Гужулев Э.П. Водоподготовка и вводно-химические режимы в теплоэнергетике - файл n1.doc. Коррозия и эрозия в котлах среднего и низкого давления со стороны топки Хлорная коррозия труб в котлах

Эта коррозия по размеру и интенсивности часто бывает более значительной и опасной, чем коррозия котлов во время их работы.

При оставлении воды в системах в зависимости от ее температуры и доступа воздуха могут встречаться самые разнообразные случаи проявления стояночной коррозии. Следует прежде всего отметить крайнюю нежелательность наличия воды в трубах агрегатов при нахождении их в резерве.

Если вода по тем или иным причинам остается в системе, то может наблюдаться сильная стояночная коррозия в паровом и особенно в водяном пространстве емкости (преимущественно по ватерлинии) при температуре воды 60—70°С. Поэтому на практике довольно часто наблюдается различная по интенсивности стояночная коррозия, несмотря на одинаковые режимы останова системы и качество содержащейся в них воды; аппараты со значительной тепловой аккумуляцией подвергаются более сильной коррозии, чем аппараты, имеющие размеры топки и поверхность нагрева, так как котловая вода в них быстрее охлаждается; температура ее становится ниже 60—70°С.

При температуре воды выше 85—90°С (например, при кратковременных остановах аппаратов) общая коррозия снижается, причем коррозия металла парового пространства, в котором наблюдается в этом случае повышенная конденсация паров, может превышать коррозию металла водяного пространства. Стояночная коррозия в паровом пространстве во всех случаях более равномерная, чем в водяном пространстве котла.

Развитию стояночной коррозии сильно способствует скапливающийся на поверхностях котла шлам, который обычно удерживает влагу. В связи с этим значительные коррозионные раковины часто обнаруживаются в агрегатах и трубах вдоль нижней образующей и на их концах, т. е. на участках наибольшего скопления шлама.

Способы консервации оборудования, находящегося в резерве

Для консервации оборудования могут быть применены следующие способы:

а) высушивание — удаление из агрегатов воды и влаги;

б) заполнение их растворами едкого натра, фосфата, силиката, нитрита натрия, гидразина;

в) заполнение технологической системы азотом.

Способ консервации следует выбирать в зависимости от характера и длительности простоя, а также от типа и конструктивных особенностей оборудования.

Простои оборудования по продолжительности можно разделить на две группы: кратковременные—не более 3 сут и длительные — более 3 сут.

Различают два вида кратковременных простоев:

а) плановые, связанные с выводом в резерв на выходные дни в связи с падением нагрузки или выводом в резерв на ночное время;

б) вынужденные — из-за выхода из строя труб или повреждений других узлов оборудования, для устранения которых не требуется более длительный останов.

В зависимости от цели длительные простои можно разделить на следующие группы: а) вывод оборудования в резерв; б) текущие ремонты; в) капитальные ремонты.

При кратковременных простоях оборудования необходимо использовать консервацию путем заполнения деаэрированной водой с поддержанием избыточного давления или газовый (азотный) способ. Если необходим аварийный останов, то единственно приемлемый способ — консервация азотом.

При выводе системы в резерв или длительном простое без выполнения ремонтных работ консервацию целесообразно вести путем заполнения раствором нитрита или силиката натрия. В этих случаях можно использовать и азотную консервацию, обязательно принимая меры для создания плотности системы с целью предотвращения чрезмерного расхода газа и непроизводительной работы азотной установки, а также создания безопасных условий при обслуживании оборудования.

Способы консервации путем создания избыточного давления, заполнения азотом можно использовать независимо от конструктивных особенностей поверхностей нагрева оборудования.

Для предотвращения стояночной коррозии металла во время капитального и текущего ремонтов применимы только способы консервации, позволяющие создать на поверхности металла защитную пленку, сохраняющую свойства в течение не менее 1—2 мес после слива консервирующего раствора, поскольку опорожнение и разгерметизация системы неизбежны. Срок действия защитной пленки на поверхности металла после обработки ее нитритом натрия может достигать 3 мес.

Способы консервации с использованием воды и растворов реагентов практически неприемлемы для защиты от стояночной коррозии промежуточных пароперегревателей котлов из-за трудностей, связанных с их заполнением и последующей отмывкой.

Способы консервации водогрейных и паровых котлов низкого давления, а также другого оборудования замкнутых технологических контуров тепло- и водоснабжения во многом отличаются от применяемых в настоящее время методов предупреждения стояночной коррозии на ТЭС. Ниже описываются основные способы предупреждения коррозии в режиме простаивания оборудования аппаратов подобных циркуляционных систем с учетом специфики их работы.

Упрощенные способы консервации

Эти способы целесообразно применять для мелких котлов. Они заключаются в полном удалении воды из котлов и размещении в них влагопоглотителей: прокаленного хлористого кальция, негашеной извести, силикагеля из расчета 1—2 кг на 1 м 3 объема.

Этот способ консервации пригоден при температурах помещения ниже и выше нуля. В помещениях, отапливаемых в зимнее время, может быть реализован один из контактных способов консервации. Он сводится к заполнению всего внутреннего объема агрегата щелочным раствором (NaOH, Na 3 P0 4 и др.), обеспечивающим полную устойчивость защитной пленки на поверхности металла даже при насыщении жидкости кислородом.

Обычно применяют растворы, содержащие от 1,5— 2 до 10 кг/м 3 NaOH или 5—20 кг/м 3 Na 3 P0 4 в зависимости от содержания нейтральный солей в исходной воде. Меньшие значения относятся к конденсату, большие — к воде, содержащей до 3000 мг/л нейтральных солей.

Коррозию можно предупредить также способом избыточного давления, при котором давление пара в остановленном агрегате постоянно поддерживается на уровне выше атмосферного давления, а температура воды остается выше 100°С, чем предотвращается доступ основного коррозионного агента — кислорода.

Важное условие эффективности и экономичности любого способа защиты — максимально возможная герметичность паро-водяной арматуры во избежание слишком быстрого снижения давления, потерь защитного раствора (или газа) или попадания влаги. Кроме того, во многих случаях полезна предварительная очистка поверхностей от различных отложений (солей, шлама, накипи).

При осуществлении различных способов защиты от стояночной коррозии необходимо иметь в виду следующее.

1. При всех видах консервации необходимо предварительное удаление (промывка) отложений легкорастворимых солей (см. выше) во избежание усиления стояночной коррозии на отдельных участках защищаемого агрегата. Обязательным является осуществление этого мероприятия при контактной консервации, иначе возможна интенсивная местная коррозия.

2. По аналогичным соображениям желательно удаление перед длительной консервацией всех видов нерастворимых отложений (шлама, накипи, оксидов железа).

3. При ненадежности арматуры необходимо отключение резервного оборудования от работающих агрегатов с помощью заглушек.

Просачивание пара и воды менее опасно при контактной консервации, но недопустимо при сухом и газовом методах защиты.

Выбор влагопоглотителей определяется сравнительной доступностью реагента и желательностью получения максимально возможной удельной влагоемкости. Наилучший влагопоглотитель — зерненый хлористый кальций. Негашеная известь значительно хуже хлористого кальция не только вследствие меньшей влагоемкости, но и быстрой потери ее активности. Известь поглощает из воздуха не только влагу, но и углекислоту, в результате чего она покрывается слоем углекислого кальция, препятствующего дальнейшему поглощению влаги.

2.1. Поверхности нагрева.

Наиболее характерными повреждениями труб поверхностей нагрева являются: трещины поверхности экранных и кипятильных труб, коррозионные разъедания наружных и внутренних поверхностей труб, разрывы, утонения стенок труб, трещины и разрушения колокольчиков.

Причины появления трещин, разрывов и свищей: отложения в трубах котлов солей, продуктов коррозии, сварочного грата, замедляющих циркуляцию и вызывающих перегрев металла, внешние механические повреждения, нарушение водно-химического режима.

Коррозия наружной поверхности труб подразделяется на низкотемпературную и высокотемпературную. Низкотемпературная коррозия возникает в местах установки обдувочных приборов, когда в результате неправильной эксплуатации допускается образование конденсата на занесенных сажей поверхностях нагрева. Высокотемпературная коррозия может иметь место на второй ступени пароперегревателя при сжигании сернистого мазута.

Наиболее часто встречается коррозия внутренней поверхности труб, возникающая при взаимодействии коррозионноактивных газов (кислорода, углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде, с металлом труб. Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язв, раковин и трещин.

К коррозии внутренней поверхности труб также относятся: кислородная стояночная коррозия, подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах.

Повреждения труб из-за ползучести характеризуются увеличением диаметра и образованием продольных трещин. Деформации в местах гибов труб и сварных соединений могут иметь различные направления.

Прогары и окалннообразовання в трубах происходят вследствие их перегрева до температур, превышающих расчетную.

Основные виды повреждений сварных швов выполненных ручной дуговой сваркой - свищи, возникающие из-за непроваров, шлаковых включений, газовых пор, несплавления по кромкам труб.

Основными дефектами и повреждениями поверхности пароперегревателя являются: коррозия и окалинообразование на наружной и внутренней поверхности труб, трещины, риски и расслоение металла труб, свищи и разрывы труб, дефекты сварных соединений труб, остаточная деформация в результате ползучести.

Повреждения угловых швов приварки змеевиков и штуцеров к коллекторам, вызывающие нарушением технологии сварки, имеют вид кольцевых трещин вдоль линии сплавления со стороны змеевика или штуцеров.

Характерными неисправностями, возникающими при эксплуатации поверхностного пароохладителя котла ДЕ-25-24-380ГМ являются: внутренняя и наружная коррозия труб, трещины и свищи в сварных

швах и на гибах труб, раковины, могущие возникнуть при ремонтах, риски на зеркале фланцев, течи фланцевых соединений вследствие перекоса фланцев. При гидравлическом испытании котла можно

определить только наличие неплотностей в пароохладителе. Для выявления скрытых дефектов следует провести индивидуальное гидравлическое испытание пароохладителя.

2.2. Барабаны котла.

