Энциклопедия пожаробезопасности

Методы предотвращения коррозия в водогрейных котлах. Коррозия и эрозия в котлах среднего и низкого давления со стороны топки. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов

Что такое Гидро-Икс:

Гидро-Икс (Hydro-X) называют изобретен­ный в Дании 70 лет назад метод и раствор, обес­печивающие необходимую коррекционную обра­ботку воды для систем отопления и котлов как водогрейных, так и паровых с низким давлением пара (до 40 атм). При использовании метода Гид­ро-Икс в циркулирующую воду добавляется толь­ко один раствор, поставляемый к потребителю в пластиковых канистрах или бочках в уже готовом для использования виде. Это позволяет не иметь на предприятиях специальных складов для хими­ческих реагентов, цеха для приготовления необ­ходимых растворов и т. п.

Использование Гидро-Икс обеспечивает поддержание необходимой величины рН, очистку воды от кислорода и свободной углекислоты, пре­дотвращение появления накипи, а при ее наличии отмывку поверхностей, а также предохранение от коррозии.

Гидро-Икс представляет собой прозрачную желтовато-коричневую жидкость, однородную, сильно щелочную, с удельным весом около 1,19 г/см при 20 °С. Ее состав стабилен и даже при длительном хранении не имеет место разделение жидкости или выпадение осадка, так что нет нуж­ды в перемешивании перед употреблением. Жид­кость не огнеопасна.

Достоинства метода Гидро-Икс – про­стота и эффективность водоподготовки.

При работе водонагревательных систем, включающих теплообменники, водогрейные или паровые котлы, как правило, производится их подпитка добавочной водой. Для предотвращения появления накипи необходимо осуществлять водоподготовку с целью уменьшения содержания шлама и солей в котловой воде. Водоподготовка может быть осуществлена, например, за счет ис­пользования умягчающих фильтров, применения обессоливания, обратного осмоса и др. Даже по­сле такой обработки остаются проблемы, связан­ные с возможным протеканием коррозии. При до­бавке в воду каустической соды, тринатрийфосфата и т. п., также остается проблема коррозии, а для паровых котлов и загрязнение пара.

Достаточно простым методом, предотвра­щающим появление накипи и коррозию, является метод Гидро-Икс, согласно которому добавляется в котловую воду небольшое количество уже при­готовленного раствора, содержащего 8 органиче­ских и неорганических компонентов. Достоинства метода заключаются в следующем:

– раствор поступает к потребителю в уже готовом для использования виде;

– раствор в небольших количествах вводит­ся в воду либо вручную, либо с помощью насоса-дозатора;

– при использовании Гидро-Икс нет необхо­димости применять другие химические вещества;

– в котловую воду подается примерно в 10 раз меньше активных веществ, чем при примене­нии традиционных методов обработки воды;

Гидро-Икс не содержит токсичных компо­нентов. Кроме гидроксида натрия NaOH и тринатрийфосфата Na3PO4 все остальные вещества из­влечены из нетоксичных растений;

– при использовании в паровых котлах и ис­парителях обеспечивается чистый пар и предот­вращается возможность вспенивания.

Состав Гидро-Икс.

Раствор включает восемь различных веществ как органических, так и неорганических. Механизм действия Гидро-Икс носит комплексный физико-химический характер.

Направление воздействия каждой состав­ляющей примерно следующее.

Гидроксид натрия NaOH в количестве 225 г/л уменьшает жесткость воды и регулирует зна­чение рН, предохраняет слой магнетита; тринатрийфосфат Na3PO4 в количестве 2,25 г/л – пре­дотвращает образование накипи и защищает по­верхность из железа. Все шесть органических соеди­нений в сумме не превышают 50 г/л и включают лигнин, танин, крахмал, гликоль, альгинат и маннуронат натрия. Общее количество базовых ве­ществ NaOH и Na3PO4 при обработке воды Гидро-Икс очень мало, примерно в десять раз меньше, чем используют при традиционной обработке, согласно принципу стехиометрии.

Влияние компонентов Гидро-Икс скорее физическое, чем химическое.

Органические добавки служат следующим целям.

Альгинат и маннуронат натрия используют­ся вместе с некоторыми катализаторами и спо­собствуют осаждению солей кальция и магния. Танины поглощают кислород и создают защитный от коррозии слой железа. Лигнин действует по­добно танину, а также способствует удалению имеющейся накипи. Крахмал формирует шлам, а гликоль препятствует вспениванию и уносу капель влаги. Неорганические соединения поддерживают необходимую для эффективного действия орга­нических веществ слабо щелочную среду, служат индикатором концентрации Гидро-Икс.

Принцип действия Гидро-Икс.

Решающую роль в действии Гидро-Икс ока­зывают органические составляющие. Хотя они присутствуют в минимальных количествах, за счет глубокого диспергирования их активная реакцион­ная поверхность достаточно велика. Молекуляр­ный вес органических составляющих Гидро-Икс значителен, что обеспечивает физический эф­фект притягивания молекул загрязнителей воды. Этот этап водоподготовки протекает без химиче­ских реакций. Поглощение молекул загрязнителей нейтрально. Это позволяет собрать все такие мо­лекулы, как создающие жесткость, так и соли же­леза, хлориды, соли кремниевой кислоты и др. Все загрязнители воды осаждаются в шламе, ко­торый подвижен, аморфен и не слипается. Это предотвращает возможность образования накипи на поверхностях нагрева, что является сущест­венным достоинством метода Гидро-Икс.

Нейтральные молекулы Гидро-Икс погло­щают как положительные, так и отрицательные ионы (анионы и катионы), которые в свою очередь взаимно нейтрализуются. Нейтрализация ионов непосредственно влияет на уменьшение электро­химической коррозии, поскольку этот вид коррозии связан с различным электрическим потенциалом.

Гидро-Икс эффективен против коррозионно опасных газов – кислорода и свободной углекислоты. Концентрация Гидро-Икс в 10 ррт вполне достаточна, чтобы предотвратить этот вид корро­зии независимо от температуры среды.

Каустическая сода может привести к появ­лению каустической хрупкости. Применение Гид­ро-Икс уменьшает количество свободных гидроксидов, значительно снижая риск каустической хрупкости стали.

Без остановки системы для промывки процесс Гидро-Икс позволяет удалить старые су­ществующие накипи. Это происходит благодаря наличию молекул лигнина. Эти молекулы прони­кают в поры котловой накипи и разрушают ее. Хо­тя все же следует отметить, что, если котел силь­но загрязнен, экономически целесообразнее про­вести химическую промывку, а затем уже для предотвращения накипи использовать Гидро-Икс, что уменьшит его расход.

