Методи запобігання корозії у водогрійних котлах. Корозія та ерозія в котлах середнього та низького тиску з боку топки. Корозія тракту живильної води та конденсатопроводів

Що таке Гідро-Ікс:

Гідро-Ікс (Hydro-X) називають винайдений у Данії 70 років тому метод і розчин, що забезпечують необхідну корекційну обробку води для систем опалення та котлів як водогрійних, так і парових з низьким тиском пари (до 40 атм). При використанні методу Гідро-Ікс в воду, що циркулює, додається тільки один розчин, що поставляється до споживача в пластикових каністрах або бочках у вже готовому для використання вигляді. Це дозволяє не мати на підприємствах спеціальних складів для хімічних реагентів, цеху для виготовлення необхідних розчинів тощо.

Використання Гідро-Ікс забезпечує підтримку необхідної величини рН, очищення води від кисню та вільної вуглекислоти, запобігання появі накипу, а за її наявності відмивання поверхонь, а також запобігання корозії.

Гідро-Ікс є прозорою жовтувато-коричневою рідиною, однорідною, сильно лужною, з питомою вагою близько 1,19 г/см при 20 °С. Її склад стабільний і навіть при тривалому зберіганні не має місце поділ рідини або випадання осаду, тому немає потреби в перемішуванні перед вживанням. Рідина не є вогненебезпечною.

Переваги методу Гідро-Ікс – простота та ефективність водопідготовки.

При роботі водонагрівальних систем, Що включають теплообмінники, водогрійні або парові котли, як правило, проводиться їх підживлення додатковою водою. Для запобігання появі накипу необхідно здійснювати водопідготовку з метою зменшення вмісту шламу та солей у котловій воді. Водопідготовка може бути здійснена, наприклад, за рахунок використання фільтрів, що пом'якшують, застосування знесолення, зворотного осмосу та ін. Навіть після такої обробки залишаються проблеми, пов'язані з можливим протіканням корозії. При додаванні у воду каустичної соди, тринатрійфосфату і т. п. також залишається проблема корозії, а для парових котлів і забруднення пари.

Достатньо простим методом, що запобігає появі накипу та корозії, є метод Гідро-Ікс, згідно з яким додається в котлову воду невелика кількість вже приготовленого розчину, що містить 8 органічних та неорганічних компонентів. Переваги методу полягають у наступному:

– розчин надходить до споживача у вже готовому для використання вигляді;

- Розчин у невеликих кількостях вводиться у воду або вручну, або за допомогою насоса-дозатора;

- при використанні Гідро-Ікс немає необхідності застосовувати інші хімічні речовини;

– до котлової води подається приблизно в 10 разів менше активних речовин, ніж при застосуванні традиційних методівобробки води;

Гідро-Ікс не містить токсичних компонентів. Крім гідроксиду натрію NaOH і тринатрійфосфату Na3PO4 решту речовин вилучено з нетоксичних рослин;

- При використанні в парових котлахі випарниках забезпечується чиста пара і запобігає можливості спінювання.

Склад Гідро-Ікс.

Розчин включає вісім різних речовиняк органічних, і неорганічних. Механізм дії Гідро-Ікс має комплексний фізико-хімічний характер.

Напрямок впливу кожної складової приблизно такий.

Гідроксид натрію NaOH у кількості 225 г/л зменшує жорсткість води та регулює значення рН, оберігає шар магнетиту; тринатрійфосфат Na3PO4 у кількості 2,25 г/л – запобігає утворенню накипу та захищає поверхню із заліза. Усі шість органічних сполук у сумі не перевищують 50 г/л і включають лігнін, танін, крохмаль, гліколь, альгінат та маннуронат натрію. Загальна кількість базових речовин NaOH і Na3PO4 при обробці води Гідро-Ікс дуже мала, приблизно в десять разів менше, ніж використовують при традиційній обробці згідно з принципом стехіометрії.

Вплив компонентів Гідро-Ікс скоріше фізичний, ніж хімічний.

Органічні добавки служать наступним цілям.

Альгінат та маннуронат натрію використовуються разом з деякими каталізаторами та сприяють осадженню солей кальцію та магнію. Таніни поглинають кисень і утворюють захисний від корозії шар заліза. Лігнін діє подібно до таніну, а також сприяє видаленню наявного накипу. Крохмаль формує шлам, а гліколь перешкоджає спінювання та винесення крапель вологи. Неорганічні сполуки підтримують необхідну для ефективної дії органічних речовин слабко лужне середовище, служать індикатором концентрації Гідро-Ікс.

Принцип дії Гідро-Ікс.

Вирішальну роль дії Гідро-Ікс надають органічні складові. Хоча вони присутні в мінімальних кількостях, за рахунок глибокого диспергування їхня активна реакційна поверхня досить велика. Молекулярна вага органічних складових Гідро-Ікс є значною, що забезпечує фізичний ефект притягування молекул забруднювачів води. Цей етап водопідготовки відбувається без хімічних реакцій. Поглинання молекул забруднювачів є нейтральним. Це дозволяє зібрати всі такі молекули, як такі, що створюють жорсткість, так і солі заліза, хлориди, солі кремнієвої кислоти та ін. Всі забруднювачі води осаджуються в шламі, який рухливий, аморфний і не злипається. Це запобігає можливості утворення накипу на поверхнях нагріву, що є істотною перевагою методу Гідро-Ікс.

Нейтральні молекули Гідро-Ікс поглинають як позитивні, і негативні іони (аніони і катіони), які у своє чергу взаємно нейтралізуються. Нейтралізація іонів безпосередньо впливає зменшення електрохімічної корозії, оскільки цей вид корозії пов'язані з різним електричним потенціалом.

Гідро-Ікс ефективний проти корозійно небезпечних газів – кисню та вільної вуглекислоти. Концентрація Гідро-Ікс в 10 ррт цілком достатня, щоб запобігти цьому виду корозії незалежно від температури середовища.

Каустична сода може призвести до появи каустичної крихкості. Гідро-Ікс зменшує кількість вільних гідроксидів, значно знижуючи ризик каустичної крихкості сталі.

Без зупинки системи для промивання процес Гідро-Ікс дозволяє видалити старі накипи. Це відбувається завдяки наявності молекул лігніну. Ці молекули проникають у пори котлового накипу і руйнують його. Хоча все ж таки слід зазначити, що, якщо котел сильно забруднений, економічно доцільніше провести хімічне промивання, а потім вже для запобігання накипу використовувати Гідро-Ікс, що зменшить його витрату.