Характерными повреждениями барабанов котла являются: трещины-надрывы на внутренней и наружной поверхности обечаек и днищ, трещины-надрывы вокруг трубных отверстий на внутренней поверхности барабанов и на цилиндрической поверхности трубных отверстий, межкристаллитная коррозия обечаек и днищ, коррозионные разъединения поверхностей обечаек и днищ, овальность барабана оддулины (выпучины) на поверхностях барабанов, обращенных в топку, вызванные температурным воздействием факела в случаях разрушения (или выпадения) отдельных частей футеровки.

2.3. Металлоконструкции и обмуровка котла.

В зависимости от качества профилактической работы, а также от режимов и сроков эксплуатации котла, его металлоконструкции могут иметь следующие дефекты и повреждения: разрывы и изгибы стоек и связей, трещины, коррозионные повреждения поверхности металла.

В результате длительного воздействия температур имеют место растрескивание и нарушение целостности фасонного кирпича, закрепляемого на штырях к верхнему барабану со стороны топки, а также трещины в кирпичной кладке по нижнему барабану и поду топки.

Особенно часто встречается разрушение кирпичной амбразуры горелки и нарушение геометрических размеров за счет оплавления кирпича.

3. Проверки состояния элементов котла.

Проверка состояния элементов котла, выведенного в ремонт, производится по результатам гидравлического испытания, наружного и внутреннего осмотра, а также других видов контроля, проводимых в объеме и соответствии с программой экспертного обследования котла (раздел «Программа экспертного обследования котлов»).

3.1. Проверка поверхностей нагрева.

Осмотр наружных поверхностей трубных элементов особенно тщательно необходимо производить в местах прохода труб через обмуровку, обшивку, в зонах максимальных тепловых напряжении - в районе горелок, лючков, лазов, а также в местах гибов экранных труб и на сварных швах.

Для предупреждения аварии, связанных с утонением стенок труб вследствие сернистой и стояночной коррозии, необходимо при ежегодных технических освидетельствованиях, проводимых администрацией предприятия, производить контроль труб поверхностей нагрева котлов, эксплуатируемых более двух лет.

Контроль производится внешним осмотром с обстукиванием предварительно очищенных наружных поверхностей труб молотком массой не более 0,5 кг и измерением толщины стенок труб. При этом следует выбирать участки труб, подвергшиеся наибольшему износу и коррозии (горизонтальные участки, участки в отложениях сажи и покрытые коксовыми отложениями).

Измерение толщины стенок труб производится ультразвуковыми толщиномерами. Возможно вырезание участков труб на двух-трех трубах топочных экранов и трубах конвективного пучка, расположенных на входе газов в него и выходе. Оставшаяся толщина стенок труб должна быть не менее расчетной согласно расчету на прочность (прилагаемого к Паспорту котла) с учетом прибавки на коррозию на период дальнейшей эксплуатации до следующего освидетельствования и прибавки запаса 0,5 мм.

Расчетная толщина стенки экранных и кипятильных труб для рабочего давления 1,3 МПа (13 кгс/см 2) составляет 0,8 мм, для 2,3 МПа (23 кгс/см 2) – 1,1 мм. Прибавка на коррозию принимается по полученным результатам замеров и с учетом длительности эксплуатации между освидетельствованиями.

На предприятиях, где в результате длительной эксплуатации не наблюдалось интенсивного износа труб поверхностей нагрева, контроль толщины стенок труб может производится при капитальных ремонтах, но не реже 1 раза в 4 года.

Внутреннему осмотру подлежат коллектора, пароперегревателя и заднего, экрана. Обязательному вскрытию и осмотру должны быть подвергнуты лючки верхнего коллектора заднего экрана.

Наружный диаметр труб должен измеряться в зоне максимальных температур. Для измерений применять специальные шаблоны (скобы) или штангенциркуль. На поверхности труб допускаются вмятины с плавными переходами глубиной не более 4 мм, если они не выводят толщину стенки за пределы минусовых отклонений.

Допускаемая разностенность труб - 10%.

Результаты осмотра и измерений заносятся в ремонтный формуляр.

3.2. Проверка барабана.

Дня выявления участков барабана, поврежденных коррозией, необходимо осмотреть поверхность до внутренней очистки с целью определения интенсивности коррозии измерить глубину разъедания металла.

Равномерные разъедания измерить по толщине стенки, в которой для этой цели просверлить отверстие диаметром 8 мм. После измерения в отверстие установить пробку и обварить с двух сторон или, в крайнем случае, только изнутри барабана. Измерение можно также производить ультразвуковым толщиномером.

Основные разъедания и язвины измерить, по оттискам. Для этой цели поврежденный участок поверхности металла очистить от отложений и слегка смазать техническим вазелином. Наиболее точный отпечаток получается, если поврежденный участок расположен на горизонтальной поверхности и в этом случае имеется возможность залить его расплавленным металлом с низкой температурой плавления. Затвердевший металл образует точный слепок поврежденной поверхности.

Для получения отпечатков, пользоваться третником, баббитом, оловом, по возможности применять гипс.

Оттиски повреждений, расположенных на вертикальных потолочных поверхностях, получить, используя воск и пластилин.

Осмотр трубных отверстий, барабанов проводится в следующем порядке.

После удаления развальцованных труб проверить диаметр отверстий при помощи шаблона. Если шаблон входит в отверстие до упорного выступа, то это означает, что диаметр отверстия увеличен сверх нормы. Измерение точной величины диаметра осуществляется штангенциркулем и отмечается в ремонтном формуляре.

При контроле сварных швов барабанов необходимо подвергать проверке прилегающий к ним основной металл на ширину 20-25 мм по обе стороны от шва.

Овальность барабана измеряется не менее чем через каждые 500 мм по длине барабана, в сомнительных случаях и чаще.

Измерение прогиба барабана осуществляется путем натяжки струны вдоль поверхности барабана и замера зазоров по длине струны.

Контроль поверхности барабана, трубных отверстий и сварных соединений производится внешним осмотром, методами, магнитопорошковой, цветной и ультразвуковой дефектоскопии.

Допускаются (не требуют выправки) отдулины и вмятины вне зоны швов и отверстий при условии, что их высота (прогиб), в процентах от наименьшего размера их основания, будет не более:

в сторону атмосферного давления (отдулины) - 2%;

в сторону давления пара (вмятины) - 5%.

Допускаемое уменьшение толщины стенки днища - 15%.

Допускаемое увеличение диаметра отверстий для труб (под сварку) - 10%.

Ряд котельных использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению pН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подключения, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000ч3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na-катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии - солей жесткости.

При плохо налаженной деаэрации воды и возможных повышениях концентраций кислорода и углекислоты из-за отсутствия дополнительных защитных мероприятий в системах теплоснабжения внутренней коррозии подвержено теплосиловое оборудование ТЭЦ.

При обследовании подпиточного тракта одной из ТЭЦ г. Ленинграда были получены следующие данные по скорости коррозии, г/(м2 · 4):

Место установки индикаторов коррозии

В трубопроводе подпиточной воды после подогревателей теплосети перед деаэраторами трубы толщиной 7 мм утонились за год эксплуатации местами до 1 мм на отдельных участках образовались сквозные свищи.

Причины язвенной коррозии труб водогрейных котлов следующие:

недостаточное удаление кислорода из подпиточной воды;

низкое значение рН обусловленное присутствием агрессивной углекислоты

(до 10ч15 мг/л);

накопление продуктов кислородной коррозии железа (Fe2O3;) на теплопередающих поверхностях.

Эксплуатация оборудования на сетевой воде с концентрацией железа свыше 600 мкг/л обычно приводит к тому, что на несколько тысяч часов работы водогрейных котлов наблюдается интенсивный (свыше 1000 г/м2) занос железоокисидными отложениями их поверхностей нагрева. При этом отмечаются часто появляющиеся течи в трубах конвективной части. В составе отложений содержание окислов железа обычно достигает 80ч90%.

Особенно важными для эксплуатации водогрейных котлов являются пусковые периоды. В первоначальный период эксплуатации на одной ТЭЦ не обеспечивалось удаление кислорода до норм, установленных ПТЭ. Содержание кислорода в подпиточной воде превышало эти нормы в 10 раз.

Концентрация железа в подпиточной воде достигала - 1000 мкг/л, а в обратной воде теплосети - 3500 мкг/л. После первого года эксплуатации были сделаны вырезки из трубопроводов сетевой воды, оказалось, что загрязнение их поверхности продуктами коррозии составляло свыше 2000 г/м2.

Необходимо отметить, что на этой ТЭЦ перед включением котла в работу внутренние поверхности экранных труб и труб конвективного пучка подверглись химической очистке. К моменту вырезки образцов экранных труб котел проработал 5300 ч. Образец экранной трубы имел неровный слой желзоокисидных отложений черно-бурого цвета, прочно связаный с металлом; высота бугорков 10ч12 мм; удельная загрязненность 2303 г/м2.

Состав отложений, %

Поверхность металла под слоем отложений была поражена язвами глубиной до 1 мм. Трубки конвективного пучка с внутренней стороны были занесены отложениями железооксидного типа черно-бурого цвета с высотой бугорков до 3ч4 мм. Поверхность металла под отложениями покрыта язвами различных размеров глубиной 0,3ч1,2 и диаметром 0,35ч0,5 мм. Отдельные трубки имели сквозные отверстия (свищи).

Когда водогрейные котлы устанавливают в старых системах централизованного теплоснабжении, в которых накопилось значительное количество окислов железа, наблюдаются случаи отложения этих окислов в обогреваемых трубах котла. Перед включением котлов необходимо производить тщательную промывку всей системы.

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

Галустов В.С. Прямоточные распылительные аппараты в теплоэнергетике (Документ)

Филонов А.Г. Водно-химические режимы теплоэнергетических установок (Документ)

Физико-химические процессы в техносфере. Сборник задач (Документ)

Орлов Д.С. Химия почв (Документ)

n1.doc

3.4. Коррозия элементов парогенераторов
3.4.1. Коррозия парообразующих труб и барабанов парогенераторов
во время их эксплуатации
Коррозионные повреждения металлов парогенераторов обусловлены действием одного или нескольких факторов: чрезмерного теплонапряжения поверхности нагрева, вялой циркуляции воды, застоя пара, напряженного металла, отложения примесей и других факторов, препятствующих нормальному омыванию и охлаждению поверхности нагрева.

