Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Изучение влияния пленкообразующих аминов на скорость коррозии углеродистой стали в жидкой и паровой фазе

Диссертация: Изучение влияния пленкообразующих аминов на скорость коррозии углеродистой стали в жидкой и паровой фазе
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Одним из параметров, по которому оценивается ВХР, является концентрация продуктов коррозии железа в паро-водяном тракте, которая непосредственно связана с протеканием процессов коррозии. Поэтому основная задача данной работы состояла в изучении скорости коррозии углеродистой стали в кипящей воде и насыщенном паре в присутствии реагентов типа «Хеламин», которые используются для коррекции ВХР, как… Читать ещё >

Содержание

  • 1. Особенности эксплуатации котлов-утилизаторов на тепловых электрических станциях с парогазовыми установками и требования к качеству воды и пара
    • 1. 1. Основные проблемы, возникающие при эксплуатации ТЭС с ЛГУ
    • 1. 2. Требования к качеству воды и пара на ТЭС с ПТУ
    • 1. 3. Основные водно-химические режимы на ТЭС с ПГУ
    • 1. 4. Физико-химические свойства хеламина
    • 1. 5. Постановка задачи исследования
  • 2. Скорость коррозии углеродистой стали в кипящей воде и насыщенном паре в присутствии различных марок хеламина
    • 2. 1. Описание экспериментальной установки и методики проведения опытов
    • 2. 2. Расчет ошибки эксперимента
    • 2. 3. Влияние хеламина на скорость коррозии углеродистой стали в кипящей воде и насыщенном паре при стационарных режимах работы
    • 2. 4. Влияние хеламина на скорость коррозии углеродистой стали при переменных режимах работы
    • 2. 5. Влияние хеламина на скорость коррозии углеродистой стали в присутствии ЫаОН
  • 3. Коэффициент распределения аминов из кипящей воды в насыщенный пар
    • 3. 1. Схема экспериментальной установки
      • 3. 2. 1. Пуск установки и стабилизация рабочих параметров
      • 3. 2. 2. Ведение режима эксперимента
    • 3. 3. Результаты опытов по изучению коэффициентов распределения хеламина
  • 4. Изучение форм щёлочности в воде в присутствии плёнкообразующих аминов
  • 5. Влияние плёнкообразующих аминов на поведение углеродистой стали в воде и паре
    • 5. 1. Влияние плёнкообразующих аминов на коррозию углеродистой стали
    • 5. 2. Переход плёнкообразующих аминов из кипящей воды в насыщенный пар
  • 6. Выводы

Изучение влияния пленкообразующих аминов на скорость коррозии углеродистой стали в жидкой и паровой фазе (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Одной из причин, приводящих к снижению эффективности и надежности работы энергетического оборудования на тепловых электрических станциях (ТЭС), являются коррозионные процессы, протекающие в пароводяном тракте электростанции. По данным Исследовательского института электроэнергетики США (ЕРМ), ежегодный ущерб от коррозионных повреждений оборудования на тепловых электростанциях США составляет 3.5 млрд долл. США. Достаточно остро стоит проблема повреждений турбинного аппарата. В определенной степени эти проблемы обусловлены недостатками водно-химического режима (ВХР).

По данным зарубежных исследователей процессы коррозии и образования отложений в пароводяном тракте ТЭС, являются основной причиной повышения стоимости пара и электроэнергии.

Одной из проблем, возникающих при эксплуатации обычных ТЭС и ТЭС с парогазовыми установками (ПТУ) является эрозионно-коррозионнный износ (ЭКИ). Проблема ЭКИ оборудования является актуальной, как для действующих, так и для проектируемых энергоблоков. Опыт эксплуатации зарубежных ТЭС с ПТУ показывает, что основные повреждения наблюдаются в контурах низкого давления, работающих при параметрах 0,37 — 0,68 МПа. В связи с развитием процессов ЭКИ приходится заменять большое количество вышедшего из строя оборудования, в частности, водяные коллекторы, трубы в котлов-утилизаторов (КУ) и трубопроводы.

