Антикайн П.А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов

Подождите немного. Документ загружается.

стого и других газов, внутренней поверхности труб — в резуль-

тате взаимодействия с паром или водой. /

Интенсивная газовая коррозия может разрушать наружную

поверхность экранных труб. Такие коррозионные поражения

впервые обнаружены на двух электростанциях на барабанных

коТлах ТП-230-2 высокого давления, сжигающих антрацитовый

штыб, после 4 лет эксплуатации. Наружная поверхность труб

разъедалась со стороны, обращенной в топку в зоне макси-

мальных температур факела. Широкие и относительно неглу-

бокие коррозионные язвы имели неправильную форму и часто

смыкались. В середине наиболее глубоких язв появлялись свищи.

На котлах среднего давления, работающих в аналогичных

условиях в течение более 20 лет, коррозии экранных труб с наруж-

ной стороны не отмечалось. Очевидно, одной из причин, вызы-

вающих быстрое протекание коррозионных процессов на кот-

лах высокого давления, является высокая температура стенки.

На котлах сверхкритического давления ПК-39 блоков мощ-

ностью 300 МВт при сжигании пыли антрацитового штыба также

обнаружена интенсивная коррозия экранов средней радиацион-

ной части. В этом случае температура наружной поверхности

экранов выше, чем в котлах высокого давления. Существенную

роль в ускорении коррозии играют воспринятые экраном теп-

ловые потоки; чем они выше, тем больше градиент температуры

по толщине наружных отложений, тем больше вероятность

образования жидкого расплава в отложениях.

Наружная коррозия также отмечалась на котлах сверхвы-

сокого давления ТП-240-1 при сжигании пыли подмосковного

угля после 4 лет эксплуатации. На котлах среднего и высокого

давления аналогичное явление при сжигании подмосковного

угля не наблюдалось.

Конструкция парового котла, работающего на твердом топ-

ливе, его надежность и экономичность в эксплуатации в значи-

тельной степени зависят от зольности сжигаемого топлива и

минералогического состава балласта. Эти показатели опреде-

ляют процессы шлакования, коррозии и коррозионно-эрозион-

ного износа поверхностей нагрева, которые тесно взаимосвязаны.

Зольность топлива и плавкость золы предъявляют определенные

требования к конструкции топочного устройства, компоновке и

расположению ширм и конвективных пакетов. Характер взаимо-

действия между золовыми отложениями, горячими газами и за-

щитными оксидными пленками на металле определяет долго-

вечность и надежность работы поверхностей нагрева.

Наиболее неблагоприятное коррозионное воздействие на ме-

талл поверхностей нагрева при сжигании углей и сланцев ока-

зывают оксиды серы, сероводород, хлор и легкоплавкие соеди-.

нения щелочных металлов.

Сера входит как в горячую массу твердого топлива, так и

в золовой балласт; при сгорании в окислительной атмосфере

образуются окислы серы, в восстановительной — сероводород.

Хлориды находятся в составе минеральных соединений, обра-

зовавшихся в процессе формирования твердого топлива вслед-

ствие его контакта с морской водой.

Коррозионный процесс резко ускоряется при наличии восста-

новительной атмосферы около экранов или, тем более, при на-

бросе факела на экран. В этом случае происходит так называе-

мая сероводородная коррозия. В восстановительной атмосфере

топочных газов имеется сероводород, который, взаимодействуя

с железом образует сульфид железа.

Интенсивной наружной коррозии при сжигании угольной

пыли подвержены экраны из углеродистой стали, а также экра-

ны из низколегированных перлитных сталей 15ХМ и 12Х1МФ.