При отсутствии этих факторов нормальная магнетитная пленка легко образуется и сохраняется в воде с нейтральной или умеренно щелочной реакцией среды, не содержащей растворенного кислорода. В присутствии же О 2 кислородной коррозии могут подвергаться входные участки водяных экономайзеров, барабаны и опускные трубы циркуляционных контуров. Особенно отрицательно сказываются малые скорости движения воды (в водяных экономайзерах, так как при этом пузырьки выделяющегося воздуха задерживаются в местах шероховатостей внутренней поверхности труб и вызывают интенсивную местную кислородную коррозию. Коррозия углеродистой стали в водной среде при высоких температурах включает две стадии: начальную электрохимическую и конечную химическую. Согласно этому механизму коррозии, ионы двухвалентного железа диффундируют через окисную пленку к поверхности контакта ее с водой, реагируют с гидроксилом или с водой с образованием гидрата закиси железа, который затем распадается на магнетит и водород по реакции:

.

(2.4)

Электроны, проходящие наряду с ионами железа через окисную пленку, ассимилируются ионами водорода с выделением Н 2 . С течением времени толщина окисной пленки увеличивается, а диффузия через нее затрудняется. Вследствие этого наблюдается уменьшение скорости коррозии со временем.

Нитритная коррозия. При наличии в питательной воде нитрита натрия наблюдается коррозия металла парогенератора, имеющая по внешнему виду большое сходство с кислородной коррозией. Однако в отличие от нее нитритная коррозия поражает не входные участки опускных труб, а внутреннюю поверхность теплонапряженных подъемных труб и вызывает образование более глубоких язвин диаметром до 15–20 мм. Нитриты ускоряют протекание катодного процесса, а тем самым и коррозию металла парогенератора. Течение процесса при нитритной коррозии может быть описано следующей реакцией:

.

(2.5)

Гальванокоррозия металла парогенератора. Источником гальванокоррозии парообразующих труб может явиться медь, попадающая в парогенераторы в тех случаях, когда питательная вода, содержащая повышенное количество аммиака, кислорода и свободной углекислоты, агрессивно воздействует на латунные и медные трубы регенеративных подогревателей. Необходимо отметить, что гальванокоррозию может вызвать лишь металлическая медь, отложившаяся на стенках парогенератора. При поддержании значения рН питательной воды выше 7,6 медь поступает в парогенераторы в форме окислов или комплексных соединений, которые не обладают коррозионно-агрессивными свойствами и отлагаются на поверхностях нагрева в виде шлама. Ионы меди, присутствующие в питательной воде с низким значением рН, попадая далее в парогенератор, в условиях щелочной среды также осаждаются в виде шламообразных окислов меди. Однако под действием выделяющегося в парогенераторах водорода или избытка сульфита натрия окислы меди могут полностью восстанавливаться до металлической меди, которая, отложившись на поверхностях нагрева, приводит к электрохимической коррозии металла котла.

Подшламовая (ракушечная) коррозия . Подшламовая коррозия возникает в застойных зонах циркуляционного контура парогенератора под слоем шлама, состоящего из продуктов коррозии металлов и фосфатной обработки котловой воды. Если эти отложения сосредоточены на обогреваемых участках, то под ними возникает интенсивное упаривание, повышающее солесодержание и щелочность котловой воды до опасных значений.

Подшламовая коррозия распространяется в виде больших язвин диаметром до 50–60 мм на внутренней стороне парообразующих труб, обращенной к факелу топки. В пределах язвин наблюдается сравнительно равномерное уменьшение толщины стенки трубы, часто приводящее к образованию свищей. На язвинах обнаруживается плотный слой окислов железа в виде ракушек. Описанное разрушение металла получило в литературе название «ракушечной» коррозии. Подшламовая коррозия, вызываемая окислами трехвалентного железа и двухвалентной меди, является примером комбинированного разрушения металла; первая стадия этого процесса является чисто электрохимической, а вторая – химической, обусловленной действием воды и водяного пара на перегретые участки металла, находящиеся под слоем шлама. Наиболее эффективным средством борьбы с «ракушечной» коррозией парогенераторов является предотвращение возникновения коррозии тракта питательной воды и выноса из него окислов железа и меди с питательной водой.

Щелочная коррозия. Расслоение пароводяной смеси, которое имеет место в горизонтальных или слабонаклонных парообразующих трубах, как известно, сопровождается образованием паровых мешков, перегревом металла и глубоким упариванием пленки котловой воды. Образовавшаяся при упаривании котловой воды высококонцентрированная пленка содержит в растворе значительное количество щелочи. Едкий натр, присутствующий в котловой воде в малых концентрациях, защищает металл от коррозии, но он становится весьма опасным коррозионным фактором, если на каких-либо участках поверхности парогенератора создаются условия для глубокого упаривания котловой воды с образованием повышенной концентрации NaOH.

Концентрация едкого натра в упариваемой пленке котловой воды зависит:

А) от степени перегрева стенки парообразующей трубы по сравнению с температурой кипения при данном давлении в парогенераторе, т.е. величины?t s ;

Б) величин соотношений концентрации едкого натра и содержащихся в циркулирующейся воде натриевых солей, обладающих способностью сильно повышать температуру кипения воды при данном давлении.

Если концентрация хлоридов в котловой воде значительно превышает в эквивалентном отношении концентрацию NaOH, то раньше чем последняя достигает в упаривающейся пленке опасных значений, содержание хлоридов в ней настолько возрастает, что температура кипения раствора превышает температуру перегретой стенки трубы, и дальнейшее выпаривание воды прекращается. Если же котловая вода содержит преимущественно едкий натр, то при величине?t s = 7 °С концентрация NaOH в пленке концентрированной воды составляет 10 %, а при
?t s = 30 °C достигает 35 %. Между тем экспериментальным путем установлено, что уже 5–10-процентные растворы едкого натра при температуре котловой воды выше 200 °С способны интенсивно корродировать металл обогреваемых участков и сварных швов с образованием рыхлой магнитной закись-окиси железа и одновременным выделением водорода. Щелочная коррозия имеет избирательный характер, продвигаясь вглубь металла преимущественно по зернам перлита и образуя сетку межкристаллитных трещин. Концентрированный раствор едкого натра способен при высоких температурах также растворять защитный слой окислов железа с образованием феррита натрия NaFeO 2 , который гидролизуется с образованием щелочи:

	(2.6)
	(2.7)

Вследствие того, что щелочь в этом круговом процессе не расходуется, создается возможность непрерывного протекания коррозионного процесса. Чем выше температура котловой воды и концентрация едкого натра, тем интенсивнее протекает процесс щелочной коррозии. Установлено, что концентрированные растворы едкого натра не только разрушают защитную магнетитную пленку, но и тормозят ее восстановление после повреждения.

Источником щелочной коррозии парогенераторов могут также явиться шламоотложения, способствующие глубокому упариванию котловой воды с образованием высококонцентрированного коррозионно-агрессивного раствора щелочи. Уменьшение относительной доли щелочи в общем солесодержании котловой воды и создание преобладающего содержания в последней таких солей, как хлориды, способны резко ослабить щелочную коррозию котельного металла. Устранение щелочной коррозии достигается также обеспечением чистоты поверхности нагрева и интенсивной циркуляцией на всех участках парогенератора, которая предотвращает глубокое упаривание воды.

Межкристаллитная коррозия. Межкристаллитная коррозия появляется в результате взаимодействия котельного металла со щелочной котловой водой. Характерная особенность межкристаллитных трещин в том, что они возникают в местах наибольших напряжений в металле. Механические напряжения слагаются из внутренних напряжений, возникающих в процессе изготовления и монтажа парогенераторов барабанного типа, а также дополнительных напряжений, возникающих в процессе эксплуатации. Образованию межкристаллитных кольцевых трещин на трубах способствуют дополнительные статические механические напряжения. Они возникают в трубных контурах и в барабанах парогенератора при недостаточной компенсации температурных удлинений, а также вследствие неравномерного обогрева или охлаждения отдельных участков тела барабана или коллектора.

Межкристаллитная коррозия протекает с некоторым ускорением: в начальный период разрушение металла происходит очень медленно и без деформации, а затем с течением времени скорость его резко возрастает и может принять катастрофические размеры. Межкристаллитную коррозию котельного металла нужно рассматривать прежде всего как частный случай электрохимической коррозии, протекающей по границам зерен напряженного металла, находящегося в контакте со щелочным концентратом котловой воды. Появление коррозионных микрогальванических элементов вызывается различием потенциалов между телами кристаллитов, выполняющих роль катодов. Роль анодов выполняют разрушающиеся грани зерен, потенциал которых вследствие механических напряжений металла в этом месте сильно понижен.

Наряду с электрохимическими процессами существенную роль в развитии межкристаллитной коррозии играет атомарный водород, продукт разряда
Н + -ионов на катоде коррозионных элементов; легко диффундируя в толщу стали, он разрушает карбиды и создает большие внутренние напряжения в металле котла вследствие появления в нем метана, что приводит к образованию тонких межкристаллитных трещин (водородное растрескивание). Кроме того, во время реакции водорода с включениями стали образуются различные газообразные продукты, что в свою очередь вызывает дополнительные разрывные усилия и способствует разрыхлению структуры, углублению, расширению и разветвлению трещин.

Основным путем предотвращения водородной коррозии металла котла является устранение любых коррозионных процессов, приводящих к образованию атомарного водорода. Это достигается ослаблением наноса в парогенераторе окислов железа и меди, химической очисткой котлов, улучшением циркуляции воды и снижением местных повышенных тепловых нагрузок поверхности нагрева.

Установлено, что межкристаллитная коррозия котельного металла в соединениях элементов парогенераторов возникает лишь при одновременном наличии местных растягивающих напряжений, близких или превышающих предел текучести, и при концентрации NаОН в котловой воде, накапливающейся в неплотностях соединений элементов котла, превышающей 5–6 %. Для развития межкристаллитных разрушений котельного металла существенное значение имеет не абсолютная величина щелочности, а доля едкого натра в общем солевом составе котловой воды. Установлено опытным путем, что если эта доля, т. е. относительная концентрация едкого натра в котловой воде составляет менее 10–15 % от суммы минеральных растворимых веществ, то такая вода, как правило, не является агрессивной.

