Korozja metali w kotłach ciepłej wody. Korozja zewnętrzna rur ekranowych. d) Korozja parowo-wodna

Powierzchnie grzewcze rurowych i regeneracyjnych nagrzewnic powietrza, ekonomizerów niskotemperaturowych, a także metalowe przewody kominowe i kominy podlegają korozji niskotemperaturowej przy temperaturach metalu poniżej punktu rosy spaliny. Źródłem korozji niskotemperaturowej jest bezwodnik siarkowy SO 3, który w spalinach tworzy pary kwasu siarkowego, które skraplają się w temperaturach punktu rosy gazów spalinowych. Wystarczy kilka tysięcznych procenta SO 3 w gazach, aby spowodować korozję metalu z szybkością przekraczającą 1 mm/rok. Korozję niskotemperaturową spowalnia się organizując proces spalania z niewielkim nadmiarem powietrza, a także stosując dodatki do paliwa i zwiększając odporność korozyjną metalu.

Sita paleniskowe kotłów bębnowych i przepływowych ulegają podczas spalania korozji wysokotemperaturowej paliwo stałe, przegrzewacze pary i ich mocowania, a także ekrany dolnej części radiacyjnej kotłów na ciśnienie nadkrytyczne podczas spalania siarkowego oleju opałowego.

Korozja wewnętrznej powierzchni rur jest następstwem oddziaływania tlenu i dwutlenku węgla, gazów lub soli (chlorków i siarczanów) zawartych w wodzie kotłowej z metalem rur. We współczesnych kotłach parowych na parametry nadkrytyczne zawartość gazów i soli korozyjnych w wyniku głębokiego odsalania wody zasilającej i odpowietrzania termicznego jest niewielka, a główną przyczyną korozji jest oddziaływanie metalu z wodą i parą wodną. Korozja wewnętrznej powierzchni rur objawia się powstawaniem dziobów, wżerów, ubytków i pęknięć; zewnętrzna powierzchnia uszkodzonych rur nie może różnić się od zdrowych.

Do uszkodzeń powstałych w wyniku wewnętrznej korozji rur zalicza się także:
korozja stagnacyjna tlenu, wpływająca na dowolne obszary wewnętrznej powierzchni rur. Najbardziej dotknięte są obszary pokryte osadami rozpuszczalnymi w wodzie (rury przegrzewaczy i strefa przejściowa kotłów przelotowych);
korozja zasadowa podszlamowa rur kotłowych i sitowych, która zachodzi pod wpływem stężonych alkaliów w wyniku odparowania wody pod warstwą osadu;
zmęczenie korozyjne, objawiające się pęknięciami kotła i rury ekranowe w wyniku jednoczesnego narażenia na środowisko korozyjne i zmienne naprężenia termiczne.

Kamień tworzy się na rurach w wyniku ich przegrzania do temperatur znacznie wyższych niż projektowane. W związku ze wzrostem wydajności bloków kotłowych, w ostatnim czasie coraz częstsze są przypadki awarii rur przegrzewaczy pary na skutek niewystarczającej odporności kamienia na działanie gazów spalinowych. Intensywne osadzanie się kamienia najczęściej obserwuje się podczas spalania oleju opałowego.

Zużycie ścianek rur następuje na skutek ściernego działania pyłu i popiołu węglowego, łupkowego, a także strumieni pary wydobywającej się z uszkodzonych sąsiadujących rur lub dysz dmuchaw. Czasami przyczyną zużycia i stwardnienia ścianek rur jest śrut używany do czyszczenia powierzchni grzewczych. Lokalizację i stopień zużycia rur określa się na podstawie oględzin zewnętrznych i pomiaru ich średnicy. Rzeczywistą grubość ścianki rury mierzy się za pomocą ultradźwiękowego miernika grubości.

Wypaczenie rur ekranowych i kotłowych oraz poszczególnych rur i odcinków panele ścienne część radiacyjna kotłów przelotowych występuje, gdy rury są instalowane z nierównym napięciem, zrywane są mocowania rur, wycieka woda i z powodu braku swobody ruchów termicznych. Wypaczenia wężownic i ekranów przegrzewaczy powstają głównie na skutek przepalenia wieszaków i mocowań, nadmiernych i nierównomiernych naprężeń dopuszczalnych podczas montażu lub wymiany poszczególnych elementów. Wypaczenie wężownic ekonomizera wody następuje w wyniku wypalenia i przemieszczenia podpór i wieszaków.

Przetoki, wybrzuszenia, pęknięcia i pęknięcia mogą pojawić się także w wyniku: osadów w rurach z kamienia, produktów korozji, zgorzeliny technologicznej, odprysków spawalniczych i innych ciał obcych, które spowalniają cyrkulację wody i przyczyniają się do przegrzania metalu rury; śrutowanie; rozbieżności pomiędzy gatunkiem stali a parametrami pary i temperaturą gazu; zewnętrzne uszkodzenia mechaniczne; naruszenia warunków pracy.

Galustow V.S. Urządzenia natryskowe bezpośredniego przepływu w energetyce cieplnej (Dokument)

Filonov A.G. Reżimy wodno-chemiczne elektrowni cieplnych (Dokument)

Procesy fizykochemiczne w technosferze. Zbiór zadań (Dokument)

Orłow D.S. Chemia gleby (dokument)

n1.doc

3.4. Korozja elementów wytwornicy pary
3.4.1. Korozja rur parowychIbębny generatorów pary
podczas ich działania
Uszkodzenia korozyjne metali wytwornic pary są spowodowane jednym lub kilkoma czynnikami: nadmiernym naprężeniem cieplnym powierzchni grzewczej, powolnym obiegiem wody, zastojem pary, naprężonym metalem, osadzaniem się zanieczyszczeń i innymi czynnikami, które uniemożliwiają normalne mycie i chłodzenie grzejnika powierzchnia.

W przypadku braku tych czynników w wodzie o obojętnym lub umiarkowanie zasadowym środowisku reakcji niezawierającym rozpuszczonego tlenu łatwo tworzy się i utrwala normalny film magnetytowy. W obecności O2 może wystąpić korozja tlenowa. obszary wejściowe ekonomizery wody, bębny i rury spustowe obiegów cyrkulacyjnych. Szczególnie negatywny wpływ mają niskie prędkości ruchu wody (w ekonomizerach wody), ponieważ pęcherzyki uwolnionego powietrza zatrzymują się w miejscach, gdzie wewnętrzna powierzchnia rur jest szorstka i powodują intensywną lokalną korozję tlenową. Korozja stali węglowej w środowisku wodnym wysokie temperatury obejmuje dwa etapy: początkowy elektrochemiczny i końcowy chemiczny. Zgodnie z tym mechanizmem korozji jony żelaza dyfundują przez warstwę tlenku na powierzchnię stykającą się z wodą, reagują z grupą hydroksylową lub wodą, tworząc wodorotlenek żelaza, który następnie rozkłada się na magnetyt i wodór zgodnie z reakcją:

.

(2.4)

Elektrony przechodzące wraz z jonami żelaza przez warstwę tlenkową są asymilowane przez jony wodoru z uwolnieniem H2. Z biegiem czasu grubość warstwy tlenku wzrasta, a dyfuzja przez nią staje się trudniejsza. W rezultacie obserwuje się spadek szybkości korozji w czasie.

Korozja azotynów. Jeśli w wodzie zasilającej występuje azotyn sodu, obserwuje się korozję metalu generatora pary, która wygląda wielkie podobieństwo z korozją tlenową. Jednak w przeciwieństwie do niej, korozja azotynów nie wpływa na odcinki wlotowe rur obniżających, ale na wewnętrzną powierzchnię obciążonych cieplnie rur wznośnych i powoduje powstawanie głębszych wżerów o średnicy do 15–20 mm. Azotyny przyspieszają proces katodowy, a co za tym idzie, korozję metalu wytwornicy pary. Przebieg procesu podczas korozji azotynowej można opisać następującą reakcją:

.

(2.5)

Korozja galwaniczna metalu wytwornicy pary.Źródłem korozji galwanicznej rur wytwornic pary może być miedź przedostająca się do wytwornic pary w przypadku, gdy woda zasilająca zawierająca zwiększoną ilość amoniaku, tlenu i wolnego dwutlenku węgla agresywnie oddziałuje na mosiężne i miedziane rury nagrzewnic regeneracyjnych. Należy pamiętać, że korozja galwaniczna może być spowodowana jedynie metaliczną miedzią osadzoną na ściankach wytwornicy pary. Utrzymując wartość pH wody zasilającej powyżej 7,6, miedź przedostaje się do wytwornic pary w postaci tlenków lub związków kompleksowych, które nie mają właściwości korozyjnych i osadzają się na powierzchniach grzewczych w postaci szlamu. Jony miedzi obecne w wodzie zasilającej o niskim pH, dostając się do wytwornicy pary, są również wytrącane w postaci osadowych tlenków miedzi w warunkach zasadowych. Jednakże pod wpływem wodoru wydzielającego się w wytwornicach pary lub nadmiaru siarczynu sodu tlenki miedzi ulegają całkowitej redukcji do miedzi metalicznej, która osadzając się na powierzchniach grzewczych prowadzi do korozji elektrochemicznej metalu kotła.

Korozja podszlamowa (powłokowa).. Korozja osadów zachodzi w strefach zastoju obiegu wytwornicy pary pod warstwą osadu składającego się z produktów korozji metali i fosforanowania wody kotłowej. Jeżeli osady te skupią się w ogrzewanych pomieszczeniach, wówczas następuje pod nimi intensywne parowanie, zwiększające zasolenie i zasadowość wody kotłowej do niebezpieczne wartości.

Korozja osadów rozprzestrzenia się w postaci dużych wżerów o średnicy do 50–60 mm po wewnętrznej stronie rur wytwarzających parę, zwróconych w stronę palnika pieca. W obrębie owrzodzeń obserwuje się stosunkowo równomierne zmniejszenie grubości ścianki rury, często prowadzące do powstania przetok. Na wrzodach znajduje się gęsta warstwa tlenków żelaza w postaci muszli. Opisane niszczenie metalu nazywane jest w literaturze korozją skorupową. Korozja osadów, spowodowana tlenkami żelaza żelazowego i miedzi dwuwartościowej, jest przykładem połączonego niszczenia metali; Pierwszy etap tego procesu ma charakter czysto elektrochemiczny, drugi zaś chemiczny, wywołany działaniem wody i pary wodnej na przegrzane obszary metalu znajdujące się pod warstwą osadu. Bardzo Skuteczne środki Walka z korozją „płaszczową” wytwornic pary polega na zapobieganiu powstawaniu korozji toru wody zasilającej i usuwaniu z niej wraz z wodą zasilającą tlenków żelaza i miedzi.

Korozja alkaliczna. Wiadomo, że rozwarstwieniu mieszaniny pary i wody, które zachodzi w poziomych lub lekko nachylonych rurach wytwarzających parę, towarzyszy tworzenie się worków parowych, przegrzanie metalu i głębokie odparowanie filmu wodnego w kotle. Silnie stężony film powstały podczas odparowania wody kotłowej zawiera w roztworze znaczną ilość alkaliów. Soda kaustyczna, występująca w wodzie kotłowej w małych stężeniach, chroni metal przed korozją, jednakże staje się bardzo niebezpiecznym czynnikiem korozyjnym, jeżeli na którejkolwiek powierzchni wytwornicy pary powstaną warunki do głębokiego odparowania wody kotłowej z utworzeniem się zwiększone stężenie NaOH.

Stężenie sody kaustycznej w warstwie odparowanej wody kotłowej zależy od:

A) od stopnia przegrzania ścianki rury wytwarzającej parę w porównaniu do temperatury wrzenia przy danym ciśnieniu w wytwornicy pary, tj. ilości? t s;

B) stosunki stężenia sody kaustycznej i soli sodowych zawartych w wodzie obiegowej, które mają zdolność znacznego zwiększania temperatury wrzenia wody przy danym ciśnieniu.

Jeżeli stężenie chlorków w wodzie kotłowej znacznie przekracza stężenie NaOH w stosunku równoważnym, to zanim ten ostatni osiągnie niebezpieczne wartości w warstwie parującej, zawartość w niej chlorków wzrasta tak bardzo, że temperatura wrzenia roztworu przekracza temperaturę przegrzanej ścianki rury, a dalsze parowanie wody zatrzymuje się. Jeżeli woda kotłowa zawiera głównie sodę kaustyczną, to przy t s = 7°C stężenie NaOH w warstwie stężonej wody wynosi 10%, a przy
Δt s = 30°C osiąga 35%. Tymczasem ustalono doświadczalnie, że już 5–10% roztwory sody kaustycznej przy temperaturze wody kotłowej powyżej 200°C są w stanie intensywnie korodować metal nagrzanych miejsc i spoin z utworzeniem luźnego magnetycznego tlenku żelaza i jednoczesnym wydzielaniem się wodór. Korozja alkaliczna jest selektywna, wnika głębiej w metal, głównie wzdłuż ziaren perlitu i tworzy sieć pęknięć międzykrystalicznych. Stężony roztwór sody kaustycznej jest również w stanie rozpuścić warstwę ochronną tlenków żelaza w wysokich temperaturach, tworząc ferryt sodu NaFeO 2, który hydrolizuje, tworząc zasadę:

	(2.6)
	(2.7)

Ze względu na to, że w tym procesie okrężnym alkalia nie są zużywane, powstaje możliwość ciągłego występowania procesu korozji. Im wyższa jest temperatura wody kotłowej i stężenie sody kaustycznej, tym intensywniejszy jest proces korozji alkalicznej. Stwierdzono, że stężone roztwory sody kaustycznej nie tylko niszczą ochronny film magnetytu, ale także utrudniają jego regenerację po uszkodzeniu.

Źródłem korozji alkalicznej wytwornic pary mogą być również osady szlamowe, które przyczyniają się do głębokiego odparowania wody kotłowej z utworzeniem silnie stężonego, żrącego roztworu alkalicznego. Zmniejszenie względnego udziału zasad w całkowitej zawartości soli w wodzie kotłowej i utworzenie w niej przeważającej zawartości soli, takich jak chlorki, może radykalnie zmniejszyć korozję alkaliczną metalu kotłowego. Eliminację korozji alkalicznej osiąga się także poprzez zapewnienie czystości powierzchni grzewczej oraz intensywną cyrkulację we wszystkich obszarach wytwornicy pary, co zapobiega głębokiemu odparowaniu wody.

Korozja międzykrystaliczna. Korozja międzykrystaliczna powstaje w wyniku oddziaływania metalu kotłowego z alkaliczną wodą kotłową. Charakterystyczną cechą pęknięć międzykrystalicznych jest to, że powstają one w miejscach największych naprężeń w metalu. Na naprężenia mechaniczne składają się naprężenia wewnętrzne powstałe podczas produkcji i montażu wytwornic pary bębnowej, a także dodatkowe naprężenia powstające podczas pracy. Powstawaniu międzykrystalicznych pęknięć pierścieniowych na rurach sprzyjają dodatkowe statyczne naprężenia mechaniczne. Występują one w obiegach rurowych oraz w bębnach wytwornic pary przy niedostatecznej kompensacji rozszerzalności temperaturowej, a także na skutek nierównomiernego nagrzewania lub chłodzenia poszczególnych części bębna lub korpusu kolektora.

Korozja międzykrystaliczna zachodzi z pewnym przyspieszeniem: w okres początkowy Zniszczenie metalu następuje bardzo powoli i bez deformacji, a następnie z biegiem czasu jego prędkość gwałtownie wzrasta i może przybrać katastrofalne rozmiary. Korozja międzykrystaliczna metalu kotłowego powinna być brana pod uwagę przede wszystkim jako szczególny przypadek korozja elektrochemiczna występująca na granicach ziaren metalu obciążonego w kontakcie z alkalicznym koncentratem wody kotłowej. Pojawienie się korozyjnych pierwiastków mikrogalwanicznych spowodowane jest różnicą potencjałów pomiędzy ciałami krystalitów, które pełnią funkcję katod. Rolę anod pełnią zapadające się lica ziaren, których potencjał jest znacznie zmniejszony ze względu na występujące w tym miejscu naprężenia mechaniczne metalu.