С проблемой наружной коррозии экранов часто приходится

сталкиваться при сжигании антрацитового штыба — АШ. Из-за

низкой реакционной способности этого топлива происходит за-

тягивание процесса его воспламенения и горения. Имеет место

наброс факела на экраны топочной камеры. В пристенной обла-

сти образуется восстановительная атмосфера. Положение усугуб-

ляется при неравномерной подаче пыли по горелкам и повышен-

ных присосах воздуха в топку, когда через горелки воздуха

вынужденно подается меньше, чем необходимо для полного сго-

рания топлива.

На котле сверхкритического давления ТПП-110 блока мощ-

ностью 300 МВт на наружной поверхности труб нижней радиа-

ционной части с лобовой стороны наблюдается интенсивная

коррозия, которая приводит к сильному утонению стенки трубы

и последующему ее разрыву. Коррозионные повреждения имеют

место только у боковых экранов на уровне оси горелки, на тру-

бах, обрамляющих сбросную горелку, и на трубах верхнего пе-

режима.

Коррозионные поражения экранов нижней радиационной ча-

сти отмечены также на котлах ТПП-210А блоков мощностью

300 МВт в случаях работы как на АШ, так и на смеси камен-

ных углей с подсветкой мазутом или при периодической работе

на угольной пыли и мазуте.

Котлы ТПП-210А — двухкорпусные. Производительность

каждого корпуса 475 т/ч. Давление острого пара 25,5 МПа.

Проектная температура перегрева свежего пара 565° С,

промежуточного перегрева — 570° С. Основное проектное топли-

во—

АШ; резервным и растопочным топливом являются газ

и мазут. Топочная камера имеет пережим и экранирована тру-

бами из стали 12Х1МФ. В камере горения трубы ошипованы

и покрыты карборундовой массой. Горелки улиточно-лопаточ-

ного типа, для сжигания пыли, газа и мазута, расположены

в один ярус по три на фронтовой и задней стенах топки. Топли-

воприготовление

— с

промежуточным бункером. Сушильный воз-

дух

из

пылесистемы сбрасывается

топку через сопла, распо-

ложенные

над

горелками.

При обследовании одного

из

котлов Новочеркасской ГРЭС,

проведенном

ВТИ и

Ростовэнерго, обнаружена интенсивная

коррозия боковых экранов нижней радиационной части. Котел

работал около

8000 ч на АШ с

растопкой

на

мазуте

и с

под-

светкой мазутом. Коррозия протекала

на

обоих корпусах. Зона

максимальной коррозии располагается

на оси

горелок

охва-

тывает среднюю часть экрана шириной

5,2 м; по

высоте пятно

коррозии простирается

на 2 м

выше

ниже

оси

горелок. Кор-

розионное утонение доходило

до 3,7 мм при

первоначальной тол-

щине стенки

6 мм и

простиралось

на 0,20—0,25

окружности

трубы

небольшим смещением

от

лобовой образующей

сто-

рону ядра факела

образованием уплощения.

тыльной

и бо-

ковой стороны коррозионный износ трубы незначительный.

В районе коррозионного поражения карборундовая обмазка

отсутствовала. Шипы

при

первоначальной длине

16 мм

обгорали

до

0,5—1,5 мм. На

поверхности труб слой продуктов коррозии

имел толщину

0,5—1,5 мм.

Анализ топочных газов

пристенной области

районе пятна

коррозии позволил установить присутствие сероводорода

вос-

становительной атмосфере. Концентрация сероводорода дости-

гала.0,08%

при

содержании оксида углерода

6—7% и

кисло-

рода—

до 1%.

Количество воздуха, подаваемого через горелки,

составляло

95—90%

необходимого

для

полного сгорания.

ока-

лине, снятой

труб

районе пятна коррозии, обнаружено

2—

3,5%

FeS.

Количество оксидов железа

на

внутренней лобовой

поверхности прокорродировавших труб было умеренным

(90—

150 г/м

При

тепловом потоке

175—230

кВт/м

эти

отложения

не вызывали опасного роста температуры наружной поверхно-

сти труб.