Пароводяная коррозия. В местах с дефективной циркуляцией, где пар застаивается и не сразу отводится в барабан, стенки труб под паровыми мешками подвергаются сильному местному перегреву. Это приводит к химической коррозии перегретого до 450 °С и выше металла парообразующих труб под действием высокоперегретого пара. Процесс коррозии углеродистой стали в высокоперегретом водяном паре (при температуре 450 – 470 °С) сводится к образованию Fe 3 O 4 и газообразного водорода:

(2.8.)

Отсюда следует, что критерием интенсивности пароводяной коррозии металла котла является увеличение содержания свободного водорода в насыщенном паре. Пароводяная коррозия парообразующих труб наблюдается, как правило, в зонах резкого колебания температуры стенки, где имеют место теплосмены, вызывающие разрушение защитной окисной пленки. При этом создается возможность непосредственного контакта перегретого металла трубы с водой или водяным паром и химического взаимодействия между ними.

Коррозионная усталость. В барабанах парогенераторов и котельных трубах в том случае, если на металл воздействуют одновременно с коррозионной средой термические напряжения, переменные по знаку и величине, появляются глубоко проникающие в сталь трещины коррозионной усталости, которые могут иметь транскристаллитный, межкристаллитный либо смешанный характер. Как правило, растрескиванию котельного металла предшествует разрушение защитной окисной пленки, что ведет к значительной электрохимической неоднородности и, как следствие, к развитию местной коррозии.

В барабанах парогенераторов трещины коррозионной усталости возникают при попеременном нагреве и охлаждении металла на небольших участках в местах соединения трубопроводов (питательной воды, периодической продувки, ввода раствора фосфата) и водоуказательных колонок с телом барабана. Во всех этих соединениях металл барабана охлаждается, если температура протекающей по трубе питательной воды меньше температуры насыщения при давлении в парогенераторе. Местное охлаждение стенок барабана с последующим обогревом их горячей котловой водой (в моменты прекращения питания) всегда сопряжено с появлением в металле высоких внутренних напряжений.

Коррозионное растрескивание стали резко усиливается в условиях попеременного смачивания и высыхания поверхности, а также в тех случаях, когда движение по трубе пароводяной смеси имеет пульсирующий характер, т. е. часто и резко изменяются скорость движения пароводяной смеси и ее паросодержание, а также при своеобразном расслоении пароводяной смеси на отдельные «пробки» пара и воды, следующие друг за другом.

3.4.2. Коррозия пароперегревателей
Скорость пароводяной коррозии определяется преимущественно температурой пара и составом контактирующего с ним металла. Существенное значение в ее развитии имеют также величины теплообмена и температурных колебаний при работе пароперегревателя, вследствие которых может наблюдаться разрушение защитных окисных пленок. В среде перегретого пара с температурой больше
575 °С на поверхности стали в результате пароводяной коррозии образуется FeO (вюстит):

Установлено, что трубы, изготовленные из обычной малоуглеродистой стали, находясь в течение длительного времени под воздействием высокоперегретого пара, равномерно разрушаются с одновременным перерождением структуры металла и образованием плотного слоя окалины. В парогенераторах сверхвысокого и сверхкритического давлений при температуре перегрева пара 550 °С и выше наиболее теплонапряженные элементы пароперегревателя (выходные участки) обычно изготовляют из теплостойких аустенитных нержавеющих сталей (хромоникелевых, хромомолибденовых и др.). Эти стали в условиях совместного действия растягивающих напряжений и коррозионно-агрессивной среды подвержены растрескиванию. Большинство эксплуатационных повреждений пароперегревателей, характеризующихся коррозионным растрескиванием элементов из аустенит-ных сталей, обусловлено присутствием в паре хлоридов и едкого натра. Борьба с коррозионным растрескиванием деталей из аустенитных сталей осуществляется главным образом посредством поддержания безопасного водного режима парогенераторов.
3.4.3. Стояночная коррозия парогенераторов
При простоях парогенераторов или другого паросилового оборудования в холодном или горячем резерве либо на ремонте на поверхности металла под действием кислорода воздуха или влаги развивается так называемая стояночная коррозия. По этой причине простои оборудования без применения должных защитных мер от коррозии часто приводят к серьезным повреждениям, особенно в парогенераторах. Сильно страдают от стояночной коррозии пароперегреватели и парообразующие трубы переходных зон прямоточных парогенераторов. Одной из причин стояночной коррозии внутренней поверхности парогенераторов является наполнение их во время простоев водой, насыщенной кислородом. В этом случае особенно подвержен коррозии металл на границе вода – воздух. Если же парогенератор, оставленный на ремонт, полностью дренируется, то на внутренней поверхности его всегда остается пленка влаги при одновременном доступе кислорода, который, легко диффундируя через эту пленку, вызывает активную электрохимическую коррозию металла. Тонкая пленка влаги сохраняется довольно долго, так как атмосфера внутри парогенератора насыщена парами воды, особенно в том случае, если в него попадает пар через неплотности арматуры параллельно работающих парогенераторов. Если в воде, заполняющей резервный парогенератор, присутствуют хлориды, то это приводит к увеличению скорости равномерной коррозии металла, а если в ней содержится незначительное количество щелочи (меньше 100 мг/дм 3 NaOH) и кислород, то это способствует развитию язвенной коррозии.

Развитию стояночной коррозии способствует также накапливающийся в парогенераторе шлам, который обычно удерживает влагу. По этой причине значительные коррозионные раковины – часто обнаруживаются в барабанах вдоль нижней образующей по их концам, т. е. на участках наибольшего скопления шлама. Особенно сильно подвержены коррозии участки внутренней поверхности парогенераторов, которые покрыты водорастворимыми солевыми отложениями, например змеевики пароперегревателей и переходная зона в прямоточных парогенераторах. Во время простоев парогенераторов эти отложения поглощают атмосферную влагу и расплываются с образованием на поверхности металла высококонцентрированного раствора натриевых солей, имеющего большую электропроводность. При свободном доступе воздуха процесс коррозии под солевыми отложениями протекает весьма интенсивно. Весьма существенным является то, что стояночная коррозия усиливает процесс разъедания металла котла во время работы парогенератора. Это обстоятельство следует считать главной опасностью стояночной коррозии. Образующаяся ржавчина, состоящая из окислов железа высокой валентности Fe(OH) 3 , во время работы парогенератора играет роль деполяризатора коррозионных микро- и макрогальванопар, что ведет к интенсификации коррозии металла в процессе эксплуатации агрегата. В конечном счете накопление ржавчины на поверхности металла котла приводит к подшламовой коррозии. Помимо этого, при последующем простое агрегата восстановленная ржавчина опять приобретает способность вызывать коррозию вследствие поглощения ею кислорода воздуха. Эти процессы циклически повторяются при чередовании простоев и работы парогенераторов.

Средствами защиты парогенераторов от стояночной коррозии в периоды их простоя в резерве и на ремонте служат различные методы консервации.
3.5. Коррозия паровых турбин
Металл проточной части турбин может в процессе работы подвергаться коррозии в зоне конденсации пара, особенно при наличии в нем угольной кислоты, растрескиванию вследствие наличия в паре коррозионных агентов и стояночной коррозии при нахождении турбин в резерве или на ремонте. Особенно сильно подвергается стояночной коррозии проточная часть турбины при наличии в ней солевых отложений. Образующийся во время простоя турбины солевой раствор ускоряет развитие коррозии. Отсюда вытекает необходимость тщательной очистки от отложений лопаточного аппарата турбины перед длительным простоем ее.

Коррозия в период простоя обычно имеет сравнительно равномерный характер, при неблагоприятных условиях она проявляется в виде многочисленных язвин, равномерно распределенных по поверхности металла. Местом протекания ее являются те ступени, где конденсируется влага, агрессивно воздействующая на стальные детали проточной части турбины.

Источником появления влаги является прежде всего конденсация пара, заполняющего турбину после ее остановки. Конденсат частично остается на лопатках и диафрагмах, частично стекает и скапливается в корпусе турбины, так как он не отводится через дренажи. Количество влаги внутри турбины может увеличиваться вследствие просачивания пара из паропроводов отборов и противодавления. Внутренние части турбины всегда холоднее поступающего в турбину воздуха. Относительная влажность воздуха машинного зала весьма высока, поэтому достаточно незначительного охлаждения воздуха, чтобы наступила точка росы, и произошло выделение влаги на металлических деталях.

Для устранения стояночной коррозии паровых турбин необходимо исключить возможность попадания пара в турбины во время нахождения их в резерве как со стороны паропровода перегретого пара, так и со стороны магистрали отборов, дренажных линий и т. д. Для поддержания поверхности лопаток, дисков и ротора в сухом виде применяется периодическое продувание внутренней полости резервной турбины потоком горячего воздуха (t = 80 ч 100 °C), подаваемого небольшим вспомогательным вентилятором через нагреватель (электрический или паровой).
3.6. Коррозия конденсаторов турбин
В условиях эксплуатации паросиловых установок нередко наблюдаются случаи коррозионных повреждений латунных конденсаторных труб как с внутренней стороны, омываемой охлаждающей водой, так и с наружной стороны. Интенсивно корродируют внутренние поверхности конденсаторных труб, охлаждаемые сильно минерализованными, солено-озерными водами, содержащими большое количество хлоридов, либо оборотными циркуляционными водами с повышенной минерализацией, и загрязненными взвешенными частицами.

Характерной особенностью латуни как конструкционного материала является склонность ее к коррозии при совместном действии повышенных механических напряжений и среды, обладающей даже умеренными агрессивными свойствами. Коррозионные повреждения проявляются в конденсаторах с латунными трубами в форме общего обесцинкования, пробочного обесцинкования, коррозионного растрескивания, ударной коррозии и коррозионной усталости. На протекание отмеченных форм коррозии латуни решающее воздействие оказывает состав сплава, технология изготовления конденсаторных труб и характер контактируемой среды. Вследствие обесцинкования разрушение поверхности латунных труб может носить сплошной слоевой характер или принадлежать к так называемому пробочному типу, являющемуся наиболее опасным. Пробочное обесцинкование характеризуется углубляющимися в металл язвинами, заполненными рыхлой медью. Наличие сквозных свищей вызывает необходимость замены трубы во избежание присоса охлаждающей сырой воды в конденсат.