Шлам, що утворився, збирається в шламонакопичувачах і видаляється з них шляхом періодичних продувок. Як шламонакопичувачі можуть використовуватися фільтри (грязевики), через які пропускається частина води, що повертається в котел.

Важливо, щоб Гідро-Ікс, що утворився під дією, шлам по можливості видалявся щоденними продувками котла. Величина продування залежить від жорсткості води та типу підприємства. У початковий період, коли відбувається очищення поверхонь від вже наявного шламу і у воді знаходиться значний вміст забруднюючих речовин, продування має бути більшим. Продування проводиться повним відкриттям продувного клапана на 15-20 секунд щодня, а при великому підживленні сирої води 3-4 рази на день.

Гідро-Ікс може застосовуватися в опалювальних системах, системах централізованого теплопостачання, для парових котлів невисокого тиску (до 3,9 МПа). Одночасно з Гідро-Ікс жодні інші реагенти не повинні бути використані, крім сульфіту натрію та соди. Само собою зрозуміло, що реагенти для додаткової води не належать до цієї категорії.

У перші кілька місяців експлуатації витрата реагенту слід дещо збільшити, з метою усунення наявного в системі накипу. Якщо є побоювання, що пароперегрівач котла забруднений відкладеннями солей, його слід очистити іншими способами.

За наявності зовнішньої системи водопідготовки необхідно вибрати оптимальний режим експлуатації Гідро-Ікс, що дозволить забезпечити загальну економію.

Передозування Гідро-Ікс не позначається негативно ні на надійності роботи котла, ні на якості пари для парових котлів і тягне лише збільшення витрати самого реагенту.

Парові котли

Як додаткова вода використовується сира вода.

Постійне дозування: 0,2 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний додаткової води та 0,04 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний конденсату.

Як додаткова вода пом'якшена вода.

Початкове дозування: 1 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічної води в казані.

Постійне дозування: 0,04 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний додаткової води та конденсату.

Дозування для очищення котла від накипу: Гідро-Ікс дозується у кількості на 50 % більше за постійну дозу.

Системи теплопостачання

Як підживлювальна вода - сира вода.

Початкове дозування: 1 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічної води.

Постійне дозування: 1 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний підживлювальної води.

Як підживлювальна вода - пом'якшена вода.

Початкове дозування: 0,5 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічної води.

Постійне дозування: 0,5 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний підживлювальної води.

На практиці додаткове дозування ґрунтується на результатах аналізів величини рН та жорсткості.

Вимірювання та контроль

Нормальне дозування Гідро-Ікс становить приблизно 200-400 мл на тонну додаткової води при середній жорсткості 350 мкгекв/дм3 у розрахунку на СаСО3, плюс 40 мл на тонну зворотної води. Це, зрозуміло, орієнтовні цифри, а точніше дозування може бути встановленим контролем якості води. Як уже зазначалося, передозування не завдасть жодної шкоди, але правильне дозування дозволить заощаджувати кошти. Для нормальної експлуатації проводиться контроль жорсткості (з розрахунку СаСО3), сумарної концентрації іоногенних домішок, питомої електропровідності, каустичної лужності, показника концентрації водневих іонів (рН) води. Завдяки простоті та великому діапазоніГідро-Ікс надійності може застосовуватися як ручним дозуванням, так і в автоматичному режимі. За бажання споживач може замовити систему контролю та комп'ютерного керуванняпроцесом.

Морський сайт Росія немає 05 жовтня 2016 Створено: 05 жовтня 2016 Оновлено: 05 жовтня 2016 Переглядів: 5363

Види корозії. У процесі роботи елементи парового котла піддаються впливу агресивних середовищ - води, пари та димових газів. Розрізняють корозію хімічну та електрохімічну.

Хімічна корозіявикликана парою або водою, руйнує метал рівномірно по всій поверхні. Швидкість такої корозії у сучасних суднових казанах низька. Більш небезпечна місцева хімічна корозія, що викликається агресивними хімічними сполуками, що містяться у відкладеннях золи (сірки, оксидів ванадію тощо).

Найбільш поширеною та небезпечною є електрохімічна корозія, що протікає у водних розчинах електролітів при виникненні електричного струму, викликаного різницею потенціалів між окремими ділянками металу, що відрізняються хімічною неоднорідністю, температурою або якістю обробки.
Роль електроліту виконують вода (при внутрішній корозії) або пари води, що сконденсувалися, у відкладеннях (при зовнішній корозії).

Виникнення таких мікрогальванічних пар на поверхні труб призводить до того, що іон-атоми металу переходять у воду у вигляді позитивно заряджених іонів, а поверхня труби в цьому місці набуває негативного заряду. Якщо різниця в потенціалах таких мікрогальванічних пар незначна, то на межі метал-вода поступово створюється подвійний електричний шар, який гальмує подальший перебіг процесу.

Однак у більшості випадків потенціали окремих ділянок різні, що зумовлює виникнення ЕРС, спрямованої від більшого потенціалу (аноду) до меншого (катоду).

При цьому з анода у воду переходять іон-атоми металу, а на катоді накопичуються надлишкові електрони. В результаті ЕРС і, отже, інтенсивність процесу руйнування металу різко знижуються.

Це називається поляризацією. Якщо потенціал анода зменшується внаслідок утворення захисної оксидної плівки або зростання концентрації іонів металу в районі анода, а потенціал катода практично не змінюється, то поляризація зветься анодною.

При катодної поляризації в розчині у катода різко знижується концентрація іонів і молекул, здатних видаляти надлишкові електрони з поверхні металу. З цього випливає, що основним моментом боротьби з електрохімічною корозією є створення таких умов, коли будуть підтримуватись обидва види поляризації.
Практично досягти цього неможливо, тому що в казановій воді завжди є деполяризатори - речовини, що викликають порушення процесів поляризації.

До деполяризаторів відносяться молекули О 2 і СО 2 іони Н + , Сl - і SO - 4 а також оксиди заліза і міді. Розчинені у воді СО 2 , Cl - і SO - 4 гальмують утворення на аноді щільної захисної плівки оксидної і тим самим сприяють інтенсивному протіканню анодних процесів. Іони водню Н+ знижують негативний заряд катода.

Вплив кисню на швидкість корозії став проявлятися у двох протилежних напрямках. З одного боку, кисень збільшує швидкість корозійного процесу, оскільки є сильним деполяризатором катодних ділянок, з іншого надає пасивну дію на поверхню.
Зазвичай деталі котла, виготовлені зі сталі, мають досить міцну початкову оксидну плівку, яка захищає матеріал від дії кисню доти, доки не буде зруйнована під дією хімічних або механічних факторів.

