热力设备腐蚀（精选4篇）
热力设备腐蚀 篇1
随着火力发电厂大容量、高参数机组的投运,热力设备的腐蚀与防护问题越来越受到重视。电力生产要求电厂必须把安全生产放在第一位,而由于水质与腐蚀原因常常会导致机组的故障停机,从而带来很大的经济损失。因此,做好防腐工作,搞好水质的化学监督是电力安全生产的重要保障。
1 火力发电厂设备的主要腐蚀形式及原因
1.1 热力设备的腐蚀形式及原因
热力设备的腐蚀形式有氧腐蚀、酸腐蚀、介质浓缩腐蚀、应力腐蚀等。其中省煤器的腐蚀一般为氧腐蚀。原因是由于给水温度高含氧量大而致。其结果是造成省煤器的腐蚀泄漏。锅炉本体的腐蚀主要是介质浓缩腐蚀。主要原因是在高温高压下,炉水局部浓缩或由于炉内水处理工况不当,而造成炉水pH值偏高或偏低,从而产生碱腐蚀或酸性腐蚀。局部浓缩主要产生在炉内沉积物下面,炉水由于沉积物的阻碍,无法向外扩散,在高温下产生高度浓缩,进而产生极大的腐蚀破坏。水冷壁腐蚀分为外壁热腐蚀和内壁腐蚀两类。热腐蚀主要是硫的腐蚀,即在一定温度下由于煤中硫的存在所产生的硫化气氛、硫酸盐沉积物或熔融物作用于金属表面而产生的腐蚀。这种腐蚀的发生条件,一是煤中较高含量的硫及钠、钾,其次,是存在一定的温度。在我国由于煤质差异较大,一些地区均存在不同程度的硫腐蚀现象,其中以西南、华北、华东等地较为严重。
高压汽包锅炉水冷壁管运行中沉积物下的腐蚀包括酸腐蚀和碱腐蚀2种基本类型。发生酸腐蚀基本特征是炉水有低pH值运行史及腐蚀部位存在明显的脱碳现象。在我国,发电厂曾多次发生严重的酸腐蚀,近年来已被有效防止[1]。在关注和防止酸腐蚀的同时,人们普遍低估碱腐蚀危害,而且由于金属发生碱腐蚀时金相组织和机械性能都没有变化,以至对其防范缺乏紧迫性,对它的判断缺乏确定性。
水冷壁管由于炉管结垢导致沉积物下介质浓缩发生氢腐蚀。水质劣化、锅炉偏燃、新水冷壁管原始状态不良及焊口错位或有凸环等因素导致了腐蚀的发生。在水质劣化的条件下,炉内水处理方式为全挥发处理时容易导致氢腐蚀。
凝汽器产生的腐蚀主要是低温酸腐蚀。由于凝结水水质较好,缓冲性差,当水中含有二氧化碳时,会使水的pH值降低,产生酸腐蚀。而在凝汽器的水侧,若循环冷却水有侵蚀性,则会对凝汽器铜管产生腐蚀;若循环冷却水有结垢倾向,则铜管结垢就会引起铜管的腐蚀,据资料介绍,由于结垢,黄铜管的脱锌现象加重,而不易脱锌的黄铜管会出现点蚀,白铜管也会产生点蚀或脱镍。其腐蚀原因是因为沉积物下的溶液在局部闭塞的条件下,有利于形成腐蚀原电池,从而形成电化学腐蚀的点蚀坑,并不断发展导致穿孔。汽轮机的腐蚀主要是酸性腐蚀。主要原因是蒸汽的初凝结水的pH值过低或有机物和离子交换树脂漏入热力系统内,从而造成酸性腐蚀的环境。但只要控制好水质,提高设备的严密性,防止空气漏入汽轮机,一般不会发生汽轮机腐蚀问题。
1.2 机组不同参数下热力设备的腐蚀特点
对于中低压参数的机组来说,主要腐蚀形式为氧腐蚀。因为低压机组若用于调峰,则启停频繁,这样不可避免会使氧气在停用时进入热力系统。而这类机组一般不采用化学除氧,一旦除氧器工作不正常,极易发生氧腐蚀,其后果造成省煤器因腐蚀而泄漏。
高压机组其补给水水质较好,同时炉内一般采用协调磷酸盐处理,但这类机组一般不配备凝结水精处理装置,凝结水常因凝汽器的泄漏而污染,进而造成给水的水质恶化,这是此类机组结垢、腐蚀、积盐的主要原因。
亚临界及以上参数机组,对水质要求严格,并且大多配备凝结水除盐装置。由于水质好,炉水含盐量低,缓冲性小,因此无论是采用低磷酸盐处理还是挥发性处理,都易因为炉水pH值低而产生酸腐蚀。同时精处理再生用酸误漏入系统或精处理树脂漏入热力系统都有可能使炉水p H过低而产生酸腐蚀。
10.8 MPa及以上锅炉循环倍率降低,蒸发快,受热面上的浓缩程度提高,闭塞区的腐蚀通常是主要的腐蚀形式。在水垢或腐蚀产物等附着物的覆盖下,锅炉水可局部浓缩到炉水测试值的1 000倍以上,在锅炉水的pH测试值合格(9～10或9～10.5)的情况下,闭塞区的p H值可以低于6或超过13。
2 火电厂防腐蚀的主要措施
2.1 对设备进行合理选材
