МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ СРСР

ГОЛОВНЕ НАУКОВО-ТЕХНІЧНЕ УПРАВЛІННЯ ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ

МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ
ЗА ПОПЕРЕДЖЕННЯМ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЇ
КОРОЗІЇ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРІВУ І ГАЗОХОДІВ КОТЛІВ

РД 34.26.105-84

СОЮЗТЕХЕНЕРГО

Москва 1986

РОЗРОБЛЕНО Всесоюзним двічі орденом Трудового Червоного Прапора теплотехнічним науково-дослідним інститутом імені Ф.Е. Дзержинського

ВИКОНАВЦІ Р.А. ПЕТРОСЯН, І.І. НАДІРІВ

ЗАТВЕРДЖЕНО Головним технічним управліннямз експлуатації енергосистем 22.04.84

Заступник начальника Д.Я. ШАМАРАКІВ

МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ З ПОПЕРЕДЖЕННЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЇ КОРОЗІЇ ПОВЕРХНЬ НАГРІВУ І ГАЗОХОДІВ КОТЛІВ

РД 34.26.105-84

Термін дії встановлено
з 01.07.85 р.
до 01.07.2005р.

Ці Методичні вказівки поширюються на низькотемпературні поверхні нагріву парових і водогрійних котлів (економайзери, газові випарники, повітропідігрівачі. різних типіві т.п.), а також на газовий тракт за повітропідігрівачами (газоходи, золоуловлювачі, димососи, димові труби) та встановлюють методи захисту поверхонь нагріву від низькотемпературної корозії.

Методичні вказівки призначені для теплових електростанцій, що працюють на сірчистих паливах, та організацій, що проектують котельне обладнання.

1. Низькотемпературною корозією називається корозія хвостових поверхонь нагріву, газоходів і димових труб котлів під дією парів сірчаної кислоти, що конденсуються на них з димових газів.

2. Конденсація парів сірчаної кислоти, об'ємний вміст яких у димових газах при спалюванні сірчистих палив становить лише кілька тисячних часток відсотка, відбувається при температурах, що значно (на 50 - 100 °С) перевищують температуру конденсації водяної пари.

4. Для запобігання корозії поверхонь нагрівання в процесі експлуатації температура їх стінок повинна перевищувати температуру точки роси димових газів при всіх навантаженнях котла.

Для поверхонь нагріву, що охолоджуються середовищем з високим коефіцієнтом тепловіддачі (економайзери, газові випарники тощо), температури середовища на вході в них повинні перевищувати температуру точки роси приблизно на 10 °С.

5. Для поверхонь нагрівання водогрійних котлів під час роботи їх на сірчистому мазуті умови повного виключення низькотемпературної корозії не можуть бути реалізовані. Для її зменшення необхідно забезпечити температуру води на вході в казан, що дорівнює 105 - 110 °С. При використанні водогрійних котлів як піковий такий режим може бути забезпечений при повному використанні підігрівачів води. При використанні водогрійних котлів в основному режимі підвищення температури води на вході в казан може бути досягнуто за допомогою рециркуляції гарячої води.

В установках із застосуванням схеми включення водогрійних котлів у мережу через водяні теплообмінники умови зниження низькотемпературної корозії поверхонь нагріву забезпечуються повною мірою.

6. Для повітропідігрівачів парових котлів повне виключення низькотемпературної корозії забезпечується при розрахунковій температурі стінки найбільш холодної ділянки, що перевищує температуру точки роси при всіх навантаженнях котла на 5 - 10 °С ( мінімальне значеннявідноситься до мінімального навантаження).

7. Розрахунок температури стінки трубчастих (ТВП) та регенеративних (РВП) повітропідігрівачів виконується за рекомендаціями «Теплового розрахунку котельних агрегатів. Нормативний метод» (М: Енергія, 1973).