Wraz z procesami elektrochemicznymi znacząca rola Wodór atomowy, produkt wyładowań, odgrywa rolę w rozwoju korozji międzykrystalicznej
Jony H + na katodzie elementów korozyjnych; łatwo dyfundując w głąb stali, niszczy węgliki i tworzy duże ilości naprężenia wewnętrzne w metalu kotła na skutek pojawienia się w nim metanu, co prowadzi do powstawania cienkich pęknięć międzykrystalicznych (kraking wodorowy). Ponadto podczas reakcji wodoru z wtrąceniami stalowymi powstają różne produkty gazowe, co z kolei powoduje dodatkowe siły rozciągające i sprzyja rozluźnieniu struktury, pogłębieniu, rozszerzaniu i rozgałęzianiu pęknięć.

Głównym sposobem zapobiegania korozji wodorowej metalu kotła jest eliminacja wszelkich procesów korozyjnych prowadzących do powstania wodoru atomowego. Osiąga się to poprzez osłabienie osadzania się tlenków żelaza i miedzi w wytwornicy pary, chemiczne czyszczenie kotłów, poprawę cyrkulacji wody i zmniejszenie miejscowych zwiększonych obciążeń cieplnych powierzchni grzewczej.

Stwierdzono, że korozja międzykrystaliczna blachy kotłowej w złączach elementów wytwornicy pary występuje tylko przy jednoczesnym występowaniu lokalnych naprężeń rozciągających bliskich lub przekraczających granicę plastyczności oraz gdy w wodzie kotłowej gromadzi się stężenie NaOH gromadzącego się w nieszczelnościach złączach elementów kotła przekracza 5–6%. Dla rozwoju międzykrystalicznego zniszczenia metalu kotłowego istotna jest nie bezwzględna wartość zasadowości, ale udział sody kaustycznej w całkowitym składzie soli wody kotłowej. Ustalono doświadczalnie, że jeśli ta proporcja, czyli względne stężenie sody kaustycznej w wodzie kotłowej, jest mniejsza niż 10–15% całkowitej zawartości substancji rozpuszczalnych w minerałach, to woda taka z reguły nie jest agresywna.

Korozja parowo-wodna. W miejscach z wadliwym obiegiem, gdzie para zatrzymuje się i nie jest natychmiast odprowadzana do bębna, ścianki rur pod workami parowymi ulegają silnemu miejscowemu przegrzaniu. Prowadzi to do korozji chemicznej metalu rur wytwarzających parę, przegrzanego do temperatury 450°C i wyższej, pod wpływem silnie przegrzanej pary. Proces korozji stali węglowej w silnie przegrzanej parze wodnej (w temperaturze 450 - 470 ° C) sprowadza się do powstania Fe 3 O 4 i gazowego wodoru:

(2.8.)

Wynika z tego, że kryterium intensywności korozji parowo-wodnej metalu kotłowego jest wzrost zawartości wolnego wodoru w parze nasyconej. Korozja parowo-wodna rur wytwarzających parę występuje z reguły w strefach ostrych wahań temperatury ścian, gdzie zachodzą zmiany ciepła, powodując zniszczenie ochronnej warstwy tlenku. Stwarza to możliwość bezpośredniego kontaktu przegrzanego metalu rury z wodą lub parą wodną i interakcji chemicznej między nimi.

Zmęczenie korozyjne. W bębnach wytwornic pary i rurach kotłów, jeśli metal jest jednocześnie wystawiony na działanie środowiska korozyjnego przez naprężenia cieplne o zmiennym znaku i wielkości, pojawiają się głęboko wnikające w stal pęknięcia zmęczeniowe korozyjne, które mogą mieć charakter transkrystaliczny, międzykrystaliczny lub mieszany . Z reguły pękanie blachy kotłowej poprzedza zniszczenie ochronnej warstwy tlenkowej, co prowadzi do znacznej niejednorodności elektrochemicznej, a w konsekwencji do rozwoju lokalnej korozji.

W bębnach wytwornic pary pęknięcia zmęczeniowe korozyjne powstają podczas naprzemiennego nagrzewania i chłodzenia metalu na małych obszarach na styku rurociągów (woda zasilająca, okresowe przepłukiwanie, wtryskiwanie roztworu fosforanu) i słupów wskazujących wodę z korpusem bębna. We wszystkich tych połączeniach metal bębna jest chłodzony, jeżeli temperatura wody zasilającej przepływającej przez rurę jest niższa od temperatury nasycenia przy ciśnieniu w wytwornicy pary. Miejscowe schładzanie ścian bębna, a następnie podgrzewanie ich gorącą wodą kotłową (w okresach zaniku prądu) zawsze wiąże się z występowaniem dużych naprężeń wewnętrznych w metalu.

Pękanie korozyjne stali gwałtownie wzrasta w warunkach naprzemiennego zwilżania i suszenia powierzchni, a także w przypadkach, gdy ruch mieszaniny pary i wody przez rurę ma charakter pulsacyjny, tj. Prędkość ruchu pary i wody mieszanina i zawartość pary zmieniają się często i gwałtownie, a także podczas swego rodzaju rozwarstwiania mieszaniny pary i wody na osobne „korki” pary i wody, następujące po sobie.

3.4.2. Korozja przegrzewacza
Szybkość korozji parowo-wodnej zależy przede wszystkim od temperatury pary i składu stykającego się z nią metalu. Duże znaczenie dla jego rozwoju ma także wielkość wymiany ciepła oraz wahania temperatury podczas pracy przegrzewacza, w wyniku czego obserwuje się niszczenie ochronnych filmów tlenkowych. W środowisku pary przegrzanej o wyższej temperaturze
W wyniku korozji parowo-wodnej na powierzchni stali powstaje FeO (wustyt) o temperaturze 575°C:

Stwierdzono, że rury wykonane ze zwykłej stali niskowęglowej, poddane przez długi czas działaniu silnie przegrzanej pary, ulegają równomiernemu zniszczeniu z jednoczesną degeneracją struktury metalu i utworzeniem gęstej warstwy kamienia. W wytwornicach pary o ultrawysokim i nadkrytycznym ciśnieniu, w których temperatura przegrzania pary wynosi 550°C i więcej, elementy przegrzewacza najbardziej obciążone termicznie (sekcje wyjściowe) są zwykle wykonane z żaroodpornych materiałów austenitycznych. stale nierdzewne(chromonikiel, chromo-molibden itp.). Stale te ulegają pękaniu pod wpływem połączonego działania naprężeń rozciągających i środowiska korozyjnego. Większość uszkodzeń eksploatacyjnych przegrzewaczy pary, charakteryzujących się pękaniem korozyjnym elementów wykonanych ze stali austenitycznych, jest spowodowana obecnością w parze chlorków i sody kaustycznej. Walka z pękaniem korozyjnym części wykonanych ze stali austenitycznych odbywa się głównie poprzez utrzymanie bezpiecznego reżimu wodnego w wytwornicach pary.
3.4.3. Korozja postojowa wytwornic pary
Kiedy wytwornice pary lub inne urządzenia do wytwarzania pary pozostają w stanie bezczynności w rezerwie zimnej lub gorącej lub podczas napraw, na powierzchni metalu pod wpływem tlenu lub wilgoci atmosferycznej rozwija się tzw. korozja stojąca. Z tego powodu przestoje urządzeń bez odpowiednich środków ochrony przed korozją często skutkują poważnymi uszkodzeniami, szczególnie w wytwornicach pary. Przegrzewacze i rury wytwarzające parę w strefach przejściowych wytwornic pary o przepływie bezpośrednim są bardzo podatne na korozję podczas postoju. Jedną z przyczyn korozji postojowej powierzchni wewnętrznych wytwornic pary jest ich wypełnianie wodą nasyconą tlenem w czasie przestojów. W tym przypadku metal na styku woda-powietrze jest szczególnie podatny na korozję. Jeśli wytwornica pary pozostawiona do naprawy zostanie całkowicie opróżniona, wówczas na jej wewnętrznej powierzchni zawsze pozostaje warstwa wilgoci z jednoczesnym dostępem tlenu, który łatwo przenikając przez tę warstwę powoduje aktywną korozję elektrochemiczną metalu. Cienki film wilgoć zatrzymuje się dość długo, ponieważ atmosfera wewnątrz wytwornicy pary jest nasycona parą wodną, ​​zwłaszcza jeśli para przedostaje się do niej przez nieszczelności w armaturze równoległych wytwornic pary. Jeżeli woda napełniająca rezerwowy generator pary zawiera chlorki, prowadzi to do wzrostu szybkości równomiernej korozji metalu, a jeśli zawiera niewielką ilość zasad (poniżej 100 mg/dm 3 NaOH) i tlenu, przyczynia się to do rozwoju korozji wżerowej.

Rozwojowi korozji postojowej sprzyjają także osady gromadzące się w wytwornicy pary, która zazwyczaj zatrzymuje wilgoć. Z tego powodu w bębnach wzdłuż dolnych tworzących na ich końcach często stwierdza się znaczne wżery korozyjne, tj. w obszarach największego gromadzenia się osadów. Szczególnie podatne na korozję są obszary powierzchni wewnętrznej wytwornic pary pokryte osadami soli rozpuszczalnych w wodzie, takie jak wężownice przegrzewaczy i strefa przejściowa w wytwornicach pary z jednorazowym przepływem. Podczas przestoju generatora pary osady te absorbują wilgoć z powietrza i rozprzestrzeniają się, tworząc na powierzchni metalu silnie stężony roztwór soli sodowych, który ma wysoką przewodność elektryczną. Przy swobodnym dostępie powietrza proces korozji pod osadami soli przebiega bardzo intensywnie. Co istotne, korozja postojowa nasila proces korozji metalu kotła podczas pracy wytwornicy pary. Okoliczność tę należy uznać za główne niebezpieczeństwo korozji parkingowej. Powstała rdza złożona z wysokowartościowych tlenków żelaza Fe(OH) 3 podczas pracy wytwornicy pary pełni rolę depolaryzatora korozyjnych mikro- i makrogalwanicznych par, co prowadzi do wzmożonej korozji metalu podczas pracy bloku. Ostatecznie nagromadzenie rdzy na metalowej powierzchni kotła prowadzi do korozji osadu. Ponadto podczas kolejnych przestojów urządzenia odtworzona rdza ponownie nabywa zdolność do powodowania korozji w wyniku pochłaniania tlenu z powietrza. Procesy te powtarzają się cyklicznie podczas naprzemiennych przestojów i pracy wytwornic pary.

Środkiem ochrony wytwornic pary przed korozją postojową w okresach ich przestoju w rezerwie i podczas napraw są różne metody ochrona.
3.5. Korozja turbiny parowej
Podczas pracy metal toru przepływu turbiny może ulegać korozji w strefie kondensacji pary, zwłaszcza jeśli zawiera kwas węglowy, pękaniu na skutek obecności czynników korozyjnych w parze oraz korozji postojowej, gdy turbiny pracują w trybie rezerwowym lub przechodzi naprawy. Część przepływowa turbiny jest szczególnie podatna na korozję podczas postoju, jeśli występują w niej osady soli. Roztwór soli powstający podczas przestoju turbiny przyspiesza rozwój korozji. Oznacza to konieczność dokładnego oczyszczenia aparatu łopatkowego turbiny z osadów przed jego długotrwałym przestojem.

Korozja w okresach przestoju jest zwykle stosunkowo równomierna, w niesprzyjających warunkach objawia się licznymi wżerami równomiernie rozmieszczonymi na powierzchni metalu. Miejscem jej przepływu są etapy, w których wilgoć ulega kondensacji, agresywnie oddziałując na stalowe części toru przepływu turbiny.

Źródłem wilgoci jest przede wszystkim kondensacja pary wodnej wypełniającej turbinę po jej zatrzymaniu. Kondensat częściowo pozostaje na łopatkach i membranach, a częściowo spływa i gromadzi się w obudowie turbiny, ponieważ nie jest odprowadzany przez dreny. Ilość wilgoci wewnątrz turbiny może wzrosnąć na skutek wycieku pary z przewodów pary wyciągowej i przeciwciśnieniowej. Wewnętrzne części turbiny są zawsze chłodniejsze niż powietrze wpadające do turbiny. Wilgotność względna powietrza w maszynowni jest bardzo wysoka, dlatego wystarczy lekkie ochłodzenie powietrza, aby osiągnął punkt rosy i na częściach metalowych utworzyła się wilgoć.

Aby wyeliminować korozję postojową turbin parowych, należy wykluczyć możliwość przedostania się pary do turbin w czasie ich postoju, zarówno od strony przewodu pary przegrzanej, jak i od strony przewodu wyciągowego, przewodów odwadniających itp. Utrzymanie suchej powierzchni łopatek, tarcz i wirnika Metoda ta polega na okresowym przedmuchaniu wewnętrznej komory turbiny rezerwowej strumieniem gorącego powietrza (t = 80 h 100 °C), dostarczanego przez mały wentylator pomocniczy przez grzejnik ( elektryczne lub parowe).
3.6. Korozja skraplaczy turbin
W warunkach pracy elektrowni parowych często obserwuje się przypadki uszkodzeń korozyjnych mosiężnych rur skraplaczy, zarówno w przypadku wewnątrz, myte wodą chłodzącą i z zewnątrz. Wewnętrzne powierzchnie rur skraplaczy, chłodzone silnie zmineralizowaną, słoną wodą jeziorną zawierającą duże ilości chlorków lub krążącą wodą obiegową o zwiększonej mineralizacji i zanieczyszczonych cząsteczkach zawieszonych, intensywnie korodują.

Cechą charakterystyczną mosiądzu jako materiału konstrukcyjnego jest jego skłonność do korozji pod wpływem łącznego działania zwiększonych naprężeń mechanicznych i środowiska o nawet średnio agresywnych właściwościach. Uszkodzenia korozyjne występują w mosiężnych skraplaczach rurowych w postaci ogólnego odcynkowania, odcynkowania korka, pęknięć korozyjnych, korozji udarowej i zmęczenia korozyjnego. Na występowanie opisanych form korozji mosiądzu decydujący wpływ ma skład stopu, technologia wytwarzania rurek skraplacza oraz charakter kontaktowanego medium. W wyniku odcynkowania zniszczenia powierzchni rur mosiężnych mogą mieć charakter ciągły warstwowy lub należeć do tzw. korka, który jest najbardziej niebezpieczny. Odcynkowanie korka charakteryzuje się wgłębieniami wnikającymi głęboko w metal i wypełnionymi luźną miedzią. Obecność przetok przelotowych powoduje konieczność wymiany rury, aby uniknąć zasysania chłodziwa surowa woda w kondensat.

Przeprowadzone badania, a także wieloletnie obserwacje stanu powierzchni rur kondensatorów w kondensatorach roboczych wykazały, że dodatkowe wprowadzenie do mosiądzu niewielkich ilości arsenu znacznie zmniejsza skłonność mosiądzów do odcynkowania. Mosiądze kompozytowe, dodatkowo domieszkowane cyną lub aluminium, charakteryzują się również podwyższoną odpornością na korozję ze względu na zdolność tych stopów do szybkiego przywracania powłok ochronnych w przypadku ich mechanicznego zniszczenia. Ze względu na zastosowanie metali zajmujących różne miejsca w szeregu potencjałowym i połączonym elektrycznie makroelementy pojawiają się w kondensatorze. Obecność zmiennego pola temperaturowego stwarza możliwość powstania żrącego i niebezpiecznego pola elektromagnetycznego pochodzenia termoelektrycznego. Prądy błądzące występujące podczas uziemiania w pobliżu prądu stałego mogą również powodować poważną korozję kondensatorów.

