Коррозия и эрозия в котлах среднего и низкого давления со стороны топки. Коррозия паровых котлов Котельная виды коррозии и повреждения котлов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Электрохимическая коррозия

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 1. Повреждения при кислородной коррозии

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

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

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

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

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

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

Владельцы патента RU 2503747:

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано для защиты от накипи нагревательных труб паровых и водогрейных котлов, теплообменников, бойлерных установок, испарителей, теплотрасс, систем отопления жилых домов и промышленных объектов в процессе текущей эксплуатации.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Эксплуатация паровых котлов связана с одновременным воздействием высоких температур, давления, механических напряжений и агрессивной среды, которой является котловая вода. Котловая вода и металл поверхностей нагрева котла представляют собой отдельные фазы сложной системы, которая образуется при их контакте. Итогом взаимодействия этих фаз являются поверхностные процессы, возникающие на границе их раздела. В результате этого в металле поверхностей нагрева возникают явления коррозии и образования накипи, что приводит к изменению структуры и механических свойств металла, и что способствует развитию различных повреждений. Поскольку теплопроводность накипи в пятьдесят раз ниже, чем у железа нагревательных труб, то имеют место потери тепловой энергии при теплопередаче - при толщине накипи 1 мм от 7 до 12%, а при 3 мм - 25%. Сильное образование накипи в системе парового котла непрерывного действия часто приводит к остановке производства на несколько дней в году для удаления накипи.

Качество питательной и, следовательно, котловой воды определяется присутствием примесей, которые могут вызывать различные виды коррозии металла внутренних поверхностей нагрева, образования первичной накипи на них, а также шлама, как источника образования вторичной накипи. Кроме того, качество котловой воды зависит и от свойств веществ, образующихся в результате поверхностных явлений при транспортировке воды, и конденсата по трубопроводам, в процессах водообработки. Удаление примесей из питательной воды является одним из способов предотвращения образования накипи и коррозии и осуществляется методами предварительной (докотловой) обработки воды, которые направлены на максимальное удаление примесей, находящихся в исходной воде. Однако применяемые методы не позволяют полностью исключить содержание примесей в воде, что связано не только с трудностями технического характера, но и экономической целесообразностью применения методов докотловой обработки воды. Кроме того, поскольку водоподготовка представляет сложную техническую систему, она является избыточной для котлов малой и средней производительности.

Известные методы удаления уже образовавшихся отложений используют в основном механические и химические способы очистки. Недостатком этих способов является то, что они не могут производиться в ходе эксплуатации котлов. Кроме того, способы химической очистки часто требуют использования дорогостоящих химических веществ.

Известны также способы предотвращения образования накипи и коррозии, осуществляемые в процессе работы котлов.

В патенте US 1877389 предложен способ удаления накипи и предотвращения ее образования в водогрейных и паровых котлах. В этом способе поверхность котла представляет собой катод, а анод размещен внутри трубопровода. Способ заключается в пропускании постоянного или переменного тока через систему. Авторы отмечают, что механизм действия способа заключается в том, что под действием электрического тока на поверхности котла образуются пузырьки газа, которые приводят к отслоению существующей накипи и препятствуют образованию новой. Недостатком указанного способа является необходимость постоянно поддерживать протекание электрического тока в системе.

В патенте US 5667677 предложен способ обработки жидкости, в частности воды, в трубопроводе с целью замедления образования накипи. Указанный способ основан на создании в трубах электромагнитного поля, которое отталкивает растворенные в воде ионы кальция, магния от стенок труб и оборудования, не давая им кристаллизоваться в виде накипи, что позволяет эксплуатировать котлы, бойлеры, теплообменники, системы охлаждения на жесткой воде. Недостатком указанного способа является дороговизна и сложность используемого оборудования.

В заявке WO 2004016833 предложен способ уменьшения образования накипи на металлической поверхности, подвергающейся воздействию пересыщенного щелочного водного раствора, из которого способна образовываться накипь после периода воздействия, включающий приложение катодного потенциала к указанной поверхности.

Указанный способ может использоваться в различных технологических процессах, в которых металл находится в контакте с водным раствором, в частности, в теплообменниках. Недостатком указанного способа является то, что он не обеспечивает защиту металлической поверхности от коррозии после снятия катодного потенциала.

Таким образом, в настоящее время существует потребность в разработке улучшенного способа предотвращения образования накипи нагревательных труб, водогрейных и паровых котлов, который был бы экономичным и высокоэффективным и обеспечивал антикоррозионную защиту поверхности в течение длительного промежутка времени после воздействия.

В настоящем изобретении указанная задача решена с помощью способа, согласно которому на металлической поверхности создается токоотводящий электрический потенциал, достаточный для нейтрализации электростатической составляющей силы адгезии коллоидных частиц и ионов к металлической поверхности.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Задачей настоящего изобретения является обеспечение улучшенного способа предотвращения образования накипи нагревательных труб водогрейных и паровых котлов.

Другой задачей настоящего изобретения является обеспечение возможности исключения или значительного уменьшения необходимости удаления накипи в процессе эксплуатации водогрейных и паровых котлов.

Еще одной задачей настоящего изобретения является исключение необходимости использования расходных реагентов для предотвращения образования накипи и коррозии нагревательных труб водогрейных и паровых котлов.

Еще одной задачей настоящего изобретения является обеспечение возможности начала работы по предотвращению образования накипи и коррозии нагревательных труб водогрейных и паровых котлов на загрязненных трубах котла.

Настоящее изобретение относится к способу предотвращения образования накипи и коррозии на металлической поверхности, выполненной из железосодержащего сплава и находящейся в контакте с пароводяной средой, из которой способна образовываться накипь. Указанный способ заключается в приложении к указанной металлической поверхности токоотводящего электрического потенциала, достаточного для нейтрализации электростатической составляющей силы адгезии коллоидных частиц и ионов к металлической поверхности.

