RU2516176C2 - Inhibitor of carbonic acid corrosion for steam boilers of low and medium pressure aminat pk-2 - Google Patents
Inhibitor of carbonic acid corrosion for steam boilers of low and medium pressure aminat pk-2 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2516176C2 RU2516176C2 RU2012112160/02A RU2012112160A RU2516176C2 RU 2516176 C2 RU2516176 C2 RU 2516176C2 RU 2012112160/02 A RU2012112160/02 A RU 2012112160/02A RU 2012112160 A RU2012112160 A RU 2012112160A RU 2516176 C2 RU2516176 C2 RU 2516176C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- corrosion
- morpholine
- cyclohexylamine
- inhibitor
- dimethylaminoethanol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к ингибиторам коррозии углеродистых сталей в кислых и нейтральных кислородсодержащих водных растворах, которые находят широкое применение в парогенерирующих установок среднего и высокого давления.The invention relates to carbon steel corrosion inhibitors in acidic and neutral oxygen-containing aqueous solutions, which are widely used in medium and high pressure steam generating plants.
В настоящее время на энергетических объектах используется метод аминирования, заключающийся в обработке котловой воды аммиаком, эффективность которого обусловлена такими свойствами аммиака как высокая летучесть и хорошая нейтрализующая способность (см. авторское свидетельство SU №120277, кл. C23F 11/00, 01.01.1959).Currently, the amination method is used at power facilities, which consists in treating boiler water with ammonia, the effectiveness of which is due to such ammonia properties as high volatility and good neutralizing ability (see copyright certificate SU No. 120277, class C23F 11/00, 01.01.1959) .
Однако для оборудования, выполненного из медьсодержащих сплавов, использование аммиака в рекомендованных концентрациях 500-1000 мкг/л (особенно в присутствии остаточного содержания кислорода) ограничивает эффективность данного метода и надежность защиты оборудования из-за резкого усиления скорости коррозии.However, for equipment made of copper-containing alloys, the use of ammonia at recommended concentrations of 500-1000 μg / l (especially in the presence of a residual oxygen content) limits the effectiveness of this method and the reliability of equipment protection due to a sharp increase in the corrosion rate.
Нейтрализующие амины как замедлители углекислотной коррозии имеют преимущества по сравнению с распространенным в теплоэнергетике аммиаком, широко используемым на тепловых станциях. Нейтрализующие амины мало летучи, что снижает их потери в пароводяном тракте. В отличие от аммиака они не вызывают коррозии медьсодержащих сплавов.Neutralizing amines as inhibitors of carbon dioxide corrosion have advantages over ammonia, widely used in the power industry, which is widely used in thermal power plants. Neutralizing amines are slightly volatile, which reduces their losses in the steam-water tract. Unlike ammonia, they do not cause corrosion of copper-containing alloys.
Для выбора и эффективного использования аминов необходимо располагать сведениями по свойствам этих соединений применительно к условиям работы парогенерирующих установок. К таким свойствам в первую очередь относятся нейтрализующая способность по отношению к углекислоте, термостойкость, летучесть (характеризуемая коэффициентами распределения между водой и паром), а также способность ингибировать коррозию конструкционных материалов.For the selection and effective use of amines, it is necessary to have information on the properties of these compounds in relation to the operating conditions of steam generating plants. Such properties primarily include the neutralizing ability with respect to carbon dioxide, heat resistance, volatility (characterized by distribution coefficients between water and steam), as well as the ability to inhibit corrosion of structural materials.
Молекулы любых аминов, в которых содержится, так же как и в аммиаке по одному атому трехвалентного азота, способному образовывать три ковалентные связи, в водных растворах функционируют как одноосновные основания:Molecules of any amines in which, like ammonia, contain one atom of trivalent nitrogen capable of forming three covalent bonds, in aqueous solutions function as monobasic bases:
B+H2O=BH++OH- B + H 2 O = BH + + OH -
где B - молекулы нейтрализующих аминов.where B are neutralizing amine molecules.