Образовавшийся шлам собирается в шламонакопителях и удаляется из них путем перио­дических продувок. В качестве шламонакопителей могут использоваться фильтры (грязевики), через которые пропускается часть возвращаемой в ко­тел воды.

Важно, чтобы образовавшийся под дейст­вием Гидро-Икс шлам по возможности удалялся ежедневными продувками котла. Величина про­дувки зависит от жесткости воды и типа предпри­ятия. В начальный период, когда происходит очи­стка поверхностей от уже имеющегося шлама и в воде находится значительное содержание загряз­няющих веществ, продувка должна быть больше. Продувка проводится полным открытием проду­вочного клапана на 15-20 секунд ежедневно, а при большой подпитке сырой воды 3-4 раза в день.

Гидро-Икс может применяться в отопитель­ных системах, в системах централизованного теп­лоснабжения, для паровых котлов невысокого давления (до 3,9 МПа). Одновременно с Гидро-Икс никакие другие реагенты не должны быть ис­пользованы, кроме сульфита натрия и соды. Само собой разумеется, что реагенты для добавочной воды не относятся к этой категории.

В первые несколько месяцев эксплуатации расход реагента следует несколько увеличить, с целью устранения существующей в системе наки­пи. Если есть опасение, что пароперегреватель котла загрязнен отложениями солей, его следует очистить другими методами.

При наличии внешней системы водоподготовки необходимо выбрать оптимальный режим эксплуатации Гидро-Икс, что позволит обеспе­чить общую экономию.

Передозировка Гидро-Икс не сказывается отрицательно ни на надежности работы котла, ни на качестве пара для паровых котлов и влечет лишь увеличение расхода самого реагента.

Паровые котлы

В качестве добавочной воды используется сырая вода.

Постоянная дозировка: 0,2 л Гидро-Икс на каждый метр кубический добавочной воды и 0,04 л Гидро-Икс на каждый метр кубический конденсата.

В качестве добавочной воды умягченная вода.

Начальная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды в котле.

Постоянная дозировка: 0,04 л Гидро-Икс на каждый метр кубический добавочной воды и конденсата.

Дозировка для очистки котла от накипи: Гидро-Икс дозируется в количестве на 50 % больше посто­янной дозы.

Системы теплоснабжения

В качестве подпиточной воды – сырая вода.

Начальная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды.

Постоянная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический подпиточной воды.

В качестве подпиточной воды – умягченная вода.

Начальная дозировка: 0,5 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды.

Постоянная дозировка: 0,5 л Гидро-Икс на каждый метр кубический подпиточной воды.

На практике дополнительная дозировка основыва­ется на результатах анализов величины рН и жесткости.

Измерение и контроль

Нормальная дозировка Гидро-Икс состав­ляет в сутки примерно 200-400 мл на тонну доба­вочной воды при средней жесткости 350 мкгэкв/дм3 в расчете на СаСО3, плюс 40 мл на тонну обратной воды. Это, разумеется, ориентировочные цифры, а более точно дозирование может быть установ­лено контролем за качеством воды. Как уже отме­чалось, передозировка не нанесет никакого вреда, но правильная дозировка позволит экономить средства. Для нормальной эксплуатации прово­дится контроль жесткости (в расчете на СаСО3), суммарной концентрации ионогенных примесей, удельной электропроводности, каустической ще­лочности, показателя концентрации водородных ионов (рН) воды. Благодаря простоте и большому диапазону надежности Гидро-Икс может приме­няться как ручным дозированием, так и в автома­тическом режиме. При желании потребитель мо­жет заказать систему контроля и компьютерного управления процессом.

Морской сайт Россия нет 05 октября 2016 Создано: 05 октября 2016 Обновлено: 05 октября 2016 Просмотров: 5363

Виды коррозии. В процессе работы элементы парового котла подвергаются воздействию агрессивных сред - воды, пара и дымовых газов. Различают коррозию химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия ,вызванная паром или водой, разрушает металл равномерно по всей поверхности. Скорость такой коррозии в современных судовых котлах низкая. Более опасна местная химическая коррозия, вызываемая агрессивными химическими соединениями, содержащимися в отложениях золы (серы, окислов ванадия и т. п.).

Наиболее распространенной и опасной является электрохимическая коррозия , протекающая в водных растворах электролитов при возникновении электрического тока, вызванного разностью потенциалов между отдельными участками металла, отличающимися химической неоднородностью, температурой или качеством обработки.
Роль электролита выполняют вода (при внутренней коррозии) или сконденсировавшиеся пары воды в отложениях (при наружной коррозии).

Возникновение таких микрогальванических пар на поверхности труб приводит к тому, что ион-атомы металла переходят в воду в виде положительно заряженныхионов, а поверхность трубы в этом месте приобретает отрицательный заряд. Если различие в потенциалах таких микрогальванических пар незначительно, то на границе металл-вода постепенно создается двойной электрический слой, который тормозит дальнейший ход процесса.

Однако в большинстве случаев потенциалы отдельных участков различны, что обусловливает возникновение ЭДС, направленной от большего потенциала (анода) к меньшему (катоду).

При этом с анода в воду переходят ион-атомы металла, а на катоде накапливаются избыточные электроны. В результате ЭДС и, следовательно, интенсивность процесса разрушения металла резко снижаются.

Это явление называется поляризацией. Если потенциал анода уменьшается в результате образования защитной оксидной пленки или роста концентрации ионов металла в районе анода, а потенциал катода практически не изменяется, то поляризация носит название анодной.

При катодной поляризации в растворе у катода резко падает концентрация ионов и молекул, способных удалять избыточные электроны с поверхности металла. Из этого следует, что основным моментом борьбы с электрохимической коррозией является создание таких условий, когда будут поддерживаться оба вида поляризации.
Практически достигнуть этого невозможно, так как в котловой воде всегда имеются деполяризаторы - вещества, вызывающие нарушение процессов поляризации.

К деполяризаторам относятся молекулы О 2 и СО 2 , ионы Н + , Сl - и SO - 4 , а также окислы железа и меди. Растворенные в воде СО 2 , Cl - и SO - 4 тормозят образование на аноде плотной защитной оксидной пленки и тем самым способствуют интенсивному протеканию анодных процессов. Ионы водорода Н + снижают отрицательный заряд катода.