Uszkodzenia korozyjne rurek skraplacza spowodowane skraplającą się parą są najczęściej związane z obecnością w nich amoniaku. Ten ostatni, będąc dobrym czynnikiem kompleksującym w stosunku do jonów miedzi i cynku, stwarza korzystne warunki do odcynkowania mosiądzu. Ponadto amoniak powoduje pękanie korozyjne mosiężnych rur skraplacza w obecności wewnętrznych lub zewnętrznych naprężeń rozciągających w stopie, które stopniowo poszerzają pęknięcia w miarę rozwoju procesu korozji. Ustalono, że przy braku tlenu i innych utleniaczy roztwory amoniaku nie mogą działać agresywnie na miedź i jej stopy; dlatego nie ma potrzeby martwić się korozją amoniakalną rur mosiężnych, gdy stężenie amoniaku w kondensacie wynosi do 10 mg/dm 3 i brak tlenu. W obecności nawet niewielkiej ilości tlenu amoniak niszczy mosiądz i inne stopy miedzi w stężeniu 2–3 mg/dm3 .

Korozja od strony pary może dotyczyć przede wszystkim mosiężnych rur chłodnic par, eżektorów i komór zasysania powietrza skraplaczy turbin, gdzie powstają warunki sprzyjające przedostawaniu się powietrza i występowaniu miejscowo zwiększonych stężeń amoniaku w częściowo skroplonej parze.

Aby zapobiec korozji rur skraplaczy po stronie wodnej, należy w każdym konkretnym przypadku, przy wyborze metalu lub stopów odpowiednich do produkcji tych rur, wziąć pod uwagę ich odporność korozyjną dla danego składu wody chłodzącej. Szczególną uwagę należy zwrócić na dobór materiałów odpornych na korozję do produkcji rur skraplaczy w przypadkach, gdy skraplacze chłodzone są bieżącą wodą wysokozmineralizowaną, a także w warunkach uzupełniania strat wody chłodzącej w systemach zaopatrzenia w wodę obiegową elektrowni cieplnych, świeże wody, o zwiększonej mineralizacji lub zanieczyszczone żrącymi ściekami przemysłowymi i bytowymi.
3.7. Korozja urządzeń uzupełniających i sieciowych
3.7.1. Korozja rurociągów i kotłów ciepłej wody
Wiele elektrowni wykorzystuje do zasilania sieci ciepłowniczych wodę rzeczną i wodociągową o niskim pH i niskiej twardości. Dodatkowe przetwarzanie woda rzeczna w wodociągach zwykle prowadzi do obniżenia pH, zmniejszenia zasadowości i wzrostu zawartości agresywnego dwutlenku węgla. Pojawienie się agresywnego dwutlenku węgla jest również możliwe w schematach zakwaszania stosowanych w dużych systemach zaopatrzenia w ciepło z bezpośrednim dostarczaniem ciepłej wody (2000–3000 t/h). Zmiękczanie wody według schematu kationizacji Na zwiększa jej agresywność poprzez usunięcie naturalnych inhibitorów korozji – soli twardościowych.

Przy słabo ustalonym odpowietrzaniu wody i możliwym wzroście stężeń tlenu i dwutlenku węgla na skutek braku dodatkowych środków ochronnych w systemach zaopatrzenia w ciepło, rurociągi, wymienniki ciepła, zbiorniki magazynujące i inne urządzenia są podatne na korozję wewnętrzną.

Wiadomo, że wzrost temperatury sprzyja rozwojowi procesów korozyjnych, które zachodzą zarówno podczas absorpcji tlenu, jak i wydzielania wodoru. Wraz ze wzrostem temperatury powyżej 40°C gwałtownie wzrasta intensywność korozji wywołanej tlenem i dwutlenkiem węgla.

Szczególny rodzaj korozji osadów występuje w warunkach niskiej zawartości tlenu resztkowego (przy spełnieniu norm PTE) oraz gdy ilość tlenków żelaza przekracza 400 μg/dm 3 (w przeliczeniu na Fe). Ten rodzaj korozji, znany wcześniej w praktyce eksploatacji kotłów parowych, odkryto w warunkach stosunkowo słabego ogrzewania i braku obciążeń termicznych. Aktywnymi depolaryzatorami procesu katodowego są w tym przypadku luźne produkty korozji, składające się głównie z uwodnionych tlenków żelaza.

Podczas eksploatacji urządzeń grzewczych często obserwuje się korozję szczelinową, czyli selektywne, intensywne niszczenie korozyjne metalu w szczelinie (szczelinie). Cechą procesów zachodzących w wąskich szczelinach jest obniżone stężenie tlenu w stosunku do stężenia w objętości roztworu oraz powolne usuwanie produktów reakcji korozji. W wyniku akumulacji tych ostatnich i ich hydrolizy możliwe jest obniżenie pH roztworu w szczelinie.

Gdy sieć ciepłownicza z otwartym dopływem wody jest stale zasilana wodą odpowietrzoną, możliwość tworzenia się przetok przelotowych na rurociągach jest całkowicie eliminowana tylko w normalnych warunkach hydraulicznych, gdy we wszystkich punktach ogrzewania utrzymuje się nadciśnienie powyżej ciśnienia atmosferycznego system zasilania.

Przyczyny korozji wżerowej rur kotłów ciepłej wody i innego wyposażenia są następujące: słabe odpowietrzenie wody uzupełniającej; niska wartość pH na skutek obecności agresywnego dwutlenku węgla (do 10–15 mg/dm 3); gromadzenie się produktów korozji tlenowej żelaza (Fe 2 O 3) na powierzchniach wymiany ciepła. Zwiększona zawartość tlenków żelaza w wodzie sieciowej przyczynia się do zanieczyszczenia powierzchni grzewczych kotłów osadami tlenku żelaza.

Wielu badaczy dostrzega istotną rolę w powstawaniu korozji podszlamowej procesu rdzewienia rur kotłów wodnych w okresie ich przestoju, gdy nie podjęto odpowiednich działań zapobiegających korozji postojowej. Ogniska korozji powstające pod wpływem powietrza atmosferycznego na wilgotnych powierzchniach kotłów funkcjonują w trakcie eksploatacji kotłów.
3.7.2. Korozja rur wymienników ciepła
Zachowanie korozyjne stopów miedzi zależy w dużym stopniu od temperatury i jest zdeterminowane obecnością tlenu w wodzie.

W tabeli Tabela 3.1 przedstawia szybkość przejścia produktów korozji stopów miedzi z niklem i mosiądzu do wody przy wysokiej (200 μg/dm 3) i niskiej
(3 µg/dm 3) zawartość tlenu. Szybkość ta jest w przybliżeniu proporcjonalna do odpowiedniej szybkości korozji. Zwiększa się znacząco wraz ze wzrostem stężenia tlenu i zawartości soli w wodzie.

W schematach zakwaszania woda po dekarbonizatorze często zawiera do 5 mg/dm 3 dwutlenku węgla, a żywotność wiązki rurowej grzejników mosiężnych L-68 wynosi 9–10 miesięcy.
Tabela 3.1

Szybkość przejścia produktów korozji w wodę z powierzchni
stopy miedzi z niklem i mosiądz w środowisku obojętnym, 10 -4 g/(m 2 h)

Materiał	Zawartość O 2, µg/dm 3	Temperatura, °C
		38	66	93	121	149
MN 70-30 MN 90-10 LO-70-1	3	-	3,8	4,3	3,2	4,5

Twarde i miękkie osady tworzące się na powierzchni mają istotny wpływ na niszczenie korozyjne rur. Istotny jest charakter tych złóż. Jeżeli osady są w stanie filtrować wodę i jednocześnie mogą zatrzymywać na powierzchni rur produkty korozji zawierające miedź, nasilają się lokalne procesy niszczenia rur. Szczególnie niekorzystnie na przebieg procesów korozyjnych wpływają osady o porowatej strukturze (twarde, organiczne). Wraz ze wzrostem pH wody wzrasta przepuszczalność filmów węglanowych, a wraz ze wzrostem jej twardości gwałtownie maleje. Wyjaśnia to, że w obwodach z opóźnioną regeneracją filtrów procesy korozyjne zachodzą z mniejszą intensywnością niż w obwodach z kationizacją Na. Żywotność rur zmniejsza również zanieczyszczenie ich powierzchni produktami korozji i innymi osadami, co prowadzi do powstawania owrzodzeń pod osadami. Dzięki terminowemu usunięciu zanieczyszczeń można znacznie zmniejszyć lokalną korozję rur. Przyspieszoną awarię grzejników z rurkami mosiężnymi obserwuje się przy zwiększonej zawartości soli w wodzie - powyżej 300 mg/dm 3 i stężeń chlorków - powyżej 20 mg/dm 3.

Średni terminŻywotność rur wymienników ciepła (3–4 lata) można wydłużyć, jeśli są wykonane z materiałów odpornych na korozję. Rury ze stali nierdzewnej 1Х18Н9Т, zainstalowane w kanale uzupełniającym w wielu elektrowniach cieplnych z wodą niskozmineralizowaną, działają od ponad 7 lat bez śladów uszkodzeń. Jednak obecnie trudno liczyć na powszechne zastosowanie stali nierdzewnych ze względu na ich dużą rzadkość. Należy również pamiętać, że stale te są podatne na korozję wżerową podwyższonych temperaturach, zasolenie, stężenie chlorków i zanieczyszczenie osadów.

W przypadku, gdy zawartość soli w wodzie uzupełniającej i zasilającej jest większa niż 200 mg/dm 3 i jonów chloru większa niż 10 mg/dm 3, należy ograniczyć stosowanie mosiądzu L-68, zwłaszcza w uzupełnianiu. do odgazowywacza, niezależnie od schematu przygotowania wody. W przypadku stosowania zmiękczonej wody uzupełniającej zawierającej znaczne ilości agresywnego dwutlenku węgla (ponad 1 mg/dm 3) natężenie przepływu w urządzeniach z systemem rur mosiężnych musi przekraczać 1,2 m/s.

Stop MNZh-5-1 należy stosować, gdy temperatura wody uzupełniającej w sieci ciepłowniczej przekracza 60°C.
Tabela 3.2

Rury metalowe wymienników ciepła w zależności od

Ze schematu uzdatniania wody uzupełniającej sieci ciepłowniczej

Schemat uzdatniania wody do makijażu	Metal rurek wymiennika ciepła na drodze do odgazowywacza	Rury metalowe sieciowych wymienników ciepła
Wapnowanie	L-68, LA-77-2	L-68
Na-kationizacja	LA-77-2, MNZH-5-1	L-68
H-kationizacja z regeneracją filtra głodowego	LA-77-2, MNZH-5-1	L-68
Zakwaszenie	LA-77-2, MNZH-5-1	L-68
Miękka woda bez uzdatniania W o = 0,5 h 0,6 mmol/dm 3, Sho = 0,2 h 0,5 mmol/dm 3, pH = 6,5 godz. 7,5	LA-77-2, MNZH-5-1	L-68

3.7.3. Stopień stan korozyjny istniejącysystemy

gorącyzaopatrzenie w wodę i przyczynykorozja
Systemy ciepłej wody w porównaniu do innych konstrukcje inżynierskie(ogrzewanie, instalacja zimnej wody i kanalizacja) są najmniej niezawodne i trwałe. Jeżeli ustalony i rzeczywisty okres użytkowania budynków szacuje się na 50–100 lat, a systemy grzewcze, zaopatrzenia w zimną wodę i kanalizacji na 20–25 lat, to w przypadku systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę z zamkniętym schematem zaopatrzenia w ciepło i komunikacją wykonaną niepowlekanych rur stalowych rzeczywisty okres użytkowania nie przekracza 10 lat, a w niektórych przypadkach 2–3 lata.

Rurociągi doprowadzające ciepłą wodę bez powłok ochronnych są podatne na korozję wewnętrzną i znaczne zanieczyszczenie jej produktami. Prowadzi to do zmniejszenia przepustowości łączności, wzrostu strat hydraulicznych i przerw w dostawie ciepłej wody, zwłaszcza w Wyższe piętra budynki z niewystarczającym ciśnieniem z wodociągu miejskiego. W dużych systemach zaopatrzenia w ciepłą wodę z punktów centralnego ogrzewania przerost rurociągów produktami korozji zakłóca regulację systemów rozgałęzionych i prowadzi do przerw w dostawie ciepłej wody. W związku z intensywną korozją, zwłaszcza zewnętrznych sieci wodociągowych z centralnych ciepłowni, wzrasta ilość napraw bieżących i kapitalnych. Te ostatnie wiążą się z częstymi przenoszeniem komunikacji wewnętrznej (w domach) i zewnętrznej, zakłócaniem infrastruktury miejskiej w obrębie osiedli oraz długotrwałymi przerwami w dostawie ciepłej wody. duża liczba odbiorców w przypadku awarii głównych odcinków rurociągów dostarczających ciepłą wodę.

Uszkodzenia korozyjne rurociągów doprowadzających ciepłą wodę z stacji CO, jeśli są one układane razem z sieciami ciepłowniczymi, prowadzą do zalania tych ostatnich gorącą wodą i ich intensywnej korozji zewnętrznej. Jednocześnie pojawiają się duże trudności w wykrywaniu miejsc wypadków, konieczne jest wykonanie dużej ilości prac wykopaliskowych i pogorszenie udogodnień terenów mieszkalnych.

Przy niewielkich różnicach w inwestycjach kapitałowych na budowę systemów zaopatrzenia w ciepłą, zimną wodę i ogrzewanie, koszty operacyjne związane z częstą relokacją i naprawą komunikacji dostarczającej ciepłą wodę są nieproporcjonalnie wyższe.

Szczególnie ważna jest korozja systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę i ochrona przed nią ważny ze względu na skalę budownictwa mieszkaniowego w Rosji. Tendencja do konsolidacji wydajności poszczególnych instalacji prowadzi do rozgałęzienia sieci rurociągów dostarczających ciepłą wodę, które zwykle wykonywane są ze zwykłych rur stalowych bez powłok ochronnych. Stale rosnący niedobór wody pitnej powoduje konieczność stosowania nowych źródeł wody o wysokiej aktywności korozyjnej.

Jedną z głównych przyczyn wpływających na stan systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę jest wysoka korozyjność podgrzewanej wody wodociągowej. Według badań VTI działanie korozyjne wody, niezależnie od źródła zaopatrzenia w wodę (powierzchniowego lub podziemnego), charakteryzuje się trzema głównymi wskaźnikami: wskaźnikiem równowagowego nasycenia wody węglanem wapnia, zawartością rozpuszczonego tlenu i całkowitym stężeniem chlorków i siarczanów. Dotychczas literatura krajowa nie podawała klasyfikacji podgrzewanej wody wodociągowej pod względem działania korozyjnego w zależności od parametrów wody źródłowej.

W przypadku braku warunków do tworzenia ochronnych filmów węglanowych na metalu (j
Dane obserwacyjne z istniejących systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę wskazują na istotny wpływ chlorków i siarczanów znajdujących się w wodzie wodociągowej na korozję rurociągów. Zatem wody nawet o dodatnim wskaźniku nasycenia, ale zawierające chlorki i siarczany w stężeniach powyżej 50 mg/dm 3, mają charakter korozyjny, co wynika z naruszenia ciągłości filmów węglanowych i zmniejszenia ich działania ochronnego pod wpływem chlorki i siarczany. W przypadku zniszczenia powłok ochronnych chlorki i siarczany obecne w wodzie zwiększają korozję stali pod wpływem tlenu.

Na podstawie przyjętej w energetyce cieplnej skali korozji oraz danych eksperymentalnych VTI zaproponowano warunkową klasyfikację korozji szybkości korozji rur stalowych w podgrzewanej wodzie pitnej woda z kranu w temperaturze projektowej 60°C (tabela 3.3).