На ТЭС с ПТУ используются различные ВХР, основными из которых являются: аммиачный ВХР с дозированием аммиака в конденсатно-питательный тракт и котловую водуаммиачный с дозированием аммиака в конденсатно-питательный тракт и фосфатов в котловую водуаммиачный с дозированием аммиака в конденсатно-питательный тракт и №ОН в котловую воду. Ни один из этих режимов не обеспечивает условий, при которых коррозионные процессы, и в частности, ЭКИ были бы сведены к минимуму.

В течение последнего десятилетия на зарубежных станциях и в России для организации ВХР используются пленкообразующие амины [1−7].

Несмотря на то, что имеются экспериментальные данные и накоплен значительный опыт использования пленкообразующих аминов для коррекции ВХР, имеющиеся данные не позволяют ответить на ряд вопросов, возникающих при использовании этих реагентов. Практически отсутствуют руководящие указания по их применению в целях коррекции ВХР. Хотя пленкообразующие амины находят всё большее применение, в частности за рубежом, отмечается [8, 9], что необходимо определить основные критерии по использованию этих реагентов и установить основные контролируемые и нормируемые показатели.

Одним из параметров, по которому оценивается ВХР, является концентрация продуктов коррозии железа в паро-водяном тракте, которая непосредственно связана с протеканием процессов коррозии. Поэтому основная задача данной работы состояла в изучении скорости коррозии углеродистой стали в кипящей воде и насыщенном паре в присутствии реагентов типа «Хеламин», которые используются для коррекции ВХР, как на обычных ТЭС, так и на ТЭС с ПГУ.

6. ВЫВОДЫ.

1 .Приведены результаты опытов по изучению скорости коррозии плёнкообразующих аминов типа хеламин (BRW-150, 906Н и 90Н Turbo) в кипящей воде и насыщенном паре при температуре 120 °C.

2. Установлено, что скорость коррозии углеродистой стали в кипящей воде и насыщенном паре при стационарном режиме работы зависит от типа используемого реагента: в кипящей воде она минимальна в присутствии реагента BRW-150, а в паре — в присутствии реагента 906Н.

3. Для исследованных реагентов скорость коррозии углеродистой стали в кипящей воде снижается с повышением концентрациитак для реагента BRW-150 при его концентрации в воде 1,5 мг/дм скорость коррозии равна 1,52 г/м2*сутки, а при концентрации 18 мг/дм3 — 0,22 г/м2*сутки.

4. При режиме работы «пуск-останов» скорость коррозии углеродистой стали в кипящей воде практически такая же, что и при стационарном режиме работыскорость коррозии в кипящей воде в 1,25−2,1 раза меньше, чем при аммиачном ВХР.

5. Установлено, что пленкообразующие амины снижают скорость коррозии углеродистой стали в воде, содержащей NaOH в повышенных концентрациях.

6. Определены Кр аминов, содержащихся в реагентах BRW-150, 90Н Turbo и 906Н при давлениях 0,2 и 7,0 МПа. Установлено, что Кр аминов зависят от типа реагента. При давлении 0,2 МПа Кр BRW-150 и 906Н равны соответственно 0,96 и 0,90, а 90Н Turbo — 0,63.

7. С увеличением давления от 0,2 до 7,0 МПа Кр 90Н Turbo — увеличивается, 906Н — остается постоянным, BRW-150 — снижается.

8. Анализ состава аминов в кипящей воде и насыщенном паре реагента BRW-150 показал, что одним из компонентов является моноэтаноламин, Кр которого при давлении 0,2 МПа равен 0,033.

9. Определены формы щелочности, содержащейся в различных марках хеламина в кипящей воде. Установлено, что в растворах всех марок хеламина, щелочность присутствует в виде гидратной и карбонатной в различных соотношениях. Минимальное значение гидратной щелочности наблюдается для хеламина марки 906Н.

