Газова корозія елементів котельного обладнання. Корозія у казанах. а) Киснева корозія

Галустов В.С. Прямоточні розпилювальні апарати в теплоенергетиці (Документ)

Філонов А.Г. Водно-хімічні режими теплоенергетичних установок

Фізико-хімічні процеси у техносфері. Збірник завдань (Документ)

Орлов Д.С. Хімія ґрунтів (Документ)

n1.doc

3.4. Корозія елементів парогенераторів
3.4.1. Корозія пароутворюючих трубібарабанів парогенераторів
під час їх експлуатації
Корозійні пошкодження металів парогенераторів обумовлені дією одного або декількох факторів: надмірного теплонапруження поверхні нагріву, млявої циркуляції води, застою пари, напруженого металу, відкладення домішок та інших факторів, що перешкоджають нормальному омиванню та охолодженню поверхні нагріву.

За відсутності цих факторів нормальна магнетитна плівка легко утворюється і зберігається у воді з нейтральною або помірною лужною реакцією середовища, що не містить розчиненого кисню. У присутності ж 2 кисневої корозії можуть піддаватися вхідні ділянки водяних економайзерів, барабани і опускні труби циркуляційних контурів. Особливо негативно позначаються малі швидкості руху води (у водяних економайзерах, так як при цьому бульбашки повітря, що виділяється, затримуються в місцях шорсткостей внутрішньої поверхні труб і викликають інтенсивну місцеву кисневу корозію. Корозія вуглецевої сталі у водному середовищі при високих температурах включає дві стадії: початкову електрохімічну та кінцеву хімічну. Відповідно до цього механізму корозії, іони двовалентного заліза дифундують через окисну плівку до поверхні контакту її з водою, реагують з гідроксилом або з водою з утворенням гідрату закису заліза, який потім розпадається на магнетит і водень за реакцією:

(2.4)

Електрони, що проходять поряд з іонами заліза через окисну плівку, асимілюються іонами водню з виділенням Н2. З часом товщина окисної плівки збільшується, а дифузія через неї не може. Внаслідок цього спостерігається зменшення швидкості корозії з часом.

Нітритна корозія.За наявності у поживній воді нітриту натрію спостерігається корозія металу парогенератора, що має на вигляд велику схожість з кисневою корозією. Однак на відміну від неї нітритна корозія вражає не вхідні ділянки опускних труб, а внутрішню поверхню теплонапружених підйомних труб і викликає утворення більш глибоких виразок діаметром до 15-20 мм. Нітрити прискорюють перебіг катодного процесу, а тим самим корозію металу парогенератора. Перебіг процесу при нітритній корозії може бути описаний наступною реакцією:

(2.5)

Гальванокорозія металу парогенератора.Джерелом гальванокорозії пароутворюючих труб може з'явитися мідь, що потрапляє в парогенератори в тих випадках, коли поживна вода, що містить підвищену кількість аміаку, кисню та вільної вуглекислоти, агресивно впливає на латунні та мідні труби регенеративних підігрівачів. Необхідно відзначити, що гальванокорозію може викликати лише металева мідь, що відклалася на стінках парогенератора. При підтримці значення рН поживної води вище 7,6 мідь надходить у парогенератори у формі оксидів або комплексних сполук, які не мають корозійно-агресивних властивостей і відкладаються на поверхнях нагріву у вигляді шламу. Іони міді, присутні у поживній воді з низьким значенням рН, потрапляючи далі в парогенератор, в умовах лужного середовища також осідають у вигляді шламоподібних оксидів міді. Однак під дією водню, що виділяється в парогенераторах, або надлишку сульфіту натрію оксиди міді можуть повністю відновлюватися до металевої міді, яка, відклавшись на поверхнях нагріву, призводить до електрохімічної корозії металу котла.

Підшламова (черепашкова) корозія. Підшламова корозія виникає у застійних зонах циркуляційного контуру парогенератора під шаром шламу, що складається із продуктів корозії металів та фосфатної обробки котлової води. Якщо ці відкладення зосереджені на ділянках, що обігріваються, то під ними виникає інтенсивне упарювання, що підвищує солевміст і лужність котлової води до небезпечних значень.

Подшламовая корозія поширюється як великих виразок діаметром до 50–60 мм. на внутрішній стороні пароутворювальних труб, зверненої до факела топки. У межах виразок спостерігається порівняно рівномірне зменшення товщини стінки труби, що часто призводить до утворення нориці. На виразках виявляється щільний шар окислів заліза як черепашок. Описане руйнування металу отримало в літературі назву «черепашної» корозії. Підшламова корозія, що викликається оксидами тривалентного заліза та двовалентної міді, є прикладом комбінованого руйнування металу; перша стадія цього процесу є суто електрохімічною, а друга – хімічною, обумовленою дією води та водяної пари на перегріті ділянки металу, що знаходяться під шаром шламу. Найбільш ефективним засобом боротьби з «черепашною» корозією парогенераторів є запобігання виникненню корозії тракту поживної води та винесення з нього оксидів заліза та міді. живильною водою.

Лужна корозія.Розшарування пароводяної суміші, яке має місце в горизонтальних або слабопохилих пароутворюючих трубах, як відомо, супроводжується утворенням парових мішків, перегріванням металу та глибоким упарюванням плівки котлової води. Висококонцентрована плівка, що утворилася при упарюванні котлової води, містить у розчині значну кількість лугу. Їдкий натр, що є в котловій воді в малих концентраціях, захищає метал від корозії, але він стає дуже небезпечним корозійним фактором, якщо на будь-яких ділянках поверхні парогенератора створюються умови для глибокого упарювання котлової води з утворенням підвищеної концентрації NaOH.

Концентрація їдкого натру в плівці, що упарюється, котлової води залежить:

а) від ступеня перегріву стінки пароутворюючої труби проти температурою кипіння при цьому тиску в парогенераторе, тобто. величини? t s;

Б) величин співвідношень концентрації їдкого натру і що містяться в воді, що циркулюється, натрієвих солей, що володіють здатністю сильно підвищувати температуру кипіння води при даному тиску.

Якщо концентрація хлоридів у котловій воді значно перевищує в еквівалентному відношенні концентрацію NaOH, то раніше ніж остання досягає в плівці, що упарюється, небезпечних значень, вміст хлоридів в ній настільки зростає, що температура кипіння розчину перевищує температуру перегрітої стінки труби, і подальше випарювання води припиняється. Якщо ж котлова вода містить переважно їдкий натр, то за величини?t s = 7 °С концентрація NaOH у плівці концентрованої водистановить 10 %, а при
?t s = 30 ° C досягає 35%. Тим часом експериментальним шляхом встановлено, що вже 5–10-відсоткові розчини їдкого натру при температурі котлової води вище 200 °С здатні інтенсивно корродувати метал ділянок, що обігріваються, і зварних швів з утворенням пухкого магнітного закису-окису заліза і одночасним виділенням водню. Лужна корозія має вибірковий характер, просуваючись углиб металу переважно по зернам перліту та утворюючи сітку міжкристалітних тріщин. Концентрований розчин їдкого натру здатний при високих температурах також розчиняти захисний шароксидів заліза з утворенням фериту натрію NaFeO 2 , який гідролізується з утворенням лугу:

	(2.6)
	(2.7)

Внаслідок того, що луг у цьому круговому процесі не витрачається, створюється можливість безперервного перебігу корозійного процесу. Чим вище температура котлової води та концентрація їдкого натру, тим інтенсивніше протікає процес лужної корозії. Встановлено, що концентровані розчини їдкого натру не тільки руйнують магнетитну захисну плівку, але й гальмують її відновлення після пошкодження.

Джерелом лужної корозії парогенераторів можуть також з'явитися шламовідкладення, що сприяють глибокому випаровування котлової води з утворенням висококонцентрованого корозійно-агресивного розчину лугу. Зменшення відносної частки лугу у загальному солевмісті котлової води та створення переважаючого вмісту в останній таких солей, як хлориди, здатні різко послабити лужну корозію котельного металу. Усунення лужної корозії досягається також забезпеченням чистоти поверхні нагріву та інтенсивною циркуляцією на всіх ділянках парогенератора, що запобігає глибокому упарюванню води.

Міжкристалітна корозія.Міжкристалітна корозія утворюється внаслідок взаємодії котельного металу з лужною котловою водою. Характерна рисаміжкристалітних тріщин у тому, що вони виникають у місцях найбільшої напруги в металі. Механічні напруги складаються з внутрішніх напруг, що виникають у процесі виготовлення та монтажу парогенераторів барабанного типу, а також додаткових напруг, що виникають у процесі експлуатації. Утворенню міжкристалітних кільцевих тріщин на трубах сприяють додаткові статичні механічні напруги. Вони виникають у трубних контурах і барабанах парогенератора при недостатній компенсації температурних подовжень, а також внаслідок нерівномірного обігріву або охолодження окремих ділянок тіла барабана або колектора.

Міжкристалітна корозія протікає з деяким прискоренням: у початковий період руйнація металу відбувається дуже повільно і без деформації, а потім з часом його різко зростає і може прийняти катастрофічні розміри. Міжкристалітну корозію котельного металу слід розглядати насамперед як окремий випадок електрохімічної корозії, що протікає по межах зерен напруженого металу, що знаходиться в контакті з лужним концентратом котлової води. Поява корозійних мікрогальванічних елементів викликається різницею потенціалів між тілами кристалітів, що виконують роль катодів. Роль анодів виконують грані зерен, що руйнуються, потенціал яких внаслідок механічних напруг металу в цьому місці сильно знижений.

Поряд з електрохімічними процесами істотну роль розвитку міжкристалітної корозії грає атомарний водень, продукт розряду
Н + -іонів на катоді корозійних елементів; легко дифундуючи в товщу сталі, він руйнує карбіди і створює великі внутрішні напруги в металі котла внаслідок появи в ньому метану, що призводить до утворення тонких міжкристалітних тріщин (водневе розтріскування). Крім того, під час реакції водню з включеннями сталі утворюються різні газоподібні продукти, що у свою чергу викликає додаткові розривні зусилля та сприяє розпушенню структури, поглибленню, розширенню та розгалуженню тріщин.

Основним шляхом запобігання водневій корозії металу котла є усунення будь-яких корозійних процесів, що призводять до утворення атомарного водню. Це досягається ослабленням наносу в парогенераторі оксидів заліза та міді, хімічним очищенням котлів, поліпшенням циркуляції води та зниженням місцевих підвищених теплових навантажень поверхні нагрівання.

Встановлено, що міжкристалітна корозія котельного металу в з'єднаннях елементів парогенераторів виникає лише при одночасному наявності місцевих розтягуючих напруг, близьких або перевищують межу плинності, і при концентрації NаОН у котловій воді, що накопичується в нещільності з'єднань елементів котла, що перевищує 5–6 %. Для розвитку міжкристалітних руйнувань котельного металу важливе значення має абсолютна величина лужності, а частка їдкого натру у загальному сольовому складі котлової води. Встановлено досвідченим шляхом, що якщо ця частка, тобто відносна концентрація їдкого натру в котловій воді, становить менше 10–15 % від суми мінеральних розчинних речовин, то така вода, як правило, не є агресивною.

Пароводяна корозія.У місцях з дефективною циркуляцією, де пара застоюється і не відразу відводиться в барабан, стінки труб під паровими мішками піддаються сильному місцевому перегріву. Це призводить до хімічної корозії перегрітої до 450 °З вище металу пароутворюючих труб під дією високоперегрітої пари. Процес корозії вуглецевої сталі у високоперегрітій водяній парі (при температурі 450 – 470 °С) зводиться до утворення Fe 3 O 4 та газоподібного водню:

(2.8.)

Звідси випливає, що критерієм інтенсивності пароводяної корозії металу котла є збільшення вмісту вільного водню в насиченій парі. Пароводяна корозія пароутворюючих труб спостерігається, як правило, у зонах різкого коливання температури стінки, де мають місце теплозміни, що спричиняють руйнування захисної окисної плівки. При цьому створюється можливість безпосереднього контакту перегрітого металу труби з водою або водяною парою та хімічної взаємодії між ними.

Корозійна втома.У барабанах парогенераторів і котельних трубах у тому випадку, якщо на метал впливають одночасно з корозійним середовищем термічні напруги, змінні за знаком і величиною, з'являються тріщини корозійної втоми, що глибоко проникають в сталь, які можуть мати транскристалітний, міжкристалітний або змішаний характер. Як правило, розтріскування котельного металу передує руйнування захисної плівки, що веде до значної електрохімічної неоднорідності і, як наслідок, до розвитку місцевої корозії.

У барабанах парогенераторів тріщини корозійної втоми виникають при поперемінному нагріванні та охолодженні металу на невеликих ділянках у місцях з'єднання трубопроводів (живильної води, періодичного продування, введення розчину фосфату) та водовказівних колонок з тілом барабана. У всіх цих з'єднаннях метал барабана охолоджується, якщо температура поживної води, що протікає по трубі, менше температури насичення при тиску в парогенераторі. Місцеве охолодження стінок барабана з наступним обігрівом їх гарячою котловою водою (у моменти припинення живлення) завжди пов'язане з появою в металі високої внутрішньої напруги.