Ryż. 3.2. Zależność wskaźnika głębokości P korozji rur stalowych w podgrzanej wodzie wodociągowej (60°C) od obliczonego wskaźnika nasycenia J:

1, 2, 3 – źródło powierzchniowe
; 4 – źródło podziemne
; 5 – źródło powierzchniowe

Na ryc. 3.2. W artykule przedstawiono dane doświadczalne dotyczące szybkości korozji próbek rur stalowych przy różnej jakości wody wodociągowej. Na wykresie widać pewien przebieg spadku wskaźnika korozji wgłębnej (przepuszczalności głębokościowej) wraz ze zmianą obliczonego wskaźnika nasycenia wodą (przy zawartości chlorków i siarczanów do 50 mg/dm 3). Przy ujemnych wartościach wskaźnika nasycenia głęboka przepuszczalność odpowiada awaryjnej i silnej korozji (punkty 1 i 2) ; dla wód rzecznych o dodatnim wskaźniku nasycenia (pkt 3) korozja jest akceptowalna, a dla wód artezyjskich (pkt 4) korozja słaba. Na uwagę zasługuje fakt, że dla wód artezyjskich i rzecznych o dodatnim wskaźniku nasycenia i zawartości chlorków i siarczanów poniżej 50 mg/dm 3 różnice w głębokości przenikania korozji są stosunkowo niewielkie. Oznacza to, że w wodach skłonnych do tworzenia się filmu tlenkowo-węglanowego na ściankach rur (j > 0) obecność rozpuszczonego tlenu (duża w wodach powierzchniowych i nieznaczna w wodach gruntowych) nie ma zauważalnego wpływu na zmianę głęboka przepuszczalność korozji. Jednocześnie dane badawcze (pkt 5) wskazują na znaczny wzrost intensywności korozji stali w wodzie o wysokim stężeniu chlorków i siarczanów (łącznie około 200 mg/dm 3), pomimo dodatniego wskaźnika nasycenia (j = 0,5). Przepuszczalność korozyjna w tym przypadku odpowiada przepuszczalności wody o wskaźniku nasycenia j = – 0,4. Zgodnie z klasyfikacją wód ze względu na działanie korozyjne, do kategorii żrącej zalicza się wody o dodatnim wskaźniku nasycenia oraz dużej zawartości chlorków i siarczanów.
Tabela 3.3

Klasyfikacja wód ze względu na korozyjność

J w temperaturze 60°C	Stężenie w zimnej wodzie, mg/dm3		Charakterystyka korozyjna podgrzanej wody (w temperaturze 60°C)
	rozpuszczony tlen O2	chlorki i siarczany (ogółem)
	Każdy	Każdy	Silnie korozyjny
	Każdy	>50	Silnie korozyjny
	Każdy		Żrący
	Każdy	>50	Lekko korozyjny
	>5		Lekko korozyjny
			Nie korodujący

Klasyfikacja opracowana przez VTI (tabela 3.3) w pełni odzwierciedla wpływ jakości wody na jej właściwości korozyjne, co potwierdzają dane dotyczące rzeczywistego stanu korozyjnego systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę.

Analiza głównych wskaźników wody wodociągowej w szeregu miast pozwala na zaklasyfikowanie większości wód jako silnie żrących i żrących, a jedynie niewielką część jako lekko korozyjnych i niekorozyjnych. Duża część źródeł charakteryzuje się podwyższonymi stężeniami chlorków i siarczanów (powyżej 50 mg/dm 3), a zdarzają się przykłady, gdy łącznie stężenia te osiągają 400–450 mg/dm 3. Tak znaczna zawartość chlorków i siarczanów w wodzie wodociągowej decyduje o jej dużej aktywności korozyjnej.

Przy ocenie aktywności korozyjnej wody powierzchniowe należy uwzględnić zmienność ich składu w ciągu roku. Aby dokonać bardziej wiarygodnej oceny, należy wykorzystać dane nie tylko z jednej, ale z jak największej liczby analiz wody wykonanych w różnych porach roku na przestrzeni ostatniego roku lub dwóch lat.

W przypadku źródeł artezyjskich wskaźniki jakości wody są zwykle bardzo stabilne przez cały rok. Zazwyczaj, Wody gruntowe charakteryzują się zwiększoną mineralizacją, dodatnim wskaźnikiem nasycenia węglanem wapnia oraz wysoką zawartością ogólną chlorków i siarczanów. To ostatnie prowadzi do tego, że systemy zaopatrzenia w ciepłą wodę w niektórych miastach, otrzymujących wodę ze studni artezyjskich, również podlegają silnej korozji.

Gdy w jednym mieście znajduje się kilka źródeł wody pitnej, intensywność i skala uszkodzeń korozyjnych systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę może być różna. Tak więc w Kijowie istnieją trzy źródła zaopatrzenia w wodę:
R. Dniepr, r. Desna i studnie artezyjskie. Najbardziej podatne na korozję są instalacje ciepłej wody na obszarach miasta zasilanych żrącą wodą Dniepru; Obecność obszarów w mieście o różnych właściwościach korozyjnych wody wodociągowej znacznie komplikuje organizację działań antykorozyjnych zarówno na etapie projektowania, jak i podczas eksploatacji systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę.

Aby ocenić stan korozji systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę, przeprowadzono badania w wielu miastach. Badania eksperymentalne szybkości korozji rur przy użyciu próbek rurowych i płytowych przeprowadzono na obszarach nowego budownictwa mieszkaniowego w miastach Moskwa, Sankt Petersburg itp. Wyniki badań wykazały, że stan rurociągów jest bezpośrednio zależny od działania korozyjnego wody z kranu.

Istotny wpływ na stopień uszkodzeń korozyjnych w systemie zaopatrzenia w ciepłą wodę ma duża centralizacja instalacji podgrzewania wody w punktach centralnego ogrzewania lub węzłach cieplnych (DHS). Początkowo powszechna budowa stacji centralnego ogrzewania w Rosji wynikała z kilku powodów: braku piwnic w nowych budynkach mieszkalnych odpowiednich do umieszczenia urządzeń dostarczających ciepłą wodę; niedopuszczalność instalacji konwencjonalnej (nie cichej) pompy obiegowe w poszczególnych punktach grzewczych; oczekiwana redukcja personelu obsługi w wyniku wymiany stosunkowo małych grzejników instalowanych w poszczególnych punktach grzewczych na duże; konieczność zwiększenia poziomu pracy stacji centralnego ogrzewania poprzez ich automatyzację i poprawę obsługi; możliwość budowy dużych instalacji antykorozyjnego uzdatniania wody do systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę.

Jednak, jak pokazało doświadczenie w obsłudze stacji centralnego ogrzewania i systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę z nich, liczba personelu serwisowego nie uległa zmniejszeniu ze względu na konieczność wykonywania dużej ilości pracy podczas napraw bieżących i kapitalnych systemów zaopatrzenia w ciepłą wodę. Scentralizowane antykorozyjne uzdatnianie wody w stacjach centralnego ogrzewania nie rozpowszechniło się ze względu na złożoność instalacji, wysokie koszty początkowe i eksploatacyjne oraz brak standardowego wyposażenia (odpowietrzanie próżniowe).

W warunkach, w których w instalacjach zaopatrzenia w ciepłą wodę stosuje się głównie rury stalowe bez powłok ochronnych, przy dużej aktywności korozyjnej wody wodociągowej i braku antykorozyjnego uzdatniania wody w stacji CO, dalsza budowa samej stacji CO jest pozornie niemożliwa. nieodpowiedni. W ostatnich latach rozpoczęto budowę nowej serii domów z podpiwniczeniem oraz produkcję cichą pompy odśrodkowe przyczyni się w wielu przypadkach do przejścia na projektowanie indywidualnych punktów grzewczych (IHP) i zwiększenia niezawodności zaopatrzenia w ciepłą wodę.

3.8. Konserwacja urządzeń elektroenergetycznych

i sieci ciepłownicze

3.8.1. Stanowisko ogólne

Konserwacja sprzętu to zabezpieczenie przed tzw. korozją postojową.

Konserwację kotłów i turbozespołów celem zapobieżenia korozji metalu powierzchni wewnętrznych przeprowadza się podczas rutynowych postojów oraz oddawania do rezerwy na czas określony i nieokreślony: wycofanie – w czasie prądu, średniego, generalny remont; wyłączenia awaryjne, w celu długoterminowej rezerwy lub naprawy, w celu odbudowy na okres przekraczający 6 miesięcy.

W oparciu o instrukcje produkcyjne w każdej elektrowni lub kotłowni należy opracować i zatwierdzić rozwiązanie techniczne dotyczące organizacji konserwacji określonych urządzeń, określające metody konserwacji dla różnych rodzajów przestojów i czasu trwania przestojów schemat technologiczny i sprzęt pomocniczy.

Opracowując schemat technologiczny konserwacji, zaleca się maksymalne wykorzystanie standardowych instalacji do korekcyjnego oczyszczania wody zasilającej i kotłowej, instalacji czyszczenie chemiczne urządzenia, obiekty zbiornikowe elektrowni.

Schemat konserwacji technologicznej powinien być jak najbardziej stacjonarny i niezawodnie odłączony od sekcji roboczych obwodu termicznego.

Konieczne jest zapewnienie neutralizacji lub neutralizacji ścieków, a także możliwość ponownego wykorzystania roztworów konserwujących.

Zgodnie z przyjętym rozwiązaniem technicznym sporządzane i zatwierdzane są instrukcje konserwacji wyposażenia wraz z instrukcją czynności przygotowawczych, technologii konserwacji i ponownej konserwacji oraz środków bezpieczeństwa podczas konserwacji.

Przygotowując i przeprowadzając prace konserwatorskie i rekonserwacyjne należy przestrzegać wymagań Regulaminu Bezpieczeństwa Eksploatacji sprzęt termomechaniczny elektrownie i sieci ciepłownicze. Ponadto, jeśli to konieczne, należy je zabrać dodatkowe środki bezpieczeństwo związane z właściwościami stosowanych odczynników chemicznych.

Neutralizacja i oczyszczanie zużytych roztworów konserwujących odczynników chemicznych należy przeprowadzać zgodnie z dokumentami dyrektyw.
3.8.2. Metody konserwacji kotłów bębnowych
1. „suche” wyłączenie kotła.

Wyłączenie na sucho stosuje się w kotłach o dowolnym ciśnieniu w przypadku braku połączeń rura-bęben.

Wyłączenie na sucho przeprowadza się podczas planowanego wyłączenia w celu rezerwy lub naprawy na okres do 30 dni, a także podczas wyłączenia awaryjnego.

Technika wyłączania na sucho jest następująca.

Po zatrzymaniu kotła podczas jego naturalnego chłodzenia lub chłodzenia, drenaż rozpoczyna się przy ciśnieniu 0,8 - 1,0 MPa. Przegrzewacz pośredni jest kierowany parą do skraplacza. Po opróżnieniu zamknij wszystkie zawory i zawory obiegu parowo-wodnego kotła.

Opróżnianie kotła pod ciśnieniem 0,8 - 1,0 MPa pozwala po jego opróżnieniu utrzymać temperaturę metalu w kotle powyżej temperatury nasycenia przy ciśnienie atmosferyczne z powodu ciepła zgromadzonego przez metal, okładzinę i izolację. W tym przypadku suszone są wewnętrzne powierzchnie bębna, kolektorów i rur.

2. Utrzymanie nadciśnienia w kotle.

Utrzymywanie w kotle ciśnienia wyższego od atmosferycznego zapobiega przedostawaniu się do niego tlenu i powietrza. Nadciśnienie utrzymywane jest poprzez przepływ odpowietrzonej wody przez kocioł. Konserwację przy utrzymywaniu nadciśnienia stosuje się do kotłów każdego typu i ciśnienia. Metodę tę stosuje się przy odstawianiu kotła na rezerwę lub przy naprawach niezwiązanych z pracą na powierzchniach grzewczych na okres do 10 dni. W kotłach z połączeniami tocznymi pomiędzy rurami i bębnami dopuszczalne jest stosowanie nadciśnienia przez okres do 30 dni.

3. Oprócz powyższych metod konserwacji w kotłach bębnowych stosuje się:

Obróbka hydrazyną powierzchni grzewczych przy parametrach pracy kotła;

Obróbka hydrazyną przy obniżonych parametrach pary;

„Wygotowanie” hydrazyny z powierzchni grzewczych kotła;

Obróbka Trilon powierzchni grzewczych kotłów;

„Rozcieńczenie” fosforanowo-amoniakalne;

Wypełnienie powierzchni grzewczych kotła ochronnymi roztworami alkalicznymi;

Napełnienie powierzchni grzewczych kotła azotem;

Konserwacja kotła inhibitorem kontaktu.

3.8.3. Metody konserwacji kotłów jednoprzejściowych
1. „suche” wyłączenie kotła.

Przystanek na sucho dotyczy wszystkich kotły przelotowe niezależnie od przyjętego reżimu chemii wody. Wykonuje się go podczas postojów planowych i awaryjnych trwających do 30 dni. Para z kotła jest częściowo uwalniana do skraplacza tak, że w ciągu 20–30 minut ciśnienie w kotle spada do
30–40 kgf/cm 2 (3–4 MPa). Otworzyć spusty kolektorów dolotowych i ekonomizera wody. Gdy ciśnienie spadnie do zera, kocioł odparowuje do skraplacza. Próżnię utrzymuje się przez co najmniej 15 minut.

2. Obróbka hydrazyną i tlenem powierzchni grzewczych przy parametrach pracy kotła.

Obróbkę hydrazyną i tlenem przeprowadza się w połączeniu z wyłączeniem na sucho. Technika przeprowadzania obróbki hydrazyną kotła jednoprzejściowego jest taka sama jak w przypadku kotła bębnowego.

3. Napełnienie powierzchni grzewczych kotła azotem.

Kocioł napełniany jest azotem pod nadciśnieniem w powierzchniach grzewczych. Konserwacja azotem stosowana jest w kotłach dowolnego ciśnienia w elektrowniach, które posiadają azot z własnych instalacji!

4. Konserwacja kotła inhibitorem kontaktu.

Konserwację kotła inhibitorem kontaktowym stosuje się do wszystkich typów kotłów, niezależnie od stosowanego reżimu chemii wody, i przeprowadza się ją w przypadku odstawienia kotła na rezerwę lub po remoncie na okres od 1 miesiąca do 2 lat.
3.8.4. Metody konserwacji kotłów wodnych
1. Konserwacja roztworem wodorotlenku wapnia.

Folia ochronna pozostaje przez 2–3 miesiące po opróżnieniu kotła z roztworu po 3–4 lub więcej tygodniach kontaktu. Wodorotlenek wapnia stosowany jest do konserwacji kotłów gorącej wody każdego typu w elektrowniach, kotłowniach i stacjach uzdatniania wody z instalacjami wapienniczymi. Metoda opiera się na wysoce skutecznych właściwościach hamujących roztworu wodorotlenku wapnia Ca(OH) 2. Stężenie ochronne wodorotlenku wapnia wynosi 0,7 g/dm3 i więcej. W kontakcie z metalem jego stabilność folia ochronna formuje się w ciągu 3–4 tygodni.

2. Konserwacja roztworem krzemianu sodu.

Krzemian sodu stosuje się do konserwacji kotłów gorącowodnych każdego typu w przypadku odstawienia kotła na okres do 6 miesięcy lub w przypadku wyjęcia kotła do naprawy na okres do 2 miesięcy.

Krzemian sodu (płynne szkło sodowe) tworzy na powierzchni metalu mocny film ochronny w postaci związku Fe 3 O 4 ·FeSiO 3. Folia ta chroni metal przed działaniem czynników korozyjnych (CO 2 i O 2). Przy stosowaniu tej metody kocioł wodny jest całkowicie wypełniony roztworem krzemianu sodu o stężeniu SiO 2 w roztworze konserwującym wynoszącym co najmniej 1,5 g/dm 3 .