Согласно некоторым частным вариантам реализации заявленного способа токоотводящий потенциал устанавливают в пределах 61-150 В. Согласно некоторым частным вариантам реализации заявленного способа вышеуказанный железосодержащий сплав представляет собой сталь. В некоторых вариантах реализации металлическая поверхность представляет собой внутреннюю поверхность нагревательных труб водогрейного или парового котла.

Раскрытый в данном описании способ имеет следующие преимущества. Одним преимуществом способа является уменьшенное образование накипи. Другим преимуществом настоящего изобретения является возможность использования однажды закупленного работающего электрофизического аппарата без необходимости использования расходных синтетических реагентов. Еще одним преимуществом является возможность начала работы на загрязненных трубках котла.

Техническим результатом настоящего изобретения, таким образом, является повышение эффективности работы водогрейных и паровых котлов, повышение производительности, увеличение эффективности теплопередачи, снижение расходов топлива на нагрев котла, экономия энергии и пр.

Другие технические результаты и преимущества настоящего изобретения включают обеспечение возможности послойного разрушения и удаления уже образовавшейся накипи, а также предотвращения ее нового образования.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг.1 показан характер распределения отложений на внутренних поверхностях котла в результате применения способа согласно настоящему изобретению.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ согласно настоящему изобретению заключается в приложении к металлической поверхности, подверженной образованию накипи, токоотводящего электрического потенциала, достаточного для нейтрализации электростатической составляющей силы адгезии коллоидных частиц и ионов, образующих накипь, к металлической поверхности.

Термин «токоотводящий электрический потенциал» в том смысле, в каком он используется в данной заявке, означает переменный потенциал, нейтрализующий двойной электрический слой на границе металла и пароводяной среды, содержащей соли, приводящие к образованию накипи.

Как известно специалисту в данной области техники, носителями электрического заряда в металле, медленными по сравнению с основными носителями заряда -электронами, являются дислокации его кристаллической структуры, которые несут на себе электрический заряд и образуют дислокационные токи. Выходя на поверхность нагревательных труб котла, эти токи входят в состав двойного электрического слоя при образовании накипи. Токоотводящий, электрический, пульсирующий (то есть переменный) потенциал инициирует отведение электрического заряда дислокаций с поверхности металла на землю. В этом отношении он является токоотводящим дислокационные токи. В результате действия этого токоотводящего электрического потенциала двойной электрический слой разрушается, и накипь постепенно распадается и переходит в котельную воду в виде шлама, который удаляется из котла при периодических его продувках.

Таким образом, термин «токоотводящий потенциал» понятен для специалиста в данной области техники и, кроме того, известен из уровня техники (см., например, патент RU 2128804 С1).

В качестве устройства для создания токоотводящего электрического потенциала может, например, быть использовано устройство, описанное в RU 2100492 С1, которое включает в себя конвертер с частотным преобразователем и регулятором пульсирующего потенциала, а также регулятор формы импульсов. Подробное описание этого устройства дано в RU 2100492 С1. Также может быть использовано любое другое аналогичное устройство, как будет понятно специалисту в данной области техники.

Токоотводящий электрический потенциал согласно настоящему изобретению может быть приложен к любой части металлической поверхности, удаленной от основания котла. Место приложения определяется удобством и/или эффективностью применения заявленного способа. Специалист в данной области техники, используя информацию, раскрытую в настоящем описании, и используя стандартные методики испытаний, сможет определить оптимальное место приложения токоотводящего электрического потенциала.

В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения токоотводящий электрический потенциал является переменным.

Токоотводящий электрический потенциал согласно настоящему изобретению может быть приложен в течение различных периодов времени. Время приложения потенциала определяется характером и степенью загрязненности металлической поверхности, составом используемой воды, температурным режимом и особенностями работы теплотехнического устройства и другими факторами, известными специалистам в данной обрасти техники. Специалист в данной области техники, используя информацию, раскрытую в настоящем описании и используя стандартные методики испытаний, сможет определить оптимальное время приложения токоотводящего электрического потенциала, исходя из поставленных целей, условий и состояния теплотехнического устройства.

Величина токоотводящего потенциала, требуемая для нейтрализации электростатической составляющей силы адгезии, может быть определена специалистом в области коллоидной химии на основании сведений известных из уровня техники, например из книги Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. «Поверхностные силы», Москва, "Наука", 1985. Согласно некоторым вариантам реализации величина токоотводящего электрического потенциала находится в диапазоне от 10 В до 200 В, более предпочтительно от 60 В до 150 В, еще более предпочтительно от 61 В до 150 В. Значения токоотводящего электрического потенциала в диапазоне от 61 В до 150 В приводят к разряжению двойного электрического слоя, являющегося основой электростатической составляющей сил адгезии в накипи и, как следствие, разрушению накипи. Значения токоотводящего потенциала ниже 61 В являются недостаточными для разрушения накипи, а при значениях токоотводящего потенциала выше 150 В вероятно начало нежелательного электроэрозионного разрушения металла нагревательных трубок.

Металлическая поверхность, к которой может быть применен способ согласно настоящему изобретению, может быть частью следующих теплотехнических устройств: нагревательных труб паровых и водогрейных котлов, теплообменников, бойлерных установок, испарителей, теплотрасс, систем отопления жилых домов и промышленных объектов в процессе текущей эксплуатации. Данный список является иллюстративным и не ограничивает список устройств, к которым может быть применен способ согласно настоящему изобретению.