Корозійне розтріскування сталі різко посилюється в умовах поперемінного змочування та висихання поверхні, а також у тих випадках, коли рух по трубі пароводяної суміші має пульсуючий характер, тобто часто і різко змінюються швидкість руху пароводяної суміші та її парозміст, а також при своєрідному розшаруванні пароводяної суміші на окремі «пробки» пари та води, що йдуть один за одним.

3.4.2. Корозія пароперегрівачів
Швидкість пароводяної корозії визначається переважно температурою пари і складом металу, що контактує з ним. Істотне значення у її розвитку мають також величини теплообміну та температурних коливань під час роботи пароперегрівача, внаслідок яких може спостерігатися руйнація захисних окисних плівок. У середовищі перегрітої пари з температурою більше
575 °С на поверхні сталі в результаті пароводяної корозії утворюється FeO (вюстит):

Встановлено, що труби, виготовлені із звичайної маловуглецевої сталі, перебуваючи протягом тривалого часу під впливом високоперегрітої пари, рівномірно руйнуються з одночасним переродженням структури металу та утворенням щільного шару окалини. У парогенераторах надвисокого та надкритичного тиску при температурі перегріву пари 550 °С і вище найбільш теплонапружені елементи пароперегрівача (вихідні ділянки) зазвичай виготовляють із теплостійких аустенітних нержавіючих сталей (хромонікелевих, хромомолібденових та ін.). Ці сталі в умовах спільної дії розтягуючих напруг і корозійно-агресивного середовища схильні до розтріскування. Більшість експлуатаційних пошкоджень пароперегрівачів, що характеризуються корозійним розтріскуванням елементів з аустенітних сталей, обумовлено присутністю в парі хлоридів та їдкого натру. Боротьба з корозійним розтріскуванням деталей аустенітних сталей здійснюється головним чином за допомогою підтримки безпечного водного режиму парогенераторів.
3.4.3. Стоянкова корозія парогенераторів
При простоях парогенераторів або іншого паросилового обладнання в холодному або гарячому резерві або на ремонті на поверхні металу під дією кисню повітря або вологи розвивається так звана корозія стоянки. З цієї причини простої обладнання без застосування належних захисних заходіввід корозії часто призводять до серйозних ушкоджень, особливо парогенераторах. Сильно страждають від корозії стоянки пароперегрівачі і пароутворювальні труби перехідних зон прямоточних парогенераторів. Однією з причин стоянкової корозії внутрішньої поверхні парогенераторів є наповнення їх під час простоїв водою, насиченою киснем. У цьому випадку особливо схильний до корозії метал на кордоні вода - повітря. Якщо парогенератор, залишений на ремонт, повністю дренується, то на внутрішній поверхні його завжди залишається плівка вологи при одночасному доступі кисню, який, легко дифузуючи через цю плівку, викликає активну електрохімічну корозію металу. Тонка плівка вологи зберігається досить довго, тому що атмосфера всередині парогенератора насичена парами води, особливо в тому випадку, якщо в нього потрапляє пара через нещільність арматури паралельно працюючих парогенераторів. Якщо у воді, що заповнює резервний парогенератор, присутні хлориди, це призводить до збільшення швидкості рівномірної корозії металу, а якщо в ній міститься незначна кількість лугу (менше 100 мг/дм 3 NaOH) і кисень, то це сприяє розвитку виразкової корозії.

Розвитку стоянкової корозії сприяє також шлам, що накопичується в парогенераторі, який зазвичай утримує вологу. Тому значні корозійні раковини - часто виявляються в барабанах вздовж нижньої утворює по їх кінцях, тобто на ділянках найбільшого скупчення шламу. Особливо сильно схильні до корозії ділянки внутрішньої поверхні парогенераторів, які покриті водорозчинними сольовими відкладеннями, наприклад змійовики пароперегрівачів і перехідна зона в прямоточних парогенераторах. Під час простоїв парогенераторів ці відкладення поглинають атмосферну вологу і розпливаються з утворенням на поверхні висококонцентрованого металу розчину натрієвих солей, що має велику електропровідність. При вільному доступі повітря процес корозії під сольовими відкладами протікає дуже інтенсивно. Дуже суттєвим є те, що стоянкова корозія посилює процес роз'їдання металу котла під час роботи парогенератора. Цю обставину слід вважати головною небезпекою корозії стоянки. Утворена іржа, що складається з оксидів заліза високої валентності Fe(OH) 3 під час роботи парогенератора грає роль деполяризатора корозійних мікро- і макрогальванопар, що веде до інтенсифікації корозії металу в процесі експлуатації агрегату. Зрештою накопичення іржі на поверхні металу котла призводить до підшламової корозії. Крім цього, при подальшому простої агрегату відновлена іржа знову набуває здатності викликати корозію внаслідок поглинання нею кисню повітря. Ці процеси циклічно повторюються при чергуванні простоїв та роботи парогенераторів.

Засобами захисту парогенераторів від корозії стоянки в періоди їх простою в резерві і на ремонті служать різні методи консервації.
3.5. Корозія парових турбін
Метал проточної частини турбін може в процесі роботи піддаватися корозії в зоні конденсації пари, особливо за наявності в ньому вугільної кислоти, розтріскування внаслідок наявності в парі корозійних агентів і корозії стоянки при знаходженні турбін в резерві або на ремонті. Особливо сильно піддається корозії стоянки проточна частина турбіни при наявності в ній сольових відкладень. Соляний розчин, що утворюється під час простою турбіни, прискорює розвиток корозії. Звідси випливає необхідність ретельного очищення від відкладень лопаткового апарату турбіни перед тривалим простоєм її.

Корозія в період простою зазвичай має порівняно рівномірний характер, за несприятливих умов вона проявляється у вигляді численних виразок, рівномірно розподілених по поверхні металу. Місцем протікання її є ті щаблі, де конденсується волога, що агресивно впливає на сталеві деталі проточної частини турбіни.

Джерелом появи вологи є насамперед конденсація пари, що заповнює турбіну після її зупинки. Конденсат частково залишається на лопатках і діафрагмах, частково стікає та накопичується в корпусі турбіни, оскільки він не відводиться через дренажі. Кількість вологи всередині турбіни може збільшуватися внаслідок просочування пари з паропроводів відборів та протитиску. Внутрішні частини турбіни завжди холодніше повітря, що надходить в турбіну. Відносна вологість повітря машинного залу дуже висока, тому досить незначного охолодження повітря, щоб настала точка роси, і відбулося виділення вологи на металевих деталях.

Для усунення стоянкової корозії парових турбін необхідно виключити можливість попадання пари в турбіни під час знаходження їх у резерві як з боку паропроводу перегрітої пари, так і з боку магістралі відборів, дренажних ліній тощо. Для підтримки поверхні лопаток, дисків та ротора в сухому застосовується періодичне продування внутрішньої порожнини резервної турбіни потоком гарячого повітря (t = 80 год 100 °C), що подається невеликим допоміжним вентилятором через нагрівач (електричний або паровий).
3.6. Корозія конденсаторів турбін
В умовах експлуатації паросилових установок нерідко трапляються випадки. корозійних ушкодженьлатунних конденсаторних труб як з внутрішньої сторони, що омивається охолоджувальною водою, так і з зовнішньої сторони. Інтенсивно корродирують внутрішні поверхні конденсаторних труб, що охолоджуються сильно мінералізованими, солено-озерними водами, що містять велику кількість хлоридів, або оборотними циркуляційними водами з підвищеною мінералізацією, і забрудненими зваженими частинками.

Характерною особливістю латуні як конструкційного матеріалує схильність її до корозії при спільній дії підвищених механічних напруг і середовища, що має навіть помірні агресивні властивості. Корозійні ушкодження виявляються в конденсаторах з латунними трубами у формі загального знецинкування, пробкового знецинювання, корозійного розтріскування, ударної корозії та корозійної втоми. На протікання зазначених форм корозії латуні вирішальний вплив надає склад сплаву, технологія виготовлення конденсаторних труб і характер середовища, що контактується. Внаслідок знецинкування руйнування поверхні латунних труб може мати суцільний шаровий характер або належати до так званого пробкового типу, що є найбільш небезпечним. Пробкове знецинкування характеризується виразками, що заглиблюються в метал, заповненими пухкою міддю. Наявність наскрізних нориць потребує заміни труби, щоб уникнути присоса охолоджувальної сирої води в конденсат.

Проведені дослідження, а також тривалі спостереження за станом поверхні конденсаторних труб у конденсаторах, що діють, показали, що додаткове введення в латунь невеликих кількостей миш'яку помітно знижує схильність латунів до знецинкування. Складні за складом латуні, додатково леговані оловом або алюмінієм, також мають підвищену корозійну стійкість завдяки здатності цих сплавів швидко відновлювати захисні плівки при їх механічному руйнуванні. Внаслідок застосування металів, що займають різні місця у потенційному ряду та електрично з'єднаних, у конденсаторі виникають макроелементи. Наявність змінного температурного поля створює можливість розвитку корозійно-небезпечних ЕРС термоелектричного походження. Блукаючі струми, що виникають при заземленні поблизу постійного струму, також можуть стати причиною інтенсивної корозії конденсаторів.

Корозійні пошкодження конденсаторних труб з боку пари, що конденсується, найчастіше бувають пов'язані з присутністю в ньому аміаку. Останній, будучи хорошим комплексоутворювачем по відношенню до іонів міді та цинку, створює сприятливі умови для знецинкування латуні. Крім того, аміак обумовлює корозійне розтріскування латунних конденсаторних труб за наявності в сплаві внутрішніх або зовнішніх напруг, що розтягують, які поступово розширюють тріщини в міру розвитку корозійного процесу. Встановлено, що за відсутності кисню та інших окислювачів розчини аміаку що неспроможні агресивно впливати на мідь та її сплави; тому можна не побоюватися аміачної корозії латунних труб при концентрації аміаку в конденсаті до 10 мг/дм 3 та відсутності кисню. За наявності навіть невеликої кількості кисню аміак руйнує латунь та інші мідні сплави при концентрації 2-3 мг/дм 3 .

Корозії з боку пари в першу чергу можуть піддаватися латунні труби охолоджувачів випару, ежекторів та камер відсмоктування повітря конденсаторів турбін, де створюються умови, що сприяють попаданню повітря та виникненню місцевих підвищених концентрацій аміаку в частково сконденсованій парі.

Для запобігання корозії конденсаторних труб з водяної сторони необхідно в кожному конкретному випадку при виборі металу або сплавів, придатних для виготовлення цих труб, враховувати їхню корозійну стійкість при заданому складі води, що охолоджує. Особливо серйозна увага вибору корозійностійких матеріалів для виготовлення конденсаторних труб має бути приділена в тих випадках, коли конденсатори охолоджуються проточною високомінералізованою водою, а також в умовах поповнення втрат води, що охолоджує, в оборотних системах водопостачання ТЕС, прісними водами, що мають підвищену мінералізованість, або забрудненими корозійноагресивними промисловими та побутовими стоками.
3.7. Корозія обладнання підживлювального та мережевого трактів
3.7.1. Корозія трубопроводів та водогрійних котлів
Ряд електростанцій 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 можлива також у схемах підкислення, 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 через 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, і 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 вибіркове, інтенсивне корозійне руйнування металу в щілині (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 деаерованої водою можливість утворення наскрізних нориць на трубопроводах повністю виключається тільки при нормальному гідравлічному режимі, коли у всіх точках системи теплопостачання постійно підтримується надлишковий тиск вище за атмосферний.

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 корозії заліза (Fe2O3) на теплопередаючих поверхнях. Підвищений вміст оксидів 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.
3.7.2. Корозія трубок теплообмінних апаратів
Корозійна поведінка мідних сплавів істотно залежить від температури та визначається наявністю кисню у воді.

У табл. 3.1 наведено швидкості переходу продуктів корозії мідно-нікелевих сплавів та латуні у воду при високому (200 мкг/дм 3) та низькому
(3 мкг/дм 3) вміст кисню. Ця швидкість приблизно пропорційна відповідній швидкості корозії. Вона значно зростає зі збільшенням концентрації кисню та солевмісту води.

У схемах підкислення вода після декарбонізатора часто містить до 5 мг/дм 3 вуглекислоти, термін служби трубчастого пучка підігрівачів з латуні Л-68 становить 9-10 міс.
Таблиця 3.1

Швидкість переходу продуктів корозії у воду із поверхні
мідно-нікелевих сплавів та латуні в нейтральному середовищі, 10 -4 г/(м 2 · год)

Матеріал	Зміст Про 2 мкг/дм 3	Температура, °С
Матеріал	Зміст Про 2 мкг/дм 3	38	66	93	121	149
МН 70-30 МН 90-10 ЛО-70-1	3	-	3,8	4,3	3,2	4,5

Значний вплив на корозійне руйнування трубок надають тверді і м'які відкладення, що утворюються на поверхні. Важливим є характер цих відкладень. Якщо відкладення здатні фільтрувати воду і в той же час можуть затримувати на поверхні трубок продукти корозії, що містять мідь, локальний процес руйнування трубок посилюється. Відкладення з пористою структурою ( тверді відкладеннянакипи, органічні) особливо несприятливо позначаються перебігу корозійних процесів. Зі збільшенням рН води проникність карбонатних плівок зростає, і зі зростанням її жорсткості – різко зменшується. Цим пояснюється, що у схемах з голодною регенерацією фільтрів процеси корозії протікають менш інтенсивно, ніж у схемах Na-катіонування. Скорочення терміну служби трубок сприяє також забруднення їх поверхні продуктами корозії та іншими відкладеннями, що призводить до утворення виразок під відкладеннями. При своєчасному видаленні забруднень можна значно знизити локальну корозію трубок. Прискорений вихід із ладу підігрівачів з латунними трубками спостерігається при підвищеному солевмісті води – понад 300 мг/дм 3 , а концентрації хлоридів – понад 20 мг/дм 3 .