Швидкість гетерогенних реакцій (до яких і корозія) регулюється інтенсивністю наступних процесів: підведенням до поверхні матеріалу реагентів (насамперед деполяризаторів); руйнуванням захисної оксидної плівки; видалення продуктів реакції від місця її протікання.

Інтенсивність цих процесів багато в чому визначається гидродинамическими, механічними і тепловими чинниками. Тому заходи щодо зниження концентрації агресивних хімічних реагентів за високої інтенсивності двох інших процесів, як показує досвід експлуатації котлів, зазвичай малоефективні.

Звідси випливає, що вирішення проблеми запобігання корозійним ушкодженням має бути комплексним, коли враховуються всі фактори, що впливають на вихідні причини руйнування матеріалів.

Електрохімічна корозія

Залежно від місця перебігу речовин, що беруть участь у реакціях, розрізняють такі види електрохімічної корозії:

кисневу (і її різновид - стоянкову),
підшламову (іноді звану "черепашкової"),
міжкристалітну (лужна крихкість котельних сталей),
щілинну та
сірчисту.

Киснева корозіяспостерігається в економайзерах, арматурі, живильних та опускних трубах, пароводяних колекторах та внутрішньоколекторних пристроях (щитах, трубах, пароохолоджувачах тощо). Особливо сильно схильні до кисневої корозії змійовики другого контуру двоконтурних котлів, утилізаційних котлів і парових повітропідігрівачів. Киснева корозія протікає під час дії котлів і залежить від концентрації кисню, розчиненого у воді котла.

Швидкість кисневої корозії у головних котлах низька, що зумовлено ефективною роботоюдеаераторів та фосфатно-нітратним водним режимом. У допоміжних водотрубних котлах вона часто досягає 0,5 - 1 мм/рік, хоча в середньому лежить в межах 0,05 - 0,2 мм/рік. Характер пошкодження котелень - виразки невеликих розмірів.

Більш небезпечним різновидом кисневої корозії є стоянкова корозія, що протікає під час бездіяльності котла. В силу специфіки роботи всі суднові котли (а особливо допоміжні) схильні до інтенсивної стоянкової корозії. Як правило, корозія стоянки не призводить до відмов котла, проте метал, що зазнав корозії під час зупинок, за інших рівних умов більш інтенсивно руйнується при роботі котла.

Основною причиною виникнення стоянкової корозії є попадання кисню у воду, якщо котел заповнений, або плівку вологи на поверхні металу, якщо котел осушений. Велику роль при цьому відіграють хлориди та NaOH, що містяться у воді, та водорозчинні відкладення солей.

За наявності у воді хлоридів інтенсифікується рівномірна корозія металу, а якщо в ній міститься незначна кількість лугів (менше 100 мг/л), корозія локалізується. Щоб уникнути стоянкової корозії, при температурі 20 - 25 °С у воді повинно міститися до 200 мг/л NaOH.

Зовнішні ознаки корозії за участю кисню: локальні виразки невеликого розміру (рис. 1 а), заповнені продуктами корозії бурого кольору, які утворюють горбики над виразками.

Видалення кисню з поживної води є одним із важливих заходів щодо зниження кисневої корозії. З 1986 р. вміст кисню у поживній воді для суднових допоміжних та утилізаційних котлів обмежується 0,1 мг/л.

Однак і при такому кисневмісті поживної води в експлуатації спостерігаються корозійні ушкодження елементів котла, що свідчить про переважний вплив процесів руйнування оксидної плівки і вимивання продуктів реакції з вогнищ корозії. Найбільш наочним прикладом, що ілюструє вплив цих процесів на корозійні ушкодження, є руйнування змійовиків утилізаційних котлів із примусовою циркуляцією.

Рис. 1. Ушкодження при кисневій корозії

Корозійні ушкодженняпри кисневій корозії зазвичай суворо локалізовані: на внутрішній поверхні вхідних ділянок (див. рис. 1, а), в районі згинів (рис. 1, б), на вихідних ділянках і в коліні змійовика (див. рис. 1, в), а також у пароводяних колекторах утилізаційних котлів (рис. 1, г). Саме на цих ділянках (2 – область пристінної кавітації) гідродинамічні особливості потоку створюють умови для руйнування оксидної плівки та інтенсивного вимивання продуктів корозії.
Справді, будь-які деформації потоку води та пароводяної суміші супроводжуються виникненням кавітації у пристінних шарахпотоку 2, що розширюється, де утворюються і тут же бульбашки пари, що схлопуються, обумовлюють руйнування оксидної плівки внаслідок енергії гідравлічних мікроударів.
Цьому сприяють також знакозмінні напруги в плівці, викликані вібрацією змійовиків і коливаннями температури та тиску. Підвищена локальна турбулізація потоку цих ділянках викликає активне вимивання продуктів корозії.

На прямих вихідних ділянках змійовиків оксидна плівка руйнується через удари об поверхню крапельок води при турбулентних пульсаціях потоку пароводяної суміші, дисперсно-кільцевий режим руху якої переходить тут у дисперсний при швидкості потоку до 20-25 м/с.
У цих умовах навіть невисокий вміст кисню (~ 0,1 мг/л) обумовлює інтенсивне руйнування металу, що призводить до появи нориці на вхідних ділянках змійовиків утилізаційних котлів типу Ла Монт через 2-4 роки експлуатації, а на інших ділянках - через 6-12 років.

Рис. 2. Корозійні ушкодження змійовиків економайзерів утилізаційних котлів КУП1500Р теплохода "Індіра Ганді".

Як ілюстрацію до викладеного розглянемо причини пошкодження змійовиків економайзерів двох утилізаційних котлів типу КУП1500Р, встановлених на ліхтеровозі «Індіра Ганді» (типу "Олексій Косигін"), який вступив в експлуатацію в жовтні 1985 р. Вже в лютому 1985 р. замінено економайзерів обох котлів. Через 3 роки і в цих економайзерах утворюються пошкодження змійовиків, розташовані на ділянках до 1-1,5 м від вхідного колектора. Характер ушкоджень свідчить (рис. 2, а, б) про типову кисневу корозію з подальшим руйнуванням втоми (поперечні тріщини).