Влияние кислорода на скорость коррозии стало проявляться в двух противоположных направлениях. С одной стороны, кислород увеличивает скорость коррозионного процесса, так как является сильным деполяризатором катодных участков, с другой оказывает пассивирующее действие на поверхность.
Обычно детали котла, изготовленные из стали, имеют достаточно прочную первоначальную оксидную пленку, которая защищает материал от воздействия кислорода до тех пор, пока не будет разрушена под действием химических или механических факторов.

Скорость гетерогенных реакций (к которым относится и коррозия) регулируется интенсивностью следующих процессов: подводом к поверхности материала реагентов (в первую очередь деполяризаторов); разрушением защитной оксидной пленки; удалением продуктов реакции от места ее протекания.

Интенсивность же этих процессов во многом определяется гидродинамическими, механическими и тепловыми факторами. Поэтому меры по снижению концентрации агрессивных химических реагентов при высокой интенсивности двух других процессов, как показывает опыт эксплуатации котлов, обычно малоэффективны.

Отсюда следует, что решение проблемы предотвращения коррозионных повреждений должно быть комплексным, когда учитываются все факторы, влияющие на исходные причины разрушения материалов.

Электрохимическая коррозия

В зависимости от места протекания иучаствующих в реакциях веществ различают следующие виды электрохимической коррозии:

  • кислородную (и ее разновидность - стояночную),
  • подшламовую (иногда называемую „ракушечной"),
  • межкристаллитную (щелочная хрупкость котельных сталей),
  • щелевую и
  • сернистую.

Кислородная коррозия наблюдается в экономайзерах, арматуре, питательных и опускных трубах, пароводяных коллекторах и внутриколлекторных устройствах (щитах, трубах, пароохладителях и т.п.). Особенно сильно подвержены кислородной коррозии змеевики второго контура двухконтурных котлов, утилизационных котлов и паровых воздухоподогревателей. Кислородная коррозия протекает во время действия котлов и зависит от концентрации кислорода, растворенного в котловой воде.

Скорость кислородной коррозии в главных котлах низкая, что обусловлено эффективной работой деаэраторов и фосфатно-нитратным водным режимом. Во вспомогательных водотрубных котлах она нередко достигает 0,5 - 1 мм/год, хотя в среднем лежит в пределах 0,05 - 0,2 мм/год. Характер повреждения котельных сталей - язвы небольших размеров.

Более опасной разновидностью кислородной коррозии является стояночная коррозия , протекающая в период бездействия котла. В силу специфики работы все судовые котлы (а вспомогательные особенно) подвержены интенсивной стояночной коррозии. Как правило, стояночная коррозия не приводит к отказам котла, однако металл, подвергшийся коррозии во время остановок, при прочих равных условиях более интенсивно разрушается при работе котла.

Основной причиной возникновения стояночной коррозии является попадание кислорода в воду, если котел заполнен, или в пленку влаги на поверхности металла, если котел осушен. Большую роль при этом играют хлориды и NaOH, содержащиеся в воде, и водорастворимые отложения солей.

При наличии в воде хлоридов интенсифицируется равномерная коррозия металла, а если в ней содержится незначительное количество щелочей (меньше 100 мг/л), то коррозия локализуется. Чтобы избежать стояночной коррозии при температуре 20 - 25 °С в воде должно содержаться до 200 мг/л NaOH.

Внешние признаки коррозии с участием кислорода: локальные язвы небольшого размера (рис. 1, а), заполненные продуктами коррозии бурого цвета, которые образуют бугорки над язвами.

Удаление кислорода из питательной воды является одним из важных мероприятий по снижению кислородной коррозии. С 1986 г. содержание кислорода в питательной воде для судовых вспомогательных и утилизационных котлов ограничивается 0,1 мг/л.

Однако и при таком кислородосодержании питательной воды в эксплуатации наблюдаются коррозионные повреждения элементов котла, что свидетельствует о преобладающем влиянии процессов разрушения оксидной пленки и вымывании продуктов реакции из очагов коррозии. Наиболее наглядным примером, иллюстрирующим влияние этих процессов на коррозионные повреждения, являются разрушения змеевиков утилизационных котлов с принудительной циркуляцией.

Рис. 1. Повреждения при кислородной коррозии

Коррозионные повреждения при кислородной коррозии обычно строго локализованы: на внутренней поверхности входных участков (см. рис. 1, а), в районе гибов (рис. 1, б), на выходных участках и в колене змеевика (см. рис. 1, в), а также в пароводяных коллекторах утилизационных котлов (см. рис. 1, г). Именно на этих участках (2 - область пристенной кавитации) гидродинамические особенности потока создают условия для разрушения оксидной пленки и интенсивного вымывания продуктов коррозии.
Действительно, любые деформации потока воды и пароводяной смеси сопровождаются возникновением кавитации в пристенных слоях расширяющегося потока 2, где образующиеся и тут же схлопывающиеся пузырьки пара обусловливают разрушение оксидной пленки вследствие энергии гидравлических микроударов.
Этому способствуют также знакопеременные напряжения в пленке, вызванные вибрацией змеевиков и колебаниями температуры и давлений. Повышенная же локальная турбулизация потока на этих участках вызывает активное вымывание продуктов коррозии.

На прямых выходных участках змеевиков оксидная пленка разрушается из-за ударов о поверхность капелек воды при турбулентных пульсациях потока пароводяной смеси, дисперсно-кольцевой режим движения которой переходит здесь в дисперсный при скорости потока до 20-25 м/с.
В этих условиях даже невысокое кислородосодержание (~ 0,1 мг/л) обусловливает интенсивное разрушение металла, что приводит к появлению свищей на входных участках змеевиков утилизационных котлов типа Ла Монт через 2-4 года эксплуатации, а на остальных участках - через 6-12 лет.

Рис. 2. Коррозионные повреждения змеевиков экономайзеров утилизационных котлов КУП1500Р теплохода "Индира Ганди".

В качестве иллюстрации к изложенному рассмотрим причины повреждения змеевиков экономайзеров двух утилизационных котлов типа КУП1500Р, установленных на лихтеровозе «Индира Ганди» (типа "Алексей Косыгин"), который вступил в эксплуатацию в октябре 1985 г. Уже в феврале 1987 г. из-за повреждений заменены экономайзеры обоих котлов. Через 3 года и в этих экономайзерах появляются повреждения змеевиков, расположенные на участках до 1-1,5 м от входного коллектора. Характер повреждений свидетельствует (рис. 2, а, б) о типичной кислородной коррозии с последующим усталостным разрушением (поперечные трещины).