Нейтрализующие свойства аминов количественно оцениваются константой гидролиза приведенной реакции:The neutralizing properties of amines are quantified by the hydrolysis constant of the above reaction:
КГ=CBH+COH-/CB K G = C BH + C OH- / C B
Соотношение равновесных концентраций амина в паровой и жидкой фазах в условиях фазового перехода (при испарении, конденсации) определяется коэффициентом распределения:The ratio of the equilibrium concentrations of amine in the vapor and liquid phases under phase transition conditions (during evaporation, condensation) is determined by the distribution coefficient:
Известно использование в качестве ингибитора коррозии 1,4-тетрагидрооксазин (морфолин). Морфолин используется для ингибирования коррозии углеродистой стали, алюминия, никеля, латуни, серебра, а также для регулирования pH в конденсатно-питательном тракте. Морфолин применяется также для ингибирования коррозии трубопроводов природного газа (Алцыбеева А.И., Левин С.З. Ингибиторы коррозии металлов. - Л.: Химия, 1968, с.143).It is known to use 1,4-tetrahydrooxazine (morpholine) as a corrosion inhibitor. Morpholine is used to inhibit the corrosion of carbon steel, aluminum, nickel, brass, silver, as well as to regulate the pH in the condensate-feeding path. Morpholine is also used to inhibit the corrosion of natural gas pipelines (Altsybeeva A.I., Levin S.Z. Metal corrosion inhibitors. - L .: Chemistry, 1968, p.143).
При применении морфолина в двухфазной системе пар-вода его концентрация в жидкой фазе существенно больше, чем у других аминов (Кр<1), поэтому его нейтрализующее действие проявится сразу на начальных участках пароконденсатного тракта, что является преимуществом данного амина. Однако низкая нейтрализующая способность морфолина существенно ограничивает эффективность данного амина.When morpholine is used in a two-phase vapor-water system, its concentration in the liquid phase is significantly higher than that of other amines (Cr <1), therefore, its neutralizing effect will manifest itself immediately in the initial sections of the vapor-condensate tract, which is an advantage of this amine. However, the low neutralizing ability of morpholine significantly limits the effectiveness of this amine.
Высокой нейтрализующей способностью обладает циклогексиламин. Но в отличие от морфолина, большая часть циклогексиламина остается в неконденсированной доле пара, при этом распределение его между жидкой и паровой фазами в значительной степени зависит от температуры.Cyclohexylamine has a high neutralizing ability. But unlike morpholine, most of cyclohexylamine remains in the non-condensed fraction of steam, while its distribution between the liquid and vapor phases is largely dependent on temperature.
Композиции, получаемые при смешении морфолина и циклогексиламина, могут обеспечить более равномерное подщелачивание по тракту и повысить эффективность предотвращения углекислотной коррозии. Однако в кислородосодержащих водных средах данные амины как ингибиторы коррозии не так эффективны и не предотвращают язвенную (локальную) коррозию. (Дж. Брегман. Ингибиторы коррозии. - Л.: Химия, 1966, с.47).Compositions obtained by mixing morpholine and cyclohexylamine can provide a more uniform alkalization along the path and increase the effectiveness of preventing carbon dioxide corrosion. However, in oxygen-containing aqueous media, these amines as corrosion inhibitors are not so effective and do not prevent ulcerative (local) corrosion. (J. Bregman. Corrosion inhibitors. - L .: Chemistry, 1966, p. 47).
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является ингибитор углекислотной коррозии для парогенерирующих установок среднего и высокого давления, включающий морфолин и циклогексиламин (см. заявку EP №0215655, кл. C02F 5/10, 25.03.1987).The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a carbon dioxide corrosion inhibitor for medium and high pressure steam generating plants, including morpholine and cyclohexylamine (see application EP No. 0215655, class C02F 5/10, 03.25.1987).