8. При застосуванні в трубчастих повітропідігрівачах як перший (по повітрю) ходу холодних кубів, що змінюються, або кубів з труб з кислостійким покриттям (емальовані тощо), а також виготовлених з корозійностійких матеріалів на умови повного виключення низькотемпературної корозії перевіряються наступні за ними (по повітрю) металеві куби повітропідігрівача. В цьому випадку вибір температури стінки холодних металевих кубів змінних, а також корозійностійких кубів, повинен виключати інтенсивне забруднення труб, для чого їх мінімальна температура стінки при спалюванні сірчистих мазутів повинна бути нижчою за точку роси димових газів не більше ніж на 30 - 40 °С. При спалюванні твердого сірчистого палива мінімальна температура стінки труби за умов попередження інтенсивного її забруднення повинна прийматися не менше 80 °С.

9. У РВП на умовах повного виключення низькотемпературної корозії розраховується їхня гаряча частина. Холодна частина РВП виконується корозійностійкою (емальована, керамічна, з низьколегованої сталі тощо) або змінюється з плоских металевих листів товщиною 1,0 - 1,2 мм, виготовлених з маловуглецевої сталі. Умови попередження інтенсивного забруднення набивання дотримуються під час виконання вимог п. цього документа.

10. Як емальоване застосовується набивання з металевих листів товщиною 0,6 мм. Термін служби емальованого набивання, виготовленого відповідно до ТУ 34-38-10336-89, становить 4 роки.

Як керамічне набивання можуть застосовуватися фарфорові трубки, керамічні блокиабо фарфорові пластини з виступами.

Враховуючи скорочення споживання мазуту тепловими електростанціями, доцільно застосовувати для холодної частини РВП набивання з низьколегованої сталі 10ХНДП або 10ХСНД, корозійна стійкість якої у 2 - 2,5 рази вища, ніж у маловуглецевої сталі.

11. Для захисту повітропідігрівачів від низькотемпературної корозії в пусковий період слід виконати заходи, викладені в «Керівних вказівках з проектування та експлуатації енергетичних калориферів із дротяним оребренням» (М.: СПО Союзтехенерго, 1981).

Розпалювання котла на сірчистому мазуті слід проводити з попередньо включеною системою підігріву повітря. Температура повітря перед повітропідігрівачем у початковий період розпалювання має бути як правило, 90 °С.

11а. Для захисту повітропідігрівачів від низькотемпературної («стоянкової») корозії на зупиненому котлі, рівень якої приблизно вдвічі вищий за швидкість корозії в період експлуатації, перед зупинкою котла слід провести ретельне очищення повітропідігрівачів від зовнішніх відкладень. При цьому перед зупинкою котла температуру повітря на вході в підігрівач повітря рекомендується підтримувати на рівні її значення при номінальному навантаженні котла.

Очищення ТВП здійснюється дробом із щільністю її подачі не менше 0,4 кг/м.с (п. цього документа).

Для твердих паливз урахуванням значної небезпеки корозії золоуловлювачів температура газів, що йдуть, повинна вибиратися вище точки роси димових газів на 15 - 20 °С.

Для сірчистих мазутів температура газів, що йдуть, повинна перевищувати температуру точки роси при номінальному навантаженні котла приблизно на 10 °С.

Залежно від вмісту сірки в мазуті слід приймати розрахункове значення температури газів при номінальному навантаженні котла, вказане нижче:

Температура газів, що йдуть, ºС...... 140 150 160 165

При спалюванні сірчистого мазуту з гранично малими надлишками повітря (α ≤ 1,02) температура газів може прийматися нижчою з урахуванням результатів вимірювань точки роси. У середньому перехід від малих надлишків повітря до мало знижує температуру точки роси на 15 - 20 °С.

На умови забезпечення надійної роботи димової труби та попередження випадання вологи на її стінки впливає не тільки температура газів, що йдуть, але також і їх витрата. Робота труби з режимами навантаження істотно нижче за проектні збільшує ймовірність низькотемпературної корозії.

При спалюванні природного газу температуру газів рекомендується мати не нижче 80 °С.

13. При зниженні навантаження котла в діапазоні 100 - 50 % від номінальної слід прагнути до стабілізації температури газів, що не йдуть, не допускаючи її зниження більш, ніж на 10 °С від номінальної.

Найбільш економічним способом стабілізації температури газів є підвищення температури попереднього підігріву повітря в калориферах у міру зниження навантаження.

Мінімально допустимі значення температур попереднього підігріву повітря перед РВП приймається відповідно до п. 4.3.28 «Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж» (М.: Енергоатоміздат, 1989).