Проте природа втоми окремих ділянках різна. Поява тріщини (а раніше - розтріскування оксидної плівки) в районі зварного шва (див. рис. 2, а) є наслідком знакозмінної напруги, обумовленої вібрацією пучка труб і конструктивною особливістю вузла з'єднання змійовиків з колектором (до вигнутого штуцера діаметром 22x 22x2).
Руйнування ж оксидної плівки та утворення втомних тріщин на внутрішній поверхні прямих ділянок змійовиків, віддалених від входу на 700-1000 мм (див. рис. 2, б), обумовлені знакозмінними термічними напругами, що виникають у період введення котла в дію, коли на гарячу поверхню подається холодна вода. При цьому дія термічних напруг посилюється тим, що ребра змійовиків ускладнює вільне розширення металу труби, створюючи додаткові напруги в металі.

Підшламова корозіязазвичай спостерігається в головних водотрубних котлах на внутрішніх поверхнях екранних і пароутворювальних труб пучків притопки, звернених до факелу. Характер підшламової корозії - виразки. овальної формиз розміром великої осі (паралельної осі труби) до 30-100 мм.
На виразках є щільний шар оксидів у вигляді „черепашок" 3 (рис. 3). Підшламова корозія протікає в присутності твердих деполяризаторів - оксидів заліза та міді 2, які осідають на найбільш теплонапружених ділянках труб у місцях активних центрів корозії, що виникають при руйнуванні .
Зверху утворюється пухкий шар накипу та продуктів корозії 1. Утворені "черепашки" з продуктів корозії міцно зчеплені з основним металом і можуть бути видалені тільки механічним шляхом. Під "черепашками" погіршується теплообмін, що призводить до перегріву металу та появи випучин.
Для допоміжних котлів цей вид корозії не характерний, але при високих теплових навантаженнях та відповідних режимах водообробки не виключена поява підшламової корозії та в цих котлах.

У суднових парових котлах корозія може протікати з боку пароводяного контуру, і з боку продуктів згоряння палива.

Внутрішні поверхні пароводяного контуру можуть бути піддані наступним видам корозії;

Киснева корозія є найбільш небезпечним видом корозії. Характерною особливістюкисневої корозії є утворення місцевих точкових вогнищ корозії, що сягають глибоких виразок і наскрізних дірок; Найбільш схильні до кисневої корозії вхідні ділянки економайзерів, колектори та опускні труби циркуляційних контурів.

Нітритна корозія - на відміну від кисневої вражає внутрішні поверхні теплонапружених підйомних трубок і викликає утворення глибших виразок діаметром 15^20 мм.

Міжкристалітна корозія є особливим видом корозії і виникає в місцях найбільшої напруги металу ( зварні шви, вальцювальні та фланцеві з'єднання) в результаті взаємодії котельного металу з висококонцентрованим лугом. Характерною особливістю є поява на поверхні металу сітки з дрібних тріщин, що поступово розвиваються наскрізні тріщини;

Підшлама корозія виникає в місцях відкладення шламу і в застійних зонах циркуляційних контурів котлів. Процес протікання має електрохімічний характер при контакті оксидів заліза з металом.

З боку продуктів згоряння палива можуть бути такі види корозії;

Газова корозія вражає випарні, перегрівальні та економайзерні поверхні нагріву, обшивку кожуха,

Газонаправляючі щити та інші елементи котла, що піддаються впливу високих температур газів. При підвищенні температури металу котелень понад 530 0С (для вуглецевої сталі) починається руйнування захисної оксидної плівки на поверхні труб, забезпечуючи безперешкодний доступ кисню до чистого металу. При цьому на поверхні труб відбувається корозія з утворенням окалини.

Безпосередньою причиною цього виду корозії є порушення режиму охолодження зазначених елементів та підвищення їх температури вище за допустиму. Для труб поверхонь нагріву причинами пов ЫшЄння температури стін може бути; утворення значного шару накипу, порушення режиму циркуляції (застій, перекидання, утворення парових пробок), упуск води з котла, нерівномірність роздачі води та відбору пари по довжині парового колектора.

Високотемпературна (ванадієва) корозія вражає поверхні нагріву пароперегрівачів, що розташовані в зоні високих температур газів. При спалюванні палива відбувається утворення оксидів ванадію. При цьому при нестачі кисню утворюється триокис ванадію, а при його надлишку - п'ятиокис ванадію. Корозійно-небезпечною є п'ятиокис ванадію У205, що має температуру плавлення 675 0С. П'ятиокис ванадію, що виділяється при спалюванні мазутів, налипає на поверхні нагріву, що мають високу температуру, та викликає активну руйнацію металу. Досліди показали, що навіть такі вмісти ванадію, як 0,005% за ваговим складом, можуть викликати небезпечну корозію.

Ванадієву корозію можна запобігти зниженню допустимої температури металу елементів котла та організацією горіння з мінімальними коефіцієнтами надлишку повітря а = 1,03 + 1,04.

Низькотемпературна (кислотна) корозія вражає переважно хвостові поверхні нагріву. У продуктах згоряння сірчистих мазутів завжди є пари води і сполуки сірки, що утворюють при з'єднанні один з одним сірчану кислоту. При омиванні газами щодо холодних хвостових поверхонь нагрівання пари сірчаної кислоти конденсується на них і викликають корозію металу. Інтенсивність низькотемпературної корозії залежить від концентрації сірчаної кислоти у плівці вологи, що осідає на поверхнях нагріву. При цьому концентрація Б03 у продуктах згоряння визначається не лише вмістом сірки у паливі. Основними чинниками, що впливають швидкість протікання низькотемпературної корозії, є;

Умови перебігу реакції горіння в топці. При підвищенні коефіцієнта надлишку повітря збільшується відсотковий вміст газу Б03 (при а = 1,15 окислюється 3,6% сірки, що міститься в паливі; при а = 1,7 окислюється близько 7% сірки). При коефіцієнтах надлишку повітря а = 1,03 - 1,04 сірчаного ангідриду Б03 мало утворюється;

Стан поверхонь нагріву;

Живлення котла занадто холодною водою, Що викликає зниження температури стінок труб економайзера нижче туги роси для сірчаної кислоти;

Концентрація води у паливі; при спалюванні обводнених палив точка роси підвищується внаслідок підвищення парціального тиску водяної пари в продуктах згоряння.

Стоянка корозія вражає зовнішні поверхні труб і колекторів, обшивку, топкові пристрої, арматуру та інші елементи газоповітряного тракту котла. Сажа, що утворюється під час спалювання палива, покриває поверхні нагріву та внутрішні частини газоповітряного тракту котла. Сажа гігроскопічна, і при охолодженні котла легко вбирає вологу корозію. Корозія носить виразковий характер при утворенні на поверхні металу плівки розчину сірчаної кислоти при охолодженні котла та зниженні температури його елементів нижче за точку роси для сірчаної кислоти.