Однако природа усталости на отдельных участках различна. Появление трещины (а ранее - растрескивание оксидной пленки) в районе сварного шва (см. рис. 2, а) является следствием знакопеременных напряжений, обусловленных вибрацией пучка труб и конструктивной особенностью узла соединения змеевиков с коллектором (к изогнутому штуцеру диаметром 22x3 приварен конец змеевика диаметром 22x2).
Разрушение же оксидной пленки и образование усталостных трещин на внутренней поверхности прямых участков змеевиков, удаленных от входа на 700-1000 мм (см. рис. 2, б), обусловлены знакопеременными термическими напряжениями, возникающими в период ввода котла в действие, когда на горячую поверхность подается холодная вода. При этом действие термических напряжений усиливается тем, что оребрение змеевиков затрудняет свободное расширение металла трубы, создавая дополнительные напряжения в металле.

Подшламовая коррозия обычно наблюдается в главных водотрубных котлах на внутренних поверхностях экранных и парообразующих труб притопочных пучков, обращенных к факелу. Характер подшламовой коррозии - язвы овальной формы с размером по большой оси (параллельной оси трубы) до 30-100 мм.
На язвах имеется плотный слой окислов в виде „ракушек" 3 (рис. 3). Подшламовая коррозия протекает в присутствии твердых деполяризаторов - окислов железа и меди 2, которые осаждаются на наиболее теплонапряженных участках труб в местах активных центров коррозии, возникающих при разрушении оксидных пленок.
Сверху образуется рыхлый слой накипи и продуктов коррозии 1. Образующиеся „ракушки" из продуктов коррозии прочно сцеплены с основным металлом и могут быть удаленытолько механическим путем. Под „ракушками" ухудшается теплообмен, что приводит к перегреву металла и появлению выпучин.
Для вспомогательных котлов этот вид коррозии не характерен, но при высоких тепловых нагрузках и соответствующих режимах водообработки не исключено появление подшламовой коррозии и в этих котлах.

В судовых паровых котлах коррозия может протекать как со стороны пароводяного контура, так и со стороны продуктов сгорания топлива.

Внутренние поверхности пароводяного контура могут подвергаться следующим видам коррозии;

Кислородная коррозия - является наиболее опасным видом коррозии. Характерной особенностью кислородной коррозии является образование местных точечных очагов коррозии, доходящих до глубоких язвин и сквозных дыр; Наиболее подвержены кислородной коррозии входные участки экономайзеров, коллекторы и опускные трубы циркуляционных контуров.

Нитритная коррозия - в отличие от кислородной поражает внутренние поверхности теплонапряженных подъемных трубок и вызывает образование более глубоких язвин диаметром 15 ^ 20 мм.

Межкристаллитная коррозия является особым видом коррозии и возникает в местах наибольших напряжений металла (сварные швы, вальцовочные и фланцевые соединения) в результате взаимодействия котельного металла с высококонцентрированной щелочью. Характерной особенностью является появление на поверхности металла сетки из мелких трещин, постепенно развивающихся в сквозные трещины;

Подшламоеая коррозия возникает в местах отложения шлама и в застойных зонах циркуляционных контуров котлов. Процесс протекания носит электрохимический характер при контакте окислов железа с металлом.

Со стороны продуктов сгорания топлива могут наблюдаться следующие виды коррозии;

Газовая коррозия поражает испарительные, перегревательные и экономайзерные поверхности нагрева, обшивку кожуха,

Газонаправляющие щиты и другие элементы котла, подвергающиеся воздействию высоких температур газов.. При повышении температуры металла котельных труб свыше 530 0С (для углеродистой стали) начинается разрушение защитной оксидной пленки на поверхности труб, обеспечивая беспрепятственный доступ кислорода к чистому металлу. При этом на поверхности труб происходит коррозия с образованием окалины.

Непосредственной причиной этого вида коррозии является нарушение режима охлаждения указанных элементов и повышение их температуры выше допустимой. Для труб поверхностей нагрева причинами повЫш Ения температуры стенок могут быть; образование значительного слоя накипи, нарушения режима циркуляции (застой, опрокидывание, образование паровых пробок), упуск воды из котла, неравномерность раздачи воды и отбора пара по длине парового коллектора.

Высокотемпературная (ванадиевая) коррозия поражает поверхности нагрева пароперегревателей, расположенные в зоне высоких температур газов. При сжигании топлива происходит образование окислов ванадия. При этом при недостатке кислорода образуется трехокись ванадия, а при его избытке - пятиокись ванадия. Коррозионно-опасной является пятиокись ванадия У205, имеющая температуру плавления 675 0С. Пятиокись ванадия, выделяющаяся при сжигании мазутов, налипает на поверхности нагрева, имеющие высокую температуру, и вызывает активное разрушение металла. Опыты показали, что даже такие содержания ванадия, как 0,005 % по весовому составу могут вызвать опасную коррозию.

Ванадиевую коррозию можно предотвратить снижением допустимой температуры металла элементов котла и организацией горения с минимальными коэффициентами избытка воздуха а = 1,03 + 1,04.

Низкотемпературная (кислотная) коррозия поражает в основном хвостовые поверхности нагрева. В продуктах сгорания сернистых мазутов всегда присутствуют пары воды и соединения серы, образующие при соединении друг с другом серную кислоту. При омывании газами относительно холодных хвостовых поверхностей нагрева пары серной кислоты конденсируется на них и вызывают коррозию металла. Интенсивность низкотемпературной коррозии зависит от концентрации серной кислоты в пленке влаги, оседающей на поверхностях нагрева. При этом концентрация Б03 в продуктах сгорания определяется не только содержанием серы в топливе. Основными факторами, влияющими на скорость протекания низкотемпературной коррозии, являются;

Условия протекания реакции горения в топке. При повышении коэффициента избытка воздуха увеличивается процентное содержание газа Б03 (при а = 1,15 окисляется 3,6 % серы, содержащейся в топливе; при а = 1,7 окисляется около 7 % серы). При коэффициентах избытка воздуха а = 1,03 - 1,04 серного ангидрида Б03 практически не образуется;

Состояние поверхностей нагрева;

Питание котла слишком холодной водой, вызывающей понижение температуры стенок труб экономайзера ниже тоски росы для серной кислоты;

Концентрация воды в топливе; при сжигании обводненных топлив точка росы повышается вследствие повышения парциального давления водяных паров в продуктах сгорания.

Стояночная коррозия поражает внешние поверхности труб и коллекторов, обшивку, топочные устройства, арматуру и другие элементы газовоздушного тракта котла. Сажа, образующаяся при сжигании топлива, покрывает поверхности нагрева и внутренние части газовоздушного тракта котла. Сажа гигроскопична, и при остывании котла легко впитывает влагу, вызывающую коррозию. Коррозия носит язвенный характер при образовании на поверхности металла пленки раствора серной кислоты при остывании котла и снижении температуры его элементов ниже точки росы для серной кислоты.