У тих випадках, коли оптимальні температуригазів, що йдуть, не можуть бути забезпечені через недостатню поверхню нагрівання РВП, повинні прийматися значення температур попереднього підігріву повітря, при яких температура газів, що йдуть, не перевищить значень, наведених у п. Методичних вказівок.

16. Зважаючи на відсутність надійних кислотостійких покриттів для захисту від низькотемпературної корозії металевих газоходів, надійна робота їх може бути забезпечена ретельною ізоляцією, що забезпечує різницю температур між димовими газами та стінкою не більше 5 °С.

Застосовувані нині ізоляційні матеріалиі конструкції недостатньо надійні у тривалій експлуатації, тому необхідно вести періодичний, не рідше одного разу на рік, контроль за їх станом та при необхідності виконувати ремонтно-відновлювальні роботи.

17. При використанні у дослідному порядку для захисту газоходів від низькотемпературної корозії різних покриттівслід враховувати, що останні повинні забезпечувати термостійкість і газощільність при температурах, що перевищують температуру газів не менше ніж на 10 °С, стійкість до впливу сірчаної кислоти концентрації 50 - 80 % в інтервалі температур відповідно 60 - 150 °С і можливість їх ремонту та відновлення .

18. Для низькотемпературних поверхонь, конструкційних елементівРВП та газоходів котлів доцільно використання низьколегованих сталей 10ХНДП та 10ХСНД, що перевершують за корозійною стійкістю вуглецеву сталь у 2 – 2,5 рази.

Абсолютна корозійна стійкість має лише дуже дефіцитні і дорогі високолеговані сталі (наприклад, сталь ЕІ943, що містить до 25 % хрому і до 30 % нікелю).

додаток

1. Теоретично температура точки роси димових газів із заданим вмістом парів сірчаної кислоти та води може бути визначена як температура кипіння розчину сірчаної кислоти такої концентрації, при якій над розчином є той самий вміст пари води та сірчаної кислоти.

Виміряне значення температури точки роси в залежності від методики виміру може не співпадати з теоретичним. У цих рекомендаціях за температуру точки роси димових газів tрприйнята температура поверхні стандартного скляного датчика з впаяними на відстані 7 мм один від одного платиновими електродами довжиною 7 мм, при якій опір плівки роси між електродами в стані дорівнює 107 Ом. У вимірювальному ланцюзі електродів використовується змінний струм низької напруги (6 - 12).

2. При спалюванні сірчистих мазутів із надлишками повітря 3 - 5 % температура точки роси димових газів залежить від вмісту сірки у паливі Sp(Рис.).

При спалюванні сірчистих мазутів із гранично низькими надлишками повітря (α ≤ 1,02) температура точки роси димових газів повинна прийматися за результатами спеціальних вимірювань. Умови переведення котлів у режим з α ≤ 1,02 викладені в «Керівних вказівках щодо переведення котлів, що працюють на сірчистих паливах, у режим спалювання з гранично малими надлишками повітря» (М.: СПО Союзтехенерго, 1980).

3. При спалюванні сірчистих твердих палив у пилоподібному стані температура точки роси димових газів tpможе бути підрахована за наведеним вмістом у паливі сірки та золи Sрпр, Арпрта температурі конденсації водяної пари tконза формулою

де aун- Частка золи у віднесенні (зазвичай приймається 0,85).

Рис. 1. Залежність температури точки роси димових газів від вмісту сірки в мазуті, що спалюється

Значення першого члена цієї формули при aун= 0,85 можна визначити за рис. .

Рис. 2. Різниці температур точки роси димових газів та конденсації водяної пари в них залежно від наведених вмістів сірки ( Sрпр) та золи ( Арпр) у паливі

4. При спалюванні газоподібних сірчистих палив точку роси димових газів можна визначити за рис. за умови, що вміст сірки в газі розраховується як наведене, тобто у відсотках масою на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоти згоряння газу.