Проведенные исследования, а также длительные наблюдения за состоянием поверхности конденсаторных труб в действующих конденсаторах показали, что дополнительное введение в латунь небольших количеств мышьяка заметно снижает склонность латуней к обесцинкованию. Сложные по составу латуни, дополнительно легированные оловом или алюминием, также обладают повышенной коррозионной стойкостью благодаря способности этих сплавов быстро восстанавливать защитные пленки при их механическом разрушении. Вследствие применения металлов, занимающих различные места в потенциальном ряду и электрически соединенных, в конденсаторе возникают макроэлементы. Наличие переменного температурного поля создает возможность развития коррозионно-опасных ЭДС термоэлектрического происхождения. Блуждающие токи, возникающие при заземлении вблизи постоянного тока, также могут явиться причиной интенсивной коррозии конденсаторов.

Коррозионные повреждения конденсаторных труб со стороны конденсирующегося пара чаще всего бывают связаны с присутствием в нем аммиака. Последний, будучи хорошим комплексообразователем по отношению к ионам меди и цинка, создает благоприятные условия для обесцинкования латуни. Кроме того, аммиак обусловливает коррозионное растрескивание латунных конденсаторных труб при наличии в сплаве внутренних или внешних растягивающих напряжений, которые постепенно расширяют трещины по мере развития коррозионного процесса. Установлено, что при отсутствии кислорода и других окислителей растворы аммиака не могут агрессивно воздействовать на медь и ее сплавы; поэтому можно не опасаться аммиачной коррозии латунных труб при концентрации аммиака в конденсате до 10 мг/дм 3 и отсутствии кислорода. При наличии же даже небольшого количества кислорода аммиак разрушает латунь и другие медные сплавы при концентрации 2–3 мг/дм 3 .

Коррозии со стороны пара в первую очередь могут подвергаться латунные трубы охладителей выпара, эжекторов и камер отсоса воздуха конденсаторов турбин, где создаются условия, благоприятствующие попаданию воздуха и возникновению местных повышенных концентраций аммиака в частично сконденсированном паре.

Для предотвращения коррозии конденсаторных труб с водяной стороны необходимо в каждом конкретном случае при выборе металла или сплавов, пригодных для изготовления этих труб, учитывать их коррозионную стойкость при заданном составе охлаждающей воды. Особо серьезное внимание выбору коррозионностойких материалов для изготовления конденсаторных труб должно быть уделено в тех случаях, когда конденсаторы охлаждаются проточной высокоминерализованной водой, а также в условиях восполнения потерь охлаждающей воды в оборотных системах водоснабжения ТЭС, пресными водами, обладающими повышенной минерализованностью, либо загрязненными коррозионноагрессивными промышленными и бытовыми стоками.
3.7. Коррозия оборудования подпиточного и сетевого трактов
3.7.1. Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов
Ряд электростанций использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению рН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подкисления, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000–3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии – солей жесткости.

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

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

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

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

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

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

Ряд исследователей признает важную роль в возникновении подшламовой коррозии процесса ржавления труб водогрейных котлов при их простоях, когда не принято должных мер для предупреждения стояночной коррозии. Очаги коррозии, возникающие под воздействием на влажные поверхности котлов атмосферного воздуха, продолжают функционировать при работе котлов.
3.7.2. Коррозия трубок теплообменных аппаратов
Коррозионное поведение медных сплавов существенно зависит от температуры и определяется наличием кислорода в воде.

В табл. 3.1 приведены скорости перехода продуктов коррозии медно-никелевых сплавов и латуни в воду при высоком (200 мкг/дм 3) и низком
(3 мкг/дм 3) содержании кислорода. Эта скорость приблизительно пропорциональна соответствующей скорости коррозии. Она значительно возрастает при увеличении концентрации кислорода и солесодержания воды.

В схемах подкисления вода после декарбонизатора часто содержит до 5 мг/дм 3 углекислоты, при этом срок службы трубчатого пучка подогревателей из латуни Л-68 составляет 9–10 мес.
Таблица 3.1

Скорость перехода продуктов коррозии в воду с поверхности
медно-никелевых сплавов и латуни в нейтральной среде, 10 -4 г/(м 2 ·ч)

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

Значительное влияние на коррозионное разрушение трубок оказывают образующиеся на поверхности твердые и мягкие отложения. Важен характер этих отложений. Если отложения способны фильтровать воду и в то же время могут задерживать на поверхности трубок медьсодержащие продукты коррозии, локальный процесс разрушения трубок усиливается. Отложения с пористой структурой (твердые отложения накипи, органические) особенно неблагоприятно сказываются на течении коррозионных процессов. С увеличением рН воды проницаемость карбонатных пленок возрастает, а с ростом ее жесткости – резко уменьшается. Этим объясняется, что в схемах с голодной регенерацией фильтров процессы коррозии протекают менее интенсивно, чем в схемах Na-катионирования. Сокращению срока службы трубок способствует также загрязнение их поверхности продуктами коррозии и другими отложениями, приводящее к образованию язв под отложениями. При своевременном удалении загрязнений можно существенно понизить локальную коррозию трубок. Ускоренный выход из строя подогревателей с латунными трубками наблюдается при повышенном солесодержании воды – более 300 мг/дм 3 , а концентрации хлоридов – более 20 мг/дм 3 .

Средний срок эксплуатации трубок теплообменных аппаратов (3–4 года) может быть увеличен при изготовлении их из коррозионно-стойких материалов. Трубки из нержавеющей стали 1Х18Н9Т, установленные в подпиточном тракте на ряде ТЭЦ с маломинерализованной водой, эксплуатируются более 7 лет без признаков повреждений. Однако в настоящее время трудно рассчитывать на широкое применение нержавеющих сталей из-за высокой их дефицитности. Следует также иметь в виду, что эти стали подвержены питтинговой коррозии при повышенных температуре, солесодержании, концентрации хлоридов и загрязнении отложениями.

При солесодержании подпиточной и сетевой воды выше 200 мг/дм 3 и хлор-ионов выше 10 мг/дм 3 необходимо ограничить использование латуни Л-68, особенно в подпиточном тракте до деаэратора независимо от схемы водопри-готовления. При использовании умягченной подпиточной воды, содержащей значительные количества агрессивной углекислоты (свыше 1 мг/дм 3), скорость движения потока в аппаратах с трубной системой из латуни должна превышать 1,2 м/с.

Сплав МНЖ-5-1 следует использовать при температуре подпиточной воды теплосети выше 60 °С.
Таблица 3.2

Металл трубок теплообменных аппаратов в зависимости

От схемы обработки подпиточной воды теплосети

Схема обработки подпиточной воды	Металл трубок теплообменников в тракте до деаэратора	Металл трубок сетевых теплообменников
Известкование	Л-68, ЛА-77-2	Л-68
Na-катионирование	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68
Н-катионирование с голодной регенерацией фильтров	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68
Подкисление	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68
Мягкая вода без обработки Ж о = 0,5 ч 0,6 ммоль/дм 3 , Щ о = 0,2 ч 0,5 ммоль/дм 3 , РН = 6,5 ч 7,5	ЛА-77-2, МНЖ-5-1	Л-68

3.7.3. Оценка коррозионного состояния действующих систем

горячего водоснабжения и причины коррозии
Системы горячего водоснабжения по сравнению с другими инженерными сооружениями (системами отопления, холодного водоснабжения и канализации) являются наименее надежными и долговечными. Если установленный и фактический сроки службы зданий оцениваются в 50–100 лет, а систем отопления, холодного водоснабжения и канализации в 20–25 лет, то для систем горячего водоснабжения при закрытой схеме теплоснабжения и выполнении коммуникаций из стальных труб без покрытий фактический срок службы не превышает 10 лет, а в отдельных случаях 2–3 года.

Трубопроводы горячего водоснабжения без защитных покрытий подвержены внутренней коррозии и значительному загрязнению ее продуктами. Это приводит к снижению пропускной способности коммуникаций, росту гидравлических потерь и нарушениям в подаче горячей воды, особенно на верхние этажи зданий при недостаточных напорах городского водопровода. В крупных системах горячего водоснабжения от центральных тепловых пунктов зарастание трубопроводов продуктами коррозии нарушает регулирование разветвленных систем и ведет к перебоям в подаче горячей воды. Из-за интенсивной коррозии, особенно внешних сетей горячего водоснабжения от ЦТП, возрастают объемы текущих и капитальных ремонтов. Последние связаны с частыми перекладками внутренних (в домах) и внешних коммуникаций, нарушением благоустройства городских территорий внутри кварталов, длительным прекращением подачи горячей воды большому количеству потребителей при выходе из строя головных участков трубопроводов горячего водоснабжения.

Коррозионные повреждения трубопроводов горячего водоснабжения от ЦТП в случае их совместной прокладки с разводящими сетями отопления приводят к затоплению последних горячей водой и их интенсивной внешней коррозии. При этом возникают большие трудности в обнаружении мест аварий, приходится выполнять большой объем земляных работ и ухудшать благоустройство жилых районов.

При незначительных различиях в капиталовложениях на сооружение систем горячего, холодного водоснабжения и отопления эксплуатационные расходы, связанные с частой перекладкой и ремонтом коммуникаций горячего водоснабжения, несоизмеримо более высокие.

Коррозия систем горячего водоснабжения и защита от нее приобретают особо важное значение в связи с размахом жилищного строительства в России. Тенденция укрупнения мощностей единичных установок приводит к разветвлению сети трубопроводов горячего водоснабжения, выполняемых, как правило, из обычных стальных труб без защитных покрытий. Все возрастающий дефицит воды питьевого качества обусловливает использование новых источников воды с высокой коррозионной активностью.

Одной из основных причин, влияющих на состояние систем горячего водоснабжения, является высокая коррозионная активность нагретой водопроводной воды. Согласно исследованиям ВТИ, коррозионная активность воды независимо от источника водоснабжения (поверхностный или подземный) характеризуется тремя основными показателями: индексом равновесного насыщения воды карбонатом кальция, содержанием растворенного кислорода и суммарной концентрацией хлоридов и сульфатов. Ранее в отечественной литературе не приводилась классификация нагретой водопроводной воды по коррозионной активности в зависимости от показателей исходной воды.