Основным методом борьбы

коррозией

на

котлах, работаю-

щих

на АШ,

должна служить правильная организация топочного

процесса, позволяющая устранить зоны

восстановительной

ат-

мосферой около экранов.

Необходимо тщательно следить

за

состоянием набивки огне-

упорной массы

на

трубах.

На котлах ТПП-210А Криворожской ГРЭС, работающих

на

пыли различных углей

подсветкой мазутом

периодически

на мазуте,

на

верхнем скате пережима после

16,5 тыс. ч

экс-

плуатации обнаружены поперечные риски. Некоторые

из них

проходили насквозь, образовывая свищи. Риски свидетельствуют

о коррозионно-механическом характере разрушения. Заметной

разницы

структуре металла

по

лобовой

тыльной образующей

нет. Количество оксидов железа

на

внутренней поверхности тру-

бы

по

лобовой образующей достигало

520 г/м

Тяжелые высокосернистые мазуты

настоящее время явля-

ются широко распространенным энергетическим топливом

представляют собой крекинг-остатки перегонки высокосернистых

нефтей. Зольность мазутов меняется

широких пределах

(от

0,05 до 0,50%) и

зависит

от

технологии переработки

нефти.

Хотя

мазуте содержится

в 100—300 раз

меньше золы,

чем

в твердом топливе, поверхности нагрева мазутных котлов быст-

ро заносятся из-за образования легкоплавких соединений.

Большие осложнения вызывает наличие пентаксида ванадия

золовых отложениях мазутов. Кроме образования расплавов

с низкой температурой плавления, пентаксид ванадия ускоряет

коррозию

еще и

потому,

что

служит катализатором

реакции

окисления железа.

В процессе эксплуатации прямоточных котлов мощных энер-

гетических блоков сверхкритических параметров пара, работаю-

щих

на

мазуте

содержанием серы

2,0—3,5%,

пришлось столк-

нуться

интенсивной высокотемпературной коррозией топочных

экранов.

частности, первые коррозионные повреждения были

обнаружены

на

трубах нижней радиационной части котлов

ПК-41,

которых началось освоение газомазутных энергобло-

ков мощностью

300 МВт. Эти

двухкорпусные котлы спроекти-

рованы

на

сверхкритические параметры пара

п2

565°С

= 25,5 МПа с

промежуточным нагревом пара

до

565°

С при

давлении

4 МПа.

В процессе эксплуатации температура перегрева снижена

до 545°

из-за интенсивной коррозии выходных ступеней кон-

вективных пароперегревателей

ускоренной ползучести части

паропроводных труб. Проектная паропроизводительность обоих

корпусов

— 950 т/ч.

Котлы

ПК-41

оснащены турбулентными

го-

релками (ЗиО), которые расположены встречно

на

фронтовой

и задней стенках топки,

один

ряд по

четыре

каждой стороны.

Наиболее интенсивная высокотемпературная газовая корро-

зия наблюдалась

на

боковых экранах нижней радиационной

части,

где

тепловые потоки достигают

545—580

кВт/м

также

на задних экранах

на том же

уровне,

где

тепловые потоки состав-

ляют

490—525

кВт/м

. Большие локальные тепловые потоки

ти-

пичны

для

высокофорсированных мазутных топок,

они

вызваны

высокой температурой газов

районе ядра горения

повышен-

ной эмиссионной способностью мазутного факела.

Коррозии подвержены выходные

предвыходные панели,

где энтальпия среды

1880—2260

кДж/кг. Фронтовые экраны,

охлаждаемые средой

меньшей энтальпией

воспринимаю-

щие несколько меньшие тепловые потоки, практически

не

под-

вергались высокотемпературной газовой коррозии.

Боковые

задние экраны нижней радиационной части кот-

лов

ПК-41

изготовлены

из

труб

0 32 X 5 мм и

32X6

мм из

стали

12Х1МФ.

На

разных котлах

ПК-41

применялись различные

типоразмеры труб.