Боротьба зі стоянковою корозією заснована на створенні умов, що унеможливлюють попадання вологи на поверхні котельного металу, а також нанесенням антикорозійних покриттів на поверхні елементів котлів.

При короткочасній бездіяльності котлів після огляду та чищення поверхонь нагрівання з метою запобігання потраплянню атмосферних опадів у газоходи котлів димову трубунеобхідно одягати чохол, закривати повітряні регістри, оглядові отвори. Необхідно постійно контролювати вологість та температуру в МКО.

Для запобігання корозії котлів під час бездіяльності використовуються різні способизберігання казанів. Розрізняють два способи зберігання; мокре та сухе.

Основним способом зберігання казанів є мокре зберігання. Воно передбачає повне заповнення котла живильною водою, пропущеною через електроно-іонообмінні та знекислювальні фільтри, включаючи пароперегрівач та економайзер. Тримати котли на мокрому зберіганні не більше 30 діб. У разі тривалішої бездіяльності котлів застосовується сухе зберіганняказана.

Сухе зберігання передбачає повне осушення котла від води з розміщенням у колекторах котла бязевих мішечків із селікагелем, що поглинає вологу. Періодично проводиться розтин колекторів, контрольний замір маси селікагелю з метою визначення маси поглиненої вологи, та випарювання поглиненої вологи з селікагелю.

Глава четверта Попереднє очищення води та фізико-хімічні процеси

4.1. Очищення води методом коагуляції

4.2. Осадження методами вапнування та співвідповідання

Розділ п'ятий Фільтрування води на механічних фільтрах

Фільтруючі матеріали та основні характеристики структури фільтрованих шарів

Розділ шостий Знесолювання води

6.1. Фізико-хімічні основи іонного обміну

6.2. Іонообмінні матеріали та їх характеристики

6.3. Технологія іонного обміну

6.4. Малосткові схеми іонітних водопідготовок

6.5. Автоматизація водопідготовчих установок

6.6. Перспективні технології водоочищення

6.6.1. Протиточна технологія іонування

Призначення та сфера застосування

Основні принципові схеми впу

Глава сьома Термічний метод очищення води

7.1. Метод дистиляції

7.2. Запобігання накипу утворенню у випарних установках фізичними методами

7.3. Запобігання накипу утворенню у випарних установках хімічними, конструктивними та технологічними методами

Глава восьма Очищення високомінералізованих вод

8.1. Зворотній осмос

8.2. Електродіаліз

Розділ дев'ятий Водопідготовка в теплових мережах з безпосереднім водозабором

9.1. Основні положення

Норми органолептичних показників води

Норми бактеріологічних показників води

Показники пдк (норми) хімічного складу води

9.2. Підготовка додаткової води методом н-катіонування з голодною регенерацією

9.3. Зниження карбонатної жорсткості (лужності) додаткової води методом підкислення

9.4. Декарбонізація води методом вапнування

9.6. Магнітна протинакипна обробка додаткової води

9.7. Підготовка води для закритих теплових мереж

9.8. Підготовка води для місцевих систем гарячого водопостачання

9.9. Підготовка води для опалювальних систем теплопостачання

9.10. Технологія обробки води комплексонами у системах теплопостачання

Розділ десятий Очищення води від розчинених газів

10.1. загальні положення

10.2. Видалення вільної вуглекислоти

Висота шару в метрах насадки з кілець Рашига визначається з рівняння:

10.3. Видалення кисню фізико-хімічними методами

10.4. Деаерація в деаераторах атмосферного та зниженого тиску

10.5. Хімічні методи видалення газів із води

Розділ одинадцятий Стабілізаційна обробка води

11.1. загальні положення

11.2. Стабілізація води підкисленням

11.3. Фосфатування охолоджувальної води

11.4. Рекарбонізація охолоджувальної води

Розділ дванадцятий

Застосування окислювачів для боротьби

З біологічним обростанням теплообмінників

І знезараження води

Розділ тринадцятий Розрахунок механічних та іонообмінних фільтрів

13.1. Розрахунок механічних фільтрів

13.2. Розрахунок іонітних фільтрів

Розділ чотирнадцятий Приклади розрахунку водопідготовчих установок

14.1. загальні положення

14.2. Розрахунок установки хімічного знесолення з паралельним включенням фільтрів

14.3. Розрахунок декарбонізатора з насадкою з кілець Рашига

14.4. Розрахунок фільтрів змішаної дії (ФСД)

14.5. Розрахунок знесолюючої установки з блоковим включенням фільтрів (розрахунок «ланцюжків»)

Особливі умови та рекомендації

Розрахунок н-катіонітних фільтрів 1-го ступеня ()

Розрахунок аніонітних фільтрів 1-го ступеня (а1)

Розрахунок н-катіонітних фільтрів 2-го ступеня ()

Розрахунок аніонітних фільтрів 2-го ступеня (а2)

14.6. Розрахунок електродіалізної установки

Розділ п'ятнадцятий короткі технології очищення конденсатів

15.1. Електромагнітний фільтр (ЕМФ)

15.2. Особливості освітлення турбінних та виробничих конденсатів

Розділ шістнадцятий Короткі технології очищення стічних вод теплоенергетики

16.1. Основні поняття про стічні води тес і котельні

16.2. Води хімводоочищення

16.3. Відпрацьовані розчини від промивок та консервації теплосилового обладнання

16.4. Теплі води

16.5.Води гідрозоловидалення

16.6. Обмивальні води

16.7. Нафтозабруднені води

Частина ІІ. Водно-хімічний режим

Розділ другий Хімічний контроль – основа водно-хімічного режиму

Глава третя корозія металу паросилового обладнання та методи боротьби з нею

3.1. Основні положення

3.2. Корозія стали в перегрітій парі

3.3. Корозія тракту живильної води та конденсатопроводів

3.4. Корозія елементів парогенераторів

3.4.1. Корозія пароутворюючих труб та барабанів парогенераторів під час їх експлуатації

3.4.2. Корозія пароперегрівачів

3.4.3. Стоянкова корозія парогенераторів

3.5. Корозія парових турбін

3.6. Корозія конденсаторів турбін

3.7. Корозія обладнання підживлювального та мережевого трактів

3.7.1. Корозія трубопроводів та водогрійних котлів

3.7.2. Корозія трубок теплообмінних апаратів

3.7.3. Оцінка корозійного стану діючих систем гарячого водопостачання та причини корозії