Однако данный ингибитор коррозии имеет сложный многокомпонентный состав, включающий кроме морфолина и циклогексиламина еще ряд компонентов. Технология получения данной композиции сложна. Кроме того, в исследованиях не определена эффективность воздействия этого ингибитора на локальную коррозию.However, this corrosion inhibitor has a complex multicomponent composition, which includes, in addition to morpholine and cyclohexylamine, a number of components. The technology for producing this composition is complex. In addition, studies have not determined the effectiveness of the effect of this inhibitor on local corrosion.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является создание ингибитора углекислотной коррозии, который эффективно защищает стальные металлоконструкции парогенерирующих установок среднего и высокого давления, в том числе и от локальной (питтинговой) коррозии. Причем данный ингибитор коррозии может быть использован для защиты от коррозии теплообменного оборудования, изготовленного из углеродистой и низколегированной сталей и медьсодержащих сплавов.The problem to which the present invention is directed, is to create a carbon dioxide corrosion inhibitor that effectively protects the steel metal structures of medium and high pressure steam generating plants, including from local (pitting) corrosion. Moreover, this corrosion inhibitor can be used to protect against heat exchange equipment made of carbon and low alloy steels and copper alloys.
Технический результат заключается в том, что достигается возможность снизить скорость коррозии оборудования и трубопроводов пароконденсатного тракта за счет нейтрализации углекислоты с одновременным повышением pH теплоносителя.The technical result consists in the fact that it is possible to reduce the corrosion rate of the equipment and pipelines of the vapor condensate path due to the neutralization of carbon dioxide while increasing the pH of the coolant.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что ингибитор углекислотной коррозии для паровых котлов среднего и высокого давления включает морфолин и циклогексиламин, при этом ингибитор коррозии дополнительно содержит диметиламиноэтанол при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the carbon dioxide corrosion inhibitor for steam boilers of medium and high pressure includes morpholine and cyclohexylamine, while the corrosion inhibitor additionally contains dimethylaminoethanol in the following ratio, wt.h .:
Комбинация нескольких аминов позволяет получить реагент с лучшими нейтрализующими свойствами, обеспечивающими надежную работу оборудования за счет равномерного распределения ингибитора по тракту парогенерирующих установок среднего и высокого давления.The combination of several amines allows one to obtain a reagent with the best neutralizing properties, which ensure reliable operation of the equipment due to the uniform distribution of the inhibitor along the path of medium and high pressure steam generating units.
В ходе проведенных исследований было выявлено, что причиной протекания процессов углекислотной коррозии в тракте парогенерирующих установок среднего и высокого давления является углекислота, образующаяся в результате гидролиза и разложения бикарбонатной и карбонатной составляющей щелочности котловой воды. Паровые котлы среднего давления обычно подпитываются водой, умягченной методами натрий-катионирования или H-катионирования. Вода всегда содержит бикарбонат-ионы (щелочность) в количестве, зависящем от щелочности исходной сырой воды и доли возврата конденсата.In the course of the studies, it was found that the cause of the processes of carbon dioxide corrosion in the path of medium and high pressure steam generating plants is carbon dioxide, which is formed as a result of hydrolysis and decomposition of the bicarbonate and carbonate component of the alkalinity of boiler water. Medium-pressure steam boilers are usually fueled with water softened by sodium cation or H cation. Water always contains bicarbonate ions (alkalinity) in an amount depending on the alkalinity of the raw water and the fraction of condensate return.
Паровые котлы высокого давления подпитываются частично или полностью обессоленной водой, поэтому содержание карбонат- и бикарбонат-ионов незначительно в добавочной воде. Однако бикарбонаты дополнительно поступают в питательную воду с присосами в конденсаторах парогенерирующих установок.High-pressure steam boilers are fed partially or completely with demineralized water; therefore, the content of carbonate and bicarbonate ions is negligible in the added water. However, bicarbonates additionally enter the feed water with suction cups in the condensers of the steam generating units.