Во время освоения этих котлов

по

прошествии

4—8 тыс. ч

эксплуатации

на

мазуте

на

боковых экранах нижней радиаци-

онной части начинались повреждения, количество которых

со

временем быстро увеличивалось.

При

внешнем осмотре

конт-

рольных вырезках труб после первых разрывов установлено,

что значительное количество труб, расположенных рядом

с по-

вреждениями, требовало замены. Заметной разницы

продолжи-

тельности надежной эксплуатации труб

0 32X5 и 32X6 мм из

стали 12Х1МФ

не

было установлено.

Коррозия труб поверхностей нагрева

газовой стороны

представляет собой сложный физико-химический процесс взаимо-

действия топочных газов

наружных отложений

оксидными

пленками

металлом труб.

На

развитие этого процесса оказы-

вают влияние изменяющиеся

во

времени интенсивные тепловые

потоки

высокие механические напряжения, возникающие

от

внутреннего давления

самокомпенсации.

Сернистый мазут, сжигаемый

на ТЭС,

представляет собой

остатки прямой перегонки

крекинга нефти

содержит значи-.

тельное количество асфальтосмолистых веществ. Содержание

серы, ванадия

натрия

мазуте выше,

чем в

нефти,

из

которой

мазут получен.

Сера входит

состав органических соединений, находится

в небольшом количестве

виде элементарной серы,

также вхо-

дит

состав солей щелочных

щелочноземельных металлов,

попадающих

нефть

из

воды, сопутствующей нефти

пластах.

Ванадий составляет часть органических соединений.

В мазуте присутствует также

0,5—5%

воды. Дополнительное

обводнение может происходить

при

разогреве мазута паром

для

облегчения слива

из

цистерн

зимнее время. Обводнение

ма-

зута приводит

повышению коррозионной активности продуктов

сгорания, повышению точки росы

увеличению количества отло-

жений

на

низкотемпературных поверхностях нагрева. Увеличе-

ние содержания воды

мазуте вызывает коррозию мазутопро-

водов

емкостей

для

хранения мазута.

На электростанциях сжигают преимущественно мазуты

М-40

М-100 с

содержанием серы

2—3,5% и

зольностью

до 0,15%.

Образование отложений

на

экранах, ширмах

змеевиках

поверхностей нагрева, омываемых горячими продуктами сгора-

ния мазута, происходит следующим образом. Сначала

на

отно-

сительно холодных поверхностях нагрева конденсируются

из га-

зовой среды пары оксидов щелочных металлов

оксидов вана-

дия

образуют вязкую смачивающую металл подложку,

на

которую налипают твердые

жидкие частицы. Одновременно

протекают химические реакции между горячими продуктами

сгорания

более холодными отложениями.

Отложения, образующиеся на трубах, имеют слоистое строе-

ние и сильно отличаются по составу в зависимости от удален-

ности слоя по отношению к поверхности трубы. Химический и

минералогический составы и скорость роста отложений зависят

от состава и зольности нефти, способа сжигания, обработки

топлива присадками, температуры наружной поверхности трубы,

температуры газов и скорости их потока.

Неоднородность химического и минералогического составов

по толщине отложений объясняется повышением температуры

по мере нарастания слоя, а также колебаниями состава мазута

во времени.

Внутренние слои отложений взаимодействуют с защитными

оксидными пленками на поверхности труб. На границе раздела

защитная оксидная пленка металла — отложения находится про-

межуточный слой, содержащий как продукты коррозии металла,

так и агрессивные составляющие отложений. Защитный слой, ок-

сидов имеет сложное строение: снаружи располагаются продук-

ты полного окисления — гематит (РегОз), затем слой магнетита

или хромистой шпинели (Рез0

или ЁеСггО^; ближе к металлу

при высоких температурах располагается слой вюстита FeO.