选用合适的耐蚀材料,可从根本上解决腐蚀问题。但这一措施在电厂受很大限制。因为电厂设备多,金属材料耗用量大,若使用价格较高的耐蚀材料,会提高建设费用。因此,只能在某些部位采用耐蚀材料。为使火电厂免于腐蚀困扰,水处理设计中尽量考虑了材料对介质的适应能力。如在化学除盐系统中,使用强酸与强碱作为再生液,在再生液的贮存、转输和配制中所用设备、管道与阀件均为耐蚀材料。为防止锅炉产生碱腐蚀,国外采用协调磷酸盐处理,我国也有相应考虑。为保持水汽系统为还原性和弱碱性环境,设计了给水加联氨和氨处理的调控计量系统。为监测水汽质量,设计了用微机管理的水汽试样主要化学参量的在线监测系统。
2.2 保证水汽质量的高度纯净
2.2.1 机组在建设与试运期间的对策
机组在设计前,应尽可能多地取得水源全分析资料,根据资料合理地设计补给水处理方案,使补给水水质达到最佳。安装调试期间,各步骤应严格按监督导则规定进行。锅炉水压后的保养、基建炉的化学清洗及点火前的水冲洗的质量好坏,对投运后的汽水质量都会有影响。在机组试运期间,若蒸汽吹洗、洗硅运行进行得合理,则汽水质量会很快合格,同时也不会给设备留下隐患。在洗硅期间,应尽量将设备全部投入,并进行调整,发现问题及时处理,否则即使在试运期间水汽质量不合格,也会造成结垢腐蚀。某厂大参数机组,在试运期间,由于除氧器一直无法正常投入,仅作为水箱使用。而化学加药除氧效果又不好,试运1年后,割管发现省煤器腐蚀结垢严重,不得不进行了化学酸洗。因此机组在试运期间,就应该严格按照标准进行监督,采取各种有效措施,使水质尽快达到合格。
2.2.2 服役期间进行给水处理和炉内水处理对策
给水处理主要是加氨提高给水的pH值,防止酸腐蚀,并采用以热力除氧为主,化学除氧为辅的方法,减少溶解氧的腐蚀。通常控制pH值在8.8～9.3,溶解氧小于7μg/L。给水处理常用药剂是氨水和联氨。近年来采用丙酮肟和乙醛肟等药剂来代替联氨的也不少,但经过实践证明,从除氧效果、钝化效果及分解产物对系统的危害来看,仍以联氨为优,且费用较低。大容量机组炉内水处理常采用协调磷酸盐处理和全挥发处理,但由于炉水磷酸盐含量低(为0.5～3 mg/L),使得炉水pH很容易低于9,导致酸腐蚀。因此运行中应严格对pH进行控制,必要时加碱进行调节。而采用挥发性处理的锅炉应考虑凝汽器、加热器的铜管腐蚀问题。另外,中性水工况、和联合水工况将是今后水处理发展的方向。
2.2.3 重视循环水的处理工作
对循环水的处理一般是防止腐蚀结垢和节约用水。但节水时,随着浓缩备率的提高,其结垢倾向也越大,一旦结垢,将影响凝汽器的换热效果,同时也会给铜管带来腐蚀,因此加强循环冷却水的处理,对凝汽器的防腐很有必要。常用的处理方式是向循环水中加杀生剂、阻垢剂、或缓蚀剂,以减少微生物的滋生,减缓铜管的结垢速度,防止因铜管腐蚀泄漏而导致凝结水的污染。
2.3 定期对设备进行化学清洗
定期对锅炉进行清洗,不仅是为了提高锅炉的传热性能,降低发电煤耗,更重要的是防止产生附着物下的酸腐蚀或碱腐蚀。化学酸洗是一种事后补救措施,对此,一种说法认为应尽量减少酸洗次数,甚至取消化学酸洗。因为每次酸洗即使缓蚀剂效果再好,也会对设备产生或多或少的危害,若酸洗中监控不当,造成过洗,损失将无法挽回。而经验表明,若设备已经发现腐蚀时,就必须进行化学清洗,以去除腐蚀产物,形成保护层,防止腐蚀破坏进一步加大。对于基建炉,为保证投运后的水汽质量,必须进行清洗,对于运行炉,若含垢量超过酸洗导则规定时,也应进行清洗。对于凝汽器,当铜管内水垢厚度超过0.5 mm时,就有必要进行化学清洗。这样不但不会加重腐蚀,还可防止和制止腐蚀。
3 火力发电厂的防腐蚀诊断技术与处理
采用诊断技术则基本可使设备免于腐蚀。诊断技术的要点是,对水汽质量中主要的化学参量作在线监测,将所取得的信号与标准的规定值作比较,参照专家意见,判断火力发电厂内热力设备的腐蚀结垢状况,预测其影响,并提供水处理对策。
对热力设备腐蚀有直接影响的水汽化学参量是电导率、pH值、溶解氧含量,佐证的参量是含钠量、溶解氢含量和磷酸根含量,它们都可通过在线化学仪表作连续监测,取得信息。
4 结论