Углекислота, уносимая с паром, при растворении в конденсате понижает pH и приводит к протеканию коррозии с водородной деполяризацией. Углекислотная коррозия металла приводит к повышению его хрупкости, появлению разрывов и язв на трубах теплообменников и соединяющих трубопроводов.Carbon dioxide, carried away with steam, when dissolved in the condensate lowers the pH and leads to corrosion with hydrogen depolarization. Carbon dioxide corrosion of a metal leads to an increase in its brittleness, the appearance of tears and ulcers on the pipes of heat exchangers and connecting pipelines.
Экспериментальное исследование свойств нейтрализующих аминов для условий работы котлов среднего и высокого давления проводились на полупромышленном стенде, имитирующем условия работы парогенерирующих установок.An experimental study of the properties of neutralizing amines for the operating conditions of medium and high pressure boilers was carried out on a semi-industrial bench simulating the operating conditions of steam generating plants.
Перед началом опыта предварительно взвешенные образцы исследуемых конструкционных материалов загружались в контейнер. В ходе опыта подогретая до заданной температуры вода требуемого состава с определенной скоростью протекала через контейнер. По окончании опыта образцы извлекались из контейнера, подвергались электрохимическому травлению и вновь взвешивались. Скорость коррозии определялась по потере массы.Before starting the experiment, pre-weighed samples of the studied structural materials were loaded into the container. During the experiment, water of the required composition heated to a predetermined temperature flowed through the container with a certain speed. At the end of the experiment, the samples were removed from the container, subjected to electrochemical etching and weighed again. The corrosion rate was determined by weight loss.
Учитывая, что качество питательной воды и конденсата ТЭС строго регламентируется нормами ПТЭ, опыты проводились на водах соответствующего состава. Температурный режим исследований выбирался в соответствии с температурным режимом конденсатного и питательного тракта котлов среднего и высокого давления.Considering that the quality of feed water and condensate of TPPs is strictly regulated by the standards of PTE, the experiments were conducted on waters of the appropriate composition. The temperature regime of the studies was chosen in accordance with the temperature regime of the condensate and feed paths of medium and high pressure boilers.
Учитывая, что в котлах среднего и высокого давления наибольшей коррозии подвергаются высокотемпературные участки конденсатного тракта для исследований была выбрана данная температура 250°C.Given that in medium- and high-pressure boilers, high-temperature sections of the condensate path are subjected to the greatest corrosion, a given temperature of 250 ° C was chosen for research.
Результаты коррозионных испытаний для условий конденсатного тракта котлов среднего и высокого давления. Для сопоставления часть опытов была проведена без дозирования реагентов и с дозированием аммиака. Ингибитор готовился смешением компонентов активной основы, состоящей из морфолина, циклогексиламина и диметиламиноэтанола, и растворением их в очищенной воде. Результаты опытов приведены в табл.1Results of corrosion tests for condensate path conditions of medium and high pressure boilers. For comparison, part of the experiments was carried out without dosing of reagents and with dosing of ammonia. The inhibitor was prepared by mixing the components of the active base, consisting of morpholine, cyclohexylamine and dimethylaminoethanol, and dissolving them in purified water. The results of the experiments are shown in table 1
Опыты при дозировании аммиака проводились при концентрации 1 мг/л, соответствующей максимально допустимой для котлов среднего и высокого давления согласно нормам ПТЭ. Однако ингибирование коррозии при дозировании аммиака незначительно для углеродистой стали. В присутствии же нейтрализующих аминов для всех соотношений компонентов получено замедление коррозии стали. При этом было определено оптимальное соотношение аминов, при котором предотвращение процессов коррозии на высокотемпературных участках пароконденсатного тракта (пароперегреватели котлов и поверхностей лопаток турбин) максимальное.The experiments with the dosing of ammonia were carried out at a concentration of 1 mg / l, which corresponds to the maximum allowable for medium and high pressure boilers according to the standards of PTE. However, corrosion inhibition during dosing of ammonia is negligible for carbon steel. In the presence of neutralizing amines for all ratios of components, a slowdown in steel corrosion was obtained. At the same time, the optimal ratio of amines was determined, at which the prevention of corrosion processes in high-temperature sections of the steam condensate path (boiler superheaters and surfaces of turbine blades) is maximum.