Tworzenie się filmu ochronnego następuje w przypadku kilkudniowego przetrzymywania roztworu konserwującego w kotle lub kilkugodzinnej cyrkulacji roztworu w kotle.
3.8.5. Metody konserwacji zespołów turbinowych
Konserwacja za pomocą ogrzanego powietrza. Przedmuchanie zespołu turbiny gorącym powietrzem zapobiega przedostawaniu się wilgotnego powietrza do wewnętrznych wnęk i powodowaniu procesów korozyjnych. Wnikanie wilgoci na powierzchnie toru przepływu turbiny jest szczególnie niebezpieczne, jeśli występują na nich osady związków sodu. Konserwację zespołu turbinowego ogrzanym powietrzem przeprowadza się w przypadku odstawienia go w rezerwę na okres 7 dni i dłużej.

Konserwacja azotem. Wypełniając wewnętrzne wnęki zespołu turbinowego azotem, a następnie utrzymując niewielkie nadciśnienie, zapobiega się przedostawaniu się wilgotnego powietrza. Dopływ azotu do turbiny rozpoczyna się po zatrzymaniu turbiny i zakończeniu suszenia próżniowego przegrzewacza pośredniego. Konserwację azotem można również stosować w przestrzeniach parowych kotłów i podgrzewaczy.

Konserwacja korozji za pomocą lotnych inhibitorów. Lotne inhibitory korozji typu IFKHAN chronią stal, miedź i mosiądz adsorbując się na powierzchni metalu. Ta warstwa adsorpcyjna znacznie zmniejsza szybkość reakcji elektrochemicznych powodujących proces korozji.

W celu konserwacji zespołu turbinowego przez turbinę zasysane jest powietrze nasycone inhibitorem. Nasycenie powietrza inhibitorem następuje w momencie jego kontaktu z żelem krzemionkowym nasączonym inhibitorem, tzw. linsilem. Impregnacja linsilu przeprowadzana jest u producenta. Aby zaabsorbować nadmiar inhibitora, powietrze na wylocie turbiny przechodzi przez czysty żel krzemionkowy. Aby zachować 1 m 3 objętości, potrzeba co najmniej 300 g linsilu, ochronne stężenie inhibitora w powietrzu wynosi 0,015 g/dm 3.
3.8.6. Konserwacja sieci ciepłowniczych
Kiedy przeprowadza się obróbkę krzemianową wody uzupełniającej, tworzy się film ochronny przed działaniem CO 2 i O 2 . W tym przypadku, przy bezpośredniej analizie gorącej wody, zawartość krzemianów w wodzie uzupełniającej nie powinna przekraczać 50 mg/dm 3 w przeliczeniu na SiO 2.

Podczas uzdatniania wody uzupełniającej krzemianami należy określić maksymalne stężenie wapnia, biorąc pod uwagę całkowite stężenie nie tylko siarczanów (aby zapobiec wytrącaniu się CaSO 4), ale także kwasu krzemowego (aby zapobiec wytrącaniu się CaSiO 3) dla zadaną temperaturę ogrzewania wody sieciowej, biorąc pod uwagę rury kotłowe 40°C (PTE 4.8.39).

W zamkniętym systemie zaopatrzenia w ciepło robocze stężenie SiO 2 w roztworze konserwującym może wynosić 1,5 - 2 g/dm 3.

Jeśli nie konserwujesz roztworem krzemianu sodu, to wtedy sieć ciepłownicza latem należy je zawsze napełniać wodą sieciową spełniającą wymagania PTE 4.8.40.

3.8.7. Krótka charakterystyka stosowanych odczynników chemicznych
w celu konserwacji i środków ostrożności podczas pracy z nimi
Wodny roztwór hydratu hydrazyny N 2 N 4 N 2 O

Roztwór hydratu hydrazyny jest bezbarwną cieczą, która łatwo wchłania wodę, dwutlenek węgla i tlen z powietrza. Hydrat hydrazyny jest silnym środkiem redukującym. Toksyczność (klasa zagrożenia) hydrazyny – 1.

Wodne roztwory hydrazyny o stężeniu do 30% nie są palne – można je transportować i przechowywać w naczyniach ze stali węglowej.

Podczas pracy z roztworami hydratu hydrazyny należy zapobiegać przedostawaniu się do nich substancji porowatych i związków organicznych.

Do miejsc przygotowywania i przechowywania roztworów hydrazyny należy podłączyć węże, aby zmyć wodą rozlany roztwór z urządzenia. Aby zneutralizować i unieszkodliwić, należy przygotować wybielacz.

Wszelkie roztwory hydrazyny, które dostaną się na podłogę, należy pokryć wybielaczem i zmyć. duża ilość woda.

Wodne roztwory hydrazyny mogą powodować zapalenie skóry oraz podrażniać drogi oddechowe i oczy. Związki hydrazyny dostające się do organizmu powodują zmiany w wątrobie i krwi.

Podczas pracy z roztworami hydrazyny należy używać osobistych okularów, gumowych rękawiczek, gumowego fartucha i maski przeciwgazowej marki KD.

Krople roztworu hydrazyny, które dostaną się na skórę lub oczy, należy zmyć dużą ilością wody.
Wodny roztwór amoniakuN.H. 4 (OH)

Wodny roztwór amoniaku (woda amoniakalna) jest bezbarwną cieczą o silnym, specyficznym zapachu. Na temperatura pokojowa a zwłaszcza po podgrzaniu obficie uwalnia amoniak. Toksyczność (klasa zagrożenia) amoniaku – 4. Maksymalne dopuszczalne stężenie amoniaku w powietrzu – 0,02 mg/dm3. Roztwór amoniaku ma odczyn zasadowy. Podczas pracy z amoniakiem należy spełnić następujące wymagania bezpieczeństwa:

– roztwór amoniaku należy przechowywać w zbiorniku ze szczelną pokrywą;

– rozlany roztwór amoniaku zmyć dużą ilością wody;

– w przypadku konieczności naprawy urządzeń służących do przygotowania i dozowania amoniaku należy je dokładnie przepłukać wodą;

– roztwory wodne i pary amoniaku powodują podrażnienie oczu, dróg oddechowych, nudności i ból głowy. Szczególnie niebezpieczne jest dostanie się amoniaku do oczu;

– podczas pracy z roztworem amoniaku należy nosić okulary ochronne;

– amoniak, który dostanie się na skórę lub oczy, należy zmyć dużą ilością wody.

Trilon B
Komercyjny Trilon B to biała substancja w postaci proszku.

Roztwór Trilonu jest stabilny i nie rozkłada się podczas długotrwałego gotowania. Rozpuszczalność Trilonu B w temperaturze 20–40°C wynosi 108–137 g/dm3. Wartość pH tych roztworów wynosi około 5,5.

Dostępny w handlu Trilon B jest dostarczany w workach papierowych z wkładką polietylenową. Odczynnik należy przechowywać w zamkniętym, suchym pomieszczeniu.

Trilon B nie wywiera zauważalnego fizjologicznego działania na organizm ludzki.

Podczas pracy z komercyjnym Trilonem należy używać respiratora, rękawic i okularów ochronnych.
Fosforan trisodowyNie 3 PO 4 ·12N 2 O
Fosforan trójsodowy jest białą, krystaliczną substancją, dobrze rozpuszczalną w wodzie.

W postaci krystalicznej nie ma specyficznego działania na organizm.

W stanie zapylonym przedostający się do dróg oddechowych lub oczu powoduje podrażnienie błon śluzowych.

Gorące roztwory fosforanów są niebezpieczne w przypadku dostania się do oczu.

Podczas wykonywania prac z pyłem należy używać respiratora i okularów ochronnych. Podczas pracy z gorącym roztworem fosforanu nosić okulary ochronne.

W przypadku kontaktu ze skórą lub oczami przemyć dużą ilością wody.
Wodorotlenek soduNaOH
Soda kaustyczna jest białą, stałą, bardzo higroskopijną substancją, dobrze rozpuszczalną w wodzie (w temperaturze 20°C rozpuszczalność wynosi 1070 g/dm3).

Roztwór sody kaustycznej jest bezbarwną cieczą, cięższą od wody. Temperatura zamarzania 6% roztworu wynosi minus 5°C, a 41,8% roztworu wynosi 0°C.

Soda kaustyczna w postaci stałej krystalicznej jest transportowana i magazynowana w stalowych beczkach, a płynna alkalia w stalowych pojemnikach.

Sodę kaustyczną (w postaci krystalicznej lub w płynie), która dostanie się na podłogę, należy zmyć wodą.

W przypadku konieczności naprawy sprzętu służącego do przygotowania i dozowania alkaliów należy go umyć wodą.

Stała soda kaustyczna i jej roztwory powodują poważne oparzenia, szczególnie w przypadku kontaktu z oczami.

Podczas pracy z sodą kaustyczną należy zaopatrzyć się w apteczkę zawierającą watę, 3% roztwór kwasu octowego i 2% roztwór kwasu borowego.

Środki ochrony osobistej podczas pracy z sodą kaustyczną - kombinezon bawełniany, okulary ochronne, fartuch gumowany, buty gumowe, rękawice gumowe.

Jeśli alkalia dostaną się na skórę, usuń je wacikiem i opłucz dotknięty obszar. kwas octowy. Jeśli alkalia dostaną się do oczu należy je przepłukać strumieniem wody, a następnie roztworem kwasu borowego i udać się do centrum medycznego.
Krzemian sodu (płynne szkło sodowe)
Handlowe płynne szkło jest gęstym roztworem koloru żółtego lub szary, zawartość SiO 2 w nim wynosi 31 – 33%.

Krzemian sodu dostarczany jest w stalowych beczkach lub zbiornikach. Szkło płynne należy przechowywać w suchych, zamkniętych pomieszczeniach w temperaturze nie niższej niż plus 5°C.

Krzemian sodu jest produktem zasadowym, rozpuszczalnym w wodzie o temperaturze 20 - 40°C.

W przypadku kontaktu roztworu ze skórą płynne szkło należy go zmyć wodą.
Wodorotlenek wapnia (roztwór wapna) Ca(OH) 2
Zaprawa wapienna jest przezroczystą cieczą, bezbarwną i bezwonną, nietoksyczną i ma słabo zasadowy odczyn.

Roztwór wodorotlenku wapnia otrzymuje się przez osadzenie mleka wapiennego. Rozpuszczalność wodorotlenku wapnia jest niska – nie więcej niż 1,4 g/dm 3 w temperaturze 25°C.

Podczas pracy z zaprawą wapienną osobom o wrażliwej skórze zaleca się noszenie gumowych rękawiczek.

Jeżeli roztwór dostanie się na skórę lub oczy, należy go zmyć wodą.
Inhibitor kontaktu
Inhibitor M-1 to sól cykloheksyloaminy (TU 113-03-13-10-86) i syntetycznych kwasów tłuszczowych frakcji C 10-13 (GOST 23279-78). W postaci handlowej jest to pasta lub substancja stała o barwie ciemnożółtej do brązowy. Temperatura topnienia inhibitora wynosi powyżej 30°C, udział masowy cykloheksyloaminy wynosi 31–34%, pH roztworu alkoholowo-wodnego o udziale masowym substancji głównej wynoszącym 1% wynosi 7,5–8,5; Gęstość 3% roztworu wodnego w temperaturze 20°C wynosi 0,995 – 0,996 g/dm 3.

Inhibitor M-1 dostarczany jest w stalowych bębnach, metalowych kolbach i stalowych beczkach. Każde opakowanie musi być oznaczone następującymi danymi: nazwa producenta, nazwa inhibitora, numer partii, data produkcji, masa netto, brutto.

Handlowy inhibitor jest substancją łatwopalną i należy go przechowywać w magazynie zgodnie z zasadami przechowywania substancji łatwopalnych. Wodny roztwór inhibitora nie jest palny.

Wszelkie roztwory inhibitora, które dostaną się na podłogę, należy zmyć dużą ilością wody.

W przypadku konieczności naprawy sprzętu służącego do przechowywania i przygotowywania roztworu inhibitora należy go dokładnie przepłukać wodą.

Inhibitor M-1 należy do trzeciej klasy (substancje umiarkowanie niebezpieczne). MPK w powietrzu Obszar roboczy dla inhibitora nie powinna przekraczać 10 mg/dm3.

Inhibitor jest stabilny chemicznie i nie tworzy toksycznych związków w powietrzu i ściekach w obecności innych substancji lub czynników przemysłowych.

Osoby pracujące z inhibitorami muszą posiadać bawełniany kombinezon lub szlafrok, rękawiczki i czapkę.

Po zakończeniu pracy z inhibitorem należy umyć ręce ciepłą wodą z mydłem.
Lotne inhibitory
Lotny inhibitor korozji atmosferycznej IFKHAN-1(1-dietyloamino-2-metylobutanon-3) jest przezroczystą żółtawą cieczą o ostrym, specyficznym zapachu.

Płynny inhibitor IFKHAN-1 jest klasyfikowany jako substancja wysoce niebezpieczna ze względu na stopień uderzenia. Maksymalne dopuszczalne stężenie par inhibitorów w powietrzu obszaru roboczego nie powinno przekraczać 0,1 mg/dm3. Inhibitor IFKHAN-1 w dużych dawkach powoduje pobudzenie ośrodkowego układu nerwowego, podrażniając błony śluzowe oczu i górnych dróg oddechowych. Długotrwałe narażenie niezabezpieczonej skóry na działanie inhibitora może powodować zapalenie skóry.

Inhibitor IFKHAN-1 jest stabilny chemicznie i nie tworzy toksycznych związków w powietrzu i ściekach w obecności innych substancji.

Płynny inhibitor IFKHAN-1 jest łatwopalną cieczą. Temperatura zapłonu ciekłego inhibitora wynosi 47°C, temperatura samozapłonu wynosi 315°C. W przypadku pożaru stosuje się następujące środki gaśnicze: filc ogniowy, gaśnice pianowe, gaśnice DU.

Sprzątanie pomieszczeń należy przeprowadzać metodą mokrą.

Podczas pracy z inhibitorem IFKHAN-1 konieczne jest użycie ochrona osobista– garnitur z tkaniny bawełnianej (szlafrok), rękawiczki gumowe.

Inhibitor IFKHAN-100, również pochodna amin, jest mniej toksyczna. Stosunkowo bezpieczny poziom narażenia wynosi 10 mg/dm3; temperatura zapłonu 114°C, temperatura samozapłonu 241°C.

Środki bezpieczeństwa podczas pracy z inhibitorem IFKHAN-100 są takie same jak przy pracy z inhibitorem IFKHAN-1.

Zabrania się wykonywania prac wewnątrz urządzenia do czasu jego ponownego otwarcia.

Przy dużych stężeniach inhibitora w powietrzu lub w przypadku konieczności przeprowadzenia prac wewnątrz urządzenia po jego ponownym otwarciu należy stosować maskę przeciwgazową klasy A z wkładem filtrującym klasy A (GOST 12.4.121-83 i
GOST 12.4.122-83). Sprzęt należy najpierw przewietrzyć. Prace wewnątrz sprzętu po ponownej konserwacji powinny być wykonywane przez dwuosobową ekipę.

Po zakończeniu pracy z inhibitorem należy umyć ręce mydłem.

Jeżeli płynny inhibitor dostanie się na skórę, należy go zmyć wodą z mydłem, a w przypadku dostania się do oczu przemyć je dużą ilością wody.
Pytania kontrolne

1. 
   Rodzaje procesów korozyjnych.
2. 
   Omów korozję chemiczną i elektrochemiczną.
3. 
   Wpływ czynników zewnętrznych i wewnętrznych na korozję metali.
4. 
   Korozja przewodów doprowadzających kondensat do kotłów i sieci ciepłowniczych.
5. 
   Korozja turbin parowych.
6. 
   Korozja urządzeń w ciągach uzupełniających i sieciowych sieci ciepłowniczej.
7. 
   Podstawowe metody uzdatniania wody w celu zmniejszenia intensywności korozji instalacji grzewczych.
8. 
   Cel konserwacji urządzeń elektroenergetycznych.
9. 
   Wymień sposoby konserwacji:

a) kotły parowe;

B) kotły na gorącą wodę;

B) zespoły turbinowe;

D) sieci ciepłownicze.