При отсутствии условий образования защитных карбонатных пленок на металле (j
Данные наблюдений за действующими системами горячего водоснабжения указывают на значительное влияние находящихся в водопроводной воде хлоридов и сульфатов на коррозию трубопроводов. Так, воды даже с положительным индексом насыщения, но содержащие хлориды и сульфаты в концентрациях свыше 50 мг/дм 3 , являются коррозионно-активными, что обусловлено нарушением сплошности карбонатных пленок и снижением их защитного действия под влиянием хлоридов и сульфатов. При разрушении защитных пленок присутствующие в воде хлориды и сульфаты усиливают коррозию стали под действием кислорода.

Исходя из принятой в теплоэнергетике шкалы коррозии и опытных данных ВТИ, по скорости коррозии стальных труб в нагретой питьевой воде предложена условная коррозионная классификация водопроводных вод при расчетной температуре 60 °С (табл. 3.3).

Рис. 3.2. Зависимость глубинного показателя П коррозии стальных труб в нагретой водопроводной воде (60 °С) от расчетного индекса насыщения J:

1, 2, 3 – поверхностный источник
; 4 – подземный источник
; 5 – поверхностный источник

На рис. 3.2. приведены опытные данные по скорости коррозии в образцах стальных труб при различном качестве водопроводной воды. На графике прослеживается определенная закономерность снижения глубинного показателя коррозии (глубинной проницаемости) с изменением расчетного индекса насыщения воды (при содержании хлоридов и сульфатов до 50 мг/дм 3). При отрицательных значениях индекса насыщения глубинная проницаемость соответствует аварийной и сильной коррозии (точки 1 и 2); для речной воды с положительным индексом насыщения (точка 3) допустимой коррозии, а для артезианской воды (точка 4) – слабой коррозии. Обращает на себя внимание тот факт, что для артезианской и речной воды с положительным индексом насыщения и содержанием хлоридов и сульфатов менее 50 мг/дм 3 различия в глубинной проницаемости коррозии сравнительно невелики. Это значит, что в водах, склонных к образованию на стенках труб окисно-карбонатной пленки (j > 0), присутствие растворенного кислорода (высокое в поверхностной и незначительное в подземной воде) не оказывает заметного влияния на изменение глубинной проницаемости коррозии. Вместе с тем данные испытаний (точка 5) свидетельствуют о значительном росте интенсивности коррозии стали в воде с высокой концентрацией хлоридов и сульфатов (в сумме около 200 мг/дм 3), несмотря на положительный индекс насыщения (j = 0,5). Проницаемость коррозии в этом случае соответствует проницаемости в воде, имеющей индекс насыщения j = – 0,4. В соответствии с классификацией вод по коррозионной активности вода с положительным индексом насыщения и повышенным содержанием хлоридов и сульфатов относится к коррозионной.
Таблица 3.3

Классификация воды по коррозионной активности

J при 60 °С	Концентрация в холодной воде, мг/дм 3		Коррозионная характеристика нагретой воды (при 60 °С)
	растворенного кислорода О 2	хлоридов и сульфатов (в сумме)
	Любая	Любая	Сильнокоррозионная
	Любая	>50	Сильнокоррозионная
	Любая		Коррозионная
	Любая	>50	Слабокоррозионная
	>5		Слабокоррозионная
			Некоррозионная

Разработанная ВТИ классификация (табл. 3.3) достаточно полно отражает влияние качества воды на ее коррозионные свойства, что подтверждается данными о фактическом коррозионном состоянии систем горячего водоснабжения.

Анализ основных показателей водопроводной воды в ряде городов позволяет отнести большинство вод к типу сильнокоррозионных и коррозионных и только незначительную часть к типу слабокоррозионных и некоррозионных. Для большой доли источников характерна повышенная концентрация хлоридов и сульфатов (более 50 мг/дм 3), и есть примеры, когда эти концентрации в сумме достигают 400–450 мг/дм 3 . Столь значительное содержание хлоридов и сульфатов в водопроводных водах обусловливает их высокую коррозионную активность.

При оценке коррозионной активности поверхностных вод необходимо учитывать непостоянство их состава в течение года. Для более надежной оценки следует пользоваться данными не единичных, а возможно большего числа анализов воды, выполненных в разные сезоны за один – два последних года.

Для артезианских источников показатели качества воды обычно очень стабильны в течение года. Как правило, подземные воды характеризуются повышенной минерализацией, положительным индексом насыщения по карбонату кальция и высоким суммарным содержанием хлоридов и сульфатов. Последнее приводит к тому, что системы горячего водоснабжения в некоторых городах, получающие воду из артезианских скважин, также подвержены сильной коррозии.

Когда в одном городе есть несколько источников питьевой воды, интенсивность и массовость коррозионных повреждений систем горячего водоснабжения могут быть различными. Так, в Киеве имеются три источника водоснабжения:
р. Днепр, р. Десна и артезианские скважины. Наиболее сильной коррозии подвержены системы горячего водоснабжения в районах города, снабжаемых коррозионной днепровской водой, в меньшей степени – системы, эксплуатируемые на слабокоррозионной деснянской воде, и в еще меньшей степени – на артезианской воде. Наличие районов в городе с разной коррозионной характеристикой водопроводной воды сильно затрудняет организацию противокоррозионных мероприятий как на стадии проектирования, так и в условиях эксплуатации систем горячего водоснабжения.

Для оценки коррозионного состояния систем горячего водоснабжения были проведены их обследования в ряде городов. Экспериментальные исследования скорости коррозии труб с помощью трубчатых и пластинчатых образцов были выполнены в районах нового жилищного строительства городов Москвы, Санкт-Петербурга и др. Результаты обследования показали, что состояние трубопроводов находится в прямой зависимости от коррозионной активности водопроводной воды.

Существенное влияние на размеры коррозионных повреждений в системе горячего водоснабжения оказывает высокая централизация установок по нагреву воды на центральных тепловых пунктах или теплораспределительных станциях (ТРС). Первоначально широкое строительство ЦТП в России было обусловлено рядом причин: отсутствием в новых жилых домах подвальных помещений, пригодных для размещения оборудования горячего водоснабжения; недопустимостью установки обычных (не бесшумных) циркуляционных насосов в индивидуальных тепловых пунктах; ожидаемым сокращением обслуживающего персонала в результате замены сравнительно мелких подогревателей, устанавливаемых в индивидуальных тепловых пунктах, крупными; необходимостью повышения уровня эксплуатации ЦТП путем их автоматизации и улучшения обслуживания; возможностью сооружения крупных установок по противокоррозионной обработке воды для систем горячего водоснабжения.

Однако как показал опыт эксплуатации ЦТП и систем горячего водоснабжения от них, количество обслуживающего персонала не сократилось из-за необходимости выполнять большой объем работ при текущем и капитальном ремонтах систем горячего водоснабжения. Централизованная противокоррозионная обработка воды на ЦТП не получила широкого распространения из-за сложности установок, высоких начальных и эксплуатационных затрат и отсутствия стандартного оборудования (вакуумная деаэрация).

В условиях, когда для систем горячего водоснабжения применяются преимущественно стальные трубы без защитных покрытий, при высокой коррозионной активности водопроводных вод и отсутствии на ЦТП противокоррозионной обработки воды дальнейшее строительство только ЦТП, по-видимому, нецелесообразно. Строительство в последние годы домов новых серий с подвальными помещениями и производство бесшумных центробежных насосов будут способствовать переходу во многих случаях к проектированию индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) и повышению надежности горячего водоснабжения.

3.8. Консервация теплоэнергетического оборудования

и теплосетей

3.8.1. Общее положение

Консервация оборудования – это защита от так называемой стояночной коррозии.

Консервация котлов и турбоустановок для предотвращения коррозии металла внутренних поверхностей осуществляется при режимных остановках и выводе в резерв на определенный и неопределенный сроки: вывод – в текущий, средний, капитальный ремонт; аварийные остановы, в продолжительный резерв или ремонт, на реконструкцию на срок выше 6 месяцев.

На основе производственной инструкции на каждой электростанции, котельной должно быть разработано и утверждено техническое решение по организации консервации конкретного оборудования, определяюще способы консервации при различных видах остановов и продолжительности простоя технологической схемы и вспомогательного оборудования.

При разработке технологической схемы консервации целесообразно максимально использовать штатные установки коррекционной обработки питательной и котловой воды, установки химической очистки оборудования, баковое хозяйство электростанции.

Технологическая схема консервации должна быть по возможности стационарной, надежно отключаться от работающих участков тепловой схемы.

Необходимо предусматривать нейтрализацию или обезвреживание сбросных вод а, также возможность повторного использования консервирующих растворов.

B соответствии с принятым техническим решением составляется и утверждается инструкция по консервации оборудования с указаниями по подготовительным операциям, технологии консервации и расконсервации, а также по мерам безопасности при проведении консервации.

При подготовке и проведении работ по консервации и расконсервации необходимо соблюдать требования Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. Также при необходимости должны быть приняты дополнительные меры безопасности, связанные со свойствами используемых химических реагентов.

Нейтрализация и очистка отработанных консервирующих растворов химических реагентов должна осуществляться в соответствии с директивными документами.
3.8.2. Способы консервации барабанных котлов
1. «Сухой» останов котла.

Сухой останов применяется для котлов любых давлений при отсутствии в них вальцовочных соединений труб с барабаном.

Сухой останов проводится при плановом останове в резерв или ремонт на срок до 30 суток, а также при аварийном останове.

Методика сухого останова заключается в следующем.

После останова котла в процессе его естественного остывания или расхолаживания дренирование начинается при давлении 0,8 – 1,0 МПа. Промежуточный пароперегреватель обеспаривают на конденсатор. После дренирования закрывают все вентили и задвижки пароводяной схемы котла.

Дренирование котла при давлении 0,8 – 1,0 МПа позволяет после его опорожнения сохранить температуру металла в котле выше температуры насыщения при атмосферном давлении за счет тепла, аккумулированного металлом, обмуровкой и изоляцией. При этом происходит подсушка внутренних поверх­ностей барабана, коллекторов и труб.