Было получено также значительное замедление коррозии латуни при дозировании нейтрализующих аминов.A significant slowdown in brass corrosion was also obtained by dosing neutralizing amines.
Кроме того проводились исследования для температурного режима конденсатного тракта и промышленных потребителей пара котлов среднего и высокого давления при 160°C. Результаты опытов приведены в табл.2.In addition, studies were conducted for the temperature regime of the condensate path and industrial consumers of a pair of medium and high pressure boilers at 160 ° C. The results of the experiments are given in table.2.
Замедление коррозии образцов ст.20 наблюдалось и при вводе аммиака и при дозировании аминов. Однако наибольшая эффективность по ограничению коррозии для образцов ст.20 во всех трех опытах была получена при соотношении компонентов, приведенных в формуле изобретения. Уменьшение содержания отдельных компонентов ниже указанных пределов или увеличение свыше указанных пределов приводит к снижению степени защиты.Slowing down corrosion of samples of article 20 was observed both with the introduction of ammonia and with the dosing of amines. However, the greatest effectiveness in limiting corrosion for samples of article 20 in all three experiments was obtained with the ratio of components given in the claims. A decrease in the content of individual components below the specified limits or an increase above the specified limits leads to a decrease in the degree of protection.
Также исследования проводились для условий питательного тракта котлов среднего и высокого давления и подогрева теплоносителя до температуры до 250°C. При коррозионных испытаниях, моделирующих условия работы питательного тракта, определялась только скорость коррозии образцов из ст.20. В качестве теплоносителя моделировалось качество питательной воды котлов среднего давления, имеющей большее содержание карбонат- и бикарбонат-ионов. Результаты опытов приведены в табл.3.Studies were also carried out for the conditions of the nutrient path of medium and high pressure boilers and heating the coolant to a temperature of up to 250 ° C. During corrosion tests simulating the working conditions of the nutrient tract, only the corrosion rate of samples from st.20 was determined. The quality of the feed water of medium-pressure boilers with a higher content of carbonate and bicarbonate ions was simulated as a heat carrier. The results of the experiments are given in table.3.
Для условий питательного тракта котлов среднего и высокого давления также определено оптимальное соотношение аминов. Увеличение доли морфолина выше оптимального из-за его низкой нейтрализующей способности приводит к снижению эффективности всей композиции.For the conditions of the feeding path of medium and high pressure boilers, the optimal ratio of amines has also been determined. An increase in the proportion of morpholine above the optimum due to its low neutralizing ability leads to a decrease in the effectiveness of the entire composition.