10. Полученные результаты по скорости коррозии углеродистой стали в кипящей воде и насыщенном паре в присутствии плёнкообразующих аминов марки хеламин, а также данные по Кр аминов между кипящей водой и насыщенным паром позволяют рекомендовать эти реагенты в качестве альтернативы для организации ВХР барабанных котлов, в частности КУ на ТЭС с ПТУ.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Е. Beetz «Corrosion inhibitors on the basis of cationic surface active polyamines,» Fernwaerme 1.t. 21,(11)616, 619−62 (1992).
  2. W. Jerzykiewicz, M. Kozupa, «Anticorrosive preparations for correction of water-steam and water heater cycles», Corrosion/1996 Theory and Practice. Vol. 2 $ Gdansk$ Poland$ 17−20 Sept. 1996. pp. 505−508, (1996).
  3. W. Kelm, H.D. Kranz, D. Vrhel «Boilout of Drum-Type Boilers with Helamin (published under the heading of «Alternative Treatments») Power Plant chemistry 2 (10) 100 108 (2000).
  4. A. Bursik «Polyamine/Amine treatment A reasonable Alternative fror conditioning High Pressure Cycles with Drum Boilers», Power Plant Chemistry, 6 (9) 549 — 545 (2004).
  5. L. Bursik «Once-through Boiler as an Autoclave for Testing an Organic Cycle Treatment Chemical», Power Plant Chemistry 4 (2), 2002.
  6. R. Roofthooft, M. Eyckmans, K. Verheyden, D. de Pourq «Conditioning of water steam Cycles with a mixture of Polyamines and Polyacrylates», VGB PowerTech 81 (3), 83−86 (2001).
  7. K.S. Verheyden, R.A.M. Ertryckx, M. de Wispelaere, N. Poelemans «Belgian Experience with Film-forming and neutralizing amines», PowerPlantChemistry, 5 (9), 516−522 (2003).
  8. H. Duisters, j. Savelkoul «Corrosion Damage in Waster heat boilers: major root causes and remediation», Ammonia Technical manual 93- 102 (2005).
  9. T.Vogt, G. Besl, M. Stecklina «Change in Plant cycle Chemistry from hydrazine/phosphate to amine/polyamine treatment in an industrial Power Station», Power Plant Chemistry 9 (8) 500−508 (2007).
  10. Smith D.J. Advanced Gas Turbines Yield High Efficiency/D.J. Smith//Low Emissions Power Engineering International Conf. June 1994. P. 27 31.
  11. П.Цанев С. В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций/ С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремизов. М.: Издательство МЭИ, 2002.
  12. В.Н., Петрова Т. И. «Водно-химические режимы ТЭС и АЭС" — Москва, Издательский дом МЭИ, 2009. 240 с.
  13. О.А., Семенов В. Н., Игнатевская JI.A. Образование солевой зоны на поверхности турбинной лопатки при дозвуковом и трансзвуковом обтекании с фазовым переходом// Вестник МЭИ. -1994.-№ 3.-С. 19−22.
  14. Jonas О., Mathur R., Dooley В., Rieger N. Turbine Steam Chemistry and Corrosion// Proc. Of 54th Int. Water Conf. Pittsburgh. USA., 1993. paper IWS — 93 — 51.
  15. Petrova T.I., Seleznev L. I, Burakov I.A. «FAC at Fossil Power Plants: Issues and Solutions». Int.Conf. «Fossil FAG», June 29- Julyl, 2010, Washington, USA, p. 1.1 -1.11
  16. P.Jackson, D. Moelling, M. Taylor «Ten Years Retrospective at HSRG FAC Assesment and Incidence». Int.Conf. «Fossil FAG», June 29- Julyl, 2010, Washington, US A, p. 1.1 -1.11
