RU2764251C2

RU2764251C2 - Ингибитор углекислотной коррозии для парогенерирующих установок низкого и среднего давления

Info

Publication number: RU2764251C2
Application number: RU2020108300A
Authority: RU
Inventors: Ольга Владимировна Гусева; Мария Вадимовна Бутакова
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "НПФ "Траверс"
Priority date: 2020-02-26
Filing date: 2020-02-26
Publication date: 2022-01-14
Also published as: RU2020108300A3; RU2020108300A

Abstract

Изобретение относится к ингибиторам коррозии углеродистых сталей и может быть использовано при организации водно-химического режима пароводяного тракта энергоблока с барабанными котлами, котлами-утилизаторами низкого и среднего давления. Ингибитор включает компоненты при следующем соотношении, мас. %: моноэтаноламин (МЭА) 16-18, диметилэтаноламин (ДМЭА) 15-17, циклогексиламин (ЦГА) 2-4 и вода – остальное. В результате достигается снижение скорости коррозии оборудования за счет нейтрализации углекислоты и повышение значения рН пара и конденсата, а также поддержание нормируемых значений рН котловой воды. 4 табл.

Description

Изобретение относится к ингибиторам коррозии углеродистых сталей и может быть использовано при организации водно-химического режима пароводяного тракта энергоблока с барабанными котлами, котлами-утилизаторами низкого и среднего давления.

В настоящее время на тепловых электрических станциях для организации водно-химического режима и предотвращения углекислотной коррозии паро-конденсатного тракта помимо метода аминирования широкое распространение приобрели азотсодержащие органические соединения, а именно нейтрализующие амины. Нейтрализующие амины имеют преимущества по сравнению с распространенным в теплоэнергетике аммиаком. Они мало летучи, что снижает их потери в пароводяном тракте и позволяет поддерживать значения рН в нормируемых диапазонах.

Для организации водного режима пароводяного тракта и предотвращения образования отложений на теплопередающих поверхностях нагрева предусмотрено дозирования фосфатов и щелочи в барабан котла. В случаях использования в качестве питательной воды обессоленной или глубоко обессоленной воды встает проблема не только с подержанием нормируемых значений рН пароконденсатного тракта, но и с подержанием значений рН котловой воды связи с ее низкой буферностью. В этом случае при проведении традиционного фосфатирования котловой воды необходимое для проведения реакции образования гидроксилапатита значение рН не обеспечивается.

Создание рН котловой воды путем увеличения концентрации свободного едкого натра создает опасность возникновения щелочной и межкристаллитной коррозии, повреждения от которых проявляются в виде трещин, образующихся при нарушении гидродинамики потока в местах высыхания воды с образованием концентрированных растворов едкого натра (Акользин П.А. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования. - М.: Энергоиздат.1982 г.).

Гак же есть вероятность вспенивания и заноса котловой воды в пар, что может увеличить его влажность. Ввиду этого поддержание рН котловой воды в условиях дозирования едкого натрия требует тщательного контроля и не может быть рекомендовано как единственный путь решения.

Нашедшие в настоящее время широкое применение комплексные аминосодержащие реагенты для организации ВХР паровых котлов среднего и высокого давления также часто не решают проблему обеспечения рН котловой воды. Это связано с тем, что фиксированный многокомпонентный состав комплексных реагентов не учитывает особенности качества добавочной воды на различных объектах. Так увеличение дозы реагента, связанное с необходимостью повышения рН котловой воды будет приводить к серьезному перерасходу других составляющих его компонентов, а при высокой стоимости и увеличению затрат. Поэтому при дозировании комплексных аминосодержащих реагентов также дополнительную коррекцию рН с использованием сильной щелочи.

Известен ингибитор углекислотной коррозии для парогенерирующих установок низкого и среднего давления. Ингибитор включает, мас. ч.: морфолин 1-4, циклогексиламин 1-5, диметиламиноэтанол 25-31, вода остальное (см. патент RU № 2515871, кл. C23F 11/14, опубл. 20.05.2014).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является ингибитор углекислотной коррозии для паро-конденсатных установок. Ингибитор углекислотной коррозии для паро-конденсатных установок включает морфолин, циклогексиламин и диметиламиноэтанол при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: морфолин 8-10, циклогексиламин 10-12, диметиламиноэтанол 15-20, вода - остальное (см. патент RU № 2500835, кл. C23F 11/14, опубл. 10.12.2013).

Вышеуказанные ингибиторы в связи с высоким значением коэффициентов распределения используемых компонентов не обеспечивают нормируемых значений рН котловой воды. Введение нового компонента в состав реагента будет способствовать созданию стабильной защитной магнетитовой пленки на стенках соответствующих поверхностей нагрева котла и препятствовать протеканию их интенсивной коррозии.