Таким образом, использование изобретения позволяет увеличить срок службы оборудования на парогенерирующих установках среднего и высокого давления.Thus, the use of the invention allows to increase the service life of equipment in steam generating installations of medium and high pressure.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012112160/02A RU2516176C2 (en) | 2012-03-30 | 2012-03-30 | Inhibitor of carbonic acid corrosion for steam boilers of low and medium pressure aminat pk-2 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012112160/02A RU2516176C2 (en) | 2012-03-30 | 2012-03-30 | Inhibitor of carbonic acid corrosion for steam boilers of low and medium pressure aminat pk-2 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012112160A RU2012112160A (en) | 2013-10-10 |
RU2516176C2 true RU2516176C2 (en) | 2014-05-20 |
Family
ID=49302541
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012112160/02A RU2516176C2 (en) | 2012-03-30 | 2012-03-30 | Inhibitor of carbonic acid corrosion for steam boilers of low and medium pressure aminat pk-2 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2516176C2 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU248703A1 (en) * | Б. В. Брод гин | |||
EP0215655B1 (en) * | 1985-09-17 | 1990-01-10 | Calgon Corporation | Method of inhibiting boiler corrosion and compositions for it |
RU2141543C1 (en) * | 1998-03-11 | 1999-11-20 | ОАО "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Inhibitor of hydrogen-sulfide and/or carbonic acid corrosion |
RU2287616C2 (en) * | 2001-07-30 | 2006-11-20 | Екскор Коррозионсфорсшунг Гмбх | Gas-phase corrosion inhibitors and the methods of their production |
-
2012
- 2012-03-30 RU RU2012112160/02A patent/RU2516176C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU248703A1 (en) * | Б. В. Брод гин | |||
EP0215655B1 (en) * | 1985-09-17 | 1990-01-10 | Calgon Corporation | Method of inhibiting boiler corrosion and compositions for it |
RU2141543C1 (en) * | 1998-03-11 | 1999-11-20 | ОАО "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Inhibitor of hydrogen-sulfide and/or carbonic acid corrosion |
RU2287616C2 (en) * | 2001-07-30 | 2006-11-20 | Екскор Коррозионсфорсшунг Гмбх | Gas-phase corrosion inhibitors and the methods of their production |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012112160A (en) | 2013-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP3962919B2 (en) | Metal anticorrosive, metal anticorrosion method, hydrogen chloride generation inhibitor and method for preventing hydrogen chloride generation in crude oil atmospheric distillation equipment | |
EP0463714B1 (en) | Multi-functional oxygen and carbon dioxide corrosion control treatment for steam systems | |
JPS60248287A (en) | Deoxidation composition and method | |
EP3106439B1 (en) | Scale removal method for steam generating facilities | |
KR19980042878A (en) | Oxygen Scavengers and Boiler Water Treatment Chemicals | |
RU2500835C1 (en) | Inhibitor of carbon-dioxide corrosion for aminat sc-3 steam-condensate plants | |
EP2961862B1 (en) | Methods for inhibiting corrosion in gas turbine air compressors | |
JP6699234B2 (en) | Boiler water treatment method | |
KR100378312B1 (en) | Chemical for water treatment | |
CN111233178A (en) | Phosphorus-free composite cylinder cleaning agent for low-pressure boiler and preparation method thereof | |
WO2012101844A1 (en) | Anti-corrosive agent for boilers | |
JP6120475B2 (en) | Boiler water treatment agent and water treatment method | |
JP5970884B2 (en) | Anticorrosion method | |
RU2515871C2 (en) | Inhibitor of carbonic acid corrosion for steam-generating installations of low and medium pressure aminat pk-1 | |
CA2800545C (en) | Medium for improving the heat transfer in steam generating plants | |
KR101938142B1 (en) | Water treatment composition containing carbohydrazide for power plant boiler system | |
RU2516176C2 (en) | Inhibitor of carbonic acid corrosion for steam boilers of low and medium pressure aminat pk-2 | |
WO2015002286A1 (en) | Iron-scale inhibitor and steam-generating facility iron-scale inhibiting method using same | |
KR101654700B1 (en) | Water treatment composition containing diethyl hydroxylamine for power plant boiler system | |
RU2764251C2 (en) | Carbon-dioxide corrosion inhibitor for low and medium pressure steam generating plants | |
US7311877B2 (en) | Inhibition of corrosion in fluid systems | |
JP3356140B2 (en) | Water treatment chemicals | |
JP5900064B2 (en) | Water treatment method for a boiler having an economizer | |
JP2013068341A (en) | Method for preventing corrosion of economizer in boiler | |
JP2017128755A (en) | Deoxidizing agent and deoxidation treatment method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140331 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160420 |