10. Podaj krótki opis zastosowanych odczynników chemicznych.

Wstęp

Korozja (od łac. corrosio - korozja) to samoistne niszczenie metali w wyniku interakcji chemicznej lub fizyczno-chemicznej z środowisko. Ogólnie rzecz biorąc, jest to zniszczenie dowolnego materiału - metalu, ceramiki, drewna lub polimeru. Przyczyną korozji jest niestabilność termodynamiczna materiały budowlane na działanie substancji znajdujących się w środowisku w kontakcie z nimi. Przykład - korozja tlenowa żelaza w wodzie:

4Fe + 2H 2O + ZO 2 = 2 (Fe 2 O 3 H 2 O)

W Życie codzienne W przypadku stopów żelaza (stali) częściej używa się terminu „rdzewienie”. Przypadki korozji polimerów są mniej znane. W odniesieniu do nich istnieje pojęcie „starzenia”, podobne do terminu „korozja” w przypadku metali. Na przykład starzenie się gumy w wyniku interakcji z tlenem atmosferycznym lub zniszczenie niektórych tworzyw sztucznych pod wpływem opadów atmosferycznych, a także korozja biologiczna. Szybkość korozji, jak każdej reakcji chemicznej, zależy w dużym stopniu od temperatury. Wzrost temperatury o 100 stopni może zwiększyć szybkość korozji o kilka rzędów wielkości.

Procesy korozyjne charakteryzują się szerokim rozkładem oraz różnorodnością warunków i środowisk, w których zachodzą. Dlatego nie ma jednej i kompleksowej klasyfikacji spotykanych przypadków korozji. Główna klasyfikacja dokonywana jest zgodnie z mechanizmem procesu. Istnieją dwa rodzaje korozji: korozja chemiczna i korozja elektrochemiczna. W tym streszczeniu szczegółowo zbadano korozję chemiczną na przykładzie kotłowni okrętowych o małej i dużej mocy.

Procesy korozyjne charakteryzują się szerokim rozkładem oraz różnorodnością warunków i środowisk, w których zachodzą. Dlatego nie ma jednej i kompleksowej klasyfikacji spotykanych przypadków korozji.

W zależności od rodzaju agresywnego środowiska, w którym zachodzi proces niszczenia, korozja może być następujących typów:

1) -Korozja gazowa

2) -Korozja w nieelektrolitach

3) -Korozja atmosferyczna

4) -Korozja w elektrolitach

5) -Korozja podziemna

6) -Biokorozja

7) - Korozja spowodowana prądem błądzącym.

W zależności od warunków procesu korozji wyróżnia się następujące typy:

1) - Korozja kontaktowa

2) - Korozja szczelinowa

3) -Korozja podczas częściowego zanurzenia

4) -Korozja podczas pełnego zanurzenia

5) -Korozja podczas naprzemiennego zanurzania

6) -Korozja cierna

7) -Korozja naprężeniowa.

Ze względu na charakter zniszczenia:

Korozja całkowita obejmująca całą powierzchnię:

1) - jednolite;

2) - nierówny;

3) -selektywny.

Korozja lokalna (lokalna) obejmująca poszczególne obszary:

1) - plamy;

2) - wrzodziejące;

3) - punkt (lub wżery);

4) - przez;

5) - międzykrystaliczny.

1. Korozja chemiczna

Wyobraźmy sobie metal w procesie produkcji walcówki w zakładzie metalurgicznym: rozpalona do czerwoności masa przemieszcza się po stojakach walcarki. Ogniste plamy wylatują z niej we wszystkich kierunkach. Dzieje się tak, gdy z powierzchni metalu odrywają się cząsteczki kamienia – produkt korozji chemicznej, która powstaje w wyniku interakcji metalu z tlenem zawartym w powietrzu. Ten proces samoistnego niszczenia metalu w wyniku bezpośredniego oddziaływania cząstek utleniacza i utlenionego metalu nazywa się korozją chemiczną.

Korozja chemiczna to oddziaływanie powierzchni metalu ze środowiskiem (korozyjnym), któremu nie towarzyszą procesy elektrochemiczne na granicy faz. W tym przypadku oddziaływania utleniania metalu i redukcji składnika utleniającego środowiska korozyjnego zachodzą w jednym akcie. Na przykład tworzenie się kamienia, gdy materiały na bazie żelaza reagują w wysokich temperaturach z tlenem:

4Fe + 3O 2 → 2Fe 2 O 3

Podczas korozji elektrochemicznej jonizacja atomów metalu i redukcja składnika utleniającego środowiska korozyjnego nie zachodzą w jednym procesie, a ich tempo zależy od potencjału elektrody metalu (np. rdzewienie stali w wodzie morskiej).

W korozji chemicznej następuje jednocześnie utlenianie metalu i redukcja składnika utleniającego środowiska korozyjnego. Korozja taka występuje, gdy metale są wystawione na działanie suchych gazów (powietrze, produkty spalania paliw) i ciekłych nieelektrolitów (olej, benzyna itp.) i jest heterogeniczną reakcją chemiczną.

Proces korozji chemicznej przebiega następująco. Utleniający składnik środowiska zewnętrznego, odbierając metalowi elektrony walencyjne, jednocześnie wchodzi z nim w związek chemiczny, tworząc na powierzchni metalu film (produkt korozji). Dalsze tworzenie się filmu następuje w wyniku wzajemnej dwukierunkowej dyfuzji przez warstwę agresywnego środowiska w kierunku metalu i atomów metalu w kierunku środowiska zewnętrznego i ich wzajemnego oddziaływania. Ponadto, jeśli powstały film ma właściwości ochronne, to znaczy zapobiega dyfuzji atomów, wówczas korozja postępuje z czasem samohamując. Taki film tworzy się na miedzi w temperaturze ogrzewania 100°C, na niklu w temperaturze 650°C, na żelazie w temperaturze 400°C. Nagrzewanie wyrobów stalowych powyżej 600°C prowadzi do powstania na ich powierzchni luźnego filmu. Wraz ze wzrostem temperatury proces utleniania przyspiesza.

Najczęstszym rodzajem korozji chemicznej jest korozja metali w gazach w wysokich temperaturach – korozja gazowa. Przykładami takiej korozji są utlenianie armatury pieców, części silników spalinowych, prętów rusztów, części lamp naftowych oraz utlenianie podczas wysokotemperaturowej obróbki metali (kucie, walcowanie, tłoczenie). Na powierzchni wyrobów metalowych mogą również tworzyć się inne produkty korozji. Na przykład pod wpływem związków siarki na żelazie tworzą się związki siarki, na srebrze pod wpływem par jodu powstaje jodek srebra itp. Najczęściej jednak na powierzchni metali tworzy się warstwa związków tlenkowych.

Temperatura ma duży wpływ na szybkość korozji chemicznej. Wraz ze wzrostem temperatury wzrasta szybkość korozji gazowej. Mieszanina środowisko gazowe ma specyficzny wpływ na szybkość korozji różne metale. Zatem nikiel jest stabilny w środowisku tlenu i dwutlenku węgla, ale ulega silnej korozji w atmosferze dwutlenku siarki. Miedź jest podatna na korozję w atmosferze tlenu, ale jest stabilna w atmosferze dwutlenku siarki. Chrom jest odporny na korozję we wszystkich trzech środowiskach gazowych.

W celu ochrony przed korozją gazową stosuje się żaroodporne stopy z chromem, aluminium i krzemem, tworzenie atmosfer ochronnych i powłok ochronnych z aluminium, chromu, krzemu i emalii żaroodpornych.

2. Korozja chemiczna w statkowych kotłach parowych.

Rodzaje korozji. Podczas pracy elementy kotła parowego narażone są na działanie agresywnych mediów – wody, pary i spalin. Wyróżnia się korozję chemiczną i elektrochemiczną.

Części i podzespoły maszyn pracujących w wysokich temperaturach są podatne na korozję chemiczną - silniki tłokowe i turbinowe, silniki rakietowe itp. Powinowactwo chemiczne większości metali do tlenu w wysokich temperaturach jest niemal nieograniczone, gdyż tlenki wszystkich technicznie ważne metale zdolny do rozpuszczenia się w metalach i opuszczenia układu równowagi:

2Me(t) + O2(g) 2MeO(t); MeO(t) [MeO] (roztwór)

W tych warunkach utlenianie jest zawsze możliwe, jednak wraz z rozpuszczeniem tlenku na powierzchni metalu pojawia się również warstwa tlenku, która może hamować proces utleniania.

Szybkość utleniania metalu zależy od szybkości samej reakcji chemicznej i szybkości dyfuzji środka utleniającego przez folię, dlatego też działanie ochronne folii jest tym większe, im lepsza jest jej ciągłość i tym mniejsza jest jej zdolność dyfuzyjna. Ciągłość warstwy utworzonej na powierzchni metalu można ocenić poprzez stosunek objętości utworzonego tlenku lub innego związku do objętości tlenku metalu zużytego do wytworzenia tego tlenku metalu (współczynnik Pillinga-Badwordsa). Współczynnik a (współczynnik Pillinga-Badwords) y różne metale ma różne znaczenia. Metale posiadające A<1, не могут создавать сплошные оксидные слои, и через несплошности в слое (трещины) кислород свободно проникает к поверхности металла.

Ciągłe i stabilne warstwy tlenku tworzą się w temperaturze a = 1,2-1,6, ale przy dużych wartościach folie nie są ciągłe, łatwo oddzielają się od powierzchni metalu (łuska żelaza) w wyniku naprężeń wewnętrznych.

Współczynnik Pillinga-Badwordsa daje bardzo przybliżone oszacowanie, ponieważ skład warstw tlenkowych ma szeroki zakres jednorodności, co znajduje również odzwierciedlenie w gęstości tlenku. Na przykład dla chromu a = 2.02 (dla czystych faz), ale powstały na nim film tlenkowy jest bardzo odporny na wpływy środowiska. Grubość warstwy tlenku na powierzchni metalu zmienia się w zależności od czasu.

Korozja chemiczna, wywołana parą lub wodą, niszczy metal równomiernie na całej powierzchni. Szybkość takiej korozji w nowoczesnych kotłach okrętowych jest niska. Bardziej niebezpieczna jest miejscowa korozja chemiczna wywołana agresywnymi związkami chemicznymi zawartymi w osadach popiołów (siarka, tlenki wanadu itp.).

Korozja elektrochemiczna, jak sama nazwa wskazuje, wiąże się nie tylko z procesami chemicznymi, ale także z ruchem elektronów w oddziałujących ośrodkach, tj. z pojawieniem się prądu elektrycznego. Procesy te zachodzą podczas oddziaływania metalu z roztworami elektrolitów, co zachodzi w kotle parowym, w którym krąży woda kotłowa będąca roztworem soli i zasad, które uległy rozkładowi na jony. Korozja elektrochemiczna zachodzi również w przypadku kontaktu metalu z powietrzem (o normalnej temperaturze), w którym zawsze znajduje się para wodna, która skrapla się na powierzchni metalu w postaci cienkiej warstwy wilgoci, tworząc warunki do wystąpienia korozji elektrochemicznej.

Strona morska Rosja nr 05 października 2016 r. Utworzono: 05 października 2016 r. Zaktualizowano: 05 października 2016 r. Wyświetleń: 5363

Rodzaje korozji. Podczas pracy elementy kotła parowego narażone są na działanie agresywnych mediów – wody, pary i spalin. Wyróżnia się korozję chemiczną i elektrochemiczną.

Korozja chemiczna wywołane działaniem pary lub wody, niszczy metal równomiernie na całej powierzchni. Szybkość takiej korozji w nowoczesnych kotłach okrętowych jest niska. Bardziej niebezpieczna jest miejscowa korozja chemiczna wywołana agresywnymi związkami chemicznymi zawartymi w osadach popiołów (siarka, tlenki wanadu itp.).

Najbardziej powszechny i ​​niebezpieczny jest korozja elektrochemiczna, płynący w wodnych roztworach elektrolitów, gdy przepływa prąd elektryczny, spowodowany różnicą potencjałów pomiędzy poszczególnymi przekrojami metalu, różniącymi się niejednorodnością chemiczną, temperaturą czy jakością obróbki.
Rolę elektrolitu pełni woda (w przypadku korozji wewnętrznej) lub skroplona para wodna w osadach (w przypadku korozji zewnętrznej).

Pojawienie się takich par mikrogalwanicznych na powierzchni rur powoduje, że atomy jonów metali przedostają się do wody w postaci jonów naładowanych dodatnio, a powierzchnia rury w tym miejscu nabiera ładunku ujemnego. Jeżeli różnica potencjałów takich par mikrogalwanicznych jest niewielka, wówczas na granicy faz metal-woda stopniowo tworzy się podwójna warstwa elektryczna, co spowalnia dalszy postęp procesu.

Jednak w większości przypadków potencjały poszczególnych sekcji są różne, co powoduje wystąpienie pola elektromagnetycznego skierowanego od potencjału wyższego (anoda) do mniejszego (katoda).

W tym przypadku atomy jonów metali przechodzą z anody do wody, a nadmiar elektronów gromadzi się na katodzie. W rezultacie pole elektromagnetyczne, a w konsekwencji intensywność procesu niszczenia metalu, ulega znacznemu zmniejszeniu.

Zjawisko to nazywa się polaryzacją. Jeżeli potencjał anodowy maleje w wyniku utworzenia ochronnej warstwy tlenkowej lub wzrostu stężenia jonów metali w obszarze anody, a potencjał katody pozostaje praktycznie niezmieniony, wówczas polaryzację nazywa się anodową.

Podczas polaryzacji katodowej w roztworze na katodzie gwałtownie spada stężenie jonów i cząsteczek zdolnych do usuwania nadmiaru elektronów z powierzchni metalu. Wynika z tego, że głównym celem walki z korozją elektrochemiczną jest stworzenie warunków, w których zachowane zostaną oba rodzaje polaryzacji.
W praktyce jest to niemożliwe do osiągnięcia, gdyż woda kotłowa zawsze zawiera depolaryzatory – substancje zakłócające procesy polaryzacyjne.

Do depolaryzatorów zaliczają się cząsteczki O 2 i CO 2, jony H+, Cl - i SO - 4, a także tlenki żelaza i miedzi. Rozpuszczone w wodzie CO 2 , Cl - i SO - 4 hamują tworzenie się gęstej ochronnej warstwy tlenkowej na anodzie i tym samym przyczyniają się do intensywnego zachodzenia procesów anodowych. Jony wodorowe H+ zmniejszają ładunek ujemny katody.

Wpływ tlenu na szybkość korozji zaczął objawiać się w dwóch przeciwnych kierunkach. Z jednej strony tlen zwiększa szybkość procesu korozji, gdyż jest silnym depolaryzatorem miejsc katodowych, z drugiej strony działa pasywująco na powierzchnię.
Zazwyczaj części kotła wykonane ze stali mają dość mocną początkową warstwę tlenkową, która chroni materiał przed działaniem tlenu, dopóki nie zostanie zniszczony przez czynniki chemiczne lub mechaniczne.

Szybkość reakcji heterogenicznych (w tym korozji) jest regulowana intensywnością następujących procesów: dostarczanie odczynników (głównie depolaryzatorów) na powierzchnię materiału; zniszczenie ochronnej warstwy tlenkowej; usuwanie produktów reakcji z miejsca, w którym zachodzi.