В некоторых вариантах реализации железосодержащий сплав, из которого выполнена металлическая поверхность, к которой может быть применен способ согласно к настоящему изобретению, может представляет собой сталь или другой железосодержащий материал, такой как чугун, ковар, фехраль, трансформаторную сталь, альсифер, магнико, альнико, хромистую сталь, инвар и др. Данный список является иллюстративным и не ограничивает список железосодержащих сплавов, к которым может быть применен способ согласно настоящему изобретению. Специалист в данной области техники на основании сведений, известных из уровня техники, сможет такие железосодержащие сплавы, которые могут быть использованы согласно настоящему изобретению.

Водная среда, из которой способна образовываться накипь, согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения, представляет собой водопроводную воду. Водная среда также может представлять собой воду, содержащую растворенные соединения металлов. Растворенные соединения металлов могут представлять собой соединения железа и/или щелочно-земельных металлов. Водная среда также может представлять собой водную суспензию коллоидных частиц соединений железа и/или щелочно-земельных металлов.

Способ согласно настоящему изобретению удаляет ранее образовавшиеся отложения и служит безреагентным средством очистки внутренних поверхностей в ходе эксплуатации теплотехнического устройства, обеспечивая в дальнейшем безнакипный режим его работы. При этом размеры зоны, в пределах которой достигается предотвращение образования накипи и коррозии, существенно превышает размеры зоны эффективного разрушения накипи.

Способ согласно настоящему изобретению имеет следующие преимущества:

Не требует применения реагентов, т.е. экологически безопасен;

Прост в осуществлении, не требует специальных устройств;

Позволяет повысить коэффициент теплопередачи и повысить эффективность работы котлов, что существенно сказывается на экономических показателях его работы;

Может использоваться как дополнение к применяемым методам докотловой обработки воды, так и отдельно;

Позволяет отказаться от процессов умягчения и деаэрации воды, что во многом упрощает технологическую схему котельных и дает возможность значительно снизить затраты при строительстве и эксплуатации.

Возможными объектами способа могут быть водогрейные котлы, котлы-утилизаторы, закрытые системы теплоснабжения, установки по термическому опреснению морской воды, паропреобразовательные установки и пр.

Отсутствие коррозионных разрушений, накипеобразования на внутренних поверхностях открывает возможность для разработки принципиально новых конструктивных и компоновочных решений паровых котлов малой и средней мощности. Это позволит, за счет интенсификации тепловых процессов, добиться существенного уменьшения массы и габаритов паровых котлов. Обеспечить заданный температурный уровень поверхностей нагрева и, следовательно, уменьшить расход топлива, объем дымовых газов и сократить их выбросы в атмосферу.

ПРИМЕР РЕАЛИЗАЦИИ

Способ, заявленный в настоящем изобретении, был испытан на котельных заводах «Адмиралтейские верфи» и «Красный химик». Было показано, что способ согласно настоящему изобретению эффективно очищает внутренние поверхности котлоагрегатов от отложений. В ходе этих работ была получена экономия условного топлива 3-10%, при этом разброс значений экономии связан с различной степенью загрязненности внутренних поверхностей котлоагрегатов. Целью работы являлась оценка эффективности заявленного способа для обеспечения безреагентного, безнакипного режима работы паровых котлоагрегатов средней мощности в условиях качественной водоподготовки, соблюдения водно-химического режима и высокого профессионального уровня эксплуатации оборудования.

Испытание способа, заявленного в настоящем изобретении, проводилось на паровом котлоагрегате №3 ДКВр 20/13 4-ой Красносельской котельной Юго-Западного филиала ГУП «ТЭК СПб». Эксплуатация котлоагрегата проводилась в строгом соответствии с требованиями нормативных документов. На котле установлены все необходимые средства контроля параметров его работы (давления и расхода вырабатываемого пара, температуры и расхода питательной воды, давления дутьевого воздуха и топлива на горелках, разряжения в основных сечениях газового тракта котлоагрегата). Паропроизводительность котла поддерживалась на уровне 18 т/час, давление пара в барабане котла - 8,1…8,3 кг/см 2 . Экономайзер работал в теплофикационном режиме. В качестве исходной воды использовалась вода городского водопровода, которая соответствовала требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая». Необходимо отметить, что количество соединений железа на вводе в указанную котельную, как правило, превышает нормативные требования (0,3 мг/л) и составляет 0,3-0,5 мг/л, что приводит к интенсивному зарастанию внутренних поверхностей железистыми соединениями.

Оценка эффективности способа производилась по состоянию внутренних поверхностей котлоагрегата.

Оценка влияния способа согласно настоящему изобретению на состояние внутренних поверхностей нагрева котлоагрегата.

До начала испытаний был произведен внутренний осмотр котлоагрегата и зафиксировано исходное состояние внутренних поверхностей. Предварительный осмотр котла был произведен в начале отопительного сезона, через месяц после его химической очистки. В результате осмотра выявлено: на поверхности барабанов сплошные твердые отложения темно-коричневого цвета, обладающие парамагнитными свойствами и состоящие, предположительно, из окислов железа. Толщина отложений составляла до 0,4 мм визуально. В видимой части кипятильных труб, преимущественно на стороне обращенной к топке, обнаружены не сплошные твердые отложения (до пяти пятен на 100 мм длины трубы с размером от 2 до 15 мм и толщиной до 0,5 мм визуально).