热力设备的防腐方法有合理选用耐蚀材料,搞好设备的制造和安装,合理进行炉外、炉内水处理,保持水汽质量的高度纯净以及进行化学清洗除垢等。化学清洗只是一种事后补救措施,保持水汽质量的高度纯净应是工作的重点,只有平时水汽监督控制得好,才能延长清洗周期甚至不酸洗。
当前大容量高参数机组大量投产,而这类机组的锅炉对腐蚀高度敏感,应加强火力发电厂热力设备的防腐研究,着重对腐蚀的监控、预测,对水汽质量异常的诊断分析,一旦发现腐蚀苗头,应立即采取对策。定期进行防腐蚀安全性评价,可以有效地防止腐蚀,减少因腐蚀而带来的经济损失。
摘要：随着火力发电厂大容量高参数机组的投运,防止腐蚀及结垢的措施也应加强。通过对腐蚀及结垢的原因分析,提出加强水汽监督保证水汽质量的高度纯净,定期进行化学清洗是防止设备腐蚀的有效措施。
关键词：大容量机组,锅炉防腐蚀,水汽质量,化学清洗
参考文献
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热力设备腐蚀 篇2
目前锅炉停用腐蚀问题越来越突出, 这是由于水处理技术日趋成熟, 水质稳定, 结垢积盐问题逐渐解决, 腐蚀问题逐显突出, 直接影响机组的寿命及安全经济运行;停备用机组增多, 且停备用时间延长[3]。
热力设备停用腐蚀是氧和水 (湿份) 在金属表面同时存在而产生的。其中水 (湿份) 的来源为:1) 机组放水后, 总有一部分水滞留在金属表面形成水膜;设备暴露在大气中时, 大气中所含有的水分会在金属表面产生结露现象而形成一层水膜。2) 机组放水时, 有的地方水放不干净, 使金属浸在水中。氧的来源为:设备在停用以后, 外界大气大量进入水汽系统, 大气的进入就相当于大量氧的入侵。因此, 停用腐蚀可看作是大气腐蚀, 实际上也是氧腐蚀。本文从发电机组停用腐蚀的机理出发, 简述了发电机组热力设备停用腐蚀的危害和停用保护的必要性, 以及热力设备停用保护的相关方法[4]。
1 热力设备停用腐蚀的基本原理和影响因素
1.1 基本原理
机组热力设备停用腐蚀的机理同金属发生大气腐蚀的机理类似。即热力设备金属表面由于电化学不均匀性 (包括金属化学成分的不均匀性、组织结构的不均匀性、物理状态的不均匀性、金属表面膜的不完整性等) , 各部位的电位有高低之分, 一旦大气中的氧溶解在水膜中, 即水、氧、盐类共存时, 就会形成腐蚀微电池而发生停用腐蚀[5]。
停用腐蚀的反应式为:
O2+2H2O+4e→4OH- (阴极反应) ,
2Fe→2Fe2++4e (阳极反应) 。
生成的Fe2+和OH-会进一步反应:
Fe2++2OH-→Fe (OH) 2
脱水→Fe2O3 (黄锈) ;O2能使Fe (OH) 2进一步氧化, 生成Fe (OH) 3:
4Fe (OH) 2+O2+2H2O→4Fe (OH) 3↓
由于所生成的Fe (OH) 3不溶于水而使阳极处的Fe浓度显著降低, 破坏双电层平衡, 从而促使阳极反应继续进行, 加剧腐蚀。
1.2 影响因素
停用腐蚀的影响因素与大气腐蚀的也类似, 除材料本身外, 对放水停用的设备, 主要有温度、湿度、金属表面液膜的成分和金属表面的清洁程度等。
对充水停用的设备, 金属浸在水中, 影响腐蚀的因素主要有水温、水中溶解氧的含量、水的成分和金属表面的清洁程度等。
2 热力设备停用腐蚀的危害和停用保护的必要性
对于发电机组, 热力设备停用腐蚀的危害有两方面:
1) 在短期内使热力设备金属表面遭到大面积破坏。因为停用腐蚀极大地损害了金属材料本身, 并在材料上留下了块状蚀坑和针刺状蚀点, 成为运行阶段产生致命性局部腐蚀的诱因, 因为停用腐蚀的部位往往有腐蚀产物, 表面粗糙不平, 保护膜被破坏, 成为腐蚀电池的阳极。
2) 加剧热力设备运行时的腐蚀, 增加单位面积上的结垢量, 大大缩短化学清洗的周期, 影响传热效率, 严重时会导致爆管。
因为停用机组重新启动后, 停用腐蚀产物会进入锅内, 一方面使水冲洗时间增加, 排水量增大, 增加启动时间和排污量, 成为热工集控的障碍, 延误机组并网时间, 降低负荷增长速度;另一方面, 腐蚀产物如果没有清洗干净, 会使水汽质量下降, 加剧锅炉运行时的腐蚀, 并导致锅炉水冷壁结加剧, 引起垢下腐蚀或爆管事故发生。所以停用腐蚀既会带来直接和间接的经济损失, 又会极大地危害锅炉系统的安全运行。