  17. A.Siebl, L. Stanley «HSRG Designs and their effect on FAC risk» Int.Conf. «Fossil FAG», June 29- Julyl, 2010, Washington, USA, p. 1.1−1.11
  18. B.Dooley, R. Anderson «Flow-acsellerated corrosion in HSRG’s.» Int.Conf. «Fossil FAG», June 29- Julyl, 2010, Washington, USA, p. 1.1−1.11
  19. . R.B. «Flow-Accelerated Corrosion in Fossil and Combined Cycle/HRSG Plants». PowerPlant Chemistry, 2008. 10(2). 68
  20. Dooley R B. Shields. K. J. and Shulder. S. J. «Flow-Acselerated Corrosion (FAC) in Conventional Fossil Units: Cycle Chemistry Influences and Management Approach» PowerPlant Chemistry. 2009. 11(6). 352.
  21. , R. В., Shields K. J. and Shulder S. J. «How Repeat Situations Lead to Chemistry-related Damage in Conventional Fossil and Combined
  22. Cycle/HSRG Int.Conf. «Fossil FAG», June 29- Julyl, 2010, Washington, US A, p. 5.1 5.15
  23. D.H.Lister, S. Uchida «Reflections on FAG mechanism» .Int.Conf. «Fossil FAG», June 29- Julyl, 2010, Washington, USA, p.1.1−1.11
  24. G.J., Garbett K., Woolsey I.S. «Mechanistic Aspects of the Temperature Dependence of Erosion-Corrosion» Proc. Specialists Meeting on Erosion-Corrosion in High Temperature Water and Wet Steam France, 1982, EDF.
  25. Л.И., Рыженков B.A. Оценка длительности инкубационного периода эрозионного износа конструкционных материалов. Теплоэнергетика, 2005, № 4, стр. 61−63.
  26. Петрова Т. И, Петров А. Ю. «Водно-химические режимы тепловых электростанций с парогазовыми установками (по зарубежным станциям» Новое в российской электроэнергетике 2007, № 4, стр. 44 -55.
  27. Rziha М., Wilff R. Cycle Chemistry in Combined Cycle Units The Siemence Experimence. Proc. Sixth Int. EPRI Conf. on Cycle Chemistry in Fossil Plants. June 27−29, 2000 Columbus, Ohio, USA, p.33.1 -33.15
  28. J.Ohta, H. Hirano «Japanes Experience with FAG in Fossil Plants» Int. Conf.'Tossil FAG» Jun 29-July 1, 2010, Washington, USA, 12.1−12.8.
  29. B. Dooley «Flow-Accelerated Corrosion in fossil and Combined Cycle/HRSG Plants.» PPChem, 2008, 10(2), P68−89.
  30. А.Ф., Островская M.B. Водно-химический режим ПТУ С-3 ТЭЦ С-Петербург. Теплоэнергетика, 2003, № 6.
  31. А.Ф., Радин Ю. А., Герасименко О. Б. Особенности эксплуатации и повреждаемости котлов-утилизаторов бинарных парогазовых установок. Энергоиздат, 2008, Москва.
  32. L. Bursik «The Cetamine Film-forming Amines in Plant Cycles» PPCh, 2010, 12(7), p. 396−399.
  33. G.J. Verib «An Alternative Chemistry for Both Operational and Layup Protection of High-Pressure Steam-Water Cycles Using on Organic Filming Amine» PPCh, 2011, 13 (5), p. 262 270.
  34. А.Ф. Богачев «Новое в российской электроэнергетике»
  35. Повышение надежности и экономичности пароводяного энергетического оборудования путем дозирования ПАВ/ Г. А. Филиппов, Г. А. Салтанов, А. Н. Кукушкин и др. // Теплоэнергетика. -1982. -№ 9.- С. 20−24.
  36. С.Ю., Кирилина А. В. «О выборе реагентов при ведении аминных режимов» «Энергетик» 2011 № 1. Стр. 39−44.
  37. А.В. «Изучение влияния органических соединений на коррозию углеродистой стали и латуни в тракте ТЭС с барабанными котлами». Москва, МЭИ, 2004.