Середній термін експлуатації трубок теплообмінних апаратів (3-4 роки) може бути збільшений при виготовленні з корозійно-стійких матеріалів. Трубки з нержавіючої сталі 1Х18Н9Т, встановлені в підживлювальному тракті на ряді ТЕЦ з маломінералізованою водою, експлуатуються понад 7 років без ушкоджень. Проте в даний час важко розраховувати на широке застосування нержавіючих сталей через високу їхню дефіцитність. Слід також мати на увазі, що ці сталі схильні до піттингової корозії при підвищених температурі, солевмісті, концентрації хлоридів та забруднення відкладеннями.

При солевмісті підживлювальної та мережевої води вище 200 мг/дм 3 і хлор-іонів вище 10 мг/дм 3 необхідно обмежити використання латуні Л-68, особливо в підживлювальному тракті до деаератора незалежно від схеми водоприготування. При використанні пом'якшеної води для підживлення, що містить значні кількості агресивної вуглекислоти (понад 1 мг/дм 3), швидкість руху потоку в апаратах з трубною системою з латуні повинна перевищувати 1,2 м/с.

Сплав МНЖ-5-1 слід використовувати при температурі води для підживлення тепломережі вище 60 °С.
Таблиця 3.2

Метал трубок теплообмінних апаратів залежно

Від схеми обробки підживлювальної води тепломережі

Схема обробки підживлювальної води	Метал трубок теплообмінників у тракті до деаератора	Метал трубок мережевих теплообмінників
Вапнування	Л-68, ЛА-77-2	Л-68
Na-катіонування	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68
Н-катіонування з голодною регенерацією фільтрів	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68
Підкислення	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68
М'яка вода без обробки Ж о = 0,5 год 0,6 ммоль/дм 3 Що = 0,2 год 0,5 ммоль/дм 3 , РН = 6,5 год 7,5	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68

3.7.3. Оцінка корозійного стану діючихсистем

гарячоговодопостачання та причиникорозії
Системи гарячого водопостачання в порівнянні з іншими інженерними спорудами(Системами опалення, холодного водопостачання та каналізації) є найменш надійними та довговічними. Якщо встановлений та фактичний термін служби будівель оцінюються у 50–100 років, а систем опалення, холодного водопостачання та каналізації у 20–25 років, то для систем гарячого водопостачання при закритій схемі теплопостачання та виконанні комунікацій із сталевих труб без покриттів фактичний термін служби не перевищує 10 років, а окремих випадках 2–3 роки.

Трубопроводи гарячого водопостачання без захисних покриттів схильні до внутрішньої корозії та значного забруднення її продуктами. Це призводить до зниження пропускної спроможності комунікацій, зростання гідравлічних втрат та порушень у подачі гарячої води, особливо на верхні поверхи будівель при недостатніх напорах міського водопроводу. У великих системах гарячого водопостачання від центральних теплових пунктів заростання трубопроводів продуктами корозії порушує регулювання розгалужених систем та веде до перебоїв у подачі гарячої води. Через інтенсивну корозію, особливо зовнішні мережі гарячого водопостачання від ЦТП, зростають обсяги поточних і капітальних ремонтів. Останні пов'язані з частими перекладанням внутрішніх (в будинках) та зовнішніх комунікацій, порушенням благоустрою міських територій усередині кварталів, тривалим припиненням подачі гарячої води велику кількість споживачів при виході з ладу головних ділянок трубопроводів гарячого водопостачання.

Корозійні пошкодження трубопроводів гарячого водопостачання від ЦТП у разі їхньої спільної прокладки з розвідними мережами опалення призводять до затоплення останніх гарячою водою та їх інтенсивної зовнішньої корозії. При цьому виникають великі труднощі у виявленні місць аварій, доводиться виконувати великий обсяг земляних робіт та погіршувати благоустрій житлових районів.

При незначних відмінностях у капіталовкладеннях на спорудження систем гарячого, холодного водопостачання та опалення експлуатаційні витрати, пов'язані з частою перекладкою та ремонтом комунікацій гарячого водопостачання, незрівнянно вищі.

Корозія систем гарячого водопостачання та захист від неї набувають особливо важливого значення у зв'язку з розмахом житлового будівництвав Росії. Тенденція укрупнення потужностей одиничних установок призводить до розгалуження мережі трубопроводів гарячого водопостачання, що виконуються, як правило, із звичайних сталевих труб без захисних покриттів. Дедалі зростаючий дефіцит води питної якості зумовлює використання нових джерел води з високою корозійною активністю.

Однією з основних причин, що впливають стан систем гарячого водопостачання, є висока корозійна активність нагрітої водопровідної води. Відповідно до досліджень ВТІ, корозійна активність води незалежно від джерела водопостачання (поверхневий або підземний) характеризується трьома основними показниками: індексом рівноважного насичення води карбонатом кальцію, вмістом розчиненого кисню та сумарною концентрацією хлоридів та сульфатів. Раніше у вітчизняній літературі не наводилася класифікація нагрітої водопровідної води за корозійною активністю залежно від показників вихідної води.

За відсутності умов утворення захисних карбонатних плівок на металі (j
Дані спостережень за діючими системами гарячого водопостачання вказують на значний вплив хлоридів і сульфатів, що знаходяться у водопровідній воді, на корозію трубопроводів. Так, води навіть з позитивним індексом насичення, але містять хлориди і сульфати в концентраціях понад 50 мг/дм 3 є корозійно-активними, що обумовлено порушенням суцільності карбонатних плівок і зниженням їх захисної діїпід впливом хлоридів та сульфатів. При руйнуванні захисних плівок присутні у воді хлориди та сульфати посилюють корозію сталі під дією кисню.

Виходячи з прийнятої в теплоенергетиці шкали корозії та досвідчених даних ВТІ, за швидкістю корозії сталевих труб у нагрітій питній воді запропоновано умовну корозійну класифікацію водопровідних вод при розрахунковій температурі 60 °С (табл. 3.3).

Рис. 3.2. Залежність глибинного показника П корозії сталевих труб у нагрітій водопровідній воді (60 °С) від розрахункового індексу насичення J:

1, 2, 3 – поверхневе джерело
; 4 – підземне джерело
; 5 – поверхневе джерело

На рис. 3.2. наведено дослідні дані щодо швидкості корозії у зразках сталевих труб при різній якості водопровідної води. На графіку простежується певна закономірність зниження глибинного показника корозії (глибинної проникності) із зміною розрахункового індексу насичення води (при вмісті хлоридів та сульфатів до 50 мг/дм 3 ). При негативних значеннях індексу насичення глибинна проникність відповідає аварійній та сильній корозії (точки 1 та 2) ; для річкової води з позитивним індексом насичення (точка 3) допустимої корозії, а артезіанської води (точка 4) – слабкої корозії. Привертає увагу той факт, що для артезіанської та річкової води з позитивним індексом насичення і вмістом хлоридів і сульфатів менше 50 мг/дм 3 відмінності в глибинній проникності корозії порівняно невеликі. Це означає, що у водах, схильних до утворення на стінках труб окисно-карбонатної плівки (j > 0), присутність розчиненого кисню (висока у поверхневій та незначна у підземній воді) не надає помітного впливу на зміну глибинної проникності корозії. Водночас дані випробувань (точка 5) свідчать про значне зростання інтенсивності корозії сталі у воді з високою концентрацією хлоридів та сульфатів (у сумі близько 200 мг/дм 3), незважаючи на позитивний індекс насичення (j = 0,5). Проникність корозії у разі відповідає проникності у питній воді, має індекс насичення j = – 0,4. Відповідно до класифікації вод за корозійною активністю вода з позитивним індексом насичення та підвищеним змістомхлоридів та сульфатів відноситься до корозійної.
Таблиця 3.3

Класифікація води за корозійною активністю

Jпри 60 °С	Концентрація у холодній воді, мг/дм 3		Корозійна характеристика нагрітої води (60 °С)
Jпри 60 °С	розчиненого кисню Про 2	хлоридів та сульфатів (у сумі)	Корозійна характеристика нагрітої води (60 °С)
	Будь-яка	Будь-яка	Сильнокорозійна
	Будь-яка	>50	Сильнокорозійна
	Будь-яка		Корозійна
	Будь-яка	>50	Слабокорозійна
	>5		Слабокорозійна
			Некорозійна

Розроблена ВТІ класифікація (табл. 3.3) досить повно відображає вплив якості води на її корозійні властивості, що підтверджується даними щодо фактичного корозійного стану систем гарячого водопостачання.

Аналіз основних показників водопровідної води у ряді міст дозволяє віднести більшість вод до типу сильнокорозійних та корозійних і лише незначну частину до типу слабокорозійних та некорозійних. Для великої частки джерел характерна підвищена концентрація хлоридів і сульфатів (більше 50 мг/дм 3 ), і є приклади, коли ці концентрації у сумі сягають 400–450 мг/дм 3 . Такий значний вміст хлоридів і сульфатів у водопровідних водах зумовлює їхню високу корозійну активність.

Оцінюючи корозійної активності поверхневих вод необхідно враховувати мінливість їх складу протягом року. Для більш надійної оцінки слід скористатися даними не одиничних, а можливо більшого числааналізів води, виконаних у різні сезони за один – два останні роки.

Для артезіанських джерел показники якості води зазвичай дуже стабільні протягом року. Як правило, підземні води характеризуються підвищеною мінералізацією, позитивним індексом насичення по карбонату кальцію та високим сумарним вмістом хлоридів та сульфатів. Останнє призводить до того, що системи гарячого водопостачання в деяких містах, що отримують воду з артезіанських свердловин, також схильні до сильної корозії.

Коли в одному місті є кілька джерел питної води, інтенсивність та масовість корозійних пошкоджень систем гарячого водопостачання можуть бути різними. Так, у Києві є три джерела водопостачання:
нар. Дніпро, нар. Десна та артезіанські свердловини. Найбільш сильної корозії схильні до системи гарячого водопостачання в районах міста, що забезпечуються корозійною дніпровською водою, меншою мірою – системи, що експлуатуються на слабокорозійній деснянській воді, та ще меншою мірою – на артезіанській воді. Наявність районів у місті з різною корозійною характеристикою водопровідної води ускладнює організацію протикорозійних заходів як на стадії проектування, так і в умовах експлуатації систем гарячого водопостачання.

Для оцінки корозійного стану систем гарячого водопостачання було проведено їх обстеження у низці міст. Експериментальні дослідження швидкості корозії труб за допомогою трубчастих та пластинчастих зразків були виконані в районах нового житлового будівництва міст Москви, Санкт-Петербурга та ін. Результати обстеження показали, що стан трубопроводів залежить від корозійної активності водопровідної води.

Істотний вплив на розміри корозійних пошкоджень у системі гарячого водопостачання має висока централізація установок нагрівання води на центральних теплових пунктах або теплорозподільних станціях (ТРС). Спочатку широке будівництво ЦТП у Росії було зумовлено низкою причин: відсутністю в нових житлових будинках підвальних приміщень, придатних для розміщення обладнання гарячого водопостачання; неприпустимістю встановлення звичайних (не безшумних) циркуляційних насосів в індивідуальних теплових пунктах; очікуваним скороченням обслуговуючого персоналу внаслідок заміни порівняно дрібних підігрівачів, що встановлюються в індивідуальних теплових пунктах, великими; необхідністю підвищення рівня експлуатації ЦТП шляхом їх автоматизації та покращення обслуговування; можливістю спорудження великих установок із протикорозійної обробки води для систем гарячого водопостачання.

Однак, як показав досвід експлуатації ЦТП та систем гарячого водопостачання від них, кількість обслуговуючого персоналу не скоротилася через необхідність виконувати великий обсяг робіт при поточному та капітальному ремонтах систем гарячого водопостачання. Централізована протикорозійна обробка води на ЦТП не набула широкого поширення через складність установок, високих початкових та експлуатаційних витрат та відсутність стандартного обладнання (вакуумна деаерація).

В умовах, коли для систем гарячого водопостачання застосовуються переважно сталеві трубибез захисних покриттів, за високої корозійної активності водопровідних вод та відсутності на ЦТП протикорозійної обробки води подальше будівництво лише ЦТП, мабуть, недоцільне. Будівництво в останні роки будинків нових серій з підвальними приміщеннями та виробництво безшумних відцентрових насосів сприятимуть переходу у багатьох випадках до проектування індивідуальних теплових пунктів (ІТП) та підвищення надійності гарячого водопостачання.

3.8. Консервація теплоенергетичного обладнання

та тепломереж

3.8.1. Загальне становище

Консервація обладнання – це захист від так званої корозії стоянки.

Консервація котлів та турбоустановок для запобігання корозії металу внутрішніх поверхонь здійснюється при режимних зупинках та виведенні в резерв на визначений та невизначений терміни: виведення – у поточний, середній, капітальний ремонт; аварійні зупинки, у тривалий резерв чи ремонт, на реконструкцію терміном понад 6 місяців.