2. Поддержание в котле избыточного давления.

Поддержание в котле давления выше атмосферного предотвращает доступ в него кислорода, воздуха. Избыточное давление поддерживается при протоке через котел деаэрированной воды. Консервация при поддержании избыточного давления применяется для котлов любых типов и давлений. Этот способ осуществляется при выводе котла в резерв или ремонт, не связанный с работами на поверхностях нагрева, на срок до 10 суток. На котлах с вальцовочными соединениями труб с барабаном допускается применение избыточного давления на срок до 30 суток.

3. Кроме указанных способов консервации на барабанных котлах применяются:

Гидразинная обработка поверхностей нагрева при рабочих параметрах котла;

Гидразинная обработка при пониженных параметрах пара;

Гидразинная «выварка» поверхностей нагрева котла;

Трилонная обработка поверхностей нагрева котла;

Фосфатно-аммиачная «выварка»;

Заполнение поверхностей нагрева котла защитными щелочными раство­рами;

Заполнение поверхностей нагрева котла азотом;

Консервация котла контактным ингибитором.

3.8.3. Способы консервации прямоточных котлов
1. «Сухой» останов котла.

Сухой останов применяется на всех прямоточных котлах независимо от принятого водно-химического режима. Он проводится при любых плановых и аварийных остановах на срок до 30 суток. Пар из котла частично выпускают в конденсатор так, чтобы в течение 20–30 мин давление в котле снизилось до
30–40 кгс/см 2 (3–4 МПа). Открывают дренажи входных коллекторов и водяного экономайзера. При снижении давления до нуля котел обеспаривают на конденсатор. Вакуум поддерживают не менее 15 мин.

2. Гидразинная и кислородная обработка поверхностей нагрева при рабочих параметрах котла.

Гидразинная и кислородная обработка проводится в сочетании с сухим остановом. Методика проведения гидразинной обработки прямоточного котла такая же, как и барабанного.

3. Заполнение поверхностей нагрева котла азотом.

Заполнение котла азотом осуществляется при избыточном давлении в поверхностях нагрева. Консервация азотом применяется на котлах любых давлений на электростанциях, имеющих азот от собственных установок!

4. Консервация котла контактным ингибитором.

Консервация котла контактным ингибитором применяется для любых типов котлов независимо от применяемого водно-химического режима и проводится при выводе котла в резерв или ремонт на срок от 1 месяца до 2 лет.
3.8.4. Способы консервации водогрейных котлов
1. Консервация раствором гидроксида кальция.

Защитная пленка сохраняется в течение 2–3 месяцев после опорожнения котла от раствора после 3–4 или более недель контакта. Гидроксид кальция применяется для консервации водогрейных котлов любых типов на электростанциях, котельных, имеющих водоподготовительные установки с известковым хозяйством. Способ основан на высокоэффективных ингибирующих способностях раствора гидроксида кальция Са(ОН) 2 . Защитной концентрацией гидроксида кальция является 0,7 г/дм 3 и выше. При контакте с металлом его устойчивая защитная пленка формируется в течение 3–4 недель.

2. Консервация раствором силиката натрия.

Силикат натрия применяется для консервации водогрейных котлов любых видов при выводе котла в резерв на срок до 6 месяцев или выводе котла в ремонт на срок до 2 месяцев.

Силикат натрия (жидкое натриевое стекло) образует на поверхности металла прочную защитную пленку в виде соединения Fe 3 O 4 ·FeSiO 3 . Эта пленка экранирует металл от воздействия коррозионных агентов (СО 2 и О 2). При осуществлении данного способа водогрейный котел полностью заполняется раствором силиката натрия с концентрацией SiO 2 в консервирующем растворе не менее 1,5 г/дм 3 .

Формирование защитной пленки происходит при выдержке консервирующего раствора в котле в течение нескольких суток или циркуляции раствора через котел в течение нескольких часов.
3.8.5. Способы консервации турбоустановок
Консервация подогретым воздухом. Продувка турбоустановки горячим воздухом предотвращает попадание во внутренние полости влажного воздуха и протекание коррозионных процессов. Особенно опасно попадание влаги на поверхности проточной части турбины при наличии на них отложений соединений натрия. Консервация турбоустановки подогретым воздухом проводится при выводе в резерв на срок 7 суток и более.

Консервация азотом. При заполнении внутренних полостей турбоустановки азотом и поддержании в дальнейшем небольшого его избыточного давления предотвращается попадание влажного воздуха. Подачу азота в турбину начинают после останова турбины и окончания вакуумной сушки промежуточного пароперегревателя. Консервацию азотом можно применять и для паровых пространств бойлеров и подогревателей.

Консервация коррозии летучими ингибиторами. Летучие ингибиторы коррозии типа ИФХАН защищают стали, медь, латунь, адсорбируясь на поверхности металла. Этот адсорбционный слой значительно снижает скорость электрохимических реакций, обусловливающих коррозионный процесс.

Для консервации турбоустановки осуществляется просасывание через турбину воздуха, насыщенного ингибитором. Насыщение воздуха ингибитором происходит при контакте его с силикагелем, пропитанным ингибитором, так называемым линасилем. Пропитка линасиля осуществляется на заводе-изготовителе. Для поглощения избытка ингибитора на выходе из турбоустановки воздух проходит через чистый силикагель. Для консервации 1 м 3 объема требуется не менее 300 г линасиля, защитная концентрация ингибитора в воздухе составляет 0,015 г/дм 3 .
3.8.6. Консервация тепловых сетей
При силикатной обработке подпиточной воды образуется защитная пленка от воздействия СО 2 и О 2 . При этом с непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в подпиточной воде должно быть не более 50 мг/дм 3 в пересчете на SiO 2 .

При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO 4), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения CaSiО 3) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом труб котла 40 °C (ПТЭ 4.8.39).

При закрытой системе теплоснабжения рабочая концентрация SiО 2 в консервирующем растворе может быть 1,5 – 2 г/дм 3 .

Если не производить консервацию раствором силиката натрия, то тепловые сети в летний период должны быть всегда заполнены сетевой водой, отвечающей требованиям ПТЭ 4.8.40.

3.8.7. Краткие характеристики применяемых химических реагентов
для консервации и меры предосторожности при работе с ними
Водный раствор гидразингидрата N 2 Н 4 ·Н 2 О

Раствор гидразингидрата – бесцветная жидкость, легко поглощающая из воздуха воду, углекислоту и кислород. Гидразингидрат является сильным восстановителем. Токсичность (класс опасности) гидразина – 1.

Водные растворы гидразина концентрацией до 30% не огнеопасны – перевозить и хранить их можно в сосудах из углеродистой стали.

При работе с растворами гидразингидрата необходимо исключить попадание в них пористых веществ, органических соединений.

К местам приготовления и хранения растворов гидразина должны быть подведены шланги для смыва водой пролитого раствора с оборудования. Для нейтрализации и обезвреживания должна быть приготовлена хлорная известь.

Попавший на пол раствор гидразина следует засыпать хлорной известью и смыть большим количеством воды.

Водные растворы гидразина могут вызывать дерматит кожи и раздражать дыхательные пути и глаза. Соединения гидразина попадая в организм, вызывают изменения в печени и крови.

При работе с растворами гидразина необходимо пользоваться личными очками, резиновыми перчатками, резиновым передником, противогазом марки КД.

Попавшие на кожу и в глаза капли раствора гидразина необходимо смыть большим количеством воды.
Водный раствор аммиака NH 4 (OH )

Водный раствор аммиака (аммиачная вода) – бесцветная жидкость с резким специфическим запахом. При комнатной температуре и особенно при нагревании обильно выделяет аммиак. Токсичность (класс опасности) аммиака – 4. Предельно допустимая концентрация аммиака в воздухе – 0,02 мг/дм 3 . Раствор аммиака обладает щелочной реакцией. При работе с аммиаком необходимо выполнять следующие требования техники безопасности:

– раствор аммиака должен храниться в баке с герметичной крышкой;

– пролитый раствор аммиака должен смываться большим количеством воды;

– при необходимости ремонта оборудования, используемого для приготовления и дозирования аммиака, его следует тщательно промыть водой;

– водный раствор и пары аммиака вызывают раздражение глаз, дыхательных путей, тошноту и головную боль. Особенно опасно попадание аммиака в глаза;

– при работе с раствором аммиака необходимо использовать защитные очки;

– попавший на кожу и в глаза аммиак необходимо смыть большим количеством воды.

Трилон Б
Товарный трилон Б – порошкообразное вещество белого цвета.

Раствор трилона стоек, не разлагается при длительном кипячении. Растворимость трилона Б при температуре 20–40 °С составляет 108–137 г/дм 3 . Значение рН этих растворов около 5,5.

Товарный трилон Б поставляется в бумажных мешках с полиэтиленовым вкладышем. Храниться реагент должен в закрытом сухом помещении.

Заметного физиологического воздействия на организм человека трилон Б не оказывает.

При работе с товарным трилоном необходимо применять респиратор, рукавицы и защитные очки.
Тринатрийфосфат Na 3 PO 4 ·12Н 2 О
Тринатрийфосфат – белое кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде.

В кристаллическом виде специфического действия на организм не оказывает.

В пылевидном состоянии, попадая в дыхательные пути или глаза раздражает слизистые оболочки.

Горячие растворы фосфата опасны при попадании брызг в глаза.

При проведении работ, сопровождающихся пылением, необходимо использовать респиратор и защитные очки. При работе с горячим раствором фосфата применять защитные очки.

При попадании на кожу или в глаза надо смыть большим количеством воды.
Едкий натр NaOH
Едкий натр – белое, твердое, очень гигроскопичное вещество, хорошо растворимое в воде (при температуре 20 °С растворимость составляет 1070 г/дм 3).

Раствор едкого натра – бесцветная жидкость тяжелее воды. Температура замерзания 6-процентного раствора минус 5 °С, 41,8-процентного – 0 °С.

Едкий натр в твердом кристаллическом виде перевозится и хранится в стальных барабанах, а жидкая щелочь – в стальных емкостях.

Попавший на пол едкий натр (кристаллический или жидкий) следует смыть водой.