3.8. Консервація теплоенергетичного обладнання та тепломереж

3.8.1. Загальне становище

3.8.2. Способи консервації барабанних котлів

3.8.3. Способи консервації прямоточних котлів

3.8.4. Способи консервації водогрійних котлів

3.8.5. Способи консервації турбоустановок

3.8.6. Консервація теплових мереж

3.8.7. Короткі характеристики хімічних реагентів, що застосовуються для консервації та запобіжні заходи при роботі з ними Водний розчин гідразингідрату n2н4·н2о

Водний розчин аміаку nh4(oh)

Трилон б

Тринатрійфосфат Na3po4·12н2о

Їдкий натр NaOh

Силікат натрію (рідке скло натрієве)

Гідроксид кальцію (вапняний розчин) Са(он)2

Контактний інгібітор

Летні інгібітори

Розділ четвертий відкладення в енергетичному обладнанні та способи усунення

4.1. Відкладення в парогенераторах та теплообмінниках

4.2. Склад, структура та фізичні властивості відкладень

4.3. Утворення відкладень на внутрішніх поверхнях нагрівання парогенераторів з багаторазовою циркуляцією та теплообмінниками

4.3.1. Умови утворення твердої фази із сольових розчинів

4.3.2. Умови утворення лужно-земельних накипів

4.3.3. Умови утворення феро- та алюмосилікатних накипів

4.3.4. Умови утворення залізоокисних та залізофосфатних накипів

4.3.5. Умови утворення мідних накипів

4.3.6. Умови утворення відкладень легкорозчинних сполук

4.4. Утворення відкладень на внутрішніх поверхнях прямоточних парогенераторів

4.5. Утворення відкладень на поверхнях конденсаторів, що охолоджуються, і за тактом охолоджуючої води

4.6. Відкладення по паровому тракту

4.6.1. Поведінка домішок пари в пароперегрівачі

4.6.2. Поведінка домішок пари в проточній частині парових турбін

4.7. Утворення відкладень у водогрійному устаткуванні

4.7.1. Основні відомості про відкладення

4.7.2. Організація хімічного контролю та оцінка інтенсивності накипеутворення у водогрійному устаткуванні

4.8. Хімічні очищення обладнання ТЕС та котелень

4.8.1. Призначення хімічних очищення та вибір реагентів

4.8.2. Експлуатаційні хімічні очищення парових турбін

4.8.3. Експлуатаційні хімічні очищення конденсаторів та мережевих підігрівачів

4.8.4. Експлуатаційні хімічні очищення водогрійних котлів Загальні положення

Технологічні режими очищення

4.8.5. Найважливіші реагенти для видалення відкладень з водогрійних та парових котлів низького та середнього тиску

Розділ п'ятий водно-хімічний режим (вхр) в енергетиці

5.1. Водно-хімічні режими барабанних котлів

5.1.1. Фізико-хімічна характеристика внутрішньокотлових процесів

5.1.2. Методи корекційної обробки котлової та поживної води

5.1.2.1. Фосфатна обробка котлової води

5.1.2.2. Аммінування та гідразинна обробка поживної води

5.1.3. Забруднення пари та способи їх видалення

5.1.3.1. Основні положення

5.1.3.2. Продування барабанних котлів тес і котелень.

5.1.3.3. Ступінчасте випаровування та промивання пари

5.1.4. Вплив водно-хімічного режиму на склад та структуру відкладень

5.2. Водно-хімічні режими блоків СКД

5.3. Водно-хімічний режим парових турбін

5.3.1. Поведінка домішок у проточній частині турбін

5.3.2. Водно-хімічний режим парових турбін високих та надвисоких тисків

5.3.3. Водно-хімічний режим турбін насиченої пари

5.4. Водний режим конденсаторів турбін

5.5. Водно-хімічний режим теплових мереж

5.5.1. Основні положення та завдання

5.5.3. Підвищення надійності водно-хімічного режиму тепломереж

5.5.4. Особливості водно-хімічного режиму під час експлуатації водогрійних котлів, що спалюють мазутне паливо

5.6. Перевірка ефективності проведених на тест, котелень водно-хімічних режимів

Частина III Випадки аварійних ситуацій у теплоенергетиці через порушення водно-хімічного режиму

Устаткування водопідготовчих установок (впу) зупиняє котельню та заводи

Карбонат кальцію ставить загадки.

Магнітна обробка води перестала запобігати карбонатно-кальцієвому кипіоутворенню. Чому?

Як попередити відкладення та корозію в невеликих водогрійних котлах

Які сполуки заліза осідають у водогрійних котлах?

У трубках пс утворюються відкладення з силікату магнію

Як вибухають деаератори?

Як врятувати трубопроводи пом'якшеної води від корозії?

Співвідношення концентрацій іонів у вихідній воді визначає агресивність котлової води

Чому "горіли" труби тільки заднього екрану?

Як видаляти з екранних труб органо-залізисті відкладення?

Хімічні «перекоси» у казановій воді

Чи ефективне періодичне продування котлів у боротьбі із залізоокисним перетворенням?

Свищі у трубах котла з'явилися до початку його експлуатації!

Чому прогресувала стоянкова корозія у «молодих» котлах?

Чому руйнувалися труби в поверхневому пароохолоджувачі?

Чим небезпечний конденсат котлам?

Основні причини аварійності теплових мереж

Проблеми котелень птахопрому Омського регіону

Чому не працювали ЦТП в Омську

Причина високої аварійності систем теплопостачання у Радянському районі м. Омська

Чому висока корозійна аварійність на нових трубопроводах тепломережі?

Сюрпризи природи? Біле море наступає на Архангельськ

Річка Ом погрожує аварійним зупиненням теплоенергетичного та нафтохімічного комплексів м. Омська?

- Збільшено дозування коагулянту на передочистку;

Витяг з «Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж», затв. 19.06.2003

Вимоги до приладів АХК (Автоматика хімічного контролю)

Вимоги до засобів лабораторного контролю

Порівняння технічних характеристик приладів різних фірм-виробників

3.2. Корозія стали в перегрітій парі

Система залізо - водяна пара термодинамічно нестійка. Взаємодія цих речовин може протікати з утворенням магнетиту Fe 3 O 4 або FeO вюститу:


;

Аналіз реакцій (2.1) – (2.3) свідчить про своєрідне розкладання водяної пари при взаємодії з металом з утворенням молекулярного водню, який не є наслідком власне термічної дисоціації водяної пари. З рівнянь (2.1) – (2.3) випливає, що при корозії сталей у перегрітій парі без кисню на поверхні може утворитися тільки Fe 3 Про 4 або FeO.