因此, 为保证热力设备的安全经济运行, 热力设备在停 (备) 用期间, 必须采取有效的防锈蚀措施, 以避免或减轻发电机组热力设备的停用腐蚀。停用保护是众所周知的防止发电机组热力设备用腐蚀的必要措施。随着我国火力发电机组向高参数、大容量方向发展, 其热力设备停 (备) 用期间的停用保护工作正越来越受到重视。
3 停用保护方法
3.1 保护方法分类
为了防止停用腐蚀, 热力设备停用期间必须采取保护措施, 《火力发电厂热力设备停 (备) 用防锈蚀导则 (DL/T956-2005) 》[6]把热力设备停用防锈蚀保护方法按照其作用原理分为:1) 阻止空气进入热力设备水汽系统;2) 降低热力设备水汽系统的相对湿度;3) 加缓蚀剂;4) 除去水中的溶解氧;5) 使金属表面形成保护膜。
根据热力设备在停 (备) 用期间的防锈蚀所处状态不同, 防锈蚀方法分为干法和湿法两大类[7]。
3.2 防护方法的选择原则
主要选择原则是:机组的参数和类型, 机组给水、炉水处理方式, 停 (备) 用时间的长短和性质, 现场条件, 可操作性和经济性。另外还应考虑下列因素:
1) 停 (备) 用所采用的化学条件和运行期间的化学水工况之间的兼容性;
2) 防锈蚀保护方法不会破坏运行中所形成的保护膜;
3) 防锈蚀保护方法不应影响机组按电网要求随时启动运行;
4) 有废液处理设施, 废液排放应符合GB8978《污水综合排放标准》的规定;
5) 冻结的可能性;
6) 当地大气条件 (例如海滨电厂的盐雾环境) ;
7) 所采用的保护方法不影响检修工作和检修人员的安全。
3.3 停 (备) 用锅炉烟气侧的保护
1) 燃煤锅炉停用前应对所有的受热面进行一次全面彻底的吹灰。
2) 锅炉停用冷却后, 应及时对炉膛进行吹扫、通风, 以排除残余的烟气。
3) 锅炉长期停 (备) 用时, 应将烟道内受热面的积灰清除, 防止在受热面堆积的积灰因吸收空气中的水分而产生酸性腐蚀。积灰清除后, 应采取措施保持受热面金属的温度在露点温度以上。
4) 海滨电厂和联合循环余热锅炉长期停 (备) 用可安装干风系统对炉膛进行干燥, 干风装置容量以每小时置换炉膛内空气1次-3次为宜。
3.4 汽轮机停用保护
3.4.1 机组停用时间在一周之内的保护方法1) 凝汽器真空能维持的保护措施
机组停用时, 维持凝汽器汽侧真空度, 提供汽轮机轴封蒸汽, 防止空气进入汽轮机。
2) 凝汽器真空不能维持的保护措施
(1) 隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽、水系统并开启汽轮机本体疏水阀。
(2) 隔绝与公用系统连接的有关汽、水阀门, 并放尽其内部剩余的水、汽。
(3) 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道、旁路系统靠汽轮机侧的所有疏水阀门均应打开。
(4) 放尽凝汽器热井内部的积水。
(5) 有条件时, 高、低压加热器汽侧和除氧器汽侧进行充氮, 否则放尽高、低压加热器汽侧疏水。
(6) 高、低压加热器和除氧器水侧充满运行水质的给水。
(7) 给水泵汽轮机的有关疏水阀门打开。
(8) 注意监视汽轮机房污水排放系统是否正常, 防止凝汽器阀门坑满水。
(9) 汽轮机停机期间应保证其上、下缸, 内、外缸的温差不超标。
(10) 冬季机组停运, 应有可靠的防冻措施。
3.4.2 机组停用时间超过一周的保护方法
1) 压缩空气法
汽轮机停运后, 启动汽轮机快冷装置, 向汽缸通热压缩空气, 在汽缸降温的同时, 干燥汽缸。
2) 热风干燥法
停机后, 放尽与汽轮机本体连同管道内的余汽、存水。当汽缸温度降至一定值后, 向汽缸内送入热风, 使气缸内保持干燥。
3) 干风干燥法
停机后, 放尽汽轮机本体及相关管道、设备内的余汽和积水。当汽缸温度降至一定值后, 向汽缸内送入千风, 使汽缸内保持干燥。
3.5 停 (备) 用凝汽器的防护方法
3.5.1 凝汽器汽侧
短期 (一周之内) 停用时, 应保持真空。不能保持真空时, 应放尽热井积水。长期停用时, 应放尽热井积水, 隔离可能的疏水, 并清理热井及底部的腐蚀产物和杂物, 然后用压缩空气吹干, 或将其纳入汽轮机干风保护系统之中