Борьба со стояночной коррозией основана на создании условий, исключающих попадание влаги на поверхности котельного металла, а также нанесением антикоррозионных покрытий на поверхности элементов котлов.

При кратковременном бездействии котлов после осмотра и чистки поверхностей нагрева с целью предотвращения попадания атмосферных осадков в газоходы котлов на дымовую трубу необходимо одевать чехол, закрывать воздушные регистры, смотровые отверстия. Необходимо постоянно контролировать влажность и температуру в МКО.

Для предотвращения коррозии котлов во время бездействия используются различные способы хранения котлов. Различают два способа хранения; мокрое и сухое.

Основным способом хранения котлов является мокрое хранение. Оно предусматривает полное заполнение котла питательной водой, пропущенной через электроно-ионообменные и обескислораживающие фильтры, включая пароперегреватель и экономайзер. Держать котлы на мокром хранении можно не более 30 суток. В случае более длительного бездействия котлов применяется сухое хранение котла.

Сухое хранение предусматривает полное осушение котла от воды с размещением в коллекторах котла бязевых мешочков с селикагелем, поглощающим влагу. Периодически производится вскрытие коллекторов, контрольный замер массы селикагеля с целью определения массы поглощенной влаги, и выпаривание поглощенной влаги из селикагеля.

  • Глава четвертая Предварительная очистка воды и физико-химические процессы
  • 4.1. Очистка воды методом коагуляции
  • 4.2. Осаждение методами известкования и содоизвесткования
  • Глава пятая Фильтрование воды на механических фильтрах
  • Фильтрующие материалы и основные характеристики структуры фильтрованных слоев
  • Глава шестая Обессоливание воды
  • 6.1. Физико-химические основы ионного обмена
  • 6.2. Ионообменные материалы и их характеристики
  • 6.3. Технология ионного обмена
  • 6.4. Малосточные схемы ионитных водоподготовок
  • 6.5. Автоматизация водоподготовительных установок
  • 6.6. Перспективные технологии водоочистки
  • 6.6.1. Противоточная технология ионирования
  • Назначение и область применения
  • Основные принципиальные схемы впу
  • Глава седьмая Термический метод очистки воды
  • 7.1. Метод дистилляции
  • 7.2. Предотвращение накипеобразования в испарительных установках физическими методами
  • 7.3. Предотвращение накипеобразования в испарительных установках химическими, конструктивными и технологическими методами
  • Глава восьмая Очистка высокоминерализованных вод
  • 8.1. Обратный осмос
  • 8.2. Электродиализ
  • Глава девятая Водоподготовка в тепловых сетях с непосредственным водозабором
  • 9.1. Основные положения
  • Нормы органолептических показателей воды
  • Нормы бактериологических показателей воды
  • Показатели пдк (нормы) химического состава воды
  • 9.2. Подготовка добавочной воды методом н-катионирования с голодной регенерацией
  • 9.3. Снижение карбонатной жесткости (щелочности) добавочной воды методом подкисления
  • 9.4. Декарбонизация воды методом известкования
  • 9.6. Магнитная противонакипная обработка добавочной воды
  • 9.7. Подготовка воды для закрытых тепловых сетей
  • 9.8. Подготовка воды для местных систем горячего водоснабжения
  • 9.9. Подготовка воды для отопительных систем теплоснабжения
  • 9.10. Технология обработки воды комплексонами в системах теплоснабжения
  • Глава десятая Очистка воды от растворенных газов
  • 10.1. Общие положения
  • 10.2. Удаление свободной углекислоты
  • Высота слоя в метрах насадки из колец Рашига определяется из уравнения:
  • 10.3. Удаление кислорода физико-химическими методами
  • 10.4. Деаэрация в деаэраторах атмосферного и пониженного давления
  • 10.5. Химические методы удаления газов из воды
  • Глава одиннадцатая Стабилизационная обработка воды
  • 11.1. Общие положения
  • 11.2. Стабилизация воды подкислением
  • 11.3. Фосфатирование охлаждающей воды
  • 11.4. Рекарбонизация охлаждающей воды
  • Глава двенадцатая
  • Применение окислителей для борьбы
  • С биологическим обрастанием теплообменников
  • И обеззараживания воды
  • Глава тринадцатая Расчет механических и ионообменных фильтров
  • 13.1. Расчет механических фильтров
  • 13.2. Расчет ионитных фильтров
  • Глава четырнадцатая Примеры расчета водоподготовительных установок
  • 14.1. Общие положения
  • 14.2. Расчет установки химического обессоливания с параллельным включением фильтров
  • 14.3. Расчет декарбонизатора с насадкой из колец Рашига
  • 14.4. Расчет фильтров смешанного действия (фсд)
  • 14.5. Расчет обессоливающей установки с блочным включением фильтров (расчет «цепочек»)
  • Особые условия и рекомендации
  • Расчет н-катионитных фильтров 1-й ступени ()
  • Расчет анионитных фильтров 1-й ступени (а1)
  • Расчет н-катионитных фильтров 2-й ступени ()
  • Расчет анионитных фильтров 2-й ступени (а2)
  • 14.6. Расчет электродиализной установки
  • Глава пятнадцатая краткие технологии очистки конденсатов
  • 15.1. Электромагнитный фильтр (эмф)
  • 15.2. Особенности осветления турбинных и производственных конденсатов
  • Глава шестнадцатая Краткие технологии очистки сточных вод теплоэнергетики
  • 16.1. Основные понятия о сточных водах тэс и котельных
  • 16.2. Воды химводоочисток
  • 16.3. Отработавшие растворы от промывок и консервации теплосилового оборудования
  • 16.4. Теплые воды
  • 16.5.Воды гидрозолоудаления
  • 16.6. Обмывочные воды
  • 16.7. Нефтезагрязненные воды
  • Часть II. Водно-химический режим
  • Глава вторая Химический контроль – основа водно-химического режима
  • Глава третья коррозия металла паросилового оборудования и методы борьбы с ней
  • 3.1. Основные положения
  • 3.2. Коррозия стали в перегретом паре
  • 3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов
  • 3.4. Коррозия элементов парогенераторов
  • 3.4.1. Коррозия парообразующих труб и барабанов парогенераторов во время их эксплуатации
  • 3.4.2. Коррозия пароперегревателей
  • 3.4.3. Стояночная коррозия парогенераторов
  • 3.5. Коррозия паровых турбин
  • 3.6. Коррозия конденсаторов турбин
  • 3.7. Коррозия оборудования подпиточного и сетевого трактов
  • 3.7.1. Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов
  • 3.7.2. Коррозия трубок теплообменных аппаратов
  • 3.7.3. Оценка коррозионного состояния действующих систем горячего водоснабжения и причины коррозии
  • 3.8. Консервация теплоэнергетического оборудования и теплосетей