Вюстит может отсутствовать при относительно низких темпера-

турах поверхности металла. Конкретная температура, с которой

появляется в окалине вюстит, зависит от химического состава

стали. При наличии в пристенной области восстановительной

атмосферы под слоем вюстита на границе с металлом образу-

ется FeS. Подоксидные слои металла могут обедняться угле-

родом и хромом. Иногда по границам зерен в поверхностном

слое наблюдается избирательная коррозия. Наилучшими защит-

ными свойствами обладает слой магнетита или хромистой шпи-

нели.

Проблема загрязнения поверхностей нагрева золовыми отло-

жениями неразрывно связана с наружной коррозией их труб.

В зоне коррозионных поражений наружная поверхность труб

покрыта плотным эмалевидным слоем отложений темно-серого

цвета. На лобовой стороне труб образуются характерные упло-

щения и поперечные риски, которые особенно хорошо видны

после снятия наружных отложений и оксидных пленок.

При утонении стенки до

3,5—3,8

мм наступает разрушение

трубы; образуется продольная трещина, которая может иметь

различную протяженность и раскрытие.

Таким образом, коррозионное поражение экранов мощных

мазутных паровых котлов проявляется двояко: идет общее от-

носительно равномерное утонение труб по лобовой образую-

щей и образование поперечных рисок, вклинивающихся в ме-

талл.

Структура металла поврежденных труб около места разру-

шения (с лобовой обогреваемой стороны) состоит из феррита

и карбидов. Структура металла

в том же

сечении

тыльной

стороны

вдали

от

места разрушения

большинства повреж-

денных труб состояла

из

феррита, перлита

отпущенной про-

межуточной составляющей. Такое различие

структуре

преде-

лах одного сечения позволяет утверждать,

что в

процессе эксплу-

атации

пятне коррозии имел место перегрев металла труб

лобовой стороны

до

температуры

не

менее 600°

С; на

тыльной

стороне температура металла была существенно ниже.

Заметного увеличения периметра разрушенных труб

местах

повреждений

не

наблюдалось. Рост температуры металла вызы-

вал интенсивную коррозию,

но в то же

время

он был

недоста-

точен

для

сильного увеличения скорости ползучести.

В первый период, когда обнаружены массовые коррозион-

ные поражения экранов

на

паровых котлах

ПК-41,

основным

способом борьбы

ними была массовая замена труб.

На

боко-

вых экранах

она

производилась через

6—8 тыс. ч

эксплуатации,

на задних

—

через

10—12 тыс. ч.

Рассмотрим причины, вызывающие протекание двух коррози-

онных процессов

—

относительно равномерного утонения стенки

трубы из-за высокотемпературной коррозии

по

лобовой образую-

щей

образования поперечных рисок.

На внутренней поверхности экранных труб, расположенных

в пятне коррозии,

во

время массовых повреждений обнаружен

слой оксидов железа, достигавший

0,12—0,14 мм.

Этот слой

состоял преимущественно

из

Рез0

. Количество оксидов железа,

которое удалось снять

внутренней поверхности труб

местах

коррозионных поражений

на

лобовой стороне

при

аммиачном

водном режиме, достигало

300—400 г/м

Трубы менее теплонапряженных участков экранов имели

это время отложения

100—150 г/м

Слой оксидов железа

на

внут-

ренней поверхности экранной трубы имеет

два

подслоя. Нижний,

более плотный, прочно связан

металлом. Верхний подслой

пористый, крупнокристаллический.

На

вырезанной трубе верхний

подслой

по

внешнему виду напоминает сажу: черный

сереб-

ристым отливом; легко удаляется даже пальцем. Нижний плот-

ный слой образуется

процессе пароводяной коррозии,

а на-

ружный рыхлый слой

— как

из-за коррозии,

так и

из-за

на-

носа.

Ускоряющееся

со

временем повышение температуры металла

экранных труб нижней радиационной части

процессе эксплу-

атации установлено температурными измерениями.