Устройство для создания токоотводящего потенциала, описанное в RU 2100492 С1, было присоединено в точке (1) к лючку (2) верхнего барабана с тыльной стороны котла (см. Фиг.1). Токоотводящий электрический потенциал был равен 100 В. Токоотводящий электрический потенциал поддерживался непрерывно в течение 1,5 месяцев. По окончании этого периода было произведено вскрытие котлоагрегата. В результате внутреннего осмотра котлоагрегата было установлено практически полное отсутствие отложений (не более 0,1 мм визуально) на поверхности (3) верхнего и нижнего барабанов в пределах 2-2,5 метров (зона (4)) от лючков барабанов (точки присоединения устройства для создания токоотводящего потенциала (1)). На удалении 2,5-3,0 м (зона (5)) от лючков отложения (6) сохранились в виде отдельных бугорков (пятен) толщиной до 0,3 мм (см. Фиг.1). Далее, по мере продвижения к фронту, (на удалении 3,0-3,5 м от лючков) начинаются сплошные отложения (7) до 0,4 мм визуально, т.е. на этом удалении от точки подключения устройства эффект способа очистки согласно настоящего изобретения практически не проявился. Токоотводящий электрический потенциал был равен 100 В. Токоотводящий электрический потенциал поддерживался непрерывно в течение 1,5 месяцев. По окончании этого периода было произведено вскрытие котлоагрегата. В результате внутреннего осмотра котлоагрегата было установлено практически полное отсутствие отложений (не более 0,1 мм визуально) на поверхности верхнего и нижнего барабанов в пределах 2-2,5 метров от лючков барабанов (точки присоединения устройства для создания токоотводящего потенциала). На удалении 2,5-3,0 м от лючков отложения сохранились в виде отдельных бугорков (пятен) толщиной до 0,3 мм (см. Фиг.1). Далее, по мере продвижения к фронту (на удалении 3,0-3,5 м от лючков), начинаются сплошные отложения до 0,4 мм визуально, т.е. на этом удалении от точки подключения устройства эффект способа очистки согласно настоящего изобретения практически не проявился.

В видимой части кипятильных труб, в пределах 3,5-4,0 м от лючков барабанов, наблюдалось практически полное отсутствие отложений. Далее, по мере продвижения к фронту, обнаружены не сплошные твердые отложения (до пяти пятен на 100 п.мм с размером от 2 до 15 мм и толщиной до 0,5 мм визуально).

В результате этого этапа испытаний был сделан вывод о том, что способ согласно настоящему изобретению без применения каких-либо реагентов позволяет эффективно разрушать ранее образовавшиеся отложения и обеспечивает безнакипный режим работы котлоагрегата.

На следующем этапе испытаний устройство для создания токоотводящего потенциала было присоединено в точке «В» и испытания продолжались в течение еще 30-45 суток.

Очередное вскрытие котлоагрегата было произведено после 3,5 месяцев непрерывной эксплуатации устройства.

Осмотр котлоагрегата показал, что оставшиеся ранее отложения полностью разрушены и лишь в незначительном количестве сохранились на нижних участках кипятильных труб.

Это позволило сделать следующие выводы:

Размеры зоны, в пределах которой обеспечивается безнакипный режим работы котлоагрегата, существенно превышают размеры зоны эффективного разрушения отложений, что позволяет последующим переносом точки подключения токоотводящего потенциала произвести очистку всей внутренней поверхности котлоагрегата и далее поддерживать безнакипный режим его работы;

Разрушение ранее образовавшихся отложений и предотвращение образования новых обеспечивается различными по характеру процессами.

По результатам осмотра было принято решение продолжить испытания до конца отопительного периода с целью окончательной очистки барабанов и кипятильных труб и выяснения надежности обеспечения безнакипного режима работы котла. Очередное вскрытие котлоагрегата было произведено через 210 суток.

Результаты внутреннего осмотра котла показали, что процесс очистки внутренних поверхностей котла в пределах верхнего и нижнего барабанов и кипятильных труб завершился практически полным удалением отложений. На всей поверхности металла образовалось тонкое плотное покрытие, имеющее черный цвет с синей побежалостью, толщина которого даже в увлажненном состоянии (практически сразу после вскрытия котла) не превышала 0,1 мм визуально.

Одновременно подтвердилась надежность обеспечения безнакипного режима работы котлоагрегата при применении способа настоящего изобретения.

Защитное действие магнетитовой пленки сохранялось до 2-х месяцев после отсоединения устройства, что вполне достаточно для обеспечения консервации котлоагрегата сухим способом при переводе его в резерв или на ремонт.

Хотя настоящее изобретение было описано в отношении различных конкретных примеров и вариантов реализации изобретения, следует понимать, что это изобретение не ограничено ими и что оно может быть реализовано на практике в рамках объема приведенной ниже формулы изобретения

1. Способ предотвращения образования накипи на металлической поверхности, выполненной из железосодержащего сплава и находящейся в контакте с пароводяной средой, из которой способна образовываться накипь, включающий приложение к указанной металлической поверхности токоотводящего электрического потенциала в диапазоне от 61 В до 150 В для нейтрализации электростатической составляющей силы адгезии между указанной металлической поверхностью и коллоидными частицами и ионами, образующими накипь.

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано для защиты от накипи и коррозии нагревательных труб паровых и водогрейных котлов, теплообменников, бойлерных установок, испарителей, теплотрасс, систем отопления жилых домов и промышленных объектов в процессе эксплуатации. Способ предотвращения образования накипи на металлической поверхности, выполненной из железосодержащего сплава и находящейся в контакте с пароводяной средой, из которой способна образовываться накипь, включает приложение к указанной металлической поверхности токоотводящего электрического потенциала в диапазоне от 61 В до 150 В для нейтрализации электростатической составляющей силы адгезии между указанной металлической поверхностью и коллоидными частицами и ионами, образующими накипь. Технический результат - повышение эффективности и производительности работы водогрейных и паровых котлов, увеличение эффективности теплопередачи, обеспечение послойного разрушения и удаления образовавшейся накипи, а также предотвращение ее нового образования. 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Аварии паровых котлов, связанные с нарушением водного режима, коррозией и эрозией металла

Нормальный водный режим - одно из важнейших условий надежности и экономичности эксплуатации котельной установки. Применение воды с повышенной жесткостью для питания котлов влечет за собой образование накипи, перерасход топлива и увеличение расходов на ремонт и чистку котлов. Известно, что накипеобразование может привести к аварии парового котла вследствие пережога поверхностей нагрева. Поэтому правильный водный режим в котельной следует рассматривать не только с точки зрения повышения экономичности котельной установки, но и как важнейшее профилактическое мероприятие по борьбе с аварийностью.