  • 3.8.1. Общее положение
  • 3.8.2. Способы консервации барабанных котлов
  • 3.8.3. Способы консервации прямоточных котлов
  • 3.8.4. Способы консервации водогрейных котлов
  • 3.8.5. Способы консервации турбоустановок
  • 3.8.6. Консервация тепловых сетей
  • 3.8.7. Краткие характеристики применяемых химических реагентов для консервации и меры предосторожности при работе с ними Водный раствор гидразингидрата n2н4·н2о
  • Водный раствор аммиака nh4(oh)
  • Трилон б
  • Тринатрийфосфат Na3po4·12н2о
  • Едкий натр NaOh
  • Силикат натрия (жидкое стекло натриевое)
  • Гидроксид кальция (известковый раствор) Са(он)2
  • Контактный ингибитор
  • Летучие ингибиторы
  • Глава четвертая отложения в энергетическом оборудовании и способы устранения
  • 4.1. Отложения в парогенераторах и теплообменниках
  • 4.2. Состав, структура и физические свойства отложений
  • 4.3. Образование отложений на внутренних поверхностях нагрева парогенераторов с многократной циркуляцией и теплообменников
  • 4.3.1. Условия образования твердой фазы из солевых растворов
  • 4.3.2. Условия образования щелочно-земельных накипей
  • 4.3.3. Условия образования ферро - и алюмосиликатных накипей
  • 4.3.4. Условия образования железоокисных и железофосфатных накипей
  • 4.3.5. Условия образования медных накипей
  • 4.3.6. Условия образования отложений легкорастворимых соединений
  • 4.4. Образование отложений на внутренних поверхностях прямоточных парогенераторов
  • 4.5. Образование отложений на охлаждаемых поверхностях конденсаторов и по такту охлаждающей воды
  • 4.6. Отложения по паровому тракту
  • 4.6.1. Поведение примесей пара в пароперегревателе
  • 4.6.2. Поведение примесей пара в проточной части паровых турбин
  • 4.7. Образование отложений в водогрейном оборудовании
  • 4.7.1. Основные сведения об отложениях
  • 4.7.2. Организация химического контроля и оценка интенсивности накипеобразования в водогрейном оборудовании
  • 4.8. Химические очистки оборудования тэс и котельных
  • 4.8.1. Назначение химических очисток и выбор реагентов
  • 4.8.2. Эксплуатационные химические очистки паровых турбин
  • 4.8.3. Эксплуатационные химические очистки конденсаторов и сетевых подогревателей
  • 4.8.4. Эксплуатационные химические очистки водогрейных котлов Общие положения
  • Технологические режимы очистки
  • 4.8.5. Важнейшие реагенты для удаления отложений из водогрейных и паровых котлов низкого и среднего давлений
  • Глава пятая водно-химический режим (вхр) в энергетике
  • 5.1. Водно-химические режимы барабанных котлов
  • 5.1.1. Физико-химическая характеристика внутрикотловых процессов
  • 5.1.2. Методы коррекционной обработки котловой и питательной воды
  • 5.1.2.1. Фосфатная обработка котловой воды
  • 5.1.2.2. Амминирование и гидразинная обработка питательной воды
  • 5.1.3. Загрязнения пара и способы их удаления
  • 5.1.3.1. Основные положения
  • 5.1.3.2. Продувка барабанных котлов тэс и котельных
  • 5.1.3.3. Ступенчатое испарение и промывка пара
  • 5.1.4. Влияние водно-химического режима на состав и структуру отложений
  • 5.2. Водно-химические режимы блоков скд
  • 5.3. Водно-химический режим паровых турбин
  • 5.3.1. Поведение примесей в проточной части турбин
  • 5.3.2. Водно-химический режим паровых турбин высоких и сверхвысоких давлений
  • 5.3.3. Водно-химический режим турбин насыщенного пара
  • 5.4. Водный режим конденсаторов турбин
  • 5.5. Водно-химический режим тепловых сетей
  • 5.5.1. Основные положения и задачи
  • 5.5.3. Повышение надежности водно-химического режима теплосетей
  • 5.5.4. Особенности водно-химического режима при эксплуатации водогрейных котлов, сжигающих мазутное топливо
  • 5.6. Проверка эффективности проводимых на тэс, котельных водно-химических режимов
  • Часть III Случаи аварийных ситуаций в теплоэнергетике из-за нарушений водно-химического режима
  • Оборудование водоподготовительных установок (впу) останавливает котельную и заводы
  • Карбонат кальция задает загадки…
  • Магнитная обработка воды перестала предотвращать карбонатно-кальциевое накипеобразование. Почему?
  • Как предупредить отложения и коррозию в небольших водогрейных котлах
  • Какие соединения железа осаждаются в водогрейных котлах?
  • В трубках псв образуются отложения из силиката магния
  • Как взрываются деаэраторы?
  • Как спасти трубопроводы умягченной воды от коррозии?
  • Соотношение концентраций ионов в исходной воде определяет агрессивность котловой воды
  • Почему «горели» трубы только заднего экрана?
  • Как удалять из экранных труб органо-железистые отложения?
  • Химические «перекосы» в котловой воде
  • Эффективна ли периодическая продувка котлов в борьбе с железоокисным преобразованием?
  • Свищи в трубах котла появились до начала его эксплуатации!
  • Почему прогрессировала стояночная коррозия в самых «молодых» котлах?
  • Почему разрушались трубы в поверхностном пароохладителе?
  • Чем опасен котлам конденсат?
  • Основные причины аварийности тепловых сетей
  • Проблемы котельных птицепрома Омского региона
  • Почему не работали цтп в Омске
  • Причина высокой аварийности систем теплоснабжения в Советском районе г. Омска
  • Почему высока коррозионная аварийность на новых трубопроводах теплосети?
  • Сюрпризы природы? Белое море наступает на Архангельск
  • Река Омь угрожает аварийным остановом теплоэнергетического и нефтехимического комплексов г. Омска?
  • – Увеличена дозировка коагулянта на предочистку;
  • Выписка из «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей», утв. 19.06.2003
  • Требования к приборам ахк (Автоматика химического контроля)
  • Требования к средствам лабораторного контроля
  • Сравнение технических характеристик приборов различных фирм производителей
  • 3.2. Коррозия стали в перегретом паре

    Система железо – водяной пар термодинамически неустойчива. Взаимодействие этих веществ может протекать с образованием магнетита Fe 3 O 4 или вюстита FeO:

    ;

    Анализ реакций (2.1) – (2.3) свидетельствует о своеобразном разложении водяного пара при взаимодействии с металлом с образованием молекулярного водорода, который не является следствием собственно термической диссоциации водяного пара. Из уравнений (2.1) – (2.3) следует, что при коррозии сталей в перегретом паре в отсутствие кислорода на поверхности может образоваться только Fe 3 О 4 или FeO.