Анализ возможных источников образования отложений окси-

дов железа

тракте среды сверхкритического давления

по-

казал,

что они

могут выделяться

из

питательной воды

во

время нормальной работы энергоблока, образовываться

в ре-

зультате стояночной коррозии металла, выпадать

начальный

период работы энергоблока, получаться

питательном тракте

за счет растопок котла на не полностью деаэрированной воде

и выноситься к поверхности нагрева. Оксиды железа могут

образовываться также из-за коррозии металла труб под воздей-

ствием водной среды сверхкритического давления в процессе

нормальной эксплуатации котла.

При чистой- внутренней поверхности труб нижней радиаци-

онной части в районе максимальных тепловых потоков на на-

ружной поверхности экранных труб 0 32 X 5 мм температура

составляет 500—520° С; на наружной поверхности труб 0 32X

Х6 мм — 520—540° С.

При этом перепад на внутренней поверхности трубы из-за

теплопередачи от стенки к среде сверхкритического давления

достигает 30—40° С, а по толщине стенки трубы — 80—100° С.

При полном отсутствии слоя оксидов железа на внутренней по-

верхности труб нижней радиационной части температура металла

составляет 420—440° С.

В результате многочисленных исследований вырезок труб из

поверхностей нагрева котлов сверхкритического давления уста-

новлено, что количество оксидов железа по тракту распреде-

ляется неравномерно. Наибольшее количество их обнаруживают

на внутренней поверхности обогреваемых экранных труб со сто-

роны лобовой образующей в области, где температура среды

составляет 370—390° С.

Темп роста температуры металла труб поверхностей нагрева

котлов ПК-41 в зависимости, от теплосодержания среды корре-

лируется с распределением количества оксидов железа.

В паровых котлах различных типов максимум количества

оксидов железа может несколько смещаться.

Температурный режим экранов зависит не только от количест-

ва оксидов железа на внутренней поверхности, но и от тепло-

физических свойств этого слоя. На теплофизические свойства

должна влиять структура слоя оксидов железа (величина час-

тиц, форма, пористость). Закономерно предполагать, что» тепло-

физические свойства должны зависеть от источника образова-

ния слоя оксидов железа и условий образования, таких, как

скорость среды, тепловой поток и т. п.

На количество оксидов железа, обнаруживаемых на внут-

ренней поверхности труб, влияет тепловой поток. В частности,

на лобовой обогреваемой стороне труб их всегда существенно

больше, чем на необогреваемой тыльной. Тепловой поток может

влиять на количество наносных отложений, так как чем он выше,

тем сильнее эффект от выпадения из потока вследствие упарива-

ния раствора в пристенном слое. Прямое влияние теплового

потока на процесс пароводяной коррозии представляется мало-

вероятным.

Экспериментально установлено, что изменение энтальпии сре-

ды в трубе экрана котлов сверхкритических параметров влияет

на количество отложившихся оксидов железа сильнее, чем изме-

нение теплового потока.

Наносные оксиды железа образуются как при аммиачно-

гидразинном, так и при нейтрально-окислительном водных ре-

жимах. Их источником являются коррозионные процессы в пита-

тельном тракте котла и примеси, содержащиеся в питательной

воде.

В процессе коррозии образуется двухвалентный оксид же-

леза; входящий в состав истинных растворов, коллоидных соеди-

нений и взвешенных частиц. На формирование железооксидных

образований влияют многочисленные физико-химические и теп-

лофизические факторы: размер и форма частиц, дисперсный

состав, показатель рН среды, термофорез, концентрация дисперс-

ных частиц, массовая скорость среды, температура внутренней

поверхности трубы, локальные тепловые потоки и т. п. Кроме

оксидов железа в воде содержатся оксиды меди, попадающие при

коррозионных процессах в ПНД.

Процесс образования отложений делится на две стадии:

доставку частиц к стенке трубы и закрепление на ней. На пер-

вой стадии решающую роль играют гидродинамические силы.