  38. Опытно-промышленные испытания по коррекционной обработке хеламином пароводяного тракта барабанного котла (10 МПа)/ А. Ф. Богачев, Р. К. Маврицкая, В. Я. Кыштымов и д.р.// Теплоэнергетика. 2002. — № 8. — С.30 — 35.
  39. О.Н., Колпащиков B.JI. Исследование процессов коррекционной обработки воды в пароводяных трактах и контурах охлаждения ТЭЦ хеламином и кубленом//4-й Минский международный форум по тепломассообмену. 2000. — Т. 10. — С. 455 -463.
  40. М.А. Старикович, О. И. Мартынова, 3.JI. Миропольский. Процессы генерации пара на электростанциях// Учебник для энергетических специальностей вузов. -М.: Энергия, 1969. с. 312.
  41. Zahner Т., Seghezzi H.D., Cappis М.С./ Water Treatment Helamin. Filtro SA//CH-1211 Geneve the SQS-sertificate ISO 9002. 1998. 32 p.
  42. Г. А., Салтанов Г. А., Кукушкин A.H. Гидродинамика и тепломассообмен в присутствии поверхностно-активных веществ. М.: Энергоатомиздат, 1988.-с.184.
  43. Conditioning of Water-Steam Cycles with a Mixture of Polyamines and Polyacrylates/ R. Roofthooft, M. Eyckmans, K. Verheyden, D. Pourcq //1.ternational Journal for Electricity and Heat Generation. VGB PowerTech. -2001. -V.81. -Issue 3. -P. 83−86.
  44. Ю. В. О физико-химических процессах в проточной части паровых турбин// Тр. ЦКТИ. -1984. -Вып. 211.- С.50−57.
  45. Эксплуатационная инструкция Polyamine-Test ССОН.
  46. JI.B. Новицкий, И. А. Зограф «Оценка погрешностей результатов измерений». Энергоатомиздат, 1991.
  47. Л.С. Стерман «Обобщение экспериментальных данных по барботажу пара через жидкость» Журнал технической физики, 1956, т. 26, вып. 7, стр. 1519−1524.
  48. Некоторые методические особенности изучения поведения примесей в пароводяном тракте ТЭС при высоких параметрах /Мартынова О.И., Самойлов Ю. Ф., Петрова Т. И., Харламов В. К. Тр./ Моск. энерг. инст., 1979, вып.405, с.40−44.
  49. De Bache «Case Study: Application in Water-to-Energy Power Plant». The Cetamine Syposium «Film-Forming Amines in Plant Cycle». Abstracts. Power Plant Chemistry 2010, 12 (7).
  50. J. Kallweit, H. Ducret «Pressure Testing, Boil-out and Preservation with Film-Forming Amines». The Cetamine Syposium «Film-Forming Amines in Plant Cycle». Abstracts. Power Plant Chemistry 2010, 12 (7).
  51. W. Hater «Interactions between Amines and Ion Exchange Resins». The Cetamine Syposium «Film-Forming Amines in Plant Cycle». Abstracts. Power Plant Chemistry 2010, 12 (7).
  52. H.Topp «Termotechnical Characterization of Interactions of Film-Forming Amines with Heat Transfer Surfaces in Shell Boilers». The Cetamine Syposium «Film-Forming Amines in Plant Cycle». Abstracts. Power Plant Chemistry 2010, 12(7).
  53. R. Van Lier «Experience with Film-Forming Amines in the High Pressure Steam System of Naphtha Cracker». The Cetamine Syposium «Film
  54. Forming Amines in Plant Cycle». Abstracts. Power Plant Chemistry 2010, 12(7).
  55. J. Beisser «From Hydrazine to Cetamine Experience during the Conversion in a Complex Industrial Steam Network». The Cetamine Syposium «Film-Forming Amines in Plant Cycle». Abstracts. Power Plant Chemistry 2010, 12 (7).
  56. C. Banica, E. Chempik, G. Vogt, F. Schneider «Materials and Corrosion» 2002, 53.256.
