空气系数在1.3以上。把过氧空气系数调低后, CO检测值有大幅升高现象, 表明燃气没能充分燃烧、炉膛温场分布不均。当对燃烧器进行改造后, 原加热炉炉底26台燃烧器全部更换为小能量、扁平焰、低NOx气体燃烧器, 燃烧效果大为改观。
(1) 原燃烧器为单台单火嘴结构, 共计26台, 26个火嘴;新型燃烧器为单台三个火嘴结构, 共计36台, 108个火嘴。火嘴数量较原来大为增加。
(2) 实现了小能量燃烧, 使炉膛温场分布更为均匀, 加热炉火焰更加整齐, 炉管热强度趋于均匀, 减少了火焰发软、发黄的情况。
(3) 实现了小火苗、齐火焰燃烧, 避免和减少了舔烧炉管现象的发生;NOx的生成量大为减少, 使烟气排放更为符合环保要求。
4. 定期、规范吹灰
根据燃料的品质、燃烧质量及炉负荷等因素, 正确设定吹灰器的工作程序;严格按其设定的工作程序进行吹灰, 吹灰器出现故障应及时消除。定期对空气预热器进行除灰清理可以避免露点腐蚀、换热效率降低。
5. 防止局部露点腐蚀
有些单位对局部冷点区域露点腐蚀问题重视不够。局部冷点露点腐蚀, 多为设计问题或维修失误所致, 使局部保温失效, 造成局部区域烟气温度处在露点之下, 从而产生局部露点腐蚀, 发生部位一般在烟气换热或排放末段。
如某300万t/年常减压装置加热炉空气预热器于2005年更换, 8月下旬装置开工投运。从2006年1月下旬开始炉膛负压逐渐下降, 出现空气预热器堵塞现象, 经检查, 发现空气预热器热管段堵塞严重, 热管翅片严重腐蚀。
经测定, 常减压炉的酸露点在120℃左右, 由于预热器换热设计是烟气和空气逆流换热, 虽然换热效率较高, 但其烟气末端热管工作温度最低, 管表温度只有121℃左右, 已到露点, 易发生局部露点腐蚀。由于入口空气没有预热, 因此冬季换热面温度低于121℃, 极易发生露点腐蚀并积灰。
对于因结构设计或保温失效造成的局部冷点区域露点腐蚀问题, 除了优化设计, 及时修复保温外, 还可以利用增加加热盘管的方法, 通过提高空气预热器入口的空气温度, 来保证低温区域烟气温度始终处于露点腐蚀安全温度之上, 防止局部露点腐蚀的发生。
三、结束语
综合利用各种防露点腐蚀措施, 尤其是从源头、从腐蚀机制上消除露点腐蚀因素, 对于消除露点腐蚀、保障设备安、稳、长、满、优运行具有良好的效果。
以前露点腐蚀较为严重的焦化车间, 采取上述措施后, 排烟温度基本维持在155~170℃, 不但为保持加热炉的高效率打下了基础, 换热器维修也由半年一修提高到3年一修, 加热炉空气预热器使用寿命大大延长, 露点腐蚀控制工作取得了良好的效果。
参考文献
[1]钱家麟.管式加热炉 (第二版) [M].中国石化出版社.
应力腐蚀的机理及预防措施 篇4
应力腐蚀发生的特定场合及预防措施。
应力腐蚀情况一般在特定场合才能出现, 比较常见的有以下情况:
1 湿H2S环境下的应力腐蚀
首先, 应力腐蚀首要因素是因为介质中的物质发生反应, 而引起钢板物理性质的改变。对于应力腐蚀最直接的因素则是材料韧性的降低, 如果发生点蚀或坑蚀, 则在拉应力的作用下, 该处则会应力集中, 在材料韧性降低的情况下, 则会发生裂纹情况。而裂纹处更容易发生局部腐蚀, 则会引起恶性循环导致裂纹纵向生长。造成的结果, 是设备在金属均匀腐蚀并不严重的情况下, 会突然出现断裂, 造成不可估量的损失。
应力腐蚀发生的机理:H2S在水中的浓度等于或高于50ppm, 称为湿H2S环境。
硫化氢在系统中与铁作用, 生成硫化亚铁。见下式:
Fe S是一种脆性较大, 易剥落, 非致密的, 不能起保护作用的盐类物质。在生成Fe S的过程中, 会产生以下几种影响:
1) 壳体的金属转化为脆性的易剥落的盐类物质, 壳体局部遭到削弱。
2) Fe S覆盖在金属表面, 该部位局部离子量增加, 腐蚀加快。
3) 生成氢离子, 且氢离子在溶液中易得到电子变为原子, 氢原子体积小可以穿透金属的晶粒从而扩散到金属的内部。由此, 得到两个比较坏的影响。
1) 金属中融入过多的氢原子, 从而极大的降低了金属材料的韧性, 在拉应力作用下易产生纵深方向生长的裂纹。
2) 氢原子之间结合, 在金属内部互相串联, 产生氢气。使局部金属内部应力增加, 造成金属的使用环境更加恶劣;大量氢气聚集, 使得金属产生鼓包, 直接破坏材料的使用性能。
影响硫化氢腐蚀速度的因素, 主要有温度和H2S浓度。干的硫化氢在200~250℃以下, 对钢铁不产生腐蚀或腐蚀甚微, 当温度大于260℃时, 腐蚀加快, 随着温度的升高而陡直地加剧。H2S浓度越大, 腐蚀越厉害。
湿H2S的腐蚀主要以应力腐蚀为主, 不论何种钢材, 只要有集中应力存在, 就可能被腐蚀, 所以在此种环境下, 应力腐蚀发生的情况是较多的。
为了防止应力腐蚀开裂碳钢设备必须采取下述措施:
1) 应进行热处理以消除制造过程中产生的应力, 尤其是焊接产生的残余应力, 并降低焊接接头的硬度, 提高韧性。
2) 当设备最后完成焊后消除应力热处理后, 所有的焊缝应进行磁粉试验来检查焊缝的质量, 尤其不允许存在裂纹以及未熔合等缺陷。
3) 用磁粉检测出来的焊接问题应进行返修, 所有经过返修的焊缝要重复进行焊后热处理和磁粉检测。
2 在“CL-”的情况下, 奥氏体不锈钢的应力腐蚀机理及预防
在有氯离子“CL-”存在时, 奥氏体不锈钢, 尤其是18-8型奥氏体不锈钢对点腐蚀特别敏感。点腐蚀在生产中是很危险的, 它在一定区域内迅速发展, 并往深处穿透, 以致造成设备因局部地区破坏而损坏。或因个别地方穿孔而出现渗漏。
产生点腐蚀的原因, 首先是不锈钢表层钝化膜有个别地方薄弱的, 也可能是局部地方有夹杂或不平整所造成。当液体中有活性氯离子“CL-”时, 它很容易被钝化膜表面所吸附, 氯离子在膜上排挤氧原子, 并取代氧原子的位置, 取代之后, 在吸附时氯离子“CL-”的点上就产生可溶性的氯化物, 在钝化膜比较薄弱的局部地区, 逐渐就会形成坑蚀, 形成坑蚀后, 造成了不利的局面, 即坑点为阳极, 被钝化的表面为阴极, 阴极面积大而阳极面积小, 这样构成的腐蚀电池, 将大大加速腐蚀速度, 且坑蚀内部金属部分抗腐蚀能力没有钝化膜部分高, 坑蚀就会逐渐变为洞蚀, 点蚀的坑穴或小洞多了连起来, 且由于“CL-”在金属中, 尤其是在点蚀周围区域内的扩散, 局部金属的韧性降低, 在拉应力作用下则形成相连贯的裂纹, 造成钢材恶性破坏, 为了避免氯离子对奥氏体不锈钢的腐蚀, 对奥氏体不锈钢设备及管线清洗或试压, 所用的水其氯化物含量要求小于25ppm, 如果条件允许, 最好将设备内部的水渍擦干。
不锈钢设备因为材质耐腐蚀问题, 一般不能进行消除应力热处理, 所以要注意以下问题:
1) 用于存在应力腐蚀风险场合的设备用不锈钢应尽量选用超低碳不锈钢, 最好是含有钛或钼等稳定性元素的不锈钢。
2) 焊接采用一些措施尽量避免产生过多的残余应力, 比如选用较细焊丝或焊条, 采用较小电流;尽量避免因焊接质量问题而进行返修施焊等。
3) 焊接完成后对每道焊缝进行锤击释放制造过程中的残余应力, 锤击时要注意力度, 且必须垫上防护用的木板进行。
4) 锤击后再次进行渗透检测或超声检测, 确保设备焊缝质量。
5) 如果有可能, 或设备应用于严格场合, 则给出奥氏体不锈钢的热处理方案, 一般情况下, 875℃下的稳定化处理对于奥氏体不锈钢的耐应力腐蚀性能是很有帮助的。