За наявності в перегрітій парі кисню (наприклад, в нейтральних водних режимах, з дозуванням кисню в конденсат) в зоні перегрівання можливе утворення гематиту Fe 2 O 3 за рахунок доокислення магнетиту.

Вважають, що корозія у парі, починаючи з температури 570 °С, є хімічною. В даний час гранична температура перегріву для всіх котлів знижена до 545 ° С, і, отже, пароперегрівачі відбувається електрохімічна корозія. Вихідні ділянки первинних пароперегрівачів виконують з корозійностійкої аустенітної нержавіючої сталі, Вихідні ділянки проміжних пароперегрівачів, що мають ту ж кінцеву температуру перегріву (545 ° С), - з перлітних сталей. Тому корозія проміжних пароперегрівачів зазвичай проявляється сильною мірою.

В результаті впливу пари на сталь на її спочатку чистої поверхні поступово утворюється так званий топотактичний шар, щільно зчеплений із самим металом і тому захищає його від корозії. З часом на цьому шарі наростає другий так званий епітактичний шар. Обидва ці шари для рівня температур пари до 545 °С є магнетит, але структура їх не однакова - епітактичний шар крупнозернистий і не захищає від корозії.

Швидкість розкладання пари

мгН 2 /(см 2  год)

Рис. 2.1. Залежність швидкості розкладання перегрітої пари

від температури стінки

Впливати на корозію перегрівальних поверхонь методами водного режиму не вдається. Тому основне завдання водно-хімічного режиму пароперегрівачів полягає в систематичному спостереженні за станом металу пароперегрівачів з метою недопущення руйнування топотактического шару. Це може відбуватися за рахунок потрапляння в пароперегрівачі та осадження в них окремих домішок, особливо солей, що можливо, наприклад, внаслідок різкого підвищення рівня в барабані котлів високого тиску. Пов'язані з цим відкладення солей у пароперегрівачі можуть призвести як до підвищення температури стінки, так і до руйнування оксидної захисної топотактической плівки, про що можна судити по різкому зростанню швидкості розкладання пари (рис. 2.1).

3.3. Корозія тракту живильної води та конденсатопроводів

Значна частина корозійних пошкоджень обладнання теплових електростанцій припадає на частку тракту поживної води, де метал знаходиться в найбільш важких умовах, причиною чого є корозійна агресивність хімічно обробленої води, конденсату, дистиляту і суміші їх, що стикаються з ним. На паротурбінних електростанціях основним джерелом забруднення поживної води сполуками міді є аміачна корозія конденсаторів турбін та регенеративних підігрівачів низького тиску, трубна система яких виконана з латуні.

Тракт живильної води паротурбінної електростанції можна розділити на дві основні ділянки: до термічного деаератора і після нього, причому умови протікання в них корозії різко різні. Елементи першої ділянки тракту живильної води, розташовані до деаератора, включають трубопроводи, баки, конденсатні насоси, конденсатопроводи та інше обладнання. Характерною особливістю корозії цієї частини поживного тракту є можливість виснаження агресивних агентів, т. е. вугільної кислоти і кисню, які у воді. Внаслідок безперервного надходження та руху нових порцій води трактом відбувається постійне поповнення їх втрат. Безперервне видалення частини продуктів реакції заліза з водою і приплив нових порцій агресивних агентів створюють сприятливі умови для інтенсивного протікання корозійних процесів.

Джерелом появи кисню в конденсаті турбін є присоси повітря у хвостовій частині турбін та в сальниках конденсатних насосів. Підігрів води, що містить Про 2 та СО 2 у поверхневих підігрівачах, розташованих на першій ділянці поживного тракту, до 60–80 °С і вище призводить до серйозних корозійних ушкоджень латунних труб. Останні стають крихкими, і нерідко латунь після кількох місяців роботи набуває губчастої структури внаслідок яскраво вираженої виборчої корозії.

Елементи другої ділянки тракту живильної води – від деаератора до парогенератора – включають живильні насоси та магістралі, регенеративні підігрівачі та економайзери. Температура води на цій ділянці внаслідок послідовного підігріву води у регенеративних підігрівачах та водяних економайзерах наближається до температури котлової води. Причиною корозії обладнання, що відноситься до цієї частини тракту, є головним чином вплив на метал розчиненої у поживній воді вільної вуглекислоти, джерелом якої є додаткова хімічно оброблена вода. При підвищеній концентрації іонів водню (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.

За наявності обладнання, виготовленого з латуні (підігрівачі низького тиску, конденсатори), збагачення води сполуками міді пароконденсатним трактом протікає в присутності кисню і вільного аміаку. Збільшення розчинності гідратованого окису міді відбувається за рахунок утворення мідно-аміачних комплексів, наприклад, Су(NH 3) 4 (ОН) 2 . Ці продукти корозії латунних трубок підігрівачів низького тискупочинають розкладатися на ділянках тракту регенеративних підігрівачів високого тиску (п. в. д.) з утворенням менш розчинних оксидів міді, що частково осаджуються на поверхні трубок п. в. д. Медисті відкладення на трубках п. в. д. сприяють їх корозії під час роботи та тривалої стоянки обладнання без консервації.

При недостатньо глибокій термічній деаерації поживної води виразкова корозія спостерігається переважно на вхідних ділянках економайзерів, де кисень виділяється внаслідок помітного підвищення температури поживної води, а також у застійних ділянках живильного тракту.

Тепловикористовувальна апаратура споживачів пари і трубопроводи, якими повертається виробничий конденсат на ТЕЦ, піддаються корозії під дією кисню і вугільної кислоти, що містяться в ньому. Поява кисню пояснюється контактом конденсату з повітрям у відкритих баках (при відкритої схемизбору конденсату) і підсмоктування через нещільності в устаткуванні.