Для газового паливанаведений вміст сірки у відсотках за масою може бути визначений за формулою

де m- Число атомів сірки в молекулі сірковмісного компонента;

q- об'ємний відсоток сірки (сірковмісного компонента);

Qн- теплота згоряння газу кДж/м3 (ккал/нм3);

З- коефіцієнт, що дорівнює 4,187, якщо Qнвиражено в кДж/м3 та 1,0, якщо в ккал/м3.

5. Швидкість корозії змінного металевого набивання повітропідігрівачів при спалюванні мазуту залежить від температури металу та ступеня корозійної активності димових газів.

При спалюванні сірчистого мазуту з надлишком повітря 3 - 5% і обдування поверхні парою швидкість корозії (з двох сторін у мм/рік) набивання РВП орієнтовно може бути оцінена за даними табл. .

Таблиця 1

	Швидкість корозії (мм/рік) за температури стінки, ºС
				0,5Більше 2 0,20
Св. 0,11 до 0,4 увімк.
Св. 0,41 до 1,0 увімк.

6. Для вугілля з високим вмістом окису кальцію в золі температури точки роси виявляються нижчими від обчислених за п. цих Методичних вказівок. Для таких палив рекомендується використовувати результати безпосередніх вимірів.

Ряд електростанцій використовує для підживлення теплових мереж річкові та водопровідні водиз низьким значенням рН та 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-катионирования підвищує її агресивність унаслідок видалення природних інгібіторів корозії – солей твердості.

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 із поглинанням кисню, так і з виділенням 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, було виявлено 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 обсягом розчину і уповільнений 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 гідравлічного режиму, 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, зумовлене присутністю агресивної вуглекислоти (до 10-15 мг/дм3); накопичення продуктів кисневої корозіїзаліза (Fe 2 O 3) на теплопередаючих поверхнях. Підвищений змістоксидів заліза в мережній воді сприяє занесення поверхонь нагрівання котла залізоокисними відкладеннями.

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

Найбільш активно корозія екранних труб проявляється у місцях концентрування домішок теплоносія. Сюди відносяться ділянки екранних труб з високими тепловими навантаженнями, де відбувається глибоке випаровування котлової води (особливо за наявності на випарній поверхні пористих малотеплопровідних відкладень). Тому щодо попередження пошкоджень екранних труб, що з внутрішньої корозією металу, необхідно враховувати необхідність комплексного підходу, тобто. впливу як у водно-хімічний, і топковий режим.

Пошкодження екранних труб переважно носять змішаний характер, їх умовно можна розділити на дві групи:

1) Пошкодження з ознаками перегріву сталі (деформація та потонання стінок труб у місці руйнування; наявність графітних зерен тощо).

2) Крихкі руйнування без характерних ознакперегріву металу.

На внутрішній поверхні багатьох труб відзначені значні відкладення двошарового характеру: верхній - слабозчеплений, нижній - окалиноподібний, щільно зчеплений з металом. Товщина нижнього шару окалини становить 0,4-0,75 мм. У зоні ушкодження окалина на внутрішній поверхні зазнає руйнування. Поблизу місць руйнувань та на деякому віддаленні від них внутрішня поверхня труб уражена корозійними виразками та крихкими мікроушкодженнями.

Загальний вид ушкоджень свідчить про тепловий характер руйнування. Структурні зміни на лобовій стороні труб - глибока сферидизація та розпад перліту, утворення графіту (перехід вуглецю в графіт 45-85%) - свідчить про перевищення не тільки робочої температуриекранів, а й допустимої для сталі 20 500 оС. Наявність FeO також підтверджує високий рівеньтемператур металу в процесі експлуатації (вище 845 оК – тобто 572 оС).

Крихкі пошкодження, викликані воднем, зазвичай відбуваються в зонах з потужними тепловими потоками, під товстими шарами відкладень, і на-клонних або горизонтальних трубах, а також на ділянках теплопередачі поруч з підкладними кільцями зварних швів або другпмії пристроями, що перешкоджають вільному руху потоків. . Досвід показав, що пошкодження, спричинені воднем, відбуваються в котлах, що працюють під тиском нижче 1000 фунт/кв. дюйм (6.9 МПа).