Технической проблемой, решаемой в настоящем изобретении, является устранение указанных выше недостатков.

Технический результат, достигаемый в настоящем изобретении, заключается в том, что достигается не только снижение скорости коррозии оборудования за счет нейтрализации углекислоты и повышения значения рН пара и конденсата, а также поддержание нормируемых значений рН котловой воды.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что ингибитор углекислотной коррозии для парогенерирующих установок низкого и среднего давления включает диметилэтанолмин, циклогексиламин и моноэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Моноэтаноламин (МЭА)	16-18
Диметилэтаноламин (ДМЭА)	15-17
Циклогексиламин (ЦГА)	2-4
Вода	Остальное

Комбинация вышеуказанных аминов позволяет получить реагент с лучшими нейтрализующими свойствами, обеспечивающими надежную работу оборудования за счет равномерного распределения ингибитора по тракту парогенерирующих установок низкого и среднего давления.

Таким образом в ходе проведенных исследований было выявлено, что представляется возможность создать ингибитор углекислотной коррозии, который не только эффективно защищает стальные металлоконструкции энергетических установок низкого и среднего давления, но и способствует поддержанию нормируемых значений рН по всему тракту энергоблока, включая поддержание значений рН котловой воды за счет включения в состав композиции нейтрализующего амина с низким коэффициентом распределения, при этом описанная комбинация аминов позволила создать реагент, который совместим с традиционно применяемыми в энергетике аммиаком и фосфатами.

В ходе разработки композиций из двух и более нейтрализующих аминов были учтены их основные свойства, такие как: значение коэффициента распределения, нейтрализующей способности и термическая стабильность при различных параметрах работы оборудования.

В ходе работы по определению оптимального состава композиции были экспериментально получены значения констант нейтрализации и коэффициентов распределения, как отдельных аминов, так и их композиций.

Исследования проводились в лабораторных условиях, а также на полупромышленном стенде, имитирующем условия работы паровых котлов. Для изучения были выбраны четыре состава с максимальной нейтрализующей способностью и минимальным коэффициентом распределения, которые приведены в таблице 1.

Опытно-промышленные испытания (ОПИ) вышеуказанных ингибиторов (составы 1-4) были проведены для организации водно-химического режима котла - утилизатора (КУ) с рабочим давлением 4,0 МПа.

Исследуемые составы ингибиторов дозировались в питательную воду с дозой 3, равной 5-6 мг/дм по активному веществу. Результаты определения значений рН по конденсатному-питательному тракту КУ и содержания железа в теплоносителе после 1000 часов непрерывной работы приведены ниже в таблице 2.

Для оценки эффективности ингибиторов в таблице 3 приведены нормируемые значения рН и содержания железа по данным режимных карт котла-утилизатора.

На основании полученных результатов (табл. 2) и сопоставления с нормируемыми значениями (табл. 3) можно сделать заключение, что композиция аминов состава 4 не только надежно защищало паро-конденсатный тракт от углекислотной коррозии и обеспечивало нормируемые показатели рН в конденсате насыщенного пара и турбинном конденсате, но и позволило поддерживать нормируемые значения рН котловой воды без дополнительного ввода щелочи.

В подтверждение сделанных выводов на полупромышленном стенде, имитирующем условия работы паровых котлов, были проведены коррозионные испытания. 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.

Учитывая, что качество питательной воды и конденсата ТЭС строго регламентируется нормами ПТЭ, опыты проводились на водах соответствующего состава. Ввиду того что в котлах низкого и среднего давления конденсатный тракт ограничен температурой 105°С, для исследований была выбрана данная температура, которая охватывала и условия коррозии оборудования промышленных потребителей пара низкого давления.

Для сопоставления часть опытов была проведена без дозирования реагентов и с дозированием аммиака. Результаты опытов приведены в таблице 4.

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 как для углеродистой стали, так для латуни. В присутствии же нейтрализующих аминов для всех соотношений компонентов получено замедление коррозии.

Таким образом, использование изобретения позволяет не только поддерживать нормируемые показатели по тракту, но и увеличить срок службы оборудования на парогенерирующих установках низкого и среднего давления.

Claims

Ингибитор углекислотной коррозии для парогенерирующих установок низкого и среднего давления, включающий диметилэтаноламин и циклогексиламин, отличающийся тем, что ингибитор коррозии дополнительно содержит моноэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Моноэтаноламин (МЭА) 16-18 Диметилэтаноламин (ДМЭА) 15-17 Циклогексиламин (ЦГА) 2-4 Вода Остальное