    При наличии в перегретом паре кислорода (например, в нейтральных водных режимах, с дозированием кислорода в конденсат) в перегревательной зоне возможно образование гематита Fe 2 O 3 за счет доокисления магнетита.

    Считают, что коррозия в паре, начиная с температуры 570 °С, является химической. В настоящее время предельная температура перегрева для всех котлов снижена до 545 °С, и, следовательно, в пароперегревателях происходит электрохимическая коррозия. Выходные участки первичных пароперегревателей выполняют из коррозионно-стойкой аустенитной нержавеющей стали, выходные участки промежуточных пароперегревателей, имеющие ту же конечную температуру перегрева (545 °С), – из перлитных сталей. Поэтому коррозия промежуточных пароперегревателей обычно проявляется в сильной степени.

    В результате воздействия пара на сталь на ее первоначально чистой поверхности постепенно образуется так называемый топотактический слой, плотно сцепленный с самим металлом и потому защищающий его от коррозии. С течением времени на этом слое нарастает второй так называемый эпитактический слой. Оба эти слоя для уровня температур пара до 545 °С представляют собой магнетит, но структура их не одинакова – эпитактический слой крупнозернист и не защищает от коррозии.

    Скорость разложения пара

    мгН 2 /(см 2 ч)

    Рис. 2.1. Зависимость скорости разложения перегретого пара

    от температуры стенки

    Влиять на коррозию перегревательных поверхностей методами водного режима не удается. Поэтому основная задача водно-химического режима собственно пароперегревателей заключается в систематическом наблюдении за состоянием металла пароперегревателей с целью недопущения разрушения топотактического слоя. Это может происходить за счет попадания в пароперегреватели и осаждения в них отдельных примесей, особенно солей, что возможно, например, в результате резкого повышения уровня в барабане котлов высокого давления. Связанные с этим отложения солей в пароперегревателе могут привести как к повышению температуры стенки, так и к разрушению защитной оксидной топотактической пленки, о чем можно судить по резкому возрастанию скорости разложения пара (рис. 2.1).

    3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов

    Значительная часть коррозионных повреждений оборудования тепловых электростанций приходится на долю тракта питательной воды, где металл находится в наиболее тяжелых условиях, причиной чего является коррозионная агрессивность соприкасающихся с ним химически обработанной воды, конденсата, дистиллята и смеси их. На паротурбинных электростанциях основным источником загрязнения питательной воды соединениями меди является аммиачная коррозия конденсаторов турбин и регенеративных подогревателей низкого давления, трубная система которых выполнена из латуни.

    Тракт питательной воды паротурбинной электростанции можно разделить на два основных участка: до термического деаэратора и после него, причем условия протекания в них коррозии резко различны. Элементы первого участка тракта питательной воды, расположенные до деаэратора, включают трубопроводы, баки, конденсатные насосы, конденсатопроводы и другое оборудование. Характерной особенностью коррозии этой части питательного тракта является отсутствие возможности истощения агрессивных агентов, т. е. угольной кислоты и кислорода, содержащихся в воде. Вследствие непрерывного поступления и движения новых порций воды по тракту происходит постоянное пополнение их убыли. Непрерывное удаление части продуктов реакции железа с водой и приток свежих порций агрессивных агентов создают благоприятные условия для интенсивного протекания коррозионных процессов.

    Источником появления кислорода в конденсате турбин являются присосы воздуха в хвостовой части турбин и в сальниках конденсатных насосов. Подогрев воды, содержащей О 2 и СО 2 в поверхностных подогревателях, расположенных на первом участке питательного тракта, до 60–80 °С и выше приводит к серьезным коррозионным повреждениям латунных труб. Последние становятся хрупкими, и нередко латунь после нескольких месяцев работы приобретает губчатую структуру в результате ярко выраженной избирательной коррозии.

    Элементы второго участка тракта питательной воды – от деаэратора до парогенератора – включают питательные насосы и магистрали, регенеративные подогреватели и экономайзеры. Температура воды на этом участке в результате последовательного подогрева воды в регенеративных подогревателях и водяных экономайзерах приближается к температуре котловой воды. Причиной коррозии оборудования, относящегося к этой части тракта, является главным образом воздействие на металл растворенной в питательной воде свободной углекислоты, источником которой является добавочная химически обработанная вода. При повышенной концентрации ионов водорода (рН < 7,0), обусловленной наличием растворенной углекислоты и значительным подогревом воды, процесс коррозии на этом участке питательного тракта развивается преимущественно с выделением водорода. Коррозия имеет сравнительно равномерный характер.

    При наличии оборудования, изготовленного из латуни (подогреватели низкого давления, конденсаторы), обогащение воды соединениями меди по пароконденсатному тракту протекает в присутствии кислорода и свободного аммиака. Увеличение растворимости гидратированной окиси меди происходит за счет образования медно-аммиачных комплексов, например Сu(NH 3) 4 (ОН) 2 . Эти продукты коррозии латунных трубок подогревателей низкого давления начинают разлагаться на участках тракта регенеративных подогревателей высокого давления (п. в. д.) с образованием менее растворимых окислов меди, частично осаждающихся на поверхности трубок п. в. д. Медистые отложения на трубках п. в. д. способствуют их коррозии во время работы и длительной стоянки оборудования без консервации.

    При недостаточно глубокой термической деаэрации питательной воды язвенная коррозия наблюдается преимущественно на входных участках экономайзеров, где кислород выделяется вследствие заметного повышения температуры питательной воды, а также в застойных участках питательного тракта.

    Теплоиспользующая аппаратура потребителей пара и трубопроводы, по которым возвращается производственный конденсат на ТЭЦ, подвергаются коррозии под действием содержащихся в нем кислорода и угольной кислоты. Появление кислорода объясняется контактом конденсата с воздухом в открытых баках (при открытой схеме сбора конденсата) и подсосами через неплотности в оборудовании.