На основі виробничої інструкції на кожній електростанції, котельні має бути розроблено та затверджено технічне рішення щодо організації консервації конкретного обладнання, що визначає способи консервації при різних видах зупинок та тривалості простою технологічної схеми та допоміжного обладнання.

При розробці технологічної схеми консервації доцільно максимально використовувати штатні установки корекційної обробки живильної та котлової води, установки хімічного очищення обладнання, бакове господарство електростанції.

Технологічна схема консервації має бути по можливості стаціонарною, надійно відключатися від діючих ділянок теплової схеми.

Необхідно передбачати нейтралізацію або знешкодження скидних вод, а також можливість повторного використанняконсервуючих розчинів.

B відповідно до прийнятого технічним рішеннямскладається та затверджується інструкція з консервації обладнання із вказівками щодо підготовчих операцій, технології консервації та розконсервації, а також щодо заходів безпеки при проведенні консервації.

При підготовці та проведенні робіт з консервації та розконсервації необхідно дотримуватись вимог Правил техніки безпеки при експлуатації тепломеханічного обладнання електростанцій та теплових мереж. Також при необхідності повинні бути вжиті додаткові заходи безпеки, пов'язані з властивостями хімічних реагентів, що використовуються.

Нейтралізація та очищення відпрацьованих консервуючих розчинів хімічних реагентів має здійснюватися відповідно до директивних документів.
3.8.2. Способи консервації барабанних казанів
1. «Сухий» зупинка котла.

Сухий зупинка застосовується для котлів будь-яких тисків за відсутності в них вальцювальних з'єднань труб з барабаном.

Сухий зупинка проводиться при плановому зупиненні в резерв або ремонт на строк до 30 діб, а також при аварійному зупиненні.

Методика сухого зупинки полягає в наступному.

Після зупинки котла в процесі його природного охолодження або розхолодження дренування починається при тиску 0,8 - 1,0 МПа. Проміжний пароперегрівач знепарюють на конденсатор. Після дренування закривають усі вентилі та засувки пароводяної схеми котла.

Дренування котла при тиску 0,8 – 1,0 МПа дозволяє після його спорожнення зберегти температуру металу в котлі вище за температуру насичення при атмосферному тиску за рахунок тепла, акумульованого металом, обмурівкою та ізоляцією. При цьому відбувається підсушування внутрішніх поверхонь барабана, колекторів та труб.

2. Підтримка надлишкового тиску в котлі.

Підтримка в котлі тиску вище атмосферного запобігає доступу до нього кисню, повітря. Надлишковий тиск підтримується при протоці через казан деаерованої води. Консервація за підтримки надлишкового тиску застосовується для котлів будь-яких типів та тисків. Цей спосіб здійснюється при виведенні котла в резерв або ремонт, не пов'язаний з роботами на поверхні нагрівання, на строк до 10 діб. На котлах з вальцювальними з'єднаннями труб з барабаном допускається застосування надлишкового тиску терміном до 30 діб.

3. Крім зазначених способів консервації на барабанних казанах застосовуються:

Гідразинна обробка поверхонь нагрівання за робочих параметрів котла;

Гідразинна обробка за знижених параметрів пари;

Гідразинна «виварювання» поверхонь нагрівання котла;

Трилонна обробка поверхонь нагрівання котла;

Фосфатно-аміачна «виварювання»;

Заповнення поверхонь нагрівання котла захисними лужними розчинами;

Заповнення поверхонь нагрівання котла азотом;

Консервація котла є контактним інгібітором.

3.8.3. Способи консервації прямоточних котлів
1. «Сухий» зупинка котла.

Сухий зупинка застосовується на всіх прямоточних котлах незалежно від прийнятого водно-хімічного режиму. Він проводиться за будь-яких планових та аварійних зупинок на строк до 30 діб. Пар із котла частково випускають у конденсатор так, щоб протягом 20–30 хв тиск у котлі знизився до
30-40 кгс/см 2 (3-4 МПа). Відкривають дренажі вхідних колекторів та водяного економайзера. При зниженні тиску до нуля казан обезпарюють на конденсатор. Вакуум підтримують щонайменше 15 хв.

2. Гідразинна та киснева обробка поверхонь нагрівання при робочих параметрах котла.

Гідразинна та киснева обробка проводиться у поєднанні із сухим зупином. Методика проведення гідразинної обробки прямоточного котла така сама, як і барабанного.

3. Заповнення поверхонь нагрівання котла азотом.

Заповнення котла азотом здійснюється за надлишкового тиску в поверхнях нагріву. Консервація азотом застосовується на казанах будь-яких тисків на електростанціях, що мають азот від власних установок!

4. Консервація котла контактним інгібітором.

Консервація котла контактним інгібітором застосовується для будь-яких типів котлів незалежно від водно-хімічного режиму і проводиться при виведенні котла в резерв або ремонт на термін від 1 місяця до 2 років.
3.8.4. Способи консервації водогрійних казанів
1. Консервація розчином гідроксиду кальцію.

Захисна плівка зберігається протягом 2-3 місяців після спорожнення котла від розчину після 3-4 або більше тижнів контакту. Гідроксид кальцію застосовується для консервації водогрійних котлів будь-яких типів на електростанціях, котельних, що мають водопідготовчі установки із вапняним господарством. Спосіб заснований на високоефективних інгібуючих здібностях розчину гідроксиду кальцію Са(ОН) 2 . Захисна концентрація гідроксиду кальцію є 0,7 г/дм 3 і вище. При контакті з металом його стійка захисна плівкаформується протягом 3-4 тижнів.

2. Консервація розчином силікату натрію.

Силікат натрію застосовується для консервації водогрійних казанів будь-яких видів при виведенні казана в резерв на строк до 6 місяців або виведенні казана в ремонт на строк до 2 місяців.

Силікат натрію (рідке натрієве скло) утворює на поверхні металу міцну захисну плівку у вигляді з'єднання Fe 3 O 4 FeSiO 3 . Ця плівка екранує метал від впливу корозійних агентів (СО 2 і 2). При здійсненні даного способу водогрійний котел повністю заповнюється розчином натрію силікату з концентрацією SiO 2 в консервуючому розчині не менше 1,5 г/дм 3 .

Формування захисної плівки відбувається при витримці консервуючого розчину в казані протягом кількох діб або циркуляції розчину через казан протягом декількох годин.
3.8.5. Способи консервації турбоустановок
Консервація підігрітим повітрям.Продування турбоустановки гарячим повітрям запобігає попаданню у внутрішні порожнини вологого повітря та протіканню корозійних процесів. Особливо небезпечним є попадання вологи на поверхні проточної частини турбіни за наявності на них відкладень сполук натрію. Консервація турбоустановки підігрітим повітрям проводиться при виведенні в резерв терміном 7 діб і більше.

Консервація азотом.При заповненні внутрішніх порожнин турбоустановки азотом та підтримці надалі невеликого його надлишкового тиску запобігає попаданню вологого повітря. Подачу азоту в турбіну починають після зупинки турбіни та закінчення вакуумного сушіння проміжного пароперегрівача. Консервацію азотом можна застосовувати і для парових просторів бойлерів та підігрівачів.

Консервація корозії летючими інгібіторами.Летчі інгібітори корозії типу ІФХАН захищають сталі, мідь, латунь, адсорбуючи на поверхні металу. Цей адсорбційний шар значно знижує швидкість електрохімічних реакцій, що зумовлюють корозійний процес.

Для консервації турбоустановки здійснюється просмоктування через турбіну повітря, насиченого інгібітором. Насичення повітря інгібітором відбувається при контакті його із силікагелем, просоченим інгібітором, так званим лінасилем. Просочення лінасилля здійснюється на заводі-виробнику. Для поглинання надлишку інгібітору на виході з турбоустановки повітря проходить через чистий силікагель. Для консервації 1 м 3 обсягу потрібно не менше 300 г лінасилю, захисна концентрація інгібітору в повітрі становить 0,015 г/дм 3 .
3.8.6. Консервація теплових мереж
При силікатній обробці підживлювальної води утворюється захисна плівка від впливу 2 і 2 . При цьому з безпосереднім розбором гарячої води вміст силікату у підживлювальній воді має бути не більше 50 мг/дм 3 у перерахунку на SiO 2 .

При силікатній обробці підживлювальної води гранична концентрація кальцію повинна визначатися з урахуванням сумарної концентрації не тільки сульфатів (для запобігання випаданню CaSO 4), але й кремнієвої кислоти (для запобігання випаданню CaSiО 3) для заданої температури нагрівання мережної води з урахуванням труб котла 40 °C ( ПТЕ 4.8.39).

При закритій системі теплопостачання робоча концентрація SiО 2 в розчині, що консервує, може бути 1,5 - 2 г/дм 3 .

Якщо не проводити консервацію розчином силікату натрію, то теплові мережі літній періодповинні бути завжди заповнені мережевою водою, що відповідає вимогам ПТЕ 4.8.40.

3.8.7. Короткі характеристики хімічних реагентів, що застосовуються.
для консервації та запобіжного заходу при роботі з ними
Водний розчин гідразингідрату N 2 Н 4 В·Н 2 Про

Розчин гідразингідрату – безбарвна рідина, що легко поглинає з повітря воду, вуглекислоту та кисень. Гідразингідрат є сильним відновником. Токсичність (клас небезпеки) гідразину – 1.

Водні розчини гідразину концентрацією до 30% не є вогненебезпечними – перевозити і зберігати їх можна в судинах з вуглецевої сталі.

При роботі з розчинами гідразингідрату необхідно виключити попадання в них пористих речовин, органічних сполук.

До місць приготування та зберігання розчинів гідразину повинні бути підведені шланги для змиву водою розлитого розчину з обладнання. Для нейтралізації та знешкодження має бути приготовлене хлорне вапно.

Розчин гідразину, що потрапив на підлогу, слід засипати хлорним вапном і змити великою кількістюводи.

Водні розчини гідразину можуть викликати дерматит шкіри та дратувати дихальні шляхи та очі. З'єднання гідразину потрапляючи в організм, викликають зміни в печінці та крові.

При роботі з розчинами гідразину необхідно користуватися особистими окулярами, гумовими рукавичками, гумовим фартухом, протигазом марки КД.

Краплі розчину гідразину, що потрапили на шкіру і в очі, необхідно змити великою кількістю води.
Водний розчин аміакуNH 4 (OH)

Водний розчин аміаку (аміачна вода) – безбарвна рідина з різким специфічним запахом. При кімнатній температурі і особливо при нагріванні рясно виділяє аміак. Токсичність (клас небезпеки) аміаку – 4. Гранично допустима концентрація аміаку повітря – 0,02 мг/дм 3 . Розчин аміаку має лужну реакцію. При роботі з аміаком необхідно виконувати такі вимоги техніки безпеки:

- Розчин аміаку повинен зберігатися в баку з герметичною кришкою;

- розлитий розчин аміаку повинен змиватися великою кількістю води;

– при необхідності ремонту обладнання, що використовується для приготування та дозування аміаку, його слід ретельно промити водою;

– водний розчин та пари аміаку викликають подразнення очей, дихальних шляхів, нудоту та головну біль. Особливо небезпечне попадання аміаку у вічі;

– під час роботи з розчином аміаку необхідно використовувати захисні окуляри;

- Аміак, що потрапив на шкіру і в очі, необхідно змити великою кількістю води.

Трилон Б
Товарний трилон Б – порошкоподібна речовина білого кольору.

Розчин трилону стійок не розкладається при тривалому кип'ятінні. Розчинність трилону Б за нормальної температури 20–40 °З становить 108–137 г/дм 3 . Значення рН цих розчинів близько 5,5.

Товарний трилон Б поставляється у паперових мішках із поліетиленовим вкладишем. Зберігатися реагент повинен у закритому сухому приміщенні.

Помітного фізіологічного на організм людини трилон Б не надає.

При роботі з товарним трилоном необхідно застосовувати респіратор, рукавиці та захисні окуляри.
ТринатрійфосфатNa 3 PO 4 · 12Н 2 Про
Тринатрійфосфат – біла кристалічна речовина, добре розчинна у воді.

У кристалічному вигляді специфічного на організм не надає.

У пилоподібному стані, потрапляючи в дихальні шляхи чи очі дратує слизові оболонки.

Гарячі розчини фосфату небезпечні при попаданні бризок у вічі.

Під час проведення робіт, що супроводжуються пиленням, необхідно використовувати респіратор та захисні окуляри. Під час роботи з гарячим розчином фосфату застосовувати захисні окуляри.

При попаданні на шкіру або очі слід змити великою кількістю води.
Їдкий натрNaOH
Їдкий натр – біла, тверда, дуже гігроскопічна речовина, що добре розчиняється у воді (при температурі 20 °С розчинність становить 1070 г/дм 3).

Розчин їдкого натру – безбарвна рідина важча за воду. Температура замерзання 6-відсоткового розчину мінус 5 °С, 41,8-процентного – 0 °С.

Їдкий натр у твердому кристалічному вигляді перевозиться та зберігається у сталевих барабанах, а рідкий луг – у сталевих ємностях.

Їдкий натр (кристалічний або рідкий), що потрапив на підлогу, слід змити водою.

При необхідності ремонту обладнання, яке використовується для приготування та дозування лугу, його слід промити водою.