3 结语
压力容器的安全问题最终还是在监管上边, 对于易发生应力腐蚀的设备尤其要在定期检验上边下功夫, 只有监管到位, 才能真正的把损失减小到最低, 而不是仅仅把安全问题直接交到设备的设计和制造方面。因水平有限, 疏漏之处在所难免, 欢迎批评指正。
参考文献
氨制冷特种设备的腐蚀机理与预防 篇5
1 氨制冷原理
氨制冷工艺是不同能量之间发生转化的工艺,如机械能、电能、热能等通过氨作用进行冷热交换,实现制冷目的的过程。氨制冷系统的组成部分较多,包括低压循环桶、储氨罐、中间冷却器、集油器、中间冷却器、压缩机、调节阀门及各种连接管道等。其中,最基本的组成要素是节流阀、低压循环桶、压缩机、冷库排管及中间冷却器。在整个系统运行中,氨的状态会发生变化,进而起到冷库制冷的作用。
2 氨制冷特种设备腐蚀机理
对于氨制冷特种设备而言,腐蚀方式多种多样,但以应力腐蚀较为多见。尤其是在由16Mn R材料制成的制冷设备,应力腐蚀更是常见。应力腐蚀属于一种低应力脆性断裂,只有介质、材料及应力3个条件同时存在才可产生。
若想更好地理解应力腐蚀机理,可通过以下现象进行理解:钢铁在发生氧化反应后,其表面会形成一层氧化膜(较均匀),而这层氧化膜可起到较好的保护作用,能够在很大程度上预防氧继续氧化铁,该过程也称为钝化。若材料内部有残余力叠加,或是存在应力集中部位,位错则会出现局部滑移,并形成滑移台阶面,活化滑移台阶处的金属,最终发生腐蚀现象。
氨腐蚀是氨制冷设备最主要的应力腐蚀形式之一。除此之外,缝隙腐蚀、环境腐蚀、冲刷腐蚀等其他腐蚀形式也较为常见。以下主要对氨制冷特种设备的几种腐蚀形式进行分析。
2.1 氨腐蚀
二氧化碳、氧气及氮气都会使液氨对金属材料产生腐蚀作用。氧气、氮气及氨气和低合金钢或者碳钢可组成应力腐蚀环境。在有氧气的液氨中,钢表面会吸附氧气,形成氧化膜。如果材料受力发生位错滑移,则会破坏氧化膜,而新滑移台阶面和原来金属面则会组成微电池[1]。若无其他杂质,氧气还可在金属表面再形成氧化膜,对应力腐蚀起到抑制作用。然而,若出现氮气,由于氮气和氧气会在新滑移台阶面竞相发生反应,则可能引起应力腐蚀。
2.2 冲刷腐蚀
在氨制冷特种设备中,冷凝器管子、管板受冷水冲刷很容易发生腐蚀,在管板表面及管间多处可见腐蚀坑[2]。此外,氨制冷设备循环塔水常年处在循环状态,部分落在下面容器壁,而固定部位在长期冲刷作用下,形成腐蚀坑。
2.3 氯离子及缝隙腐蚀
缝隙腐蚀机理:静止溶液与缝隙内金属离子浓缩,内外离子浓度差则会形成浓差电池,在该作用下则会发生缝隙腐蚀。
金属材料都会存在一定成分的氧化物、硫化物等非金属夹杂物。受氯离子腐蚀作用的影响,材料中的非金属化合物极易形成坑点腐蚀。另外,氨制冷压力容器有缝隙,且循环水中氯离子浓度高,故氯离子极易在缝隙处聚集,产生缝隙腐蚀。
腐蚀坑形成后,受电位差作用影响,坑内带正电荷的金属离子则会向外移动,而坑外氯离子却向内移动,形成电化学腐蚀。除此之外,氯离子原子半径较小,无论是非金属夹杂物,还是金属中的焊接缺陷,都可能成为氯离子渗透的源头。
在设备使用中,雨水或者冷凝水会形成含水电解液,也可能发生缝隙腐蚀。一些金属构件浸在介质中,而在缝隙或者一些隐蔽区域,极易发生局部腐蚀,最终成为缝隙腐蚀。该类型腐蚀的发生主要与搭接缝、孔穴、螺栓帽下缝隙积存的少量静止溶液相关。
2.4 环境腐蚀
氨制冷设备中的低压循环储液桶、中间冷却器等容器,其氨介质长期处在低温环境中,而工艺需加保温层,且要求保温层严密、整体完整。然而,检验时发现,部分单位存在管理差、使用年限过久、设备使用环境差等情况,致使保温层破损,设备局部壁厚变薄,且局部发生锈蚀。同时,保温层破损后,潮湿空气侵入,并在保温层破损处结霜,停用时该部位则发生融化,形成腐蚀。