    Основными мероприятиями для предотвращения коррозии оборудования, расположенного на первом участке тракта питательной воды (от водоподготовительной установки до термического деаэратора), являются:

    1) применение защитных противокоррозионных покрытий поверхностей водоподготовительного оборудования и бакового хозяйства, которые омываются растворами кислых реагентов или коррозионно-агрессивными водами с использованием резины, эпоксидных смол, лаков на перхлорвиниловой основе, жидкого найрита и силикона;

    2) применение кислотостойких труб и арматуры, изготовленных из полимерных материалов (полиэтилена, полиизобутилена, полипропилена и др.) либо стальных труб и арматуры, футерованных внутри защитными покрытиями, наносимыми методом газопламенного напыления;

    3) применение труб теплообменных аппаратов из коррозионно-стойких металлов (красная медь, нержавеющая сталь);

    4) удаление свободной углекислоты из добавочной химически обработанной воды;

    5) постоянный вывод неконденсирующихся газов (кислорода и угольной кислоты) из паровых камер регенеративных подогревателей низкого давления, охладителей и подогревателей сетевой воды и быстрый отвод образующегося в них конденсата;

    6) тщательное уплотнение сальников конденсатных насосов, арматуры и фланцевых соединений питательных трубопроводов, находящихся под вакуумом;

    7) обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха и контроль за присосами воздуха с помощью регистрирующих кислородомеров;

    8) оснащение конденсаторов специальными дегазационными устройствами с целью удаления кислорода из конденсата.

    Для успешной борьбы с коррозией оборудования и трубопроводов, расположенных на втором участке тракта питательной воды (от термических деаэраторов до парогенераторов), применяются следующие мероприятия:

    1) оснащение ТЭС термическими деаэраторами, выдающими при любых режимах работы деаэрированную воду с остаточным содержанием кислорода и углекислоты, не превышающим допустимые нормы;

    2) максимальный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер регенеративных подогревателей высокого давления;

    3) применение коррозионно-стойких металлов для изготовления соприкасающихся с водой элементов питательных насосов;

    4) противокоррозионная защита питательных и дренажных баков путем нанесения неметаллических покрытий, стойких при температурах до 80–100 °С, например асбовинила (смеси лака этиноль с асбестом) или лакокрасочных материалов на основе эпоксидных смол;

    5) подбор коррозионно-стойких конструкционных металлов, пригодных для изготовления труб регенеративных подогревателей высокого давления;

    6) постоянная обработка питательной воды щелочными реагентами с целью поддержания заданного оптимального значения рН питательной воды, при котором подавляется углекислотная коррозия и обеспечивается достаточная прочность защитной пленки;

    7) постоянная обработка питательной воды гидразином для связывания остаточного кислорода после термических деаэраторов и создания ингибиторного эффекта торможения перехода соединений железа с поверхности оборудования в питательную воду;

    8) герметизация баков питательной воды путем организации так называемой закрытой системы, чтобы предотвратить попадание кислорода с питательной водой в экономайзеры парогенераторов;

    9) осуществление надежной консервации оборудования тракта питательной воды во время его простоя в резерве.

    Эффективным методом снижения концентрации продуктов коррозии в конденсате, возвращаемом на ТЭЦ потребителями пара, является введение в отборный пар турбин, направляемый потребителям, пленкообразующих аминов – октадециламина или его заменителей. При концентрации этих веществ в паре, равной 2–3 мг/дм 3 , можно снизить содержание окислов железа в производственном конденсате в 10–15 раз. Дозирование водной эмульсии полиаминов с помощью насоса-дозатора не зависит от концентрации в конденсате угольной кислоты, так как действие их не связано с нейтрализующими свойствами, а основано на способности этих аминов образовывать на поверхности стали, латуни и других металлов нерастворимые и несмачиваемые водой пленки.

    • Ряд электростанций использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению рН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подкисления, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000–3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na‑катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии – солей жесткости.

    При плохо налаженной деаэрации воды и возможных повышениях концентраций кислорода и углекислоты из-за отсутствия дополнительных защитных мероприятий в системах теплоснабжения внутренней коррозии подвержены трубопроводы, теплообменные аппараты, аккумуляторные баки и другое оборудование.

    Известно, что повышение температуры способствует развитию коррозионных процессов, протекающих как с поглощением кислорода, так и с выделением водорода. С увеличением температуры выше 40 °С кислородная и углекислотная формы коррозии резко усиливаются.

    Особый вид подшламовой коррозии протекает в условиях незначительного содержания остаточного кислорода (при выполнении норм ПТЭ) и при количестве окислов железа более 400 мкг/дм 3 (в пересчете на Fe). Этот вид коррозии, ранее известный в практике эксплуатации паровых котлов, был обнаружен в условиях сравнительно слабого подогрева и отсутствия тепловых нагрузок. В этом случае рыхлые продукты коррозии, состоящие в основном из гидратированных трехвалентных окислов железа, являются активными деполяризаторами катодного процесса.

    При эксплуатации теплофикационного оборудования нередко наблюдается щелевая коррозия, т. е. избирательное, интенсивное коррозионное разрушение металла в щели (зазоре). Особенностью процессов, протекающих в узких зазорах, является пониженная концентрация кислорода по сравнению с концентрацией в объеме раствора и замедленный отвод продуктов коррозионной реакции. В результате накопления последних и их гидролиза возможно снижение рН раствора в щели.

    При постоянной подпитке тепловой сети с открытым водоразбором деаэрированной водой возможность образования сквозных свищей на трубопроводах полностью исключается только при нормальном гидравлическом режиме, когда во всех точках системы теплоснабжения постоянно поддерживается избыточное давление выше атмосферного.

    Причины язвенной коррозии труб водогрейных котлов и другого оборудования следующие: некачественная деаэрация подпиточной воды; низкое значение рН, обусловленное присутствием агрессивной углекислоты (до 10–15 мг/дм 3); накопление продуктов кислородной коррозии железа (Fe 2 O 3) на теплопередающих поверхностях. Повышенное содержание окислов железа в сетевой воде способствует заносу поверхностей нагрева котла железоокисными отложениями.

    Ряд исследователей признает важную роль в возникновении подшламовой коррозии процесса ржавления труб водогрейных котлов при их простоях, когда не принято должных мер для предупреждения стояночной коррозии. Очаги коррозии, возникающие под воздействием на влажные поверхности котлов атмосферного воздуха, продолжают функционировать при работе котлов.

    Поделиться с друзьями:
    Похожие публикации