Твердий їдкий натр та його розчини викликають сильні опіки, особливо при попаданні у вічі.

При роботі з їдким натром необхідно передбачити аптечку, що містить вату, 3-процентний розчин оцтової кислоти та 2-процентний розчин борної кислоти.

Індивідуальні засоби захисту при роботі з їдким натром – бавовняний костюм, захисні окуляри, гумовий фартух, гумові чоботи, гумові рукавички.

При попаданні лугу на шкіру її необхідно видалити ватою, промити уражене місце оцтовою кислотою. При попаданні лугу в очі необхідно промити їх струменем води, а потім розчином борної кислоти та звернутися до медпункту.
Силікат натрію (рідке скло натрієве)
Товарне рідке скло є густим розчином жовтого або сірого кольору, вміст SiO 2 в ньому 31 – 33 %.

Силікат натрію надходить у сталевих бочках чи цистернах. Рідке скло слід зберігати в сухих закритих приміщеннях за температури не нижче плюс 5 °С.

Силікат натрію – лужний продукт, який добре розчиняється у воді при температурі 20 - 40 °С.

При попаданні на шкіру розчину рідкого склайого слід змити водою.
Гідроксид кальцію (вапняний розчин) Са(ОН) 2
Вапняний розчин - прозора рідина без кольору і запаху, нетоксична і має слабку лужну реакцію.

Розчин гідроксиду кальцію виходить за відстоювання вапняного молока. Розчинність гідроксиду кальцію мала - трохи більше 1,4 г/дм 3 при 25 °З.

При роботі з вапняним розчином людям із чутливою шкірою рекомендується працювати у гумових рукавичках.

При попаданні розчину на шкіру чи очі необхідно змити його водою.
Контактний інгібітор
Інгібітор М-1 є сіллю циклогексиламіну (ТУ 113-03-13-10-86) та синтетичних жирних кислот фракції С 10-13 (ГОСТ 23279-78). В товарному виглядіє пастоподібною або твердою речовиною від темно-жовтого до коричневого кольору. Температура плавлення інгібітору вище 30 °С, масова частка циклогексиламіну 31-34 %, pH спиртоводного розчину з масовою часткою основної речовини 1 % дорівнює 7,5-8,5; щільність водного 3-процентного розчину при температурі 20 °С становить 0,995 - 0,996 г/дм 3 .

Інгібітор М-1 поставляється у сталевих барабанах, металевих флягах, сталевих бочках. На кожному вантажному місці має бути маркування з такими даними: найменування підприємства-виробника, найменування інгібітора, номер партії, дата виготовлення, маса нетто, брутто.

Товарний інгібітор відноситься до горючих речовин і повинен зберігатися на складі відповідно до правил зберігання горючих речовин. Водний розчин інгібітору не є вогнебезпечним.

Розчин інгібітора, що потрапив на підлогу, необхідно змити великою кількістю води.

При необхідності ремонту обладнання, що використовується для зберігання та приготування розчину інгібітору, його слід ретельно промити водою.

Інгібітор М-1 відноситься до третього класу (речовини помірно небезпечні). ГДК у повітрі робочої зонидля інгібітору не повинна перевищувати 10 мг/дм 3 .

Інгібітор хімічно стійкий, не утворює токсичних сполук у повітрі та стічних водаху присутності інших речовин чи факторів виробничої сфери.

Особи, зайняті на роботах з інгібітором, повинні мати бавовняний костюм або халат, рукавиці, головний убір.

Після закінчення робіт із інгібітором необхідно вимити руки теплою водою з милом.
Летні інгібітори
Літній інгібітор атмосферної корозії ІФХАН-1(1-діетиламіно-2 метилбутанон-3) є прозорою рідиною жовтуватого кольору з різким специфічним запахом.

Рідкий інгібітор ІФХАН-1 за ступенем впливу відноситься до високонебезпечних речовин. ГДК парів інгібітора повітря робочої зони має перевищувати 0,1 мг/дм 3 . Інгібітор ІФХАН-1 у високих дозах викликає збудження центральної нервової системи, що подразнює слизові оболонки очей, верхніх дихальних шляхів. Тривалий вплив інгібітора на незахищену шкіру може спричинити дерматит.

Інгібітор ІФХАН-1 хімічно стійкий і не утворює токсичних сполук у повітрі та стічних водах у присутності інших речовин.

Рідкий інгібітор ІФХАН-1 відноситься до легкозаймистих рідин. Температура займання рідкого інгібітора 47 °С, температура самозаймання 315 °С. При загорянні застосовуються такі засоби пожежогасіння: кошма, пінні вогнегасники, вогнегасники ОУ.

Прибирання приміщень має проводитися вологим способом.

При роботі з інгібітором ІФХАН-1 необхідно застосовувати засоби індивідуального захисту– костюм із бавовняної тканини (халат), гумові рукавички.

Інгібітор ІФХАН-100, також є похідним амінів, менш токсичний. Щодо безпечний рівень впливу – 10 мг/дм 3 ; температура займання 114 °С, самозаймання 241 °С.

Заходи безпеки при роботі з інгібітором ІФХАН-100 ті ж, що й при роботі з інгібітором ІФХАН-1.

Забороняється проведення робіт усередині обладнання до його розконсервації.

При високих концентраціях інгібітора в повітрі або при необхідності роботи всередині обладнання після його розконсервації слід застосовувати протигаз марки А з коробкою марки А, що фільтрує (ГОСТ 12.4.121-83 і
ГОСТ 12.4.122-83). Попередньо обладнання слід провентилювати. Роботи всередині обладнання після розконсервації слід проводити бригадою двох осіб.

Після закінчення роботи з інгібітором слід вимити руки з милом.

У разі потрапляння рідкого інгібітора на шкіру треба змити його водою з милом, при попаданні в очі - промити їх рясним струменем води.
Контрольні питання

Види корозійних процесів.
Охарактеризуйте хімічну та електрохімічну корозію.
Вплив зовнішніх та внутрішніх факторів на корозію металу.
Корозія конденсатно-живильного тракту котлоагрегатів та теплових мереж.
Корозія парових турбін.
Корозія обладнання підживлювального та мережевого трактів тепломережі.
Основні способи обробки води зниження інтенсивності корозії тепломережі.
Ціль консервації теплоенергетичного обладнання.
Перерахуйте способи консервації:

а) парових казанів;

Б) водогрійних казанів;

В) турбоустановок;

г) теплових мереж.

10. Дайте коротку характеристику хімічних реагентів, що застосовуються.

а) Киснева корозія

Найчастіше від кисневої корозії страждають сталеві водяні економайзери котельних агрегатів, які при незадовільній деаерації живильної води виходять з ладу через 2-3 роки після установки.

Безпосереднім результатом кисневої корозії сталевих економайзерів є утворення трубок свищів, через які з великою швидкістю витікає струмінь води. Подібні струмені, спрямовані на стінку сусідньої труби, здатні зношувати її до утворення наскрізних отворів. Оскільки труби економайзерів розташовуються досить компактно, що корозійний свищ, що утворився, здатний викликати масове пошкодження труб, якщо котельний агрегат довго залишається в роботі з свищем. Чавунні економайзери кисневою корозією не ушкоджуються.

Кисневої корозіїнайчастіше піддаються вхідні ділянки економайзерів. Однак при значній концентрації кисню у поживній воді він проникає і в котельний агрегат. Тут кисневої корозії піддаються головним чином барабани та опускні труби. Основною формою кисневої корозії є освіту в металі заглиблень (виразок), що призводять при розвитку до утворення свищів.

Збільшення тиску інтенсифікує кисневу корозію. Тому для котелень з тиском 40 ата і вище небезпечними є навіть «Проскоки» кисню в деаераторах. Істотне значення має склад води, з якою стикається метал. Наявність невеликої кількості лугу посилює локалізацію корозії, присутність хлоридів розосереджує її на поверхні.

б) Стоянкова корозія

Котельні агрегати, що знаходяться в простої, уражаються електрохімічною корозією, яка отримала назву стоянки. За умовами експлуатації котельні агрегати нерідко виводять із роботи і ставлять у резерв або зупиняють на тривалий час.

При зупинці котельного агрегату в резерв тиск у ньому починає падати і в барабані виникає вакуум, що викликає проникнення повітря та збагачення котлової води киснем. Остання створює умови для появи кисневої корозії. Навіть у тому випадку, коли вода повністю видаляється з котельного агрегату, внутрішня поверхня його не буває сухою. Коливання температури та вологості повітря спричиняють явище конденсації вологи з атмосфери, укладеної всередині котельного агрегату. Наявність на поверхні металу плівки, збагаченої при доступі повітря киснем, створює сприятливі умови для розвитку електрохімічної корозії. Якщо на внутрішній поверхні котельного агрегату є відкладення, здатні розчинятися в плівці вологи, інтенсивність корозії значно зростає. Подібні явища можуть спостерігатися, наприклад, у пароперегрівачах, які часто страждають від корозії стоянки.

Якщо на внутрішній поверхні котельного агрегату є відкладення, здатні розчинятися в плівці вологи, інтенсивність корозії значно зростає. Подібні явища можуть спостерігатися, наприклад, у пароперегрівачах, які часто страждають від корозії стоянки.

Тому при виведенні котельного агрегату з роботи в тривалий простий необхідно видалити відкладення промиванням.

Стоянкова корозіяможе завдати серйозних пошкоджень котельним агрегатам, якщо не буде вжито спеціальних заходів їх захисту. Небезпека її полягає ще й у тому, що створені нею в період простою корозійні осередки продовжують діяти і в процесі роботи.

Для запобігання котельним агрегатам від стоянкової корозії роблять їх консервацію.

в) Міжкристалітна корозія

Міжкристалітна корозіявиникає у заклепувальних швах та вальцювальних з'єднаннях парових котельних агрегатів, які змиваються котловою водою. Вона характеризується появою в металі тріщин, спочатку дуже тонких, непомітних для ока, які, розвиваючись, перетворюються на великі видимі тріщини. Вони проходять між зернами металу, чому ця корозія і називається міжкристалітною. Руйнування металу при цьому відбувається без деформації, тому ці руйнування називають крихкими.

Досвідом встановлено, що міжкристалітна корозія виникає лише за одночасного наявності 3-х умов:

1) Високих розтягуючих напруг у металі, близьких до межі плинності.
2) Нещільності у заклепувальних швах або вальцювальних з'єднаннях.
3) Агресивні властивості котлової води.

Відсутність однієї з перелічених умов виключає поява крихких руйнувань, що й використовують на практиці для боротьби з міжкристалітною корозією.

Агресивність котлової води визначається складом розчинених у ній солей. Важливе значеннямає вміст їдкого натру, який за високих концентрацій (5-10%) реагує з металом. Такі концентрації досягаються в нещільності заклепувальних швів і вальцювальних з'єднань, в яких відбувається упарювання котлової води. Ось чому наявність нещільностей може зумовити появу крихких руйнувань за відповідних умов. Крім цього, важливим показником агресивності котлової води є відносна лужність - Щот.

г) Пароводяна корозія

Пароводяною корозією називається руйнування металу внаслідок хімічної взаємодії з водяною парою: ЗFe + 4Н20 = Fe304 + 4Н2
Руйнування металу стає можливим для вуглецевих сталей зі збільшенням температури стінки труб до 400°С.

Продуктами корозії є газоподібний водень та магнетит. Пароводяна корозія має як рівномірний, і локальний (місцевий) характер. У першому випадку на поверхні металу утворюється шар продуктів корозії. Місцевий характер корозії має вигляд виразок, борозенок, тріщин.

Основною причиною виникнення парової корозії є нагрівання стінки трубки. критичної температури, при якій прискорюється окислення металу водою Тому боротьба з пароводяною корозією здійснюється шляхом усунення причин, що спричиняють перегрів металу.

Пароводяну корозіюне можна усунути шляхом якоїсь зміни або покращення водно-хімічного режиму котельного агрегату, оскільки причини цієї корозії криються в топкових та внутрішньокотлових гідродинамічних процесах, а також умовах експлуатації.

д) Підшламова корозія

Цей вид корозії відбувається під шаром шламу, що утворився на внутрішній поверхні труби котельного агрегату, через живлення котла недостатньо очищеною водою.

Ушкодження металу, що виникають при подшламовой корозії, мають локальний (виразковий) характері і розташовуються зазвичай на полупериметре труби, зверненому в топку. Виразки, що утворюються, мають вигляд раковин діаметром до 20 мм і більше, заповнених оксидами заліза, що створюють «горбик» під виразкою.

Аварії парових котлів, пов'язані з порушенням водного режиму, корозією та ерозією металу

Нормальний водний режим - одна з найважливіших умов надійності та економічності експлуатації котельної установки. Застосування води з підвищеною жорсткістю для живлення котлів спричиняє утворення накипу, перевитрату палива та збільшення витрат на ремонт та чищення котлів. Відомо, що кипіння може призвести до аварії парового котла внаслідок перепалу поверхонь нагріву. Тому правильний водний режим у котельні слід розглядати не тільки з точки зору підвищення економічності котельної установки, але і як найважливіший профілактичний захід для боротьби з аварійністю.

В даний час котельні установки промислових підприємствоснащені водопідготовчими пристроями, тому покращилися умови їх експлуатації та значно знизилася кількість аварій, спричинених накипівтворенням та корозією.