3 预防对策
氨制冷工艺作为现代重要的生产工艺,与人们的生产、生活紧密相关,因此提高氨制冷工艺的效果非常关键。在氨制冷工艺中,特种设备的应用不可缺少。针对氨制冷特种设备常见的腐蚀方式,相关单位或人员必须对氨制冷设备的腐蚀机理有充足的了解,并注意采取预防措施,最大程度地预防设备遭腐蚀。
3.1 介质
对于介质,氨制冷压力容器的专业标准不但要与GB536-1988规定相符,还应达到NB/T47012-210规定中的相关要求:(1)含氨量应在99.995%以上;(2)含水量应不小于0.2%[3]。除此之外,应隔半年对液氮介质中的含氨量、含水量与含氧量等进行一次检查,以保证介质达到相关标准。
3.2 加强氨制冷设备管理
企业应严格按照相关标准对各种氨制冷特种设备进行质量检验,以保证设备的安全性。同时,定期对特种设备进行检查、检修、养护,发现问题时及时采取措施处理。比如,设备经过运行后,可能出现一些质量隐患,如裂缝、密封不良、阀门连接不可靠等,极可能被腐蚀气体入侵,产生缝隙腐蚀。此外,还应注意提升设备使用人员的综合素质,加强技能培训,提高作业人员对设备的掌握程度,包括明确各种可能导致设备腐蚀的因素,从而在日常工作中及时发现与处理存在或潜在的腐蚀因素。
3.3 焊接工艺
在氨制冷特种设备中,有一些应力集中的部位极易发生应力腐蚀、开裂现象,如角焊缝根部。然而,这些接头往往无法实行射线无损检测,检测不出该部位存在的焊接缺陷,故只可严格要求焊接工艺,提高焊接质量。当前,焊接技术日渐提高,大量氨制冷设备的制作、安装过程普遍采用全程氩弧焊焊接工艺,有效保证了焊接质量。除此之外,还应注意控制好焊缝余高,避免应力过度集中。
3.4 材料
如果处在氨制冷介质环境下,金属材料中16Mn R的应力腐蚀倾向要明显大于比20R、20g[4]。所以,在检验16Mn R材料制备的氨制冷压力容器时,应考虑应力腐蚀问题,并换上20g或20R制备的设备。
3.5 带保温设备的防腐对策
在低压循环储液桶、中间冷却器等容器内,其氨介质均处在低温条件,故需要有保温层。加装保温主要是保温与防潮。如果外部保温层完好而未破损,保温层内的容器外壁发生腐蚀的情况也会减少。
3.6 长期放置设备的预防腐蚀措施
第一,将腐蚀物清除干净。先用高压喷水器清除干净腐蚀程度较重的管线部位杂质,然后实行人工除锈,以免该类腐蚀物和水、氧协同作用而加剧腐蚀。第二,将内存水排净。制冷设备的管线内经常会残留一定量的水,而这些残留水是腐蚀设备的重要物质。因此,可在装置各管线充入蒸汽,排净各死角处的存水,充入氮气,吹扫一定时间后即可。第三,系统充氮气。设备管线的内存水排净后,可充入氮气起到防护作用,以维持微正压。在置换氮气后,应进行相应的化验分析,以保证氨系统置换彻底。一般来说,氨系统置换后,紧密系统的压力应控制在0.1MPa左右。
4 小结
基于氨制冷特种设备的重要性,相关单位及人员必须了解导致设备发生腐蚀的机理,并在此基础上采取相应的预防措施,以减少腐蚀现象的发生,维护设备的正常运行,保证制冷工艺质量。
摘要：主要对氨制冷特种设备的腐蚀机理及预防措施等问题进行探讨。
关键词：氨制冷,特种设备,腐蚀机理,预防
参考文献
[1]刘业宏.炼油设备腐蚀的机理及预防对策分析[J].化工管理,2014,(36):110.
[2]卫江.煤焦油加工腐蚀机理及防腐技术探讨[J].中国新技术新产品,2015,(11):37.
[3]陈晓琦.探究炼油机械设备腐蚀的机理及预防[J].科技经济市场,2015,(11):20.