В настоящее время котельные установки промышленных предприятий оснащены водоподготовительными устройствами, поэтому улучшились условия их эксплуатации и значительно снизилось число аварий, вызванных накипеобразованием и коррозией.

Однако на некоторых предприятиях администрация формально выполнив требование Правил котлонадзора об оснащении котлов водоподготовительными установками, не обеспечивает нормальных условий эксплуатации этих установок, не контролирует качество питательной воды и состояние поверхностей нагрева котлов, допуская загрязнения котлов накипью и шламом. Приведем несколько примеров аварий котлов по этим причинам.

1. В котельной завода сборных железобетонных конструкций из-за нарушений водного режима в котле ДКВР-6, 5-13 произошел разрыв трех экранных труб, часть экранных труб деформирована, на многих трубах образовались отдулины.

В котельной имеется двухступенчатая натрий-катионитовая водоочистка и деаэратор, но нормальной работе водоподготовительного оборудования не уделяли должного внимания. Регенерацию ка-тионитовых фильтров не проводили в установленные инструкцией сроки, качество питательной и котловой воды проверяли редко, сроки периодической продувки котла не соблюдали. Воду в деаэраторе не подогревали до требумой температуры и поэтому обескислороживания воды фактически не происходило.

Установлено также, что в котел часто подавали сырую воду, при этом не соблюдали требования «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», согласно которым запорные органы на линии сырой воды должны быть опломбированы в закрытом положении, а каждый случай питания сырой водой должен быть записан в журнал водоподготовки. Из отдельных записей в журнале водоподготовки видно, что жесткость питательной воды достигала 2 мг-экв/кг и более, при допустимой по нормам котлонадзора 0,02 мг-экв/кг. Чаще всего в журнал вносили такие записи: «вода грязная, жесткая», без указания результатов химического анализа воды.

При осмотре котла после остановки на внутренних поверхностях экранных труб обнаружены отложения толщиной до 5 мм, отдельные трубы почти полностью забиты накипью и шламом. На внутренней поверхности барабана в нижней части толщина отложений достигла 3 мм, передняя часть барабана на одну треть по высоте завалена шламом.

За 11 мес. до этой аварии аналогичные повреждения («трещины, отдулины, деформация) были выявлены в 13-ти экранных трубах котла. Дефектные трубы были заменены, но администрация пред приятия в нарушение «Инструкции по расследованию аварий, но повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгор технадзору СССР предприятиях и объектах» не провела расследование этого случая и не приняла мер по улучшению условий эксплуатации котлов.

2. На энергопоезде сырую воду для питания однообарабанного водотрубного экранированного парового котла производительностью 10 т/ч с рабочим давлением 41 кгс/см2 обрабатывали методом катионного обмена. Вследствие неудовлетворительной работы катион и тового фильтра остаточная жесткость умягченной воды доходила до

0,7 мг-экв/кг вместо предусмотренной проектом 0,01 мг-экв/кг. Про дувка котла производилась нерегулярно. При остановках на ремонт барабан котла и коллекторы экранов не вскрывали и не осматривали. Из-за отложений накипи произошел разрыв трубы, при этом паром и горящим топливом, выброшенным из топки, был обожжен кочегар.

Несчастного случая могло не быть, если бы топочная дверка котла была закрыта на щеколду, как этого требуют правила безо* пасной эксплуатации котлов.

3. На цементном заводе был введен в эксплуатацию вновь смонтированный одно барабанный водотрубный котел производительностью 35 т/ч с рабочим давлением 43 кгс/см2 без химводоочистки, монтаж которой к этому времени не был закончен. В течение месяца питание котла производилось неочищенной водой. Деаэрация воды более двух месяцев не производилась, так как к дэаэратору не был подключен паропровод.

Нарушения водного режима допускались и после того, как во. доподготовительное оборудование было включено в работу. Котел часто подпитывали сырой водой; режим продувок не соблюдали; химическая лаборатория не контролировала качество питательной воды, так как не была снабжена необходимыми реактивами.

Из-за неудовлетворительного водного режима отложения на внутренних поверхностях экранных труб достигали толщины 8 мм; в результате чего на 36 экранных трубах образовались отдулины» значительная часть труб была деформирована, стенки барабана с внутренней стороны подверглись коррозии.

4. На заводе железобетонных изделий питание котла системы Шухова-Берлина производилось водой, обработанной электромагнитным способом. Известно, что при этом способе обработки воды должно быть обеспечено своевременное эффектное удаление шлама из котла.

Однако при эксплуатации котла это условие не выполнялось. Продувка котла производилась нерегулярно, график остановки котла на промывку и чистку не соблюдался.

В резульате этого внутри котла скопилось большое количество шлама. Задняя часть труб была забита шламом на 70-80% сечения, грязевик - на 70% объема, толщина накипи на поверхностях нагрева достигла 4 мм. Это привело к перегреву и деформа-ции кипятильных труб, трубных рсшсчок и головок трубчатых секций.

При выборе электромагнитного способа обработки йоды в данном случае не учли качество питательной воды и конструктивные особенности котла, при этом не были приняты меры по организации нормального режима продувок, что привело к скоплению шлама и значительным отложениям накипи в котле.