Основними заходами для запобігання корозії обладнання, розташованого на першій ділянці тракту живильної води (від водопідготовчої установки до термічного деаератора), є:

1) застосування захисних протикорозійних покриттів поверхонь водопідготовчого обладнання та бакового господарства, що омиваються розчинами кислих реагентів або корозійно-агресивними водами з використанням гуми, епоксидних смол, лаків на перхлорвініловій основі, рідкого найриту та силікону;

2) застосування кислотостійких труб та арматури, виготовлених з полімерних матеріалів (поліетилену, поліізобутилену, поліпропілену та ін) або сталевих труб та арматури, футерованих усередині захисними покриттями, що наносяться методом газополум'яного напилення;

3) застосування труб теплообмінних апаратів із корозійностійких металів (червона мідь, нержавіюча сталь);

4) видалення вільної вуглекислоти із додаткової хімічно обробленої води;

5) постійний виведення газів, що неконденсуються (кисню і вугільної кислоти) з парових камер регенеративних підігрівачів низького тиску, охолоджувачів і підігрівачів мережної води і швидке відведення конденсату, що утворюється в них;

6) ретельне ущільнення сальників конденсатних насосів, арматури та фланцевих з'єднань поживних трубопроводів, що знаходяться під вакуумом;

7) забезпечення достатньої герметичності конденсаторів турбін з боку охолоджувальної води та повітря та контроль за присосами повітря за допомогою реєструючих киснедомірів;

8) оснащення конденсаторів спеціальними дегазаційними пристроями для видалення кисню з конденсату.

Для успішної боротьби з корозією обладнання та трубопроводів, розташованих на другій ділянці тракту живильної води (від термічних деаераторів до парогенераторів), застосовуються такі заходи:

1) оснащення ТЕС термічними деаераторами, що видають за будь-яких режимів роботи деаеровану воду з залишковим вмістом кисню та вуглекислоти, що не перевищує допустимі норми;

2) максимальне виведення неконденсованих газів з парових камер регенеративних підігрівачів високого тиску;

3) застосування корозійно-стійких металів для виготовлення елементів живильних насосів, що стикаються з водою;

4) протикорозійний захист поживних та дренажних баків шляхом нанесення неметалічних покриттів, стійких при температурах до 80–100 °С, наприклад азбовініла (суміші етоноль лаку з азбестом) або лакофарбових матеріалів на основі епоксидних смол;

5) підбір корозійностійких конструкційних металів, придатних для виготовлення труб регенеративних підігрівачів високого тиску;

6) постійна обробка поживної води лужними реагентами з метою підтримки заданого оптимального значення рН поживної води, при якому пригнічується вуглекислотна корозія та забезпечується достатня міцність захисної плівки;

7) постійна обробка поживної води гідразином для зв'язування залишкового кисню після термічних деаераторів та створення інгібіторного ефекту гальмування переходу з'єднань заліза з поверхні обладнання в поживну воду;

8) герметизація баків поживної води шляхом організації так званої закритої системи, щоб запобігти попаданню кисню з живильною водою до економайзерів парогенераторів;

9) здійснення надійної консервації обладнання тракту поживної води під час його простою у резерві.

Ефективним методом зниження концентрації продуктів корозії в конденсаті, що повертається на ТЕЦ споживачами пари, є введення у добірну пару турбін, що направляється споживачам плівкоутворюючих амінів – октадециламіну або його замінників. При концентрації цих речовин у парі, що дорівнює 2–3 мг/дм 3 , можна знизити вміст оксидів заліза у виробничому конденсаті у 10–15 разів. Дозування водної емульсії поліамінів за допомогою насоса-дозатора не залежить від концентрації в конденсаті вугільної кислоти, так як дія їх не пов'язана з властивостями, що нейтралізують, а засноване на здатності цих амінів утворювати на поверхні сталі, латуні та інших металів нерозчинні і несмачиваемые водою плен.

Ряд електростанцій використовує для живлення теплових мереж річкові та водопровідні води з низьким значенням рН і малою жорсткістю. Додаткова обробка річкової води на водопровідній станції зазвичай призводить до зниження рН, зменшення лужності та підвищення вмісту агресивної вуглекислоти. Поява агресивної вуглекислоти можлива також у схемах підкислення, які застосовуються для великих систем теплопостачання з безпосереднім водорозбором. гарячої води(2000-3000 т/год). Пом'якшення води за схемою Na-катіонування підвищує її агресивність внаслідок видалення природних інгібіторів корозії – солей жорсткості.

При погано налагодженій деаерації води та можливих підвищення концентрацій кисню та вуглекислоти через відсутність додаткових захисних заходів у системах теплопостачання внутрішньої корозії схильні трубопроводи, теплообмінні апарати, акумуляторні баки та інше обладнання.

Відомо, що підвищення температури сприяє розвитку корозійних процесів, що протікають як з поглинанням кисню, так і виділення водню. Зі збільшенням температури вище 40 °С киснева та вуглекислотна форми корозії різко посилюються.

Особливий вид підшламової корозії протікає в умовах незначного вмісту залишкового кисню (при виконанні норм ПТЕ) та при кількості оксидів заліза понад 400 мкг/дм 3 (у перерахунку на Fe). Цей вид корозії, раніше відомий у практиці експлуатації парових котлів, виявили в умовах порівняно слабкого підігріву та відсутності теплових навантажень. У цьому випадку пухкі продукти корозії, що складаються в основному із гідратованих тривалентних оксидів заліза, є активними деполяризаторами катодного процесу.

При експлуатації теплофікаційного обладнання нерідко спостерігається щілинна корозія, тобто вибіркова, інтенсивна корозійна руйнація металу в щілини (зазорі). Особливістю процесів, що протікають у вузьких зазорах, є знижена концентрація кисню порівняно з концентрацією в об'ємі розчину та уповільнене відведення продуктів корозійної реакції. В результаті накопичення останніх та їх гідролізу можливе зниження рН розчину у щілини.

При постійному підживленні теплової мережі з відкритим водорозбором деаерованою водою можливість утворення наскрізних нориць на трубопроводах повністю виключається лише за нормального гідравлічному режимі, коли у всіх точках системи теплопостачання постійно підтримується надлишковий тисквище за атмосферне.

Причини виразкової корозії труб водогрійних котлів та іншого обладнання такі: неякісна деаерація води для підживлення; низьке значення рН, обумовлене присутністю агресивної вуглекислоти (до 10-15 мг/дм 3); накопичення продуктів кисневої корозії заліза (Fe2O3) на теплопередаючих поверхнях. Підвищений вміст оксидів заліза в мережній воді сприяє занесення поверхонь нагріву котла залізоокисними відкладеннями.

Ряд дослідників визнає важливу роль у виникненні підшламової корозії процесу іржавіння труб водогрійних котлів при їх простоях, коли не вжито належних заходів для запобігання стоянковій корозії. Вогнища корозії, що під впливом на вологі поверхні котлів атмосферного повітря, продовжують функціонувати під час роботи котлів.