Проте на деяких підприємствах адміністрація формально виконавши вимогу Правил котлонагляду щодо оснащення котлів водопідготовчими установками, не забезпечує нормальних умов експлуатації цих установок, не контролює якість живильної води та стан поверхонь нагрівання котлів, допускаючи забруднення котлів накипом та шламом. Наведемо кілька прикладів аварій котлів із цих причин.

1. У котельні заводу збірних залізобетонних конструкцій через порушення водного режиму в котлі ДКВР-6, 5-13 стався розрив трьох екранних труб, частина екранних труб деформована, на багатьох трубах утворилися отдулини.

У котельні є двоступінчасте натрій-катіонітове водоочищення та деаератор, але нормальній роботі водопідготовчого обладнання не приділяли належної уваги. Регенерацію ка-тіонітових фільтрів не проводили у встановлені інструкцією терміни, якість поживної та котлової води перевіряли рідко, терміни періодичного продування котла не дотримувалися. Воду в деаераторі не підігрівали до необхідної температури і тому обезкиснення води практично не відбувалося.

Встановлено також, що в котел часто подавали сиру воду, при цьому не дотримувалися вимог «Правил пристрою та безпечної експлуатації парових та водогрійних котлів», згідно з якими запірні органи на лінії сирої води повинні бути опломбовані в закритому положенні, а кожен випадок живлення сирою водоюмає бути записаний до журналу водопідготовки. З окремих записів у журналі водопідготовки видно, що жорсткість поживної води досягала 2 мг-екв/кг і більше, за допустимої за нормами котлонагляду 0,02 мг-екв/кг. Найчастіше журнал вносили такі записи: «вода брудна, жорстка», без зазначення результатів хімічного аналізу води.

При огляді котла після зупинки на внутрішніх поверхнях екранних труб виявлено відкладення товщиною до 5 мм, окремі труби майже повністю забиті накипом та шламом. На внутрішній поверхні барабана в нижній частині товщина відкладень досягла 3 мм, передня частина барабана на одну третину заввишки завалена шламом.

За 11 міс. до цієї аварії аналогічні пошкодження («тріщини, отдуліни, деформація) були виявлені в 13-ти екранних трубах котла. Дефектні трубибули замінені, але адміністрація підприємства з порушенням «Інструкції з розслідування аварій, але спричинених за собою нещасних випадків на підконтрольних Держгіртехнагляду СРСР підприємствах та об'єктах» не провела розслідування цього випадку і не вжила заходів щодо покращення умов експлуатації котлів.

2. На енергопоїзді сиру воду для живлення однообарабанного водотрубного екранованого парового котла продуктивністю 10 т/год з робочим тиском 41 кгс/см2 обробляли методом катіонного обміну. Внаслідок незадовільної роботи катіонного фільтра залишкова жорсткість пом'якшеної води доходила до

0,7 мг-екв/кг замість передбаченої проектом 0,01 мг-екв/кг. Для дувка котла проводилася нерегулярно. При зупинках на ремонт барабан котла та колектори екранів не розкривали та не оглядали. Через відкладення накипу стався розрив труби, при цьому пором і палаючим паливом, викинутим з топки, був обпалений кочегар.

Нещасного випадку могло не бути, якби топкові дверцята котла були зачинені на клямку, як цього вимагають правила безпечної експлуатації котлів.

3. На цементному заводі було введено в експлуатацію знову змонтований один барабанний водотрубний котел продуктивністю 35 т/год з робочим тиском 43 кгс/см2 без хімводоочищення, монтаж якого до цього часу не закінчився. Протягом місяця харчування котла вироблялося неочищеною водою. Деаерація води більше двох місяців не проводилася, тому що до деаератор не був підключений паропровід.

Порушення водного режиму допускалися після того, як в. допідготовче обладнання було включено до роботи. Котел часто підживлювали сирою водою; режиму продувок не дотримувалися; хімічна лабораторія не контролювала якість поживної води, тому що не була забезпечена необхідними реактивами.

Через незадовільний водний режим відкладення на внутрішніх поверхнях екранних труб досягали товщини 8 мм; внаслідок чого на 36 екранних трубах утворилися віддулини» значна частина труб була деформована, стінки барабана з внутрішньої сторони зазнали корозії.

4. На заводі залізобетонних виробів харчування котла системи Шухова-Берліна вироблялося водою, обробленою електромагнітним способом. Відомо, що при цьому способі обробки води має бути забезпечене ефективне своєчасне видалення шламу з котла.

Однак під час експлуатації котла ця умова не виконувалася. Продування котла проводилося нерегулярно, графік зупинки котла на промивання і чищення не дотримувався.

У результаті цього всередині котла накопичилася велика кількість шламу. Задня частина труб була забита шламом на 70-80% перерізу, грязь - на 70% об'єму, товщина накипу на поверхнях нагрівання досягла 4 мм. Це призвело до перегріву і деформації кип'ятільних труб, трубних рсшсчок і головок трубчастих секцій.

При виборі електромагнітного способуобробки йоди в даному випадку не врахували якість поживної води та конструктивні особливості котла, при цьому не було вжито заходів щодо організації нормального режиму продувок, що призвело до накопичення шламу та значних відкладень накипу в котлі.

5. Виняткового значення набули питання організації раціонального водного режиму для забезпечення надійної та економічної експлуатації котлів теплових електростанцій.

Утворення відкладень на поверхнях нагрівання котельних агрегатів відбувається в результаті складних фізико-хімічних процесів, в яких беруть участь не тільки накипівтворювачі, але і оксиди металів і легкорозчинні сполуки. Діаліз відкладень показує, що поруч із солями накипеобразователей у яких міститься значної кількості оксидів заліза, є продуктами корозійних процесів.

За минулі роки в нашій країні досягнуто значних успіхів в організації раціонального водного режиму котлів теплових електростанцій та хімічного контролю за водою та парою, а також у впровадженні корозійностійких металів та захисних покриттів.

Застосування сучасних засобівводопідготовки дозволило різко підвищити надійність та економічність експлуатації енергетичного обладнання.

Однак на окремих теплових електростанціях досі допускаються порушення водного режиму.

У червні 1976 р. з цієї причини на ТЕЦ целюлозно-паперового комбінату сталася аварія на паровому котлі типу БКЗ-220-100 ф паропродуктивністю 220 т/год з параметрами пари 100 кгс/см2 і 540° С, виготовленому на Барнаульському котлі м. Котел однобарабанний з природною циркуляцією, виконаний за П-подібною схемою. Топкова призматична камера повністю екранована трубами із зовнішнім діаметром 60 мм, крок яких 64 мм. Нижня частина екранної поверхні утворює так звану холодну вирву, по укосах якої частинки шлаку в твердому вигляді скочуються вниз, шлаковий комод. Схема випаровування двоступінчаста, промивання пари живильною водою. Перший ступінь випаровування включений безпосередньо в барабан котла, другим ступенем служать виносні паросепараційні циклони, включені в схему циркуляції середніх бічних блоків екрану.

Живлення котла здійснюється сумішшю хімічно очищеної води (60%) та конденсату, що надходить із турбін та виробничих цехів (40%). Вода для живлення котла обробляється за схемою: вапняні - коагуляція - магнезіальне знекремнення

Освітлювачі - двоступінчасте катіонування.

Котел працює на вугіллі Інтинського родовища із відносно низькою температурою плавлення золи. Як розпалювальне паливо використовується мазут. До аварії казан відпрацював 73 300 год.

У день аварії котел був включений в 00 год 45 хв і працював без відхилення від нормального режиму до 14 год. перегрітої пари-520-535 ° С.

О 14 год 10 хв стався розрив 11 труб фронтового екрану в зоні холодної вирви на позначці 3,7 м з частковим руйнуванням

обмурівки. Передбачається, що спочатку стався розрив водної або двох труб, а потім був розрив інших труб. Рівень води різко знизився, і казан був зупинений автоматикою захисту.

Огляд показав, що руйнування зазнали похилі ділянки труб холодної вирви поза гибами, при цьому від першого нижнього фронтового колектора відірвані дві труби, від другого-дев'ять. Розрив носить тендітний характер, кромки в місцях розриву тупі та не мають потонання. Довжина ділянок труб, що розірвалися, становить від одного до трьох метрів. На внутрішній поверхні пошкоджених труб, а також зразків, вирізаних з непошкоджених труб, виявлені пухкі відкладення товщиною до 2,5 мм, а також велике число виразок, глибиною до 2 мм, розташованих ланцюжком шириною до 10 мм по двох утворюючих уздовж межі обігріву труби. Саме у місцях корозійних пошкоджень сталося руйнування металу.

У ході розслідування аварії з'ясувалося, що раніше в процесі експлуатації казана вже були розриви екранних труб. Так, наприклад, за два місяці до аварії стався розрив труби фронтового екрану на позначці 6,0 м. Через 3 дні казан був знову зупинений через розрив двох труб фронтового екрана на позначці 7,0 м. І в цих випадках руйнування труб з'явилося результатом корозійних ушкоджень металу.

Відповідно до затвердженого графіка котел мав бути зупинено на капітальний ремонт у третьому кварталі 1976 р. У період ремонту планувалося провести заміну труб фронтового екрану в районі холодної вирви. Проте котел не зупинили на ремонт, і труби не замінили.

Корозійні пошкодження металу стали наслідком порушень водного режиму, що допускалися протягом тривалого часу під час експлуатації котлів ТЕЦ. Котли живили водою з підвищеним вмістом заліза, міді та кисню. Загальний вміст солей у поживній воді значно перевищував допустимі норми, Внаслідок чого навіть у контурах першого ступеня випаровування вміст солей доходило до 800 мг/кг. Використовувані для живлення котлів виробничі конденсати із вмістом заліза 400-600 мг/кг не очищали. З цієї причини, а також через те, що не було достатнього протикорозійного захисту водопідготовчого обладнання (захист здійснено частково), на внутрішніх поверхнях труб були значні відкладення (до 1000 г/м2), що в основному складаються із сполук заліза. Амінування та гідразинування поживної води було введено лише незадовго до аварії. Передпускові та експлуатаційні кислотні промивання котлів не проводили.

Виникненню аварії сприяли інші порушення Правил технічної експлуатації котлів. На ТЕЦ часто розтоплюють котли, причому найбільше розпалювань припадало на котел, з яким сталася аварія. Котли оснащені пристроями для парового розігріву, проте при розпалюванні їх не використовували. Під час розпалювання не контролювали переміщення екранних колекторів.

Для уточнення характеру корозійного процесу та з'ясування причин утворення виразок переважно у перших двох панелях фронтового екрану та розташування цих виразок у вигляді ланцюжків матеріали розслідування аварії були направлені до ЦКТІ. При розгляді цих матеріалів було звернуто увагу на те, що

котли працювали з різко змінним навантаженням, при цьому допускалося значне зниження паропродуктивності (до 90 т/год), при якому можливе місцеве порушення циркуляції. Котли розтоплювали в такий спосіб: на початку розпалювання включали дві форсунки, розташовані зустрічно (по діагоналі). Такий спосіб приводив до уповільнення процесу природної циркуляції в панелях першого та другого фронтових екранів. Саме в цих екранах і знайдено основне вогнище виразкових ушкоджень. У поживній воді епізодично з'являлися нітрити, концентрацією яких контроль не здійснювався.

Аналіз матеріалів аварії з урахуванням перелічених недоліків дав підставу вважати, що утворення ланцюжків виразок на бічних утворюючих внутрішніх поверхонь труб фронтового екрану на схилі холодної вирви є результатом тривалого процесу підшламової електрохімічної корозії. Деполяризаторами цього процесу з'явилися нітрити та розчинений у воді кисень.

Розташування виразок у вигляді ланцюжків є, мабуть, результатом роботи котла при розпалюванні з процесом природної циркуляції. У період початку циркуляції на верхній утворюючій похилих труб холодної вирви періодично утворюються порові бульбашки, що викликають ефект місцевих термопульсацій у металі £ протіканням електрохімічних процесів у рбості тимчасового розділу фаз. Саме ці місця з'явилися осередками утворення ланцюжків виразок. Переважна освіта виразок у перших двок панелях фронтового екрану стало наслідком неправильного режиму розпалювання.

6. На ТЙЦ вб під час роботи котла ПК-ЮШ-2 паропродуктивністю 230 т/год з параметрами пара-100 кгс/см2 і 540 ° С було помічено ширяння на відводі від збірного колектора свіжої пари до головного запобіжного клапана. Відведення з'єднане за допомогою зварювання з литим трійником, ввареним у збірний колектор.

Котел було аварійно зупинено. При огляді виявлено кільцеву тріщину в нижній частині труби (168X13 мм) горизонтальної ділянки відводу в безпосередній близькості від місця приєднання відводу до литого трійника. Довжина тріщини на зовнішній поверхні-70 мм і на внутрішній поверхні-110 мм. На внутрішній поверхні труби в місці її пошкодження виявлено велику кількість корозійних виразок та окремі тріщини, розташовані паралельно до основної.

Металографічним аналізом встановлено, що тріщини починаються від виразок у обезуглероженном шарі металу і далі розвиваються транскристалітно у напрямі, перпендикулярному до поверхні труби. Мікроструктура металу труби - феритні зерна та тонкі перлітні ланцюжки за межами зерен. За шкалою, наведеною як додаток до МРТУ 14-4-21-67, мікроструктура може бути оцінена балом 8.