5. Исключительное значение приобрели вопросы организации рационального водного режима для обеспечения надежной и экономичной эксплуатации котлов тепловых электростанций.

Образование отложений на поверхностях нагрева котельных агрегатов происходит в результате сложных физико-химических процессов, в которых участвуют не только накипеобразопатели, но и окислы металлов и легкорастворимые соединения. Диализ отложений показывает, что наряду с солями накипеобразователей в них содержится значительное количество окислов железа, являющихся продуктами коррозионных процессов.

За прошедшие годы в нашей стране достигнуты значительные успехи в организации рационального водного режима котлов тепловых электростанций и химического контроля за водой и паром, а также во внедрении коррозионностойких металлов и защитных покрытий.

Применение современных средств водоподготовки позволило резко повысить надежность и экономичность эксплуатации энергетического оборудования.

Однако на отдельных тепловых электростанциях все ещё допускаются нарушения водного режима.

В июне 1976 г. по этой причине на ТЭЦ целлюлозно-бумажного комбината произошла авария на паровом котле типа БКЗ-220-100 ф паропроизводительностью 220 т/ч с параметрами пара 100 кгс/см2 и 540° С, изготовленном на Барнаульском котлостроительном заводе в 1964 г. Котел однобарабанный с естественной циркуляцией, выполнен по П-образной схеме. Топочная камера призматическая полностью экранирована трубами с наружным диаметром 60 мм, шаг которых 64 мм. Нижняя часть экранной поверхности образует так называемую холодную воронку, по откосам которой частички шлака в твердом виде скатываются вниз, в шлаковый комод. Схема испарения двухступенчатая, промывкой пара питательной водой. Первая ступень испарения включена непосредственно в барабан котла, второй ступенью служат выносные паросепарационные циклоны, включенные в схему циркуляции средних боковых блоков экрана.

Питание котла осуществляется смесью химически очищенной воды (60%) и конденсата, поступающего из турбин и производственных цехов (40%). Вода для питания котла обрабатывается по схеме: известковые - коагуляция - магнезиальное обескремнивание в

Осветлителях - двухступенчатое катионирование.

Котел работает на угле Интинского месторождения с относительно низкой температурой плавления золы. В качестве растопочного топлива используется мазут. До аварии котел отработал 73 300 ч.

В день аварии котел был включен в 00 ч 45 мин и работал без отклонения от нормального режима до 14 ч. Давление в барабане за этот период работы поддерживалось в пределах 84-102 кгс/см2, расход пара составлял 145-180 т/ч, температура перегретого пара-520-535° С.

В 14 ч 10 мин произошел разрыв 11-ти труб фронтового экрана в зоне холодной воронки на отметке 3,7 м с частичным разрушением

обмуровки. Предполагается, что сначала произошел разрыв водной или двух труб, а затем последовал разрыв остальных труб. Уровень воды резко снизился, и котел был остановлен автоматикой защиты.

Осмотр показал, что разрушению подверглись наклонные участки труб холодной воронки вне гибов, при этом от первого фронтового нижнего коллектора оторваны две трубы, от второго-девять. Разрыв носит хрупкий характер, кромки в местах разрыва тупые и не имеют утонения. Длина разорвавшихся участков труб составляет от одного до трех метров. На внутренней поверхности поврежденных труб, а также образцов, вырезанных из неповрежденных труб, обнаружены рыхлые отложения толщиной до 2,5 мм, а также большое число язвин, глубиной до 2 мм, расположенных цепочкой шириной до 10 мм по двум образующим вдоль границы обогрева трубы. Именно в местах коррозионных повреждений произошло разрушение металла.

В ходе расследования аварии выяснилось, что ранее в процессе эксплуатации котла уже были разрывы экранных труб. Так, например, за два месяца до аварии произошел разрыв трубы фронтового экрана на отметке 6,0 м. Через 3 дня котел был вновь остановлен из-за разрыва двух труб фронтового экрана на отметке 7,0 м. И в этих случаях разрушение труб явилось результатом коррозионных повреждений металла.

В соответствии с утвержденным графиком котел должен был быть остановлен на капитальный ремонт в третьем квартале 1976 г. В период ремонта намечалось провести замену труб фронтового экрана в районе холодной воронки. Однако котел не остановили на ремонт, и трубы не были заменены.

Коррозионные повреждения металла явились следствием нарушений водного режима, допускавшихся в течение длительного времени при эксплуатации котлов ТЭЦ. Котлы питали водой с повышенным содержанием железа, меди и кислорода. Общее содержание солей в питательной воде значительно превышало допустимые нормы, в результате чего даже в контурах первой ступени испарения содержание солей доходило до 800 мг/кг. Используемые для питания котлов производственные конденсаты с содержанием железа 400- 600 мг/кг не очищали. По этой причине, а также из-за того, что не было достаточной противокоррозионной защиты водоподготовительного оборудования (защита осуществлена частично), на внутренних поверхностях труб были значительные отложения (до 1000 г/м2), в основном, состоящие из соединений железа. Аминирование и гидра-зинирование питательной воды было введено лишь незадолго до аварии. Предпусковые и эксплуатационные кислотные промывки котлов не производили.

Возникновению аварии способствовали и другие нарушения Правил технической эксплуатации котлов. На ТЭЦ весьма часто растапливают котлы, причем наибольшее число растопок приходилось на котел, с которым произошла авария. Котлы оснащены устройствами для Парового разогрева, однако при растопке их не использовали. При растопках не контролировали перемещения экранных коллекторов.