3.5.2 凝汽器循环水侧
停用三天以内凝汽器循环水侧宜保持运行状态, 当水室有检修工作时可将凝汽器排空, 并打开人孔, 保持自然通风状态。
停用三天以上宜将凝汽器排空, 清理附着物, 并保持通风干燥状态。
3.6 停 (备) 用除氧器的保护方法
3.6.1 机组停运时间在一周之内
当机组停运时间在一周之内, 并且除氧器不需要放水时, 除氧器宜采用热备用, 向除氧器水箱通辅助蒸汽, 定期启动除氧器循环泵, 维持除氧器水温高于105℃。
对短期停运, 并且需要放水的除氧器。可在停运放水前, 适当加大凝结水加氨量提高除氧器水的p H值至9.4~10.00。
3.6.2 机组停用时间在一周以上
当机组停用时间在一周以上时, 可用下列方法保护:a) 充氮保护;b) 水箱充保护液, 充氮密封;c) 通干风干燥;d) 成膜胺法。
3.7 停 (备) 用高压加热器的的保护方法
3.7.1 充氮法
高压加热器停运后, 当水侧或汽侧压力降至0.5MPa是开始进行充氮。保护过程中维持氮气压力在0.03~0.05MPa范围内, 阻止空气进入。
3.7.2 氨-联氨法
停机后, 放去水侧 (或汽侧) 存水, 用氨一联氨剂溶液充满高压加热器的水侧 (或汽侧) 进行防锈蚀保护。
3.8 停 (备) 用低压加热器的保护方法
3.8.1 碳钢和不锈钢材质低压加热器的防锈蚀方法
碳钢和不锈钢材质低压加热器停 (备) 用时, 其保护方法可参见高压加热器的保护方法。当低压加热器汽侧与汽轮机、凝汽器无法隔离时, 无法充氮或充保护液, 其保护方法应纳入汽轮机保护系统中。
3.8.2 铜合金低压加热器的防锈蚀方法
铜合金材质低压加热器停 (备) 用时, 水侧应保持还原性环境, 以防止铜合金的腐蚀和铜腐蚀产物的转移。
(1) 湿法保护时, 将联氨含量为5mg/L-10mg/L, p H值为8.8~9.2的溶液充满低压加热器, 同时辅以充氮密封, 保持氮气压力在0.03MPa-0.05MPa范围内。
(2) 干法保护时, 可参考汽轮机干风干燥法, 保持低压加热器水、汽侧处于干燥状态;也可以考虑用氮气或压缩空气吹干法保护。
低压加热器停用的成膜胺保护与锅炉的停用成膜胺保护同时进行。
3.9 停 (备) 用闭式冷却器、轴冷器和发电机内冷水系统的保护方法
1) 机组短期停用时, 维持运行状态。
2) 与循环水接触的换热器停用防锈蚀方法与凝汽器水侧的停用防锈蚀方法相似。
3) 发电机内冷水系统长期停用时, 应放尽内部存水后, 用仪用压缩空气吹干、干风干燥、充氮保护等方法进行保护。
4 结语
停用保护是防止发电机组热力设备停用腐蚀的必要措施。各单位需根据自身的实际情况采用适宜的保护方法, 减少腐蚀而造成的经济损失和事故隐患, 确保机组的安全经济运行。
摘要：电力设备的停用腐蚀严重影响机组的安全稳定运行。对停用腐蚀的机理及腐蚀的影响因素进行了分析, 阐述了停用腐蚀防护的重要性及必要性, 并针对各热力设备提出来相应的停用保护措施。
关键词：火电厂,停用设备,腐蚀,防护
参考文献
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热力设备腐蚀 篇3
某油田原油库热力系统主要作用是为原油储罐加热及值班室供暖, 管线材质为20号钢, 该系统为非全密闭流程, 软化水箱处于敞口状态, 并且未设置除氧装置。该热力系统管线腐蚀情况十分严重, 管线使用2年便腐蚀穿孔, 甚至开裂, 每年发生腐蚀穿孔20余次, 严重影响站库生产运行。鉴于上述情况, 我们针对该热力系统开展了现状调查研究及锅炉水质化验分析, 从而找到腐蚀穿孔原因, 并采取有效防治措施, 提高系统使用寿命。
2 腐蚀原因分析
2.1 氧腐蚀
根据现场调查, 该原油库热力系统为非全密闭流程, 软化水箱一直处于敞口状态, 在这种情况下空气中的氧气会进入热力系统, 属于曝氧工况, 同时又未安装除氧装置, 从而导致软化水中溶解氧含量偏高。管线与水中溶解氧发生电化学腐蚀, 铁和氧形成两个电极, 组成腐蚀电池。
其中铁是阳极, 遭到腐蚀, 反应过程为:Fe→Fe2++2e