Пошкодження під дією водню зазвичай призводять до розривів з товстими краями. Інші механізми, що сприяють утворенню розривів з товстими краями, це корозійне розтріскування під напругою, корозійна втома, розриви під дією напруг, а також (у деяких поодиноких випадках) сильний перегрів. Може виявитися скрутним візуально відрізнити руйнування, викликані водневим ушкодженням, від інших видів руйнувань, проте тут можуть допомогти деякі їх особливості.

Наприклад, водневе пошкодження майже завжди пов'язане з утворенням раковин у металі (див. Запобіжні заходи, наведені в Главах 4 і 6). Інші види руйнувань (за винятком, можливо, корозійної втоми, яка часто починається в окремих раковинах) зазвичай не пов'язані з сильною корозією.

Аварії труб внаслідок водневого пошкодження металу часто виявляються у вигляді утворення у стінці труби прямокутного «вікна», що нехарактерно для інших видів руйнувань.

Для оцінки ушкоджуваності екранних труб слід враховувати, що металургійний (вихідний) вміст газоподібного водню в сталі перлітного класу (в т.ч. ст.20) не перевищує 0.5-1 см3/100г. При вмісті водню вище 4-5 см3/100г механічні властивості стали значно погіршуються. При цьому орієнтуватися треба переважно на локальний вміст залишкового водню, оскільки при крихких руйнуваннях екранних труб різке погіршення властивостей металу відзначається тільки у вузькій зоні перерізу труби при незмінно задовільних структурах і механічні властивостіприлеглого металу на відстані всього 0.2-2мм.

Отримані значення середніх концентрацій водню у кромки руйнування в 5-10 разів перевищують його вихідний вміст для ст.20, що не могло не вплинути на ушкоджуваність труб.

Наведені результати свідчать, що водневе хрупіння виявилося вирішальним фактором пошкодження екранних труб котлів КрТЕЦ.

Потрібно було додаткове вивчення, який з факторів надає на цей процес визначальний вплив: а) термоциклювання через дестабілізацію нормального режиму кипіння в зонах підвищених теплових потоків за наявності відкладень на випарувальній поверхні, а, як результат, - пошкодження захисних оксидних плівок, що її покривають; б) наявність у робочому середовищі корозійно-активних домішок, що концентруються у відкладеннях біля випарної поверхні; в) спільну дію факторів "а" та "б".

Особливо стоїть питання ролі топкового режиму. Характер кривих свідчить про скупчення водню у ряді випадків поблизу зовнішньої поверхніекранні труби. Це можливо насамперед за наявності на зазначеній поверхні щільного шару сульфідів, що значною мірою не проникаються для водню, що дифузує від внутрішньої поверхні до зовнішньої. Утворення сульфідів обумовлено: високою сірчистістю палива, що спалюється; начерком факела на екранні панелі. Іншою причиною наводження металу у зовнішньої поверхні є протікання корозійних процесів при контакті металу з димовими газами. Як показав аналіз зовнішніх відкладень труб котлів, зазвичай мала місце дія обох наведених причин.

Роль топкового режиму проявляється також у корозії екранних труб під дією чистої води, яка найчастіше спостерігається на парогенераторах високого тиску. Вогнища корозії розташовані зазвичай в зоні максимальних місцевих теплових навантажень і тільки на поверхні труби, що обігрівається. Це веде до утворення круглих або еліптичних заглиблень діаметром більше 1 см.

Перегрів металу виникає найчастіше за наявності відкладень у зв'язку з тим, що кількість сприйнятого тепла буде практично однаковим як для чистої труби, і для труби, що містить накип температура труби буде різною.

Ряд котелень використовує для підживлення теплових мереж річкові та водопровідні води з низьким значенням рН та малою жорсткістю. Додаткова обробка річкової води на водопровідній станції зазвичай призводить до зниження рН, зменшення лужності та підвищення вмісту агресивної вуглекислоти. Поява агресивної вуглекислоти можливе також у схемах підключення, що застосовуються для великих систем теплопостачання з безпосереднім водорозбором гарячої води (2000-3000 т/год). Пом'якшення води за схемою Na-катіонування підвищує її агресивність унаслідок 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 схильне теплосилове обладнання ТЕЦ.