Для уточнения характера коррозионного процесса и выяснения причин образования язвин преимущественно в первых двух панелях фронтового экрана и расположения этих язвин в виде цепочек материалы расследования аварии были направлены в ЦКТИ. При рассмотрении этих материалов было обращено внимание на то, что

котлы работали с резко переменной нагрузкой, при этом допускалось значительное снижение паропроизводительности (до 90 т/ч), при котором возможно местное нарушение циркуляции. Котлы растапливали следующим способом: в начале растопки включали две форсунки, расположенные встречно (по диагонали). Такой способ приводил к замедлению процесса естественной циркуляции в панелях первого и второго фронтовых экранов. Именно в этих экранах и найден основной очаг язвенных повреждений. В питательной воде эпизодически появлялись нитриты, за концентрацией которых контроль не осуществлялся.

Анализ материалов аварии с учетом перечисленных недостатков дал основание считать, что образование цепочек язвин на боковых образующих внутренних поверхностей труб фронтового экрана на скате холодной воронки является результатом длительного процесса подшламовой электрохимической коррозии. Деполяризаторами этого процесса явились нитриты и растворенный в воде кислород.

Расположение язвин в виде цепочек является, по-видимому, результатом работы котла при растопках с неустановившимся процессом естественной циркуляции. В период начала циркуляции на верхней образующей наклонных труб холодной воронки периодически образуются поровые пузыри, вызывающие эффект местных термопульсаций в металле £ протеканием электрохимических процессов в рбласти временного раздела фаз. Именно эти места явились очагами образования цепочек язвин. Преимущественное образование язвин в первых двук панелях фронтового экрана явилось следствием неправильного режима растопки.

6. На ТЙЦ вб время работы котла ПК-ЮШ-2 паропроизводп-тельностью 230 т/ч с параметрами пара- 100 кгс/см2 и 540° С было замечено парение на отводе от сборного коллектора свежего пара к главному предохранительному клапану. Отвод соединен с помощью сварки с литым тройником, вваренным в сборный коллектор.

Котел был аварийно остановлен. При осмотре обнаружена кольцевая трещина в нижней части трубы (168X13 мм) горизонтального участка отвода в непосредственной близости от места присоединения отвода к литому тройнику. Длина трещины на наружной поверхности- 70 мм и на внутренней поверхности-110 мм. На внутренней поверхности трубы в месте ее повреждения выявлено большое число коррозионных язвин и отдельные трещины, расположенные параллельно основной.

Металлографическим анализом установлено, что трещины начинаются от язвин в обезуглероженном слое металла и далее развиваются транскристаллитно в направлении, перпендикулярном к поверхности трубы. Микроструктура металла трубы - ферритные зерна и тонкие перлитные цепочки по границам зерен. По шкале, приведенной в виде приложения к МРТУ 14-4-21-67, микроструктура может быть оценена баЛлом 8.

Химический состав металла поврежденной трубы соответствует стали 12Х1МФ. Механические свойства удовлетворяют требованиям технических условий поставки. Диаметр трубы на поврежденном участке не выходит за пределы плюсового допуска.

Горизонтальный отвод к предохранительному клапану при неотрегулированной системе крепления можно рассматривать как консольную балку, приваренную к жестко закрепленному в коллекторе тройнику, с максимальными изгибными напряжениями в месте заделки, т. е. в зоне, где труба подверглась повреждениям. При отсутствии

дренажа в отводе и наличии контр уклона, из-за упругого изгиба на участке от предохранительного клапана до сборного коллектора свежего пара, в нижней части трубы перед тройником возможно постоянное скопление небольшого количества конденсата, обогащавшегося во время остановов, консервации и пусков котла в работу, кислородом из воздуха. При этих условиях происходило коррозионное разъедание металла, а совместное воздействие на металл конденсата и растягивающих напряжений вызывало его коррозионное растрескивание. В процессе эксплуатации в местах коррозионных язвин и неглубоких трещин в результате агрессивного воздействия среды и переменных напряжений в металле могут развиваться усталостно-коррозионные трещины, что, по-видимому, и происходило в данном случае.

Для того чтобы конденсат не скапливался, в отводе была сделана обратная циркуляция пара. Для этого труба отвода непосредственно перед главным предохранительным клапаном была соединена линией обогрева (труб диаметром 10 мм) с промежуточной камерой пароперегревателя, по которой подается пар с температурой 430° С. При небольшом перепаде избыточного давления (до 4 кгс/см2) обеспечивается непрерывный расход пара и температура среды в отводе поддерживается не ниже 400° С. Реконструкция отвода осуществлена на всех котлах ПК-ЮШ-2 ТЭЦ.

Для того, чтобы предотвратить повреждения отводов к главным предохранительным клапанам на котлах ПК-ЮШ-2 и подобных им рекомендуется:

Проверить ультразвуком нижние полупериметры труб отводов в местах приварки к тройникам;

Проверить, соблюдены ли требуемые уклоны и при необходимости отрегулировать системы крепления паропроводов к главным предохранительным клапанам с учетом фактического состояния паропроводов (веса изоляции, фактического веса труб, ранее проведенных реконструкций);

Сделать в отводах к главным предохранительным клапанам обратную циркуляцию пара; конструкцию и внутренний диаметр паропровода обогрева в каждом отдельном случае необходимо согласовать с изготовителем оборудования;

Все тупиковые отводы на предохранительные клапаны тщательно заизолировать.

(Из экспресс - информации СЦНТИ ОРГРЭС- 1975 г.)

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.

а) Кислородная коррозия

Наиболее часто от кислородной коррозии страдают стальные водяные экономайзеры котельных агрегатов, которые при неудовлетворительной деаэрации питательной воды выходят из строя через 2-3 года после установки.