腐蚀预防 篇6
在我国, 石油加工在国民经济中有着重要的地位。然而, 在石油加工的过程中其设备的腐蚀问题也为企业的安全生产带来严重威胁。石油石化加工设备腐蚀还会导致企业在经济方面巨大的损失。因此设备的防腐工作已经是成为石油生产加工过程中的重要内容。
一、对石油炼油设备的腐蚀机理进行分析
石油不断过度开采将会导致其质量直接的下降, 从而使低质石油中的杂质以及硫等成分破坏石油炼油设备的表层, 最终导致设备出现腐蚀现象。
1. 石油当中的杂质腐蚀
石油的成分因产地不同而异, 主要包括烷烃、芳香烃与环烷烃等成分, 这些成分本身不具有腐蚀性, 炼油设备出现腐蚀主要来自石油中的无机盐、氮化物、硫化物以及水、酸等杂质, 虽然这些成分在石油中含量较少, 但是这些成分对于金属的腐蚀作用十分大, 特别是在低质石油中杂质的成分也会比较多, 从而所造成的腐蚀性会更大。在石油中有一部分杂质本身就会对金属有一定的腐蚀性, 也有的是在石油加工过程中才出现腐蚀性, 比如水以及氢元素等在高温环境便会出现腐蚀性。在原油运输、加工过程中, 主要有硫腐蚀和环烷酸腐蚀。其中, 硫腐蚀不是孤立存在的。硫和无机盐、环烷酸、氮化物、水、氢、氨等其它腐蚀性介质共同作用, 形成多种复杂的腐蚀环境。而环烷酸和硫的相互作用和相互制约、促进使腐蚀问题变得错综复杂。所以, 在石油炼制过程中应采取积极对策, 使炼油设备腐蚀情况处于可控范围。
2. 石油中的硫有较高的腐蚀性
目前, 原油中的硫对设备腐蚀危害性最大, 其中包括硫、硫化氢以及二氧化硫等活性以及非活性的化合物。其中, 活性的硫将会使炼油设备直接受到腐蚀。然而非活性的硫本身没有金属腐蚀性, 而在石油炼制过程中转化成为活性硫才有腐蚀性, 在对石油进行二次加工的过程中其腐蚀性将会增加, 所以, 石油中的硫腐蚀将会贯穿于石油炼制的全部过程, 同时对炼油设备的腐蚀性影响十分严重。从腐蚀环境考虑硫腐蚀可分为两种, 一种是高温含硫化合物腐蚀。第二种是低温轻油部分的腐蚀。高温含硫化合物的腐蚀环境是指240℃以上的重油部位硫、H2S和硫醇形成的腐蚀环境。典型的高温含硫化合物腐蚀环境存在于常减压蒸馏装置塔底管道及换热器, 加氢裂化等临氢装置中, 由于氢气的存在加速了硫化氢的腐蚀, 在240℃以上形成高温腐蚀环境。而低温轻油部分的腐蚀主要是原油中存在的有机含硫化合物在加工过程中形成的腐蚀性介质在装置的低温部位 (特别是气液相变部位) 造成的腐蚀, 炼油设备在低于150℃有液相水存在的部位腐蚀, 如常减压装置塔顶循环系统及加热炉余热回收系统。在石油炼制过程中, 硫成分的腐蚀是其重要的腐蚀机理, 因此, 在对石油装置防腐的过程中必须要对硫成分进行有效的控制。
二、相关的防腐措施
1. 关于腐蚀机理方面的措施
上述过程中, 对炼油设备腐蚀机理已经有了一定的了解, 主要包括了杂质成分以及硫成分等, 所以针对设备腐蚀机理过程中的腐蚀防控即是要将石油或中间产物中的腐蚀性介质与设备本体脱离或减少其接触时间, 从而能够对生产中的设备腐蚀进行有效的降低, 生产过程中进行杂质的脱除, 保障其后续加工装置的安全生产运行。
2. 原油选择
对炼油设备进行防腐控制首先就是要对原油进行筛选, 以此来保证优质原油能够生产出高质量的石油产品, 同时对于加工油品不同的炼厂、不同的工艺体系对油品的评价标准是不同的, 基础指标不同的原油对生产工艺的影响极大, 包括整套炼化系统的工艺路线、装置选择、炼化催化剂的使用、温度控制、泵的输送能力等很多细节都有很大差别, 往往会根据某个稳定的油品来源专门建立一套生产装置, 所以保证油品来源及组成稳定是保证加工过程稳定可靠的前提和必要条件, 同时也减少了因原油品质波动带来的对设备的冲击。
3. 炼油设备选材的防腐措施
对炼油设备进行防腐控制最重要的是对炼油设备的材质进行选择。石油设备加工制造的过程中所使用的纯态金属比较少, 对石油设备加工制造的过程中多用两种或者是多种金属制造的合金做为其加工材料, 所以应选择正确的设备材料平衡成本与效益间的矛盾, 如管道使用Cr5Mo钢, 但蒸汽凝液弯头等冲刷腐蚀严重的部位可选用316L钢。或加大管道管径, 降低流速, 或在设计时加大管线转弯半径来降低冲刷。施工过程中, 对操作温度高于90℃的碳钢设备及管道, 进行焊后消除应力热处理, 防止碱性条件下由碳酸盐引起的应力腐蚀开裂。同时防腐性的炼油设备在和石油接触的部分存在着一层保护膜, 这层保护膜也能够起到防腐蚀的作用, 因此, 在对设备维修的过程中必须要对保护层进行检查, 在装置停工、检修过程中应严加防护, 防止外界的氧和水分等有害物质进入系统, 以防止由于保护膜破坏导致设备腐蚀。
4. 炼油加工方面的防腐措施
对炼油设备防腐工作的加强必须要制定出相应的油气工艺对策。在对石油进行加工的过程中其防腐措施主要是对原有的腐蚀杂质进行脱除, 通过加入缓蚀剂等方法来对原有的活性成分进行降低, 这样能够起到一定的防腐作用。对于防腐工艺的加强主要是方法是”一脱四注”, 一脱主要是指对原油的无机盐进行脱洗。四注主要是碱、氨、碱性水以及缓蚀剂的加注, 这种方法是目前我国石油加工进行低温环境防腐的有效措施。
参考文献
[1]张晓平.炼油设备腐蚀的机理及预防对策[J].石油和化工设备.2010, 12 (24) :114-116.