水中的溶解氧为阴极, 反应过程为:
总的腐蚀反应为:
水中的溶解氧对金属腐蚀起重要作用, 金属腐蚀速率随水中溶解氧质量浓度的增大而大幅增加。因此, 氧腐蚀是造成该热力系统管线腐蚀的重要原因。
2.2 二氧化碳腐蚀
腐蚀本质上是一种电化学腐蚀, CO2溶解于水后生成H2CO2, H2CO2发生水解释放出H+, H+易夺取电子而还原, 加速阳极 (铁) 腐蚀。反应过程如下:
2.3 其它离子对管线的腐蚀
3 防治措施
根据上述热力系统现状调查研究及管线腐蚀分析, 我们通过采取以下三方面措施, 能够有效控制管线腐蚀速率, 提高该热力系统管线使用寿命和经济效益。
3.1 热力系统改造
对该原油库热力系统软化水处理装置和软化水箱进行密闭改造, 实现热力系统全流程密闭运行, 降低水质中溶解氧的含量。
3.2 添加化学除氧剂
为降低热力系统中溶解氧的含量, 给系统中添加化学除氧剂。按照化学除氧的作用性质, 化学除氧剂可分为三类:
(1) 向系统中加入还原剂除去溶解氧, 还原剂可用亚硫酸钠、联氦、连二亚硫酸钠 (或钙) 、二氧化硫等, 目前国外采用的新型胺类化学除氧剂也属这一类;
(2) 用能吸收溶解氧的物质过滤水, 例如, 用钢屑、覆有氢氧化亚铁的阳离子交换剂等;
(3) 用特殊的触媒, 使氢气和水中溶解氧结合成水, 除去溶解氧。上述三类化学除氧剂, 可分别采用, 也可几种方法合用。
3.3 选用新型耐腐蚀管材
油气田地面工程中蒸汽管网腐蚀现象较为普遍, 目前尚无很好的解决办法, 可以通过选用新型耐腐蚀管材来提高管线使用寿命。根据该原油库热力系统水质特点及腐蚀状况, 我们选取了以下4种管材进行综合对比, 选取合适的管材。
3.3.1 奥氏体不锈钢
奥氏体不锈钢对CO2等酸性介质有着较好的耐腐蚀性能, 但对于氯离子比较敏感, 易出现点蚀和应力腐蚀开裂。在没有氯离子和溶解氧的条件下, 使用304会大大提高钢管的使用寿命。
3.3.2 双相不锈钢
双相不锈钢拥有较好的耐腐蚀性能和耐氯离子性能, 如果本工程水中含有较高的氯离子浓度, 又想到达较长的使用寿命, 可以考虑采用双相不锈钢S31803钢管。该方案使用寿命最长, 但造价较高。
3.3.3 20#钢+缓蚀剂
尽管目前20#钢管存在较严重的腐蚀情况, 由于20钢造价较低, 易于采购, 可考虑在水质中添加缓蚀剂等手段降低水对20#钢的腐蚀程度, 同时采取较大腐蚀裕量的做法来提高20#钢的使用寿命, 该方案能一定程度上提高钢管的使用寿命。
3.3.4 20#钢表面做渗铝镀层
采用20#钢表面化学处理锌铝共渗工艺技术, 在钢材表面形成一种阳极型金属覆盖层, 明显提高管材的耐腐蚀性, 这种管材每平方比普通20#钢贵800~1000元, 但价格低于合金钢, 比较适中, 不足之处在于传统焊接工艺无法满足焊缝防腐要求, 焊接工艺的选择会受限制。该种管材在实际运用中取得了较好的效果。
根据上述4种管材的特性综合考虑, 20#钢表面做渗铝镀层管材能够明显提高管材耐腐蚀性, 价格较合金钢低, 并且该种管材在实际运用中取得了较好的效果, 建议选取该种管材。
参考文献
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热力设备腐蚀 篇4
1.1 直埋热力管道优点
直埋式保温管由输送介质的钢管、高密度聚乙烯外套管以及钢管和外套管之间填充的聚氨酯硬泡沫保温层紧密结合而成。直埋式预制保温管较传统的各类保温管材具有十分突出的优点:
(1) 保温性能好, 热损失仅为传统管材的25%, 长期运行可节约大量能源, 显著降低能源成本。
(2) 无需制作管道沟, 可直接埋入地下, 施工简便迅速, 综合造价低。
(3) 在低温条件下也具有很好的耐腐蚀和耐冲击性, 可直接埋入冻土层。
(4) 使用寿命可达30～50年, 正确地安装和使用可使管网维修费用极低。
1.2 沿海地区地下水特点及管道腐蚀机理