Хімічний склад металу пошкодженої труби відповідає сталі 12Х1МФ. Механічні властивості відповідають вимогам технічних умовпостачання. Діаметр труби на пошкодженій ділянці не виходить за межі плюсового допуску.

Горизонтальне відведення до запобіжного клапана при невідрегульованій системі кріплення можна розглядати як консольну балку, приварену до жорстко закріпленого в колекторі трійника, з максимальною згинальною напругою в місці закладення, тобто в зоні, де труба зазнала пошкоджень. При відсутності

дренажу у відведенні та наявності контр ухилу, через пружний вигин на ділянці від запобіжного клапана до збірного колектора свіжої пари, в нижній частині труби перед трійником можливе постійне скупчення невеликої кількості конденсату, що збагачувався під час зупинок, консервації та пусків котла в роботу, кисню з повітря. За цих умов відбувалося корозійне роз'їдання металу, а спільна дія на метал конденсату і розтягуючих напруг викликало його корозійне розтріскування. У процесі експлуатації в місцях корозійних виразок і неглибоких тріщин в результаті агресивного впливу середовища та змінних напруг у металі можуть розвиватися втомно-корозійні тріщини, що, мабуть, і відбувалося в даному випадку.

Для того щоб конденсат не накопичувався, у відводі була зроблена зворотна циркуляція пари. Для цього труба відведення безпосередньо перед головним запобіжним клапаном була з'єднана лінією обігріву (труб діаметром 10 мм) з проміжною камерою пароперегрівача, по якій подається пара з температурою 430 ° С. При невеликому перепаді надлишкового тиску (до 4 кгс/см2) забезпечується безперервна витрата пари і температура середовища у відводі підтримується не нижче 400 ° С. Реконструкція відведення здійснена на всіх котлах ПК-ЮШ-2 ТЕЦ.

Для того, щоб запобігти пошкодженню відводів до головних запобіжних клапанів на котлах ПК-ЮШ-2 та подібних до них рекомендується:

Перевірити ультразвуком нижні напівпериметри труб відводів у місцях приварювання до трійників;

Перевірити, чи дотримані необхідні ухили та при необхідності відрегулювати системи кріплення паропроводів до головних запобіжних клапанів з урахуванням фактичного стану паропроводів (ваги ізоляції, фактичної ваги труб, раніше проведених реконструкцій);

Зробити у відводах до головних запобіжних клапанів зворотну циркуляцію пари; конструкцію та внутрішній діаметр паропроводу обігріву в кожному окремому випадку необхідно узгодити з виробником обладнання;

Всі тупикові відводи на запобіжні клапани ретельно ізолювати.

(З експрес - інформації СЦНТІ ОРГРЕС-1975 р.)

Власники патенту RU 2503747:

ОБЛАСТЬ ТЕХНІКИ

Винахід відноситься до теплоенергетики та може бути використане для захисту від накипу нагрівальних труб парових та водогрійних котлів, теплообмінників, бойлерних установок, випарників, теплотрас, систем опалення житлових будинків та промислових об'єктів у процесі поточної експлуатації.

РІВЕНЬ ТЕХНІКИ

Експлуатація парових котлів пов'язана з одночасним впливом високих температур, тиску, механічних напруг та агресивного середовища, яким є котлова вода. Котлова вода і метал поверхонь нагрівання котла є окремими фазами складної системи, яка утворюється при їх контакті. Підсумком взаємодії цих фаз є поверхневі процеси, що виникають межі їх розділу. В результаті цього в металі поверхонь нагрівання виникають явища корозії та утворення накипу, що призводить до зміни структури та механічних властивостей металу, що сприяє розвитку різних пошкоджень. Оскільки теплопровідність накипу в п'ятдесят разів нижча, ніж у заліза нагрівальних труб, то мають місце втрати теплової енергії при теплопередачі – при товщині накипу 1 мм від 7 до 12%, а при 3 мм – 25%. Сильне утворення накипу в системі парового котла безперервної дії часто призводить до зупинки виробництва на кілька днів на рік для видалення накипу.

Якість живильної і, отже, котлової води визначається присутністю домішок, які можуть викликати різні види корозії металу внутрішніх поверхонь нагріву, утворення первинного накипу на них, а також шламу як джерела утворення вторинного накипу. Крім того, якість котлової води залежить і від властивостей речовин, що утворюються в результаті. поверхневих явищпри транспортуванні води, і конденсату трубопроводами, в процесах водообробки. Видалення домішок з поживної води є одним із способів запобігання утворенню накипу та корозії та здійснюється методами попередньої (докотлової) обробки води, які спрямовані на максимальне видалення домішок, що знаходяться у вихідній воді. Однак методи, що застосовуються, не дозволяють повністю виключити вміст домішок у воді, що пов'язано не тільки з труднощами технічного характеру, але і економічною доцільністю застосування методів докотлової обробки води. Крім того, оскільки водопідготовка є складною технічною системою, вона є надмірною для котлів малої та середньої продуктивності.

Відомі методи видалення відкладень, що вже утворилися, використовують в основному механічні і хімічні засобиочищення. Недоліком цих способів є те, що вони не можуть виконуватися в ході експлуатації котлів. Крім того, способи хімічної очистки часто вимагають використання дорогих хімічних речовин.

Відомі також способи запобігання утворенню накипу та корозії, що здійснюються в процесі роботи котлів.

У патенті US 1877389 запропонований спосіб видалення накипу та запобігання її утворенню у водогрійних та парових котлах. У цьому способі поверхня котла є катодом, а анод розміщений всередині трубопроводу. Спосіб полягає у пропущенні постійного або змінного струму через систему. Автори відзначають, що механізм дії способу полягає в тому, що під дією електричного струмуна поверхні котла утворюються бульбашки газу, які призводять до відшарування існуючого накипу і перешкоджають утворенню нової. Недоліком зазначеного способу є необхідність постійно підтримувати перебіг електричного струму в системі.

У патенті US 5667677 запропонований спосіб обробки рідини, зокрема води, у трубопроводі з метою уповільнення утворення накипу. Зазначений спосіб заснований на створенні в трубах електромагнітного поля, яке відштовхує розчинені у воді іони кальцію, магнію від стінок труб та обладнання, не даючи їм кристалізуватися у вигляді накипу, що дозволяє експлуатувати котли, бойлери, теплообмінники, системи охолодження на жорсткій воді. Недоліком зазначеного способу є дорожнеча і складність обладнання, що використовується.

У заявці WO 2004016833 запропонований спосіб зменшення утворення накипу на металевій поверхні, що піддається дії пересиченого лужного водного розчину, з якого здатна утворюватися накип після періоду впливу, що включає додаток катодного потенціалу до зазначеної поверхні.

Зазначений спосіб може використовуватися в різних технологічних процесах, в яких метал знаходиться в контакті з водним розчином, зокрема теплообмінниках. Недоліком зазначеного способу є те, що не забезпечує захист металевої поверхні від корозії після зняття катодного потенціалу.

Таким чином, в даний час існує потреба в розробці покращеного способу запобігання утворенню накипу нагрівальних труб, водогрійних та парових котлів, який був би економічним та високоефективним та забезпечував антикорозійний захист поверхні протягом тривалого проміжку часу після дії.

У цьому винаході зазначена задача вирішена за допомогою способу, згідно з яким на металевій поверхні створюється струмовідвідний електричний потенціал, достатній для нейтралізації електростатичної складової сили адгезії колоїдних частинок та іонів до металевої поверхні.

КОРОТКИЙ ОПИС ВИНАХОДУ

Завданням цього винаходу є забезпечення покращеного способу запобігання утворенню накипу нагрівальних труб водогрійних та парових котлів.

Іншим завданням цього винаходу є забезпечення можливості виключення або значного зменшення необхідності видалення накипу в процесі експлуатації водогрійних та парових казанів.

Ще одним завданням цього винаходу є виключення необхідності використання витратних реагентів для запобігання утворенню накипу та корозії нагрівальних труб водогрійних та парових котлів.

Ще одним завданням цього винаходу є забезпечення можливості початку роботи з запобігання утворенню накипу та корозії нагрівальних труб водогрійних та парових котлів на забруднених трубах котла.

Даний винахід відноситься до способу запобігання утворенню накипу і корозії на металевій поверхні, виконаної з залізовмісного сплаву і що знаходиться в контакті з пароводяним середовищем, з якої здатна утворюватися накип. Зазначений спосіб полягає у додатку до зазначеної металевої поверхні струмовідвідного електричного потенціалу, достатнього для нейтралізації електростатичної складової сили адгезії колоїдних частинок та іонів до металевої поверхні.

Згідно з деякими окремими варіантами реалізації заявленого способу струмовідвідний потенціал встановлюють в межах 61-150 В. Згідно з деякими окремими варіантами реалізації заявленого способу вищезазначений залізовмісний сплав являє собою сталь. У деяких варіантах реалізації, металева поверхня являє собою внутрішню поверхню нагрівальних труб водогрійного або парового котла.

Розкритий у цьому описі спосіб має такі переваги. Однією перевагою способу є зменшене утворення накипу. Іншою перевагою цього винаходу є можливість використання одного разу закупленого працюючого електрофізичного апарату без необхідності використання витратних синтетичних реагентів. Ще однією перевагою є можливість початку роботи на забруднених трубках казана.

Технічним результатом цього винаходу, таким чином, є підвищення ефективності роботи водогрійних та парових котлів, підвищення продуктивності, збільшення ефективності теплопередачі, зниження витрат палива на нагрівання котла, економія енергії та ін.

Інші технічні результати і переваги цього винаходу включають забезпечення можливості пошарового руйнування і видалення накипу, що вже утворився, а також запобігання її нового утворення.

КОРОТКИЙ ОПИС КРЕСЛЕНЬ

На Фіг.1 показаний характер розподілу відкладень на внутрішніх поверхнях котла в результаті застосування способу згідно з даним винаходом.

ДЕТАЛЬНИЙ ОПИС ВИНАХОДУ

Спосіб згідно з цим винаходу полягає в додатку до металевої поверхні, схильної до утворення накипу, струмовідвідного електричного потенціалу, достатнього для нейтралізації електростатичної складової сили адгезії колоїдних частинок та іонів, що утворюють накип, до металевої поверхні.

Термін «струмовий електричний потенціал» у тому сенсі, в якому він використовується в даній заявці, означає змінний потенціал, що нейтралізує подвійний електричний шар на межі металу і пароводяного середовища, що містить солі, що призводять до утворення накипу.

Як відомо фахівцю в даній галузі техніки, носіями електричного заряду в металі, повільними порівняно з основними носіями заряду електронами, є дислокації його кристалічної структури, які несуть на собі електричний заряд і утворюють дислокаційні струми. Виходячи на поверхню нагрівальних труб котла ці струми входять до складу подвійного електричного шару при утворенні накипу. Струмовідвідний, електричний, пульсуючий (тобто змінний) потенціал ініціює відведення електричного заряду дислокацій із поверхні металу на землю. У цьому відношенні він є струмовідвідним дислокаційним струмом. В результаті дії цього струмовідвідного електричного потенціалу подвійний електричний шар руйнується, і накип поступово розпадається і переходить у котельну воду у вигляді шламу, що видаляється з котла при періодичних продувках.

Таким чином, термін «струмовий потенціал» зрозумілий для фахівця в даній галузі техніки і, крім того, відомий з рівня техніки (див., наприклад, патент RU 2128804 С1).

Як пристрій для створення струмовідвідного електричного потенціалу може, наприклад, бути використаний пристрій, описаний в RU 2100492 С1, який включає конвертер з частотним перетворювачем і регулятором пульсуючого потенціалу, а також регулятор форми імпульсів. Детальний опис цього пристрою наведено в UA 2100492 С1. Також може бути використаний будь-який інший аналогічний пристрій, як буде зрозуміло фахівцю в даній галузі техніки.

Струмовідвідний електричний потенціал згідно з цим винаходу може бути доданий до будь-якої частини металевої поверхні, віддаленої від основи котла. Місце застосування визначається зручністю та/або ефективністю застосування заявленого способу. Фахівець у даній галузі техніки, використовуючи інформацію, розкриту в цьому описі, і використовуючи стандартні методики випробувань, зможе визначити оптимальне місце застосування струмовідвідного електричного потенціалу.

У деяких варіантах реалізації цього винаходу струмовідвідний електричний потенціал є змінним.

Струмовідвідний електричний потенціал згідно з цим винаходу може бути доданий протягом різних періодів часу. Час застосування потенціалу визначається характером і ступенем забрудненості металевої поверхні, складом води, що використовується, температурним режимом і особливостями роботи теплотехнічного пристрою та іншими факторами, відомими фахівцям у даній обрості техніки. Фахівець у даній галузі техніки, використовуючи інформацію, розкриту в цьому описі та використовуючи стандартні методики випробувань, зможе визначити оптимальний часпрограми струмовідвідного електричного потенціалу, виходячи з поставлених цілей, умов та стану теплотехнічного пристрою.