Непосредственным результатом кислородной коррозии стальных экономайзеров является образование в трубках свищей, через которые с большой скоростью вытекает струя воды. Подобные струи, направленные на стенку соседней трубы, способны изнашивать ее вплоть до образования сквозных отверстий. Поскольку трубы экономайзеров располагаются достаточно компактно, что образовавшийся коррозионный свищ способен вызвать массовое повреждение труб, если котельный агрегат длительно остается в работе с появившимся свищом. Чугунные экономайзеры кислородной коррозией не повреждаются.

Кислородной коррозии чаще подвергаются входные участки экономайзеров. Однако при значительной концентрации кислорода в питательной воде он проникает и в котельный агрегат. Здесь кислородной коррозии подвергаются главным образом барабаны и опускные трубы. Основной формой кислородной коррозии является образование в металле углублений (язв), приводящих при их развитии к образованию свищей.

Увеличение давления интенсифицирует кислородную коррозию. Поэтому для котельных агрегатов с давлением 40 ата и выше опасными являются даже «Проскоки» кислорода в деаэраторах. Существенное значение имеет состав воды, с которой соприкасается металл. Наличие небольшого количества щелочи усиливает локализацию коррозии, присутствие хлоридов рассредоточивает ее по поверхности.

б) Стояночная коррозия

Котельные агрегаты, находящиеся в простое, поражаются электрохимической коррозией, которая получила название стояночной. По условиям эксплуатации котельные агрегаты нередко выводят из работы и ставят в резерв или останавливают на длительное время.

При останове котельного агрегата в резерв давление в нем начинает падать и в барабане возникает вакуум, вызывающий проникновение воздуха и обогащение котловой воды кислородом. Последнее создает условия для появления кислородной коррозии. Даже в том случае, когда вода полностью удаляется из котельного агрегата, внутренняя поверхность его не бывает сухой. Колебания температуры и влажности воздуха вызывают явление конденсации влаги из атмосферы, заключенной внутри котельного агрегата. Наличие же на поверхности металла пленки, обогащенной при доступе воздуха кислородом, создает благоприятные условия для развития электрохимической коррозии. Если на внутренней поверхности котельного агрегата имеются отложения способные растворяться в пленке влаги, интенсивность коррозии значительно возрастает. Подобные явления могут наблюдаться, например, в пароперегревателях, которые часто страдают от стояночной коррозии.

Если на внутренней поверхности котельного агрегата имеются отложения способные растворяться в пленке влаги, интенсивность коррозии значительно возрастает. Подобные явления могут наблюдаться, например, в пароперегревателях, которые часто страдают от стояночной коррозии.

Поэтому при выводе котельного агрегата из работы в длительный простой необходимо удалить имеющиеся отложения промывкой.

Стояночная коррозия может нанести серьезные повреждения котельным агрегатам, если не будут приняты специальные меры их защиты. Опасность ее заключается еще и в том, что созданные, ею в период простоя коррозионные очаги продолжают действовать и в процессе работы.

Для предохранения котельных агрегатов от стояночной коррозии производят их консервацию.

в) Межкристаллитная коррозия

Межкристаллитная коррозия возникает в заклепочных швах и вальцовочных соединениях паровых котельных агрегатов, которые смываются котловой водой. Она характеризуется появлением в металле трещин, вначале весьма тонких, незаметных для глаза, которые развиваясь, превращаются в большие видимые трещины. Они проходят между зернами металла, почему эта коррозия и называется межкристаллитной. Разрушение металла при этом происходит без деформации, поэтому эти разрушения называют хрупкими.

Опытом установлено, что межкристаллитная коррозия возникает лишь при одновременном наличии 3-х условий:

1) Высоких растягивающих напряжений в металле, близких к пределу текучести.
2) Неплотности в заклепочных швах или вальцовочных соединениях.
3) Агрессивных свойств котловой воды.

Отсутствие одного из перечисленных условий исключает появление хрупких разрушений, что и используют на практике для борьбы с межкристаллитной коррозией.

Агрессивность котловой воды определяется составом растворенных в ней солей. Важное значение имеет содержание едкого натра, который при высоких концентрациях (5-10%) реагирует с металлом. Такие концентрации достигаются в неплотностях заклепочных швов и вальцовочных соединений, в которых происходит упаривание котловой воды. Вот почему наличие неплотностей может обусловить появление хрупких разрушений при соответствующих условиях. Кроме этого, важным показателем агрессивности котловой воды является относительная щелочность — Щот.

г) Пароводяная коррозия

Пароводяной коррозией называется разрушение металла в результате химического взаимодействия с водяным паром: ЗFe + 4Н20 = Fe304 + 4Н2
Разрушение металла становится возможным для углеродистых сталей при увеличении температуры стенки труб до 400°С.

Продуктами коррозии является газообразный водород и магнетит. Пароводяная коррозия имеет как равномерный, так и локальный (местный) характер. В первом случае на поверхности металла образуется слой продуктов коррозии. Местный характер коррозии имеет вид язв, бороздок, трещин.

Основной причиной возникновения паровой коррозии является нагрев стенки трубки до критической температуры, при которой ускоряется окисление металла водой. Поэтому борьба с пароводяной коррозией осуществляется путем устранения причин, вызывающих перегрев металла.

Пароводяную коррозию нельзя устранить путем какого-то изменения или улучшения водно-химического режима котельного агрегата, так как причины этой коррозии кроются в топочных и внутрикотловых гидродинамических процессах, а также условиях эксплуатации.

д) Подшламовая коррозия

Этот вид коррозии происходит под слоем шлама, образовавшегося на внутренней поверхности трубы котельного агрегата, вследствие питания котла недостаточно очищенной водой.

Повреждения металла, возникающие при подшламовой коррозии, имеют локальный (язвенный) характер и располагаются обычно на полупериметре трубы, обращенном в топку. Образующиеся язвы имеют вид раковин диаметром до 20 мм и более, заполненных окислами железа, создающими «бугорок» под язвой.