[2]韩建伟.分析炼油设备腐蚀的机理及预防措施[J].中国石油和化工标准与质量.2013, 12 (24) :110-113.
压力容器腐蚀的影响与预防措施 篇7
1晶间腐蚀因素与预防措施
压力容器,晶界活跃度较高,临近区域生成的腐蚀现象也就难以避免。而晶粒则具有相对较小的腐蚀性,这种腐蚀便是晶间腐蚀。这种腐蚀的破坏作用在于通过晶粒结合来降低金属的机械刚度。此类腐蚀通常不会影响压力容器表面的金属光泽,但会直接削弱压力容器的力学性能,因此危险性较高。对晶间腐蚀的预防主要包括几方面:首先,对焊缝化学成分进行调整,加入钛或者铌等稳定元素降低碳化铬的形成概率;其次,通过对焊缝中碳含量的控制降低铬的碳化概率, 通常以0.04% 以下为好,也就是“超低碳不锈钢”材料[2];第三,确保温度的冷热极端不影响到碳析出。
2缝隙腐蚀因素与预防措施
压力容器设备是由若干金属构件共同连接,螺钉、铆、 焊等是制造压力容器的必要手段。然而这些部件的应用必然会导致诸多缝隙的出现,腐蚀也就由此而生。对缝隙腐蚀的预防,首先减少缝隙数量,多用低琉璃橡皮垫圈等致密填料; 其次选用抗缝隙腐蚀的材料;第三就是应用电化学保护法弱化金属内外的短路腐蚀率。
3小孔腐蚀因素与预防措施
小孔腐蚀是压力容器局部腐蚀的一种,这种小孔腐蚀的不断扩大是致使压力容器金属面大片腐蚀的主要原因。对于腐蚀速度的影响,浓度、温度等均为重要元素。它在腐蚀发生之前,金属表面首先形成直径达微米的微型凹陷,继而逐渐扩大成为“小孔”[3]。对此的预防,应采用含钼的不锈钢材料, 并应用电化学保护法或者缓蚀剂对金属进行保护。
4电偶腐蚀因素与预防措施
一旦电解质溶液同时侵入两种不同的金属材料,则会受到电位差的影响而使电子在两种金属之间互流,电偶电流的产生会增加低点位金属的溶解速度,而高电位金属的溶解则相对缓慢,这种腐蚀便是电偶腐蚀。对此的预防,首先应当尽量保证两种金属电极电位的相似性;其次,扩大阳极金属面积并缩减阴极金属面积;第三,通过垫片或者涂漆对金属做绝缘处理并增大介质电阻;第四,应用阴极保护法进行保护。
5脆性腐蚀因素与预防措施
压力容器材料受到循环或脉动应力与腐蚀介质同步作用下可能出现脆性腐蚀,这种腐蚀并不明显,但相对更为严重。 无论金属材料是活泼还是钝化状态,均可能发生脆性腐蚀。 对此的预防首先要尽量选择抗腐蚀疲劳性能较强的材料;其次应当对金属表面进行喷涂或者镀层处理;第三,使用氮化、 喷丸等方式对金属表面进行强化。
6氢裂腐蚀因素与预防措施
压力容器碳钢与低合金钢处于含有硫化氢的环境当中时, 腐蚀发生的化学反应致使氢侵入材料当中生成的裂纹便是氢裂腐蚀。氢裂腐蚀的开裂方向多源于金属次表面并且呈无规则状,断面也多垂直于主应力方向。一旦硫化氢环境下的材料为碳钢或者低合金钢,则钢板脆化现象便会发生。对此腐蚀的预防方式为:首先,可以弱化金属材料的静强度性能;其次, 减小对材料的加载压荷强度;第三,加大对介质材料除氢处理力度。
7应力腐蚀因素与预防措施
应力腐蚀现象指的是金属材料或结构受到静拉伸应力以及腐蚀作用下生成的破坏现象。这种腐蚀具有破坏性的脆性, 且之前并无明显征兆。对此的预防主要包括四方面:第一, 降低应力并除去残余;第二,尽量选择耐应力腐蚀材料;第三, 加强阴极保护力度;第四,应用缓蚀剂或者去除介质当中的有害成分。
8总结
综上所述,使用过程中要加强日常维护保养,针对运行中可能出现的异常现象制定应急措施。唯有保证抗腐蚀措施有效且到位,才能最大程度保证压力容器的安全运行。
参考文献
[1]王岚,姜德林.压力容器常见腐蚀破坏的机理及预防措施[J].黑龙江科技信息,2014(05):51-25.