Intensywność tych procesów jest w dużej mierze zdeterminowana czynnikami hydrodynamicznymi, mechanicznymi i termicznymi. Dlatego też działania mające na celu zmniejszenie stężenia agresywnych odczynników chemicznych przy dużej intensywności pozostałych dwóch procesów, jak pokazuje doświadczenie w eksploatacji kotłów, są zwykle nieskuteczne.

Wynika z tego, że rozwiązanie problemu zapobiegania uszkodzeniom korozyjnym musi być kompleksowe, uwzględniające wszystkie czynniki wpływające na początkowe przyczyny niszczenia materiałów.

Korozja elektrochemiczna

W zależności od miejsca występowania oraz substancji biorących udział w reakcjach wyróżnia się następujące rodzaje korozji elektrochemicznej:

• tlen (i jego odmiana – parkowanie),
• osad podziemny (czasami nazywany „skorupą”),
• międzykrystaliczny (kruchość alkaliczna stali kotłowych),
• gniazdo i
• siarkawy.

Korozja tlenowa spotykane w ekonomizerach, armaturze, rurach zasilających i spustowych, kolektorach parowo-wodnych i urządzeniach wewnątrzkolektorowych (płyty, rury, schładzacze itp.). Wężownice obiegu wtórnego kotłów dwuprzewodowych, kotłów odzysknicowych i parowych nagrzewnic powietrza są szczególnie podatne na korozję tlenową. Korozja tlenowa zachodzi podczas pracy kotła i zależy od stężenia tlenu rozpuszczonego w wodzie kotłowej.

Szybkość korozji tlenowej w kotłach głównych jest niska, co wynika z efektywnego działania odgazowywaczy i reżimu wodnego fosforanowo-azotanowego. W pomocniczych kotłach wodnorurowych osiąga ona często wartość 0,5 - 1 mm/rok, chociaż średnio mieści się w przedziale 0,05 - 0,2 mm/rok. Charakter uszkodzeń stali kotłowych to małe wrzody.

Bardziej niebezpiecznym rodzajem korozji tlenowej jest korozja parkingowa, występujące w okresie postoju kotła. Wszystkie kotły okrętowe (a zwłaszcza kotły pomocnicze) ze względu na specyfikę swojej pracy podlegają intensywnej korozji dokowej. Korozja stopowa z reguły nie prowadzi do awarii kotła, jednak metal skorodowany podczas przestojów, przy innych czynnikach, ulega intensywniejszemu zniszczeniu podczas pracy kotła.

Główną przyczyną korozji postojowej jest przedostanie się tlenu do wody, jeśli kocioł jest pełny, lub do warstwy wilgoci na powierzchni metalu, jeśli kocioł jest opróżniony. Główną rolę odgrywają w tym zawarte w wodzie chlorki i NaOH oraz osady soli rozpuszczalnych w wodzie.

Jeśli w wodzie znajdują się chlorki, to korozja równomierna metalu nasila się, a jeśli zawiera niewielką ilość zasad (poniżej 100 mg/l), to korozja jest zlokalizowana. Aby uniknąć korozji postojowej w temperaturze 20 - 25°C, woda powinna zawierać do 200 mg/l NaOH.

Zewnętrzne oznaki korozji z udziałem tlenu: małe miejscowe owrzodzenia (ryc. 1, a), wypełnione brązowymi produktami korozji, które tworzą guzki nad wrzodami.

Usuwanie tlenu z wody zasilającej jest jednym z ważnych środków ograniczających korozję tlenową. Od 1986 roku zawartość tlenu w wodzie zasilającej kotły pomocnicze i regeneracyjne statków została ograniczona do 0,1 mg/l.

Jednak nawet przy takiej zawartości tlenu w wodzie zasilającej w trakcie eksploatacji obserwuje się uszkodzenia korozyjne elementów kotła, co wskazuje na dominujący wpływ procesów niszczenia warstwy tlenkowej i wymywania produktów reakcji z miejsc korozji. Najbardziej oczywistym przykładem ilustrującym wpływ tych procesów na uszkodzenia korozyjne jest zniszczenie wężownic kotłów regeneracyjnych z wymuszonym obiegiem.

Ryż. 1. Uszkodzenia spowodowane korozją tlenową

Uszkodzenia korozyjne w przypadku korozji tlenowej są one zwykle ściśle zlokalizowane: na wewnętrznej powierzchni sekcji wlotowych (patrz ryc. 1, a), w obszarze zakrętów (ryc. 1, b), na sekcjach wylotowych oraz w kolano wężownicy (patrz rys. 1, c), a także w kolektorach parowo-wodnych kotłów regeneracyjnych (patrz rys. 1, d). To właśnie w tych obszarach (2 - obszar kawitacji przyściennej) właściwości hydrodynamiczne przepływu stwarzają warunki do niszczenia warstwy tlenkowej i intensywnego wymywania produktów korozji.
Rzeczywiście, każdemu odkształceniu przepływu wody i mieszaniny pary i wody towarzyszy wygląd kawitacja w warstwach ścian przepływ rozszerzający się 2, gdzie powstałe i natychmiast zapadające się pęcherzyki pary powodują zniszczenie warstwy tlenkowej pod wpływem energii mikrouderzeń hydraulicznych.
Sprzyjają temu także zmienne naprężenia w folii spowodowane drganiami cewek oraz wahaniami temperatury i ciśnienia. Zwiększona lokalna turbulizacja przepływu w tych obszarach powoduje aktywne wymywanie produktów korozji.

W bezpośrednich odcinkach wylotowych cewek warstwa tlenku ulega zniszczeniu w wyniku uderzeń w powierzchnię kropelek wody podczas turbulentnych pulsacji przepływu mieszaniny pary i wody, której rozproszony pierścieniowy sposób ruchu zostaje tutaj rozproszony przy przepływie prędkość do 20-25 m/s.
W tych warunkach nawet niska zawartość tlenu (~ 0,1 mg/l) powoduje intensywne niszczenie metalu, co prowadzi do pojawienia się przetok na odcinkach wlotowych wężownic kotłów odzysknicowych La Mont po 2-4 latach eksploatacji oraz w pozostałych obszarach - po 6-12 latach.

Ryż. 2. Uszkodzenia korozyjne cewek ekonomizera kotłów regeneracyjnych KUP1500R statku motorowego Indira Gandhi.

Jako ilustrację powyższego rozważmy przyczyny uszkodzeń wężownic ekonomizera dwóch kotłów regeneracyjnych typu KUP1500R zainstalowanych na lżejszym statku „Indira Gandhi” (typ „Aleksiej Kosygin”), który wszedł do służby w październiku 1985 roku. Już w lutym 1987 roku na skutek uszkodzeń wymieniono ekonomizery w obu kotłach. Nawet w tych ekonomizerach po 3 latach pojawiają się uszkodzenia wężownic, zlokalizowane w odległości do 1-1,5 m od kolektora dolotowego. Charakter uszkodzenia wskazuje (rys. 2, a, b) na typową korozję tlenową, po której następuje zniszczenie zmęczeniowe (pęknięcia poprzeczne).

Jednak charakter zmęczenia w poszczególnych obszarach jest inny. Pojawienie się pęknięcia (a wcześniej pęknięcia warstwy tlenku) w obszarze spoiny (patrz ryc. 2, a) jest konsekwencją naprężeń przemiennych spowodowanych wibracjami wiązki rur oraz cechą konstrukcyjną połączenie wężownic z kolektorem (koniec wężownicy o średnicy 22x3 przyspawany jest do kształtki łukowej o średnicy 22x3 22x2).
Zniszczenie warstwy tlenkowej i powstawanie pęknięć zmęczeniowych na wewnętrznej powierzchni prostych odcinków cewek, w odległości 700-1000 mm od wejścia (patrz ryc. 2, b), są spowodowane naprzemiennymi naprężeniami termicznymi powstającymi podczas uruchomienie kotła, gdy doprowadzona jest zimna woda powierzchniowa. W tym przypadku działanie naprężeń termicznych jest wzmocnione przez fakt, że żeberka cewek utrudniają swobodną rozszerzalność metalu rury, tworząc dodatkowe naprężenia w metalu.

Korozja osadu zwykle obserwowane w głównych kotłach wodnorurowych na wewnętrznych powierzchniach ekranu i rurach wytwarzających parę wiązek paleniskowych zwróconych w stronę palnika. Korozja podszlamowa ma charakter owalnych wrzodów o wielkości wzdłuż głównej osi (równoległej do osi rury) do 30-100 mm.
Na wrzodach znajduje się gęsta warstwa tlenków w postaci „skorup” 3 (ryc. 3). Korozja szlamowa zachodzi w obecności stałych depolaryzatorów - tlenków żelaza i miedzi 2, które osadzają się na odcinkach najbardziej obciążonych cieplnie. rur w miejscach aktywnych ognisk korozji powstających podczas niszczenia warstw tlenkowych.
Na wierzchu tworzy się luźna warstwa kamienia i produktów korozji 1. Powstałe „łuski” produktów korozji mocno przylegają do metalu nieszlachetnego i można je usunąć jedynie mechanicznie. Pod „łuskami” pogarsza się przenikanie ciepła, co prowadzi do przegrzania metalu i pojawienie się wybrzuszeń.
Ten rodzaj korozji nie jest typowy dla kotłów pomocniczych, jednak przy dużych obciążeniach cieplnych i odpowiednich warunkach uzdatniania wody nie można wykluczyć pojawienia się korozji osadowej w tych kotłach.

Rozdział czwarty Wstępne oczyszczanie wody oraz procesy fizykochemiczne

4.1. Oczyszczanie wody metodą koagulacji

4.2. Opady metodami wapnowania i wapnowania sodowego

Rozdział piąty Filtracja wody za pomocą filtrów mechanicznych

Materiały filtracyjne i główne cechy struktury warstw filtrowanych

Rozdział szósty Odsalanie wody

6.1. Fizykochemiczne podstawy wymiany jonowej

6.2. Materiały jonowymienne i ich właściwości

6.3. Technologia wymiany jonowej

6.4. Schematy uzdatniania wody jonitowej o niskim przepływie

6.5. Automatyzacja stacji uzdatniania wody

6.6. Zaawansowane technologie uzdatniania wody

6.6.1. Technologia jonizacji przeciwprądowej

Cel i zakres

Podstawowe schematy obwodów VPU

Rozdział siódmy Termiczna metoda oczyszczania wody

7.1. Metoda destylacji

7.2. Zapobieganie tworzeniu się kamienia kotłowego w instalacjach wyparnych metodami fizycznymi

7.3. Zapobieganie tworzeniu się kamienia kotłowego w instalacjach wyparnych metodami chemicznymi, projektowymi i technologicznymi

Rozdział ósmy Oczyszczanie wód wysokozmineralizowanych

8.1. Odwrócona osmoza

8.2. Elektrodializa

Rozdział dziewiąty Uzdatnianie wody w sieciach ciepłowniczych z bezpośrednim poborem wody

9.1. Podstawowe postanowienia

Normy wskaźników organoleptycznych wody

Normy wskaźników bakteriologicznych wody

Wskaźniki maksymalnych dopuszczalnych stężeń (norm) składu chemicznego wody

9.2. Przygotowanie dodatkowej wody poprzez n-kationizację z regeneracją głodową

9.3. Zmniejszanie twardości węglanowej (zasadowości) wody uzupełniającej poprzez zakwaszenie

9.4. Dekarbonizacja wody metodą wapnowania

9.6. Magnetyczny preparat zapobiegający osadzaniu się kamienia w wodzie uzupełniającej

9.7. Przygotowanie wody dla zamkniętych sieci ciepłowniczych

9,8. Przygotowanie wody dla lokalnych sieci zaopatrzenia w ciepłą wodę

9,9. Przygotowanie wody do ogrzewania instalacji grzewczych

9.10. Technologia uzdatniania wody kompleksami w systemach zaopatrzenia w ciepło

Rozdział dziesiąty Oczyszczanie wody z rozpuszczonych gazów

10.1. Postanowienia ogólne

10.2. Usuwanie wolnego dwutlenku węgla

Wysokość warstwy uszczelnienia pierścieniowego Raschiga w metrach określa się z równania:

10.3. Usuwanie tlenu metodami fizycznymi i chemicznymi

10.4. Odgazowywanie w odgazowywaczach atmosferycznych i obniżonych

10,5. Chemiczne metody usuwania gazów z wody

Rozdział jedenasty Stabilizacja uzdatniania wody

11.1. Postanowienia ogólne

11.2. Stabilizacja wody poprzez zakwaszenie

11.3. Fosforanowanie wody chłodzącej

11.4. Rekarbonatyzacja wody chłodzącej

Rozdział dwunasty

Zastosowanie środków utleniających do walki

Z biologicznym zanieczyszczeniem wymienników ciepła

I dezynfekcja wody

Rozdział trzynasty Obliczanie filtrów mechanicznych i jonowymiennych

13.1. Obliczanie filtrów mechanicznych

13.2. Obliczanie filtrów jonowymiennych

Rozdział czternasty Przykłady obliczeń stacji uzdatniania wody

14.1. Postanowienia ogólne

14.2. Obliczanie instalacji odsalania chemicznego z równoległym podłączeniem filtrów

14.3. Obliczanie dekarbonizatora z dyszą wykonaną z pierścieni Raschiga

14.4. Obliczanie filtrów mieszanych (MSF)

14,5. Obliczenia instalacji odsalania z blokowym podłączeniem filtrów (obliczenie „łańcuchów”)

Specjalne warunki i zalecenia

Obliczanie filtrów n-kationowymiennych pierwszego stopnia ()

Obliczanie filtrów anionowymiennych pierwszego stopnia (a1)

Obliczanie filtrów n-kationowymiennych drugiego stopnia ()

Obliczanie filtrów anionowymiennych drugiego stopnia (a2)

14.6. Obliczanie instalacji do elektrodializy

Rozdział piętnasty krótkie technologie oczyszczania kondensatu

15.1. Filtr elektromagnetyczny (EMF)

15.2. Cechy klarowania kondensatów turbinowych i przemysłowych

Rozdział szesnasty Krótkie technologie energetycznego oczyszczania ścieków metodą cieplną

16.1. Podstawowe pojęcia dotyczące ścieków z elektrociepłowni i kotłowni

16.2. Wody do chemicznego uzdatniania wody

16.3. Zużyte roztwory z mycia i konserwacji urządzeń elektroenergetycznych

16.4. Ciepłe wody

16.5. Woda z odpopielania hydraulicznego

16.6. Wody myjące

16,7. Wody zanieczyszczone ropą

Część druga. Reżim chemii wody

Rozdział drugi Kontrola chemiczna – podstawy reżimu chemii wody

Rozdział trzeci: Korozja metali urządzeń energetyki parowej i metody jej zwalczania

3.1. Podstawowe postanowienia

3.2. Korozja stali w parze przegrzanej

3.3. Korozja ścieżki wody zasilającej i przewodów kondensatu

3.4. Korozja elementów wytwornicy pary

3.4.1. Korozja rur i bębnów wytwornic pary podczas ich eksploatacji

3.4.2. Korozja przegrzewacza

3.4.3. Korozja postojowa wytwornic pary

3.5. Korozja turbiny parowej

3.6. Korozja skraplaczy turbin

3.7. Korozja urządzeń uzupełniających i sieciowych

3.7.1. Korozja rurociągów i kotłów ciepłej wody

3.7.2. Korozja rur wymienników ciepła

3.7.3. Ocena stanu korozyjnego istniejących instalacji ciepłej wody użytkowej oraz przyczyn korozji

3.8. Konserwacja urządzeń elektroenergetycznych i sieci ciepłowniczych

3.8.1. Stanowisko ogólne

3.8.2. Metody konserwacji kotłów bębnowych

3.8.3. Metody konserwacji kotłów jednoprzejściowych

3.8.4. Metody konserwacji kotłów wodnych

3.8.5. Metody konserwacji zespołów turbinowych

3.8.6. Konserwacja sieci ciepłowniczych

3.8.7. Krótka charakterystyka odczynników chemicznych stosowanych do konserwacji i środki ostrożności podczas pracy z nimi Wodny roztwór hydratu hydrazyny n2Н4·Н2о