沿海地区土壤不仅表层积盐重、下层底土含盐量也很高。盐分组成与海水基本一致, 以氯化物占绝对优势。经实际测量, 秦皇岛的地下水质K+含量112.32mg/L;Na+含量702.32mg/L;Ca2+含量115.43mg/L;Mg2+含量94.24mg/L;Cl-含量1318.74mg/L;SOundefined含量230.54mg/L;HCOundefined含量330.25mg/L, 尤其是Cl-含量高达1318.74mg/L, 属强腐蚀性介质。地面管道的腐蚀主要由大气腐蚀和轻微的电化学腐蚀造成。由于管沟管道置于潮湿的管沟中, 环境温度较大, 一些有害气体容易溶入管道表面的水膜中, 形成电解液, 造成局部电化学腐蚀。不保温埋地管道直接跟土壤接触, 长期处于水泡状态, 腐蚀更严重。
1.3 直埋敷设管道概况
一般来讲, 热力管道直埋敷设使用的直埋管为聚氨酯保温, 外面有一层高密度聚乙烯保护层, 聚乙烯为防水材料, 不受海水腐蚀, 也不会进水。但是, 每根直埋聚乙烯管道长12m, 管道接头处由于不是在工厂一次成型, 除了内钢管需要焊接, 外面的聚乙烯保护层也需要在现场用塑料焊接起来, 因此接头处就成了防水最薄弱的地方, 成为泄露的主要部分。而聚氨酯保护层在热水中会发生水解, 一旦外面的聚乙烯保护层泄露, 水渗透到钢管内部, 会被内侧的热水加热, 易造成聚氨酯保温的水解失效。同时, 外面的水对内钢管造成腐蚀, 时间稍长, 就会酿成泄露事故。
另外, 为了保证热力管道不至于热胀冷缩造成损坏, 在热力管道上一般还装有不锈钢波纹管补偿器, 在普通水环境下, 不锈钢是耐腐蚀的。但是, 在高盐的氯离子环境下, 不锈钢会发生腐蚀。有关试验结果显示:在实验条件下, 304L不锈钢受氯离子作用而点蚀的浓度界限约为150mg/L, 316L不锈钢约为250mg/L。
高氯环境会造成波纹管补偿器的泄露, 同时也会加速内钢管的腐蚀。随着地下管线年限增加, 管道老化, 泄露事故呈上升的趋势。通过对发生的泄漏事故进行分析, 20%的事故是外单位施工、重载车辆行驶在人行道上所致, 80%的事故是管道及管件腐蚀所致。防止管道及管件腐蚀成了热力管线需要着力解决的一个问题。实际做法分为两种:
(1) 一般在地面上, 直埋敷设管道不装有单纯的不锈钢波纹管补偿器, 而是在原来的不锈钢波纹管外面再做了一层套筒式补偿器, 波纹管与套筒式补偿器合二为一, 套筒外面有高密度聚乙烯保护层, 由套筒补偿器保护不锈钢波纹管不和地下水接触。防止地下水的敷设。
(2) 在穿越河底等处, 由于要保证外护管100%不泄露, 对外护管采用了钢管, 焊接, 同时对外护管进行了阴极保护。设计阴极保护有效年限为30年;阴极保护系统运行期间, 对外界环境无污染作用, 对其他地下金属构造物无干扰作用。
2 牺牲阳极阴极防腐蚀系统的设计
以一个热力管线保护为例, 着重介绍将牺牲阳极阴极保护法应用于热力管道防腐中, 成功地解决了高氯离子环境的河底下管道防腐蚀问题。其热力系统由中国东北市政设计研究院设计, 防腐蚀设计为秦皇岛市热力总公司和中国船舶重工青岛双瑞公司共同设计。
秦皇岛热力管线穿过大汤河, 其外套管总长544.8m, 管道外径为1120mm, 材质为Q235B, 外防腐材料为800μm厚熔融环氧粉末涂层。套管外壁面积为:
S =π×D×L
式中:S—管线总面积, m2;
D—管线直径, m;
L—管线长度, m。
代入数据, 得:S=1916m2。
2.1 牺牲阳极材料的选择
目前, 普遍使用的牺牲阳极材料有3种, 即镁阳极、锌阳极和铝阳极。镁阳极比重小、电位负、对钢的驱动电压大, 主要应用于土壤介质中;锌阳极的驱动电压较小、电流效率高, 可应用于低电阻率的土壤介质中和水介质中;铝合金阳极通常在海水介质的船舶、港工设施中应用比较广泛, 在土壤介质中应用较少。
由于被保护管道所处环境地下水位较高, 大汤河的过河管道埋设于海水浇灌的土壤中, Cl-含量高达1318.74mg/L, 属强腐蚀性介质。所以该设计方案:大汤河管道的过河保护选择规格为33kg级锌合金牺牲阳极和11kg级镁合金牺牲阳极。为了保证牺牲阳极输出电流稳定, 提高阳极电流效率, 降低阳极接地电阻, 阻止阳极表面钝化层形成, 阳极周围一定要填加严格按比例配成的填充料, 每支阳极需用填充料50kg, 二者装入布袋之后, 组成阳极填料包的尺寸为ϕ300mm×1000mm。