Під час обстеження підживлювального тракту однієї з ТЕЦ м. Ленінграда було отримано такі дані щодо швидкості корозії, г/(м2 · 4):

Місце встановлення індикаторів корозії

У трубопроводі підживлювальної води після підігрівачів тепломережі перед деаераторами труби завтовшки 7 мм потонулися за рік експлуатації місцями до 1 мм. окремих ділянкахутворилися наскрізні нориці.

Причини виразкової корозії труб водогрійних котлів:

недостатнє видалення кисню з підживлювальної води;

низьке значення рН обумовлене присутністю агресивної вуглекислоти

(До 10ч15 мг/л);

накопичення продуктів кисневої корозії заліза (Fe2O3;) на теплопередаючих поверхнях.

Експлуатація обладнання на мережній воді з концентрацією заліза понад 600 мкг/л зазвичай призводить до того, що на кілька тисяч годин роботи водогрійних котлів спостерігається інтенсивне (понад 1000 г/м2) занесення залізооксидними відкладеннями їх поверхонь нагріву. При цьому відзначаються течі, що часто з'являються, в трубах конвективної частини. У складі відкладень вміст оксидів заліза зазвичай досягає 80-90%.

Особливо важливими для експлуатації водогрійних казанів є пускові періоди. У початковий період експлуатації однією ТЕЦ не забезпечувалося видалення кисню до норм, встановлених ПТЕ. Зміст кисню у підживлювальній воді перевищував ці норми в 10 разів.

Концентрація заліза в підживлювальній воді досягала - 1000 мкг/л, а в зворотній водітепломережі – 3500 мкг/л. Після першого року експлуатації було зроблено вирізки з трубопроводів мережевої води, виявилося, що забруднення їх поверхні продуктами корозії становило понад 2000 г/м2.

Необхідно відзначити, що на цій ТЕЦ перед включенням котла в роботу внутрішні поверхні екранних труб та труб конвективного пучка зазнали хімічному очищенню. На момент вирізки зразків екранних труб котел пропрацював 5300 год. екранної трубимав нерівний шар залізооксидних відкладень чорно-бурого кольору, міцно пов'язаний з металом; висота горбків 10ч12 мм; питома забрудненість 2303 г/м2.

Склад відкладень, %

Поверхня металу під шаром відкладень була уражена виразками глибиною до 1 мм. Трубки конвективного пучка з внутрішньої сторонибули занесені відкладеннями залізооксидного типу чорно-бурого кольору з висотою горбків до 3-4 мм. Поверхня металу під відкладеннями покрита виразками. різних розмірівглибиною 0,3ч1,2 та діаметром 0,35ч0,5 мм. Окремі трубки мали наскрізні отвори(Нірви).

Коли водогрійні котли встановлюють у старих системах централізованого теплопостачання, в яких накопичилася значна кількість оксидів заліза, спостерігаються випадки відкладення цих оксидів в трубах котла, що обігріваються. Перед включенням котлів необхідно ретельне промивання всієї системи.

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

У суднових парових котлах корозія може протікати як із боку пароводяного контуру, і із 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 більш глибоких виразок діаметром 15^20 мм.

Міжкристалітна корозія є особливим видомкорозії 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,

При підвищенні температури металу котельних труб 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 ЫшЕнія 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 за довжиною парового колектора.

Високотемпературна (ванадієва) корозія вражає поверхні нагрівання 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 нагрівання, 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 температуриметалу елементів котла та організацією горіння з мінімальними коефіцієнтами надлишку повітря а = 1,03 + 1,04.

Низькотемпературна (кислотна) корозія вражає переважно хвостові поверхні нагрівання. У продуктах згоряння сірчистих мазутів завжди присутні пари води та 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 нагрівання. При цьому концентрація Б03 у продуктах згоряння визначається не лише вмістом сірки у паливі. Основними факторами, що впливають швидкість протікання низькотемпературної корозії, є;

Умови перебігу реакції горіння у топці. При підвищенні коефіцієнта надлишку повітря збільшується процентний 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 практично не утворюється;

Стан поверхонь нагріву;

Живлення котла занадто холодною водою, Що викликає зниження температури стін 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.

Стоянкова корозія вражає зовнішні поверхні труб та 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 попаданню 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, пропущеної 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 зберігання котла.

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.