На второй стадии решающая роль принадлежит силам молеку-

лярного взаимодействия.

В процессе эксплуатации происходит постепенное увеличение

толщины наносного слоя оксидов железа. Этот слой обладает

определенным тепловым сопротивлениям. Тепловой поток в ниж-

ней радиационной части определяется радиационной составляю-

щей факела и является практически неизменной величиной.

В результате температура внутренней поверхности трубы под

слоем отложений повышается тем более, чем толще слой отло-

жений.

Процесс пароводяной коррозии, протекающий относительно

вяло на внутренней поверхности чистых труб нижней радиа-

ционной части при температуре 420—440° С, существенно уско-

ряется с ростом температуры стенки под слоем оксидов. С тече-

нием времени скорость роста температуры металла труб возра-

стает. Увеличение скорости роста температуры вызвано тем, что

образующиеся из-за пароводяной коррозии оксиды вносят до-

полнительное термическое сопротивление, а их образуется тем

больше в единицу времени, чем выше температура металла под

ними. Количество выпадающих наносных оксидов приблизитель-

но постоянно во времени.

Коррозия в среде сверхкритического давления по своему

механизму занимает промежуточное положение между коррозией

в котловой воде и перегретом паре. При сверхкритическом

давлении исчезает резкое различие между водой и паром. Между

ними исчезает и поверхность раздела.

В среде сверхкритического давления на всех сталях форми-

руются двухслойные оксидные пленки. Наружный кристалличе-

ский слой имеет меньшую плотность,

чем

внутренний, приле-

гающий

металлу.

На

стали 12Х1МФ

оба

слоя состоят

из

маг-

нетита

. На

сталях ЭИ756

12Х18Н12Т наружный слой

состоит

основном

из

магнетита,

внутренний

— из

хромистой

шпинели

— FeCr

Относительная доля рыхлого слоя макси-

мальная

при

380°

С и

уменьшается

при

дальнейшем росте тем-

пературы. Размер кристаллов рыхлого слоя

повышением тем-

пературы увеличивается.

В результате проведенных

МО

ЦКТИ исследований полу-

чены универсальные термокинетические зависимости, которые

можно использовать

для

определения средних коррозионных

потерь

среде сверхкритического давления

интервале

от 380

до 520°

С (при

рН~0,9):

для стали 12Х1МФ

lgAs=

1,580

для стали типа 12Х2М1

lgAs=l,135

для стали ЭИ756

lgAs=

1,671

для стали 12Х18Н12Т

lgA

-0,972+0,398 lgr.

Здесь

As —

утонение стенки трубы

со

стороны среды сверх-

критического давления,

мм; Т —

температура металла

на

внут-

ренней поверхности трубы,

К; т —

время,

ч.

Эти зависимости хорошо согласуются

результатами корро-

зионных испытаний

тех же

сталей

тракте парового котла

сверхкритических параметров

при

скоростях среды

от 0,3 до

1,4 м/с и

температурах

340, 390 и

520°

продолжительностью

от

2500 до 8780 ч.

При увеличении показателя

рН

среды

от 7—8 до 9,5—10,5

коррозионные потери всех исследованных сталей снижаются

1,5—2

раза. Содержание водорода

среде сверхкритического

давления относительно слабо влияет

на

коррозионный процесс.

Коррозионная стойкость стали 12Х18Н12Т

при

всех иссле-

дованных водно-химических режимах приблизительно

в 5—

10 раз

выше,

чем у

стали 12Х1МФ. Коррозионные потери

стали ЭИ756

1,5—2,0

раза ниже,

чем у

стали 12Х1МФ.

По существу

при

380—520°

водная среда сверхкритиче-

ского давления должна была представлять собой

пар.

Тогда

219

+0,261

lgx;

Ш +0,263 lgr;

+0)

274 lgr;