2.2 保护电流密度的选择和保护电流的计算
金属构件施加阴极保护时, 使金属达到完全保护时所需要的电流密度为最小保护电流密度, 在设计时称为阴极保护电流密度, 选取的阴极保护电流密度大小是影响金属构件防蚀效果的主要参数, 它与最小保护电位 (钢为-0.85V) 相对应。如果选取的保护电流密度偏低, 会造成保护不足, 金属构件达不到完全保护, 产生不同程度的腐蚀;反之, 将会造成不必要的浪费。
阴极保护电流密度与许多因素有关, 如被保护金属的种类、表面状态、表面防腐涂层的种类和质量、介质的性质、有效保护年限以及外界条件的影响等。这些因素的差异可使阴极保护电流密度由几个μA/m2变化到数百个mA/m2。该方案借鉴国内外文献, 根据以往的工程经验和该工程的实际情况, 选取阴极保护电流密度为i=1mA/m2。
根据上述“保护对象和范围”中给出的保护面积和选取的保护电流密度计算保护电流如下:
埋地管线所需保护电流I=i×s=1916mA。
2.3 牺牲阳极用量的计算
锌阳极的用量计算:
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式中:W—牺牲阳极用量, kg;
t—设计保护年限, a;
Im—平均维持电流值, A, Im=0.85I;
Q—牺牲阳极的实际电容量, A·h/kg, 锌阳极取533;
1/K—牺牲阳极有效利用系数, 通常取0.75。
将有关数据代入, 求出阳极用量W=1071kg。
埋地管线所需阳极数量n=1071/33=34支。
为使管线保护电位极化的更快, 再安装4支11kg的镁阳极。
2.4 阳极布置
阳极铺设按每组一支, 沿管线两侧均匀分布、水平铺设。
2.5 阳极的组装
(1) 阳极表面处理:
在组装牺牲阳极之前, 应检验阳极表面是否有油污和氧化物。由于牺牲阳极表面的油污和氧化物能降低阳极的活性, 影响阳极电流的发生。所以阳极表面如存在油污和氧化物, 应采用砂纸将阳极表面打磨干净。
(2) 阳极组合体组装:
每只阳极配VV1×10电缆3m, 电缆与阳极钢芯焊接, 焊接长度不小于50mm, 连接处采用双层特殊密封工艺进行密封。电缆的另一端与60×40的扁钢焊接, 焊接长度不小于40mm, 连接处采用双层特殊密封工艺进行密封。每条特制的白布袋装填充料50kg, 装一支经表面处理过的组装型牺牲阳极, 阳极放置在填料包的正中央, 阳极必须被填充料紧密包敷, 严禁明显偏心。
3 牺牲阳极施工安装需要注意的事项
(1) 阳极安装。
牺牲阳极输出电流的大小和保护范围与阳极旁离管壁距离有着密切的关系。当阳极旁离管壁较近时, 回路电阻较小, 阳极输出电流较大, 而电流分布范围较窄;当阳极旁离管壁较远时, 回路电阻变大, 输出电流较小。本次设计根据现场实际情况, 确定水平埋设阳极, 阳极埋设位置距管道外壁1～1.5m, 最小不小于0.3m, 埋设深度与管道中心线深度相同。
(2) 阳极床浇水。
阳极填料包放入阳极坑后, 必须对坑内进行浇水, 坑内水位必须完全浸没填料包, 且坑内积水必须保持一段时间, 以便彻底浸透填料包。
(3) 阳极焊接。
阳极与被保护管线之间采用电焊连接, 即将阳极电缆一端的钢片与被保护的钢管的引出钢筋直接焊接在一起, 焊缝总长度大于40mm, 焊点处采用环氧煤沥青处理。
(4) 阳极床回填。
回填前, 必须在阳极电缆上铺设标准砖, 防止以后施工中碰断电缆, 阳极床回填时, 禁止向坑内回填沙石、水泥块、塑料等杂物。
(5) 均压线的安装。
为避免干扰腐蚀, 用电缆将近距离平行的管道连接起来以消除管道之间的电位差, 连接方法与牺牲阳极连接方法相同。过大汤河管线设2个均压点。
4 结语
该工程于2006年春完工, 经过2007～2008年的实际运行监测, 管网最高供水温度为115℃, 保护电压为1.45V, 完全满足设计要求, 管道无腐蚀现象, 效果良好。
摘要：通过一个热力管道的牺牲阳极阴极保护设计案例, 提出了沿海地区热力直埋敷设阴极保护防腐蚀系统设计方案, 对沿海地区的热力管道直埋敷设防腐蚀进行了探讨, 可为沿海地区热力管道设计者及建设方提供参考。