[2]王启舟.浅谈在用压力容器腐蚀分析及预防措施[J].科技创新与生产力,2013(05):73-75.
锅炉受热面高温腐蚀及预防措施 篇8
火力发电厂锅炉受热面是指锅炉本体范围内的省煤器管、水冷壁管、过热器管和再热器管。“受热面泄漏”是指锅炉本体承压管件由于过热、腐蚀、磨损等原因引起的泄漏、破裂或者爆管等。目前,大型电站锅炉,因受热面泄漏导致的锅炉设备停运次数约占锅炉非计划停运次数的75%左右,受热面泄漏事故已成为威胁发电设备稳定运行和安全生产的主要因素。因此,减少锅炉受热面泄漏次数,降低锅炉强迫停运时间,是保证锅炉运行可靠性和经济性的关键。
大坝发电公司2号、4号机组自投产以来,因受热面泄漏,先后造成13次停机检修,机组启动一次费用约120×104元左右,对机组的可靠性和经济性造成很大的影响。本文对大坝发电公司2台机组因受热面金属高温硫化腐蚀造成锅炉爆管停机事故产生的机理进行分析,提出预防措施。
1 高温腐蚀产生机理
锅炉高温腐蚀的产生机理可大致分为:高温硫化腐蚀、高温混合气氛下的硫化─氧化腐蚀和硫酸盐沉淀所导致的热腐蚀[1]。
1.1 高温硫化腐蚀
高温硫化腐蚀是指高温下受热面金属外管壁直接与煤中所含的气体硫、有机碱在还原性氛围中发生高温硫化反应。大坝发电公司2号锅炉的燃烧区由于长时间锅炉超负荷运行,最高煤量达到172 t/h,在机组停机检修时,发现南墙水冷壁向火侧大面积块状剥落,壁厚减薄严重,向火侧表面存在块状脱落,局部有腐蚀坑,有较厚的呈分层结构的沉积物,外层为白色积灰,呈多孔疏松块状,下层经扩大检查发现水冷壁壁管向火侧减薄比较严重,下层为黑色沉积物,结构较致密。通过金相检验,向火侧组织为铁素体加珠光体,由外壁向内壁呈带状组织逐渐过渡,晶粒度为8级,表面沉积物分层:第一层为疏松的积灰和氧化铁的混和物,厚约1.2 mm,第二层为灰白色的氧化铁,厚约0.3 mm,第三层为黑褐色复盖物的Fe3O4;管子表面沉积物下,有明显的腐蚀介质沿晶界浸入现象,表明水冷壁存在高温腐蚀。
1.2 高温混合气氛下的硫化─氧化腐蚀
高温混合气氛下的硫化─氧化腐蚀是指在含氧和硫的混合气氛下,金属外壁受到氧化、硫化或硫化─氧化为主的腐蚀。从发生的机理上可以分成以下几种:
a)当气氛中的氧化分压高于氧化物分解压时,反应主要是氧化,形成氧化物;b)当气氛中的硫分压高于硫化物分解压时,反应主要是硫化,形成硫化物;c)当环境气氛的硫分压、氧分压正处在硫化物、氧化物的分解压时,同时发生硫化、氧化,硫化物和氧化物平衡共存。
1.3 硫酸盐沉淀热腐蚀
硫酸盐沉淀热腐蚀过程如下:
a)碱金属氧化物与周围烟气中的SO3气体发生反应生成硫酸盐:
Na2O+SO3→Na2SO4,
K2O+SO3→K2SO4;
b)硫酸盐层增厚,热阻加大,表面温度升高,灰渣融化,沾结飞灰形成疏松的渣层。硫酸盐融化时会放出SO3,向内向外扩散;
c)硫酸盐释放的SO3及烟气中的SO3会穿过疏松的渣层向内扩散,与金属保护膜Fe2O3发生如下反应:
3Na2SO4+Fe2O3+3SO3→2Na3Fe(SO4)3,
3K2SO4+Fe2O3+3SO3→2K3Fe(SO4)3,
管壁的Fe2O3保护层被破坏,而Na3Fe(SO4)3和K3Fe(SO4)3会融化,与铁反应产生腐蚀:
10Fe+2Na3Fe(SO4)3→3Fe3O4+3Fe S+3Na2SO4,
10Fe+2K3Fe(SO4)3→3Fe3O4+3Fe S+3K2SO4,
反应生成的Na2SO4和K2SO4存在持续循环作用,使腐蚀不断重复进行;