  57. N. Pebere, M. Lafont, F. Moran Proc., VGB Konferenz Chemie im Krafwerk, 1998. (Essen Germany).
  58. N. Ochoa, F. Moran, N. Peberl, B. Tribollet Corrosion Science, 2005, 47.593
  59. Z. Chen, C. Batton, D. Cicero, R. Port Corrosion 98, 1998 (San Diego, CF, USA)
  60. W. Hater, N. Rudschiitzky, D. Olivet «The Chemistry and Properties of Organic Boiler Feedwater Additives Based on Film-Forming Amines and Their Use in Steam Generation» Power Plant Chemistry, 2009, 11 (2), p. 90 -96.
  61. D. Frahne, T. Blum «Formation of Polyamine Films on Iron Surfaces under Power Plant Condition Laboratory Investigations» Power Plant Chemistry 2006, 8(1), p. 21−30.
  62. H. Topp, D. Steinbrecht, W. Hater, A. de Bache «The Influence of Film-Forming Amines on Heat Transfer during faturated Pool Boiling» Power Plant Chemistry, 2010, 12 (7), p. 388 395.
  63. Bonsack «Experience with Film-Forming Amines in the High Pressure Steam System of Naphtha Cracker». The Cetamine Syposium «Film-Forming Amines in Plant Cycle». Abstracts. Power Plant Chemistry 2010, 12 (7).
  64. Р. Benezeth, D. Weselowski, M. Ridley «Effect of Amines on the Surface Charge Properties of Iron Oxides». Power Plant Chemistry, 2006, 8 (1), p. 31−45.
  65. Hong Hung, Guo-Ding Zhow, Giang-Qiang Ziao «A study of anticorrosion behavior of octadecylamine — trented iron samples». Applied Surface Science. 156, 2006. P. 39−40.
  66. T. Петрова, О. Поваров, А. Зонов, JI. Макарова «Влияние плёнкообразующего амина СА-1 на скорость коррозии углеродистой стали в минерализованной воде», Тяжёлое машиносотроение, 1993, № 2, стр. 24 26.
  67. Т.И. Петрова, в. Рыженков, О. Ермаков «Исследования коррозии подогревателей сетевой воды и пути её снижения». Теплоэнергетика, 1999, № 12, стр. 20−23.
  68. Т. Petrova, A. Furunzhieva. Proc. 14th Int. Conf. on Properties of Water and Steam, 2004 (Kyoto, Japan).
  69. T. Zahner, H. Seghezzi, M. Cappies «Water Treatment Helamin. Filter SAII CH 1211 Geneve the SAS' - sertificate ISO 9002.
  70. Wolfgang S. Amine proves effective alternative to hydrazine// Modern Power Systems. 2001. — № 2. — 4 p.
  71. Verheyden K., Ertryckx R, De Wispelaere M. Belgian experiences with film forming amines// Power Plant Chemistry. 2003. — № 5 (6) — P.331.
  72. R. Grovetto «Research Evalution of Polyamine Chemistry for Boiler Treatment: Corrosion Protection». NACE International Corrosion Conference 2011.
  73. Т.И. Петрова «Влияние пленкообразующих аминов на скорость коррозии констуркционных материалов». Автореферат диссертации на звание д.т.н. 2003, Москва.
  74. N. Voges, W. Hater «Disrtibution Ratio and Average Surface Corerage of Film-Forming Amines» Power Plant Chyemistry, 2010, 12 (3), p. 132 138.
  75. R. Grovetto «Research Evalution of Polyamine Chemistry for Boiler Treatment: Corrosion Protection». Power Plant Chemistry, 2011 (13), № 1.
  76. Е.Б. «Влияние плёнкообразующих аминов на коррекционную обработку пароводяного тракта котельных агрегатов с естественной циркуляцией» автореферат на соискание уч. степени к.т.н., г. Алматы, Казахстан, 2010.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!