Величина струмовідвідного потенціалу, необхідна для нейтралізації електростатичної складової сили адгезії, може бути визначена фахівцем у галузі колоїдної хімії на підставі відомостей відомих з рівня техніки, наприклад, з книги Дерягін Б.В., Чураєв Н.В., Муллер В.М. «Поверхневі сили», Москва, "Наука", 1985. Згідно з деякими варіантами реалізації величина струмовідвідного електричного потенціалу знаходиться в діапазоні від 10 В до 200 В, більш переважно від 60 В до 150 В, ще більш переважно від 61 В до 150 В. Значення струмовідвідного електричного потенціалу в діапазоні від 61 до 150 приводять до розрядження подвійного електричного шару, що є основою електростатичної складової сил адгезії в накипі і, як наслідок, руйнування накипу. Значення струмовідвідного потенціалу нижче 61 є недостатніми для руйнування накипу, а при значеннях струмовідвідного потенціалу вище 150 В ймовірно початок небажаного електроерозійного руйнування металу нагрівальних трубок.

Металева поверхня, до якої може бути застосований спосіб згідно з цим винаходу, може бути частиною наступних теплотехнічних пристроїв: нагрівальних труб парових та водогрійних котлів, теплообмінників, бойлерних установок, випарників, теплотрас, систем опалення житлових будинків та промислових об'єктів у процесі поточної експлуатації. Цей список є ілюстративним і не обмежує список пристроїв, до яких може бути застосований спосіб згідно з даним винаходом.

У деяких варіантах реалізації винаходу залізовмісний сплав, з якого виконана металева поверхня, до якої може бути застосований спосіб згідно з цим винаходу, може бути сталь або інший залізовмісний матеріал, такий як чавун, підступ, фехраль, трансформаторну сталь, альсифер, магніко, альнико, хромисту сталь, інвар та ін. Даний список є ілюстративним і не обмежує список залізовмісних сплавів, до яких може бути застосований спосіб згідно з цим винаходу. Фахівець у даній галузі техніки на підставі відомостей, відомих з рівня техніки, зможе такі залізовмісні сплави, які можуть бути використані згідно з цим винаходу.

Водне середовище, з якого здатне утворюватися накип, згідно з деякими варіантами реалізації цього винаходу, являє собою водопровідну воду. Водне середовище також може бути водою, що містить розчинені з'єднання металів. Розчинені сполуки металів можуть являти собою сполуки заліза та/або лужноземельних металів. Водне середовище також може бути водною суспензією колоїдних частинок сполук заліза та/або лужноземельних металів.

Спосіб згідно з цим винаходу видаляє відкладення, що раніше утворилися, і служить безреагентним засобом очищення внутрішніх поверхонь в ході експлуатації теплотехнічного пристрою, забезпечуючи в подальшому безнакипний режим його роботи. При цьому розміри зони, в межах якої досягається запобігання утворенню накипу та корозії, істотно перевищує розміри зони ефективного руйнування накипу.

Спосіб згідно з цим винаходу має наступні переваги:

Не потребує застосування реагентів, тобто. екологічно безпечний;

Простий у здійсненні, що не вимагає спеціальних пристроїв;

Дозволяє підвищити коефіцієнт теплопередачі та підвищити ефективність роботи котлів, що суттєво позначається на економічних показниках його роботи;

Може використовуватися як доповнення до методів докотлової обробки води, що застосовуються, так і окремо;

Дозволяє відмовитися від процесів пом'якшення та деаерації води, що значно спрощує технологічну схему котелень і дає можливість значно знизити витрати при будівництві та експлуатації.

Можливими об'єктами способу можуть бути водогрійні котли, котли-утилізатори, закриті системи теплопостачання, установки термічного опріснення морської води, пароперетворювальні установки та ін.

Відсутність корозійних руйнувань, накипівтворення на внутрішніх поверхнях відкриває можливість для розробки принципово нових конструктивних та компонувальних рішень парових котлів малої та середньої потужності. Це дозволить, за рахунок інтенсифікації теплових процесів, досягти суттєвого зменшення маси та габаритів парових котлів. Забезпечити заданий температурний рівень поверхонь нагріву і, отже, зменшити витрати пального, обсяг димових газів та скоротити їх викиди в атмосферу.

ПРИКЛАД РЕАЛІЗАЦІЇ

Спосіб, заявлений у цьому винаході, був випробуваний на котельних заводах Адміралтейські верфі і Червоний хімік. Було показано, що спосіб згідно з цим винаходу ефективно очищає внутрішні поверхні котлоагрегатів від відкладень. У результаті цих робіт отримано економія умовного палива 3-10%, у своїй розкид значень економії пов'язані з різним ступенем забрудненості внутрішніх поверхонь котлоагрегатів. Метою роботи була оцінка ефективності заявленого способу для забезпечення безреагентного, безнакипного режиму роботи парових котлоагрегатів середньої потужності в умовах якісної водопідготовки, дотримання водно-хімічного режиму та високого професійного рівняексплуатації обладнання.

Випробування способу, заявленого у цьому винаході, проводилося на паровому котлоагрегаті №3 ДКВр 20/13 4-ої Красносільської котельні Південно-Західної філії ГУП «ПЕК СПб». Експлуатація котлоагрегату проводилася у суворій відповідності до вимог нормативних документів. На котлі встановлені всі необхідні засоби контролю параметрів його роботи (тиску та витрати пари, температури і витрати поживної води, тиску дутьового повітря і палива на пальниках, розрядження в основних перерізах газового тракту котлоагрегату). Паропродуктивність котла підтримувалася лише на рівні 18 т/год, тиск пари в барабані котла - 8,1…8,3 кг/см 2 . Економайзер працював у теплофікаційному режимі. Як вихідна вода використовувалася вода міського водопроводу, яка відповідала вимогам ГОСТ 2874-82 «Вода питна». Необхідно відзначити, що кількість сполук заліза на введенні у вказану котельню, як правило, перевищує нормативні вимоги(0,3 мг/л) і становить 0,3-0,5 мг/л, що призводить до інтенсивного заростання внутрішніх поверхонь залізистими сполуками.

Оцінка ефективності способу проводилася станом внутрішніх поверхонь котлоагрегату.

Оцінка впливу способу згідно з цим винаходу на стан внутрішніх поверхонь нагрівання котлоагрегату.

До початку випробувань було проведено внутрішній огляд котлоагрегату та зафіксовано вихідний стан внутрішніх поверхонь. Попередній огляд котла було здійснено на початку опалювального сезону, через місяць після його хімічного очищення. В результаті огляду виявлено: на поверхні барабанів суцільні тверді відкладення темно-коричневого кольору, що мають парамагнітні властивості і складаються, ймовірно, з оксидів заліза. Товщина відкладень складала до 04 мм візуально. У видимій частині окропу, переважно на стороні зверненої до топки, виявлені не суцільні тверді відкладення (до п'яти плям на 100 мм довжини труби з розміром від 2 до 15 мм і товщиною до 0,5 мм візуально).

Пристрій для створення струмовідвідного потенціалу, описаний в UA 2100492 С1, був приєднаний до точки (1) до лючка (2) верхнього барабана з тильного боку котла (див. Фіг.1). Струмовідвідний електричний потенціал дорівнював 100 В. Струмовідвідний електричний потенціал підтримувався безперервно протягом 1,5 місяців. Після закінчення цього періоду було здійснено розтин котлоагрегату. Внаслідок внутрішнього огляду котлоагрегату було встановлено практично повну відсутність відкладень (не більше 0,1 мм візуально) на поверхні (3) верхнього та нижнього барабанів у межах 2-2,5 метрів (зона (4)) від лючків барабанів (точки приєднання пристрою для створення струмовідвідного потенціалу (1)). На відстані 2,5-3,0 м (зона (5)) від лючків відкладення (6) збереглися у вигляді окремих горбків (плям) товщиною до 0,3 мм (див. Фіг.1). Далі, у міру просування до фронту, (на відстані 3,0-3,5 м від лючків) починаються суцільні відкладення (7) до 0,4 мм візуально, тобто. на цьому віддаленні від точки підключення пристрою ефект способу очищення згідно з цим винаходу практично не проявився. Струмовідвідний електричний потенціал дорівнював 100 В. Струмовідвідний електричний потенціал підтримувався безперервно протягом 1,5 місяців. Після закінчення цього періоду було здійснено розтин котлоагрегату. В результаті внутрішнього огляду котлоагрегату було встановлено практично повну відсутність відкладень (не більше 0,1 мм візуально) на поверхні верхнього та нижнього барабанів у межах 2-2,5 метрів від лючків барабанів (точки приєднання пристрою для створення струмовідвідного потенціалу). На віддаленні 2,5-3,0 м від лючків відкладення збереглися у вигляді окремих горбків (плям) завтовшки до 0,3 мм (див. Фіг.1). Далі, у міру просування до фронту (на відстані 3,0-3,5 м від лючків), починаються суцільні відкладення до 0,4 мм візуально, тобто. на цьому віддаленні від точки підключення пристрою ефект способу очищення згідно з цим винаходу практично не проявився.

У видимій частині окропу, в межах 3,5-4,0 м від лючків барабанів, спостерігалася практично повна відсутність відкладень. Далі, у міру просування до фронту, виявлено не суцільні тверді відкладення (до п'яти плям на 100 пмм з розміром від 2 до 15 мм і товщиною до 0,5 мм візуально).

В результаті цього етапу випробувань був зроблений висновок про те, що спосіб згідно з цим винаходу без застосування будь-яких реагентів дозволяє ефективно руйнувати відкладення, що раніше утворилися, і забезпечує безнакипний режим роботи котлоагрегату.

На наступному етапі випробувань пристрій для створення струмовідвідного потенціалу було приєднано в точці "В" і випробування тривали ще 30-45 діб.

Чергове розтин котлоагрегату було зроблено після 3,5 місяців безперервної експлуатації пристрою.

Огляд котлоагрегату показав, що відкладення, що залишилися раніше, повністю зруйновані і лише в незначній кількості збереглися на нижніх ділянках кип'ятільних труб.

Це дозволило зробити такі висновки:

Розміри зони, в межах якої забезпечується безнакипний режим роботи котлоагрегату, істотно перевищують розміри зони ефективного руйнування відкладень, що дозволяє подальшим перенесенням точки підключення струмовідвідного потенціалу очищення всієї внутрішньої поверхні котлоагрегату і далі підтримувати безнакипний режим його роботи;

Руйнування раніше відкладень, що утворилися, і запобігання утворенню нових забезпечується різними за характером процесами.

За результатами огляду було прийнято рішення продовжити випробування до кінця опалювального періоду з метою остаточного очищення барабанів та окропу і з'ясування надійності забезпечення безнакипного режиму роботи котла. Чергове розтин котлоагрегату було зроблено через 210 діб.

Результати внутрішнього огляду котла показали, що процес очищення внутрішніх поверхонь котла в межах верхнього та нижнього барабанів та окропу завершився практично повним видаленням відкладень. На всій поверхні металу утворилося тонке щільне покриття, що має чорний колір із синьою втечею, товщина якого навіть у зволоженому стані (практично відразу після розтину котла) не перевищувала 0,1 мм візуально.

Одночасно підтвердилася надійність забезпечення безнакипного режиму роботи котлоагрегату при застосуванні цього способу винаходу.

Захисна дія магнетитової плівки зберігалася до 2-х місяців після від'єднання пристрою, що цілком достатньо для забезпечення консервації котлоагрегату сухим способом при переведенні його в резерв або ремонт.

Хоча даний винахід було описано щодо різних конкретних прикладів та варіантів реалізації винаходу, слід розуміти, що цей винахід не обмежений ними і що він може бути реалізований на практиці в рамках обсягу наведеної нижче формули винаходу

1. Спосіб запобігання утворенню накипу на металевій поверхні, виконаної з залізовмісного сплаву і що знаходиться в контакті з пароводяним середовищем, з якого здатна утворюватися накип, що включає додаток до зазначеної металевої поверхні струмовідвідного електричного потенціалу в діапазоні від 61 В до 150 В для неї адгезії між зазначеною металевою поверхнею та колоїдними частинками та іонами, що утворюють накип.

Винахід відноситься до теплоенергетики та може бути використане для захисту від накипу та корозії нагрівальних труб парових та водогрійних котлів, теплообмінників, бойлерних установок, випарників, теплотрас, систем опалення житлових будинків та промислових об'єктів у процесі експлуатації. Спосіб запобігання утворенню накипу на металевій поверхні, виконаній із залізовмісного сплаву і що знаходиться в контакті з пароводяним середовищем, з якого здатна утворюватися накип, включає додаток до зазначеної металевої поверхні струмовідвідного електричного потенціалу в діапазоні від 61 В до 150 В для нейтралізації електростату зазначеною металевою поверхнею та колоїдними частинками та іонами, що утворюють накип. Технічний результат - підвищення ефективності і продуктивності роботи водогрійних і парових котлів, збільшення ефективності теплопередачі, забезпечення пошарового руйнування і видалення накипу, а також запобігання її нової освіти. 2 з.п. ф-ли, 1 ін., 1 іл.

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 ознак перегріву 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 температури екранів, а й допустимої для сталі 20500 оС. Наявність FeO також підтверджує високий рівень температур 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 локальне вміст залишкового водню, оскільки при крихких руйнуваннях екранних труб різке погіршення властивостей металу відзначається тільки у вузькій зоні перерізу труби при незмінно задовільних структурі і механічних властивостях прилеглого металу на видаленні 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 часом поблизу зовнішньої поверхні екранних труб. 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.