d)运行中,外层灰渣因清灰或灰渣过厚而脱落,使Na3Fe(SO4)3等暴露在高温火焰辐射下,发生分解反应:
2Na3Fe(SO4)3→3Na2SO4+Fe2O3+3SO3↑,
2K3Fe(SO4)3→3K2SO4+Fe2O3+3SO3↑,
由此出现新的碱金属硫酸盐层,在SO3作用下不断使管壁受到腐蚀。碱金属硫酸盐的熔点低,在通常壁温下呈熔融状态,若在灰渣附着层中存在焦硫酸盐时会形成反应速度更快的熔岩型腐蚀,焦硫酸盐与氧化铁保护膜的反应方程式为:
3Na2S2O7+Fe2O3→2Na3Fe(SO4)3,
3K2S2O7+Fe2O3→2K3Fe(SO4)3,
接下去的腐蚀反应与上述类似。热腐蚀的产物为疏松多层、不粘着的氧化物和硫化物,合金内部产生内硫化。高参数锅炉管壁温度高,高温腐蚀速度快,易发生爆管事故。
大坝发电公司4号炉由于锅炉长期超负荷运行,且在入炉煤差的情况下,风煤配比不理想,造成局部燃烧区长期富氧运行,水冷壁燃烧区结焦严重。未燃尽的烟流冲刷水冷壁时,加速水冷壁管上保护层的磨损,磨损破坏了由腐蚀产物形成的不太坚固的保护膜,腐蚀产物块状脱落,烟气介质便急剧地与金属发生反应。腐蚀和磨损相结合进一步加剧破坏过程,多次造成4号炉爆管。金相检验结果表明,水冷壁管向火侧存在严重的介质沿晶界渗入现象,表面伴有向火侧两侧冲刷磨损痕迹,减薄最严重区域在标高17.6 m~22 m范围内,即第一层燃烧器下部与上部之间,为硫酸盐沉淀热腐蚀。
2 高温硫腐蚀的预防
2.1 严格控制入炉煤质量
要根据发热量、挥发分含量及含硫量等参数要求对入炉煤种进行筛选。
2.2 严格控制煤粉细度
当煤粉较粗时煤粉燃尽时间长,燃尽困难,火焰延长冲刷水冷壁管,造成管壁磨损和结渣,间断引起局部性高温腐蚀。应按标准要求,保持合理的经济煤粉细度,及煤粉的均匀性。
2.3 燃烧区低氧燃烧技术
在机组负荷及煤量合理正常的情况下,保持每只燃烧器出口风压均匀,合理调整二次风的进给量,达到与各燃烧器的燃料量相匹配;对停备的燃烧器,在不烧火嘴的情况下,尽量关小该燃烧器的冷却二次风量,降低无效的二次风量;使燃烧区处于低氧燃烧,减少自由氧原子数目,降低烟气中的SO3的浓度,从而达到减少发生高温腐蚀机的目的[2]。试验表明,采用该技术后,过量空气系数从1.2降至1.1,受热面的高温腐蚀情况明显下降。
2.4 采用高温区受热面冷壁管渗铝保护
采用“热浸渗铝”工艺。在管壁表面形成连续致密的氧化铝渗层,其厚度在(0.10~0.14)mm,渗层与基材的结合区是铝铁合金及渗铝固熔体,有良好的抗腐蚀性能,运行寿命可达20 000 h以上。
3 结语
通过对高温硫腐蚀机理分析,以及制定有针对性的管理和改进措施,如降低入炉煤含硫量,提高燃煤的变形、软化和融化温度,降低结焦的发生;运行中合理组织燃烧,保证合适的一次风压和磨煤机组出口温度,防止发生贴墙及“飞边”现象的发生;根据入炉煤质变化及时进行锅炉燃烧优化调整等,有效地解决了大坝发电公司2号、4号机组锅炉受热面高温硫腐蚀问题,确保了机组安全稳定运行。
摘要：针对大坝发电公司2号炉和4号炉在运行中锅炉受热面管材腐蚀的问题,通过对2号炉和4号炉在运行中产生高温硫化腐蚀的过程进行分析,阐述了锅炉产生高温硫腐蚀的机理,提出锅炉受热面预防高温硫腐蚀的方法。分析结果表明:高温硫化腐蚀是燃煤锅炉受热面管材腐蚀的主要原因。
关键词：锅炉受热面,高温腐蚀,腐蚀机理
参考文献
[1]范从掁.电站锅炉原理[M].北京:中国电力出版社,2003.