При необходимости ремонта оборудования, используемого для приготовления и дозирования щелочи, его следует промыть водой.

Твердый едкий натр и его растворы вызывают сильные ожоги, особенно при попадании в глаза.

При работе с едким натром необходимо предусмотреть аптечку, содержащую вату, 3-процентный раствор уксусной кислоты и 2-процентный раствор борной кислоты.

Индивидуальные средства защиты при работе с едким натром – хлопчатобумажный костюм, защитные очки, прорезиненный фартук, резиновые сапоги, резиновые перчатки.

При попадании щелочи на кожу ее необходимо удалить ватой, промыть пораженное место уксусной кислотой. При попадании щелочи в глаза необходимо промыть их струей воды, а затем раствором борной кислоты и обратиться в медпункт.
Силикат натрия (жидкое стекло натриевое)
Товарное жидкое стекло представляет собой густой раствор желтого или серого цвета, содержание SiO 2 в нем 31 – 33 %.

Силикат натрия поступает в стальных бочках или цистернах. Жидкое стекло следует хранить в сухих закрытых помещениях при температуре не ниже плюс 5 °С.

Силикат натрия – щелочной продукт, хорошо растворяется в воде при температуре 20 - 40 °С.

При попадании на кожу раствора жидкого стекла его следует смыть водой.
Гидроксид кальция (известковый раствор) Са(ОН) 2
Известковый раствор – прозрачная жидкость без цвета и запаха, нетоксична и обладает слабой щелочной реакцией.

Раствор гидроксида кальция получается при отстаивании известкового молока. Растворимость гидроксида кальция мала – не более 1,4 г/дм 3 при 25 °С.

При работе с известковым раствором людям с чувствительной кожей рекомендуется работать в резиновых перчатках.

При попадании раствора на кожу или в глаза необходимо смыть его водой.
Контактный ингибитор
Ингибитор М-1 является солью циклогексиламина (ТУ 113-03-13-10-86) и синтетических жирных кислот фракции С 10-13 (ГОСТ 23279-78). В товарном виде представляет собой пастообразное или твердое вещество от темно-желтого до коричневого цвета. Температура плавления ингибитора выше 30 °С, массовая доля циклогексиламина 31–34 %, pH спиртоводного раствора с массовой долей основного вещества 1 % равен 7,5–8,5; плотность водного раствора 3-процентного при температуре 20 °С составляет 0,995 – 0,996 г/дм 3 .

Ингибитор М-1 поставляется в стальных барабанах, металлических флягах, стальных бочках. На каждом грузовом месте должна быть маркировка со следующими данными: наименование предприятия-изготовителя, наименование ингибитора, номер партии, дата изготовления, масса нетто, брутто.

Товарный ингибитор относится к горючим веществам и должен храниться на складе в соответствии с правилами хранения горючих веществ. Водный раствор ингибитора не огнеопасен.

Попавший на пол раствор ингибитора необходимо смыть большим количеством воды.

При необходимости ремонта оборудования, используемого для хранения и приготовления раствора ингибитора, его следует тщательно промыть водой.

Ингибитор М-1 относится к третьему классу (вещества умеренно опасные). ПДК в воздухе рабочей зоны для ингибитора не должна превышать 10 мг/дм 3 .

Ингибитор химически устойчив, не образует токсичных соединений в воздухе и сточных водах в присутствии других веществ или факторов производственной сферы.

Лица, занятые на работах с ингибитором, должны иметь хлопчатобумажный костюм или халат, рукавицы, головной убор.

По окончании работ с ингибитором необходимо вымыть руки теплой водой с мылом.
Летучие ингибиторы
Летучий ингибитор атмосферной коррозии ИФХАН-1 (1-диэтиламино-2 метилбутанон-3) представляет собой прозрачную жидкость желтоватого цвета с резким специфическим запахом.

Жидкий ингибитор ИФХАН-1 по степени воздействия относится к высокоопасным веществам. ПДК паров ингибитора в воздухе рабочей зоны не должна превышать 0,1 мг/дм 3 . Ингибитор ИФХАН-1 в высоких дозах вызывает возбуждение центральной нервной системы, раздражающее действие на слизистые оболочки глаз, верхних дыхательных путей. Длительное воздействие ингибитора на незащищенную кожу может вызвать дерматит.

Ингибитор ИФХАН-1 химически устойчив и не образует токсичных соединений в воздухе и сточных водах в присутствии других веществ.

Жидкий ингибитор ИФХАН-1 относится к легковоспламеняющимся жидкостям. Температура воспламенения жидкого ингибитора 47 °С, температура самовоспламенения 315 °С. При загорании применяются следующие средства пожаротушения: кошма, пенные огнетушители, огнетушители ОУ.

Уборка помещений должна проводиться влажным способом.

При работе с ингибитором ИФХАН-1 необходимо применять средства индивидуальной защиты – костюм из хлопчатобумажной ткани (халат), резиновые перчатки.

Ингибитор ИФХАН-100 , также являющийся производным аминов, менее токсичен. Относительно безопасный уровень воздействия – 10 мг/дм 3 ; температура воспламенения 114 °С, самовоспламенения 241 °С.

Меры безопасности при работе с ингибитором ИФХАН-100 те же, что и при работе с ингибитором ИФХАН-1.

Запрещается проведение работ внутри оборудования до его расконсервации.

При высоких концентрациях ингибитора в воздухе или при необходимости работы внутри оборудования после его расконсервации следует применять противогаз марки А с коробкой фильтрующей марки А (ГОСТ 12.4.121-83 и
ГОСТ 12.4.122-83). Предварительно оборудование следует провентилировать. Работы внутри оборудования после расконсервации следует проводить бригадой из двух человек.

После окончания работы с ингибитором необходимо вымыть руки с мылом.

В случае попадания жидкого ингибитора на кожу надо смыть его водой с мылом, при попадании в глаза - промыть их обильной струей воды.
Контрольные вопросы

1. 
   Виды коррозионных процессов.
2. 
   Охарактеризуйте химическую и электрохимическую коррозию.
3. 
   Влияние внешних и внутренних факторов на коррозию металла.
4. 
   Коррозия конденсатно-питательного тракта котлоагрегатов и тепловых сетей.
5. 
   Коррозия паровых турбин.
6. 
   Коррозия оборудования подпиточного и сетевого трактов теплосети.
7. 
   Основные способы обработки воды для снижения интенсивности коррозии теплосети.
8. 
   Цель консервации теплоэнергетического оборудования.
9. 
   Перечислите способы консервации:

а) паровых котлов;

Б) водогрейных котлов;

В) турбоустановок;

Г) тепловых сетей.

10. Дайте краткую характеристику применяемых химических реагентов.

Низкотемпературной коррозии подвергаются поверхности нагрева трубчатых и регенеративных воздухоподогревателей, низкотемпературных экономайзеров, а также металлические газоходы и дымовые трубы при температурах металла ниже точки росы дымовых газов. Источником низкотемпературной коррозии является серный ангидрид SO 3 , образующий в дымовых газах пары серной кислоты, которая конденсируется при температурах точки росы дымовых газов. Нескольких тысячных долей процента SO 3 в газах достаточно для того, чтобы вызвать коррозию металла со скоростью, превышающей 1 мм/год. Низкотемпературная коррозия замедляется при организации топочного процесса с малыми избытками воздуха, а также при применении присадок к топливу и повышении коррозионной стойкости металла.

Высокотемпературной коррозии подвергаются топочные экраны барабанных и прямоточных котлов при сжигании твердого топлива, пароперегреватели и их крепления, а также экраны нижней радиационной части котлов сверхкритического давления при сжигании сернистого мазута.

Коррозия внутренней поверхности труб является следствием взаимодействия с металлом труб газов кислорода и углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде. В современных котлах сверхкритического давления пара содержание газов и коррозионноактивных солей в результате глубокого обессоливания питательной воды и термической деаэрации незначительно и основной причиной коррозии является взаимодействие металла с водой и паром. Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язвин, раковин и трещин; наружная поверхность поврежденных труб может ничем не отличаться от здоровых.

К повреждениям в результате внутренней коррозии труб также относятся:
кислородная стояночная коррозия, поражающая любые участки внутренней поверхности труб. Наиболее интенсивно поражаются участки, покрытые водорастворимыми отложениями (трубы пароперегревателей и переходной зоны прямоточных котлов);
подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, возникающая под действием концентрированной щелочи вследствие упаривания воды под слоем шлама;
коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах в результате одновременного воздействия коррозионной среды и переменных термических напряжений.

Окалина образуется на трубах вследствие перегрева их до температур, значительно превышающих расчетные. В связи с ростом производительности котлоагрегатов в последнее время участились случаи выхода из строя труб пароперегревателей из-за недостаточной окалиностойкости к топочным газам. Интенсивное окалинообразование наиболее часто наблюдается при сжигании мазута.

Износ стенок труб происходит в результате истирающего действия угольной и сланцевой пыли и золы, а также струй пара, выходящих из поврежденных соседних труб или сопел обдувочных аппаратов. Иногда причиной износа и наклепа стенок труб служит дробь, применяемая для очистки поверхностей нагрева. Места и степень износа труб определяют наружным осмотром и измерением их диаметра. Фактическую толщину стенки трубы измеряют ультразвуковым толщиномером.

Коробление экранных и кипятильных труб, а также отдельных труб и участков настенных панелей радиационной части прямоточных котлов возникает при установке труб с неравномерным натягом, обрыве креплений труб, упуске воды и из-за отсутствия свободы для их тепловых перемещений. Коробление змеевиков и ширм пароперегревателя происходит главным образом вследствие обгорания подвесок и креплений, чрезмерного и неравномерного натяга, допущенного при установке или замене отдельных элементов. Коробление змеевиков водяного экономайзера происходит вследствие перегорания и смещения опор и подвесок.

Свищи, отдулины, трещины и разрывы могут появиться также в результате: отложения в трубах накипи, продуктов коррозии, технологической окалины, сварочного грата и других посторонних предметов, замедляющих циркуляцию воды и способствующих перегреву металла труб; наклепа дробью; несоответствия марки стали параметрам пара и температуре газов; внешних механических повреждений; нарушения режимов эксплуатации.