Wodny roztwór amoniaku nh4(oh)

Trilon ur

Fosforan trójsodowy Na3po4 12Н2о

Soda kaustyczna NaOh

Krzemian sodu (płynne szkło sodowe)

Wodorotlenek wapnia (roztwór wapna) Ca(on)2

Inhibitor kontaktu

Lotne inhibitory

Rozdział czwarty Osady w urządzeniach energetycznych i metody ich eliminacji

4.1. Osady w wytwornicach pary i wymiennikach ciepła

4.2. Skład, struktura i właściwości fizyczne osadów

4.3. Tworzenie się osadów na wewnętrznych powierzchniach grzewczych wielu obiegowych wytwornic pary i wymienników ciepła

4.3.1. Warunki tworzenia fazy stałej z roztworów soli

4.3.2. Warunki powstawania łusek ziem alkalicznych

4.3.3. Warunki powstawania kamienia żelazo- i glinokrzemianowego

4.3.4. Warunki powstawania osadów tlenku żelaza i fosforanu żelaza

4.3.5. Warunki powstawania łusek miedzi

4.3.6. Warunki powstawania osadów związków łatwo rozpuszczalnych

4.4. Tworzenie się osadów na wewnętrznych powierzchniach wytwornic pary o przepływie bezpośrednim

4,5. Tworzenie się osadów na chłodzonych powierzchniach skraplaczy i wzdłuż obiegu wody chłodzącej

4.6. Osady wzdłuż ścieżki pary

4.6.1. Zachowanie się zanieczyszczeń parowych w przegrzewaczu

4.6.2. Zachowanie się zanieczyszczeń parowych w drogach przepływu turbin parowych

4.7. Tworzenie się osadów w urządzeniach do podgrzewania wody

4.7.1. Podstawy osadów

4.7.2. Organizacja kontroli chemicznej i ocena intensywności tworzenia się kamienia kotłowego w urządzeniach do podgrzewania wody

4.8. Chemiczne czyszczenie elektrowni cieplnych i urządzeń kotłowni

4.8.1. Cel czyszczenia chemicznego i dobór odczynników

4.8.2. Operacyjne czyszczenie chemiczne turbin parowych

4.8.3. Operacyjne czyszczenie chemiczne kondensatorów i grzejników sieciowych

4.8.4. Operacyjne czyszczenie chemiczne kotłów wodnych. Postanowienia ogólne

Tryby czyszczenia technologicznego

4.8.5. Najważniejsze odczynniki do usuwania osadów z kotłów wodnych i parowych niskiego i średniego ciśnienia

Rozdział piąty: Reżim chemii wody (WCR) w energetyce

5.1. Reżimy wodno-chemiczne kotłów bębnowych

5.1.1. Charakterystyka fizykochemiczna procesów wewnątrzkotłowych

5.1.2. Metody korekcyjnego uzdatniania wody kotłowej i zasilającej

5.1.2.1. Fosforanowanie wody kotłowej

5.1.2.2. Aminowanie i hydrazynowe oczyszczanie wody zasilającej

5.1.3. Zanieczyszczenia parowe i sposoby ich usuwania

5.1.3.1. Podstawowe postanowienia

5.1.3.2. Dmuchanie kotłów bębnowych w elektrowniach cieplnych i kotłowniach

5.1.3.3. Etapowe odparowanie i mycie parą

5.1.4. Wpływ chemizmu wody na skład i strukturę osadów

5.2. Reżimy wodno-chemiczne jednostek ACS

5.3. Reżim wodno-chemiczny turbin parowych

5.3.1. Zachowanie się zanieczyszczeń w drogach przepływu turbin

5.3.2. Reżim wodno-chemiczny turbin parowych wysokiego i ultrawysokociśnieniowego

5.3.3. Reżim chemii wody w turbinach na parę nasyconą

5.4. Tryb wodny skraplaczy turbinowych

5.5. Reżim wodno-chemiczny sieci ciepłowniczych

5.5.1. Podstawowe postanowienia i zadania

5.5.3. Zwiększenie niezawodności reżimu wodno-chemicznego sieci ciepłowniczych

5.5.4. Cechy reżimu chemii wody podczas pracy kotłów gorącej wody spalających olej opałowy

5.6. Sprawdzanie efektywności reżimów wodno-chemicznych prowadzonych w elektrowniach cieplnych i kotłowniach

Część III Przypadki awarii w elektroenergetyce cieplnej na skutek naruszenia reżimu chemicznego wody

Wyposażenie stacji uzdatniania wody (WPU) zatrzymuje kotłownię i fabryki

Węglan wapnia kryje w sobie tajemnice...

Magnetyczne uzdatnianie wody nie zapobiega już tworzeniu się kamienia kotłowego węglanu wapnia. Dlaczego?

Jak zapobiegać osadom i korozji w małych kotłach wodnych

Jakie związki żelaza osadzają się w kotłach gorącej wody?

W rurach PSV tworzą się osady krzemianu magnezu

Jak eksplodują odgazowywacze?

Jak zabezpieczyć rurociągi wody zmiękczonej przed korozją?

Stosunek stężeń jonów w wodzie źródłowej określa agresywność wody kotłowej

Dlaczego rury tylko tylnej szyby „spaliły się”?

Jak usunąć osady żelaza organicznego z rur sitowych?

„Zniekształcenia” chemiczne w wodzie kotłowej

Czy okresowe odsalanie kotła skutecznie przeciwdziała przemianie tlenku żelaza?

Przetoki pojawiły się w rurach kotła jeszcze przed jego rozpoczęciem!

Dlaczego w „najmłodszych” kotłach postępowała korozja postojowa?

Dlaczego rury w schładzaczu powierzchniowym zapadły się?

Dlaczego kondensacja jest niebezpieczna dla kotłów?

Główne przyczyny wypadków w sieciach ciepłowniczych

Problemy kotłowni przemysłu drobiarskiego w obwodzie omskim

Dlaczego w Omsku nie działały centralne ogrzewanie?

Przyczyna dużej wypadkowości systemów zaopatrzenia w ciepło w dzielnicy Sowieckiej w Omsku

Dlaczego wskaźnik wypadków korozyjnych na nowych rurociągach sieci ciepłowniczej jest wysoki?

Niespodzianki natury? Morze Białe zbliża się do Archangielska

Czy rzeka Om grozi awaryjnym wyłączeniem kompleksów elektroenergetycznych i petrochemicznych Omska?

– Zwiększono dawkę koagulanta do obróbki wstępnej;

Wyciąg z „Zasad eksploatacji technicznej elektrowni i sieci”, zatwierdzony. 19.06.2003

Wymagania dla urządzeń AHK (Automatyzacja kontroli chemicznej)

Wymagania dotyczące laboratoryjnego sprzętu kontrolnego

Porównanie parametrów technicznych urządzeń różnych producentów

3.2. Korozja stali w parze przegrzanej

Układ żelazo-para wodna jest termodynamicznie niestabilny. Interakcja tych substancji może wystąpić podczas tworzenia magnetytu Fe 3 O 4 lub wustytu FeO:

;

Analiza reakcji (2.1) – (2.3) wskazuje na swoisty rozkład pary wodnej pod wpływem oddziaływania z metalem z utworzeniem wodoru cząsteczkowego, który nie jest konsekwencją rzeczywistej dysocjacji termicznej pary wodnej. Z równań (2.1) – (2.3) wynika, że ​​podczas korozji stali w parze przegrzanej przy braku tlenu na powierzchni może tworzyć się jedynie Fe 3 O 4 lub FeO.

Jeżeli w przegrzanej parze znajduje się tlen (np. w warunkach wody obojętnej, przy dozowaniu tlenu do kondensatu), w strefie przegrzanej może powstać hematyt Fe 2 O 3 w wyniku dodatkowego utlenienia magnetytu.

Uważa się, że korozja w parze wodnej, rozpoczynająca się w temperaturze 570°C, ma charakter chemiczny. Obecnie maksymalna temperatura przegrzania dla wszystkich kotłów została obniżona do 545°C, w związku z czym w przegrzewaczach występuje korozja elektrochemiczna. Sekcje wylotowe przegrzewaczy pierwotnych wykonane są z odpornej na korozję austenitycznej stali nierdzewnej, sekcje wylotowe przegrzewaczy pośrednich, które mają tę samą końcową temperaturę przegrzania (545 °C), są wykonane ze stali perlitycznych. Dlatego korozja nagrzewnic jest zwykle poważna.

W wyniku działania pary na stal na jej początkowo czystą powierzchnię, następuje ona stopniowo tworzy się tzw. warstwa topotaktyczna, która ściśle przylega do samego metalu i tym samym chroni go przed korozją. Z biegiem czasu na tej warstwie wyrasta druga, tzw. warstwa epitaktyczna. Obie te warstwy dla pary o temperaturze do 545°C są magnetytami, jednak ich budowa nie jest taka sama – warstwa epitaktyczna jest gruboziarnista i nie chroni przed korozją.

Szybkość rozkładu pary

mgN 2 /(cm 2  H)

Ryż. 2.1. Zależność szybkości rozkładu pary przegrzanej

na temperaturę ścian

Nie można wpływać na korozję przegrzanych powierzchni metodami reżimu wodnego. Dlatego głównym zadaniem reżimu wodno-chemicznego samych przegrzewaczy jest systematyczne monitorowanie stanu metalu przegrzewaczy, aby zapobiec zniszczeniu warstwy topotaktycznej. Może to nastąpić na skutek przedostania się do przegrzewaczy i wytrącenia się poszczególnych zanieczyszczeń, zwłaszcza soli, co jest możliwe na przykład w wyniku gwałtownego wzrostu poziomu w bębnie kotłów wysokociśnieniowych. Związane z tym osady soli w przegrzewaczu mogą prowadzić zarówno do wzrostu temperatury ścianek, jak i zniszczenia ochronnej warstwy topotaktycznej tlenku, co można ocenić po gwałtownym wzroście szybkości rozkładu pary (ryc. 2.1).

3.3. Korozja ścieżki wody zasilającej i przewodów kondensatu

Znaczna część uszkodzeń korozyjnych urządzeń elektrowni cieplnej ma miejsce w toku wody zasilającej, gdzie metal znajduje się w najcięższych warunkach, co jest spowodowane agresywnością korozyjną wody oczyszczonej chemicznie, kondensatu, destylatu i ich mieszanin w kontakcie z tym. W elektrowniach z turbinami parowymi głównym źródłem zanieczyszczenia wody zasilającej związkami miedzi jest korozja amoniakalna skraplaczy turbin i niskociśnieniowych podgrzewaczy regeneracyjnych, których rurociągi wykonane są z mosiądzu.

Ścieżkę wody zasilającej elektrownię z turbiną parową można podzielić na dwa główne odcinki: przed odgazowywaczem termicznym i za nim oraz warunki przepływu w Ich szybkość korozji jest znacznie różna. Elementy pierwszego odcinka toru wody zasilającej, zlokalizowane przed odgazowywaczem, obejmują rurociągi, zbiorniki, pompy kondensatu, przewody kondensatu i inne urządzenia. Charakterystyczną cechą korozji tej części przewodu pokarmowego jest niemożność wyczerpania czynników agresywnych, czyli kwasu węglowego i tlenu zawartych w wodzie. Dzięki ciągłemu dopływowi i przemieszczaniu się wzdłuż szlaku nowych porcji wody, ich straty są na bieżąco uzupełniane. Ciągłe usuwanie części produktów reakcji żelaza z wodą i napływ świeżych porcji agresywnych środków stwarza korzystne warunki dla intensywnych procesów korozyjnych.

Źródłem tlenu w kondensacie turbinowym jest zasysanie powietrza w tylnej części turbin oraz w uszczelnieniach pomp kondensatu. Woda grzewcza zawierająca O 2 i CO 2 w grzejnikach powierzchniowych zlokalizowanych w pierwszej części ciągu zasilającego, do 60–80°C i powyżej, prowadzi do poważnych uszkodzeń korozyjnych rur mosiężnych. Te ostatnie stają się kruche, a często mosiądz po kilku miesiącach eksploatacji nabiera gąbczastej struktury w wyniku wyraźnej korozji selektywnej.

Elementy drugiego odcinka toru wody zasilającej – od odgazowywacza do wytwornicy pary – obejmują pompy i linie zasilające, podgrzewacze regeneracyjne i ekonomizery. Temperatura wody na tym odcinku w wyniku sekwencyjnego podgrzewania wody w podgrzewaczach regeneracyjnych i ekonomizerach wody zbliża się do temperatury wody kotłowej. Przyczyną korozji urządzeń związanych z tą częścią ciągu jest przede wszystkim działanie na metal wolnego dwutlenku węgla rozpuszczonego w wodzie zasilającej, którego źródłem jest dodatkowa woda uzdatniona chemicznie. Przy podwyższonym stężeniu jonów wodorowych (pH< 7,0), обусловленной наличием растворенной углекислоты и значительным подогревом воды, процесс коррозии на этом участке питательного тракта развивается преимущественно с выделением водорода. Коррозия имеет сравнительно равномерный характер.

W obecności urządzeń wykonanych z mosiądzu (podgrzewacze niskociśnieniowe, skraplacze) wzbogacanie wody w związki miedzi na drodze para-kondensat następuje w obecności tlenu i wolnego amoniaku. Wzrost rozpuszczalności uwodnionego tlenku miedzi następuje w wyniku tworzenia się kompleksów miedzi z amoniakiem, na przykład Cu(NH 3) 4 (OH) 2. Te produkty korozji mosiężnych rur grzejników niskociśnieniowych zaczynają się rozkładać na odcinkach przewodu wysokociśnieniowych grzejników regeneracyjnych (HPR), tworząc mniej rozpuszczalne tlenki miedzi, częściowo osadzające się na powierzchni rur HPR. d. Osady miedzi na rurach p.v. itp. przyczyniają się do ich korozji podczas eksploatacji i długotrwałego parkowania urządzeń bez konserwacji.

Jeżeli odgazowanie termiczne wody zasilającej nie jest dostatecznie głębokie, korozję wżerową obserwuje się głównie w sekcjach wlotowych ekonomizerów, gdzie wydziela się tlen na skutek zauważalnego wzrostu temperatury wody zasilającej, a także w odcinkach zastojowych ekonomizerów. przewód pokarmowy.

Urządzenia wykorzystujące ciepło odbiorców pary oraz rurociągi, którymi kondensat poprodukcyjny jest zawracany do elektrociepłowni, ulegają korozji pod wpływem zawartego w nich tlenu i kwasu węglowego. Pojawienie się tlenu tłumaczy się kontaktem kondensatu z powietrzem w otwartych zbiornikach (z otwartym obiegiem gromadzenia kondensatu) i wyciekami przez nieszczelności w urządzeniach.

Główne środki zapobiegające korozji urządzeń znajdujących się w pierwszym odcinku ciągu wody zasilającej (od stacji uzdatniania wody do odgazowywacza termicznego) to:

1) stosowanie ochronnych powłok antykorozyjnych na powierzchniach urządzeń do uzdatniania wody i obiektach zbiornikowych, które są myte roztworami odczynników kwaśnych lub wodami korozyjnymi z użyciem gumy, żywic epoksydowych, lakierów na bazie perchlorowinylu, ciekłego nairytu i silikonu;

2) stosowania rur i kształtek kwasoodpornych, wykonanych z materiałów polimerowych (polietylen, poliizobutylen, polipropylen itp.) lub rur i kształtek stalowych wyłożonych wewnątrz powłokami ochronnymi nanoszonymi metodą natryskiwania płomieniowego;

3) zastosowanie rur wymienników ciepła wykonanych z metali odpornych na korozję (czerwona miedź, stal nierdzewna);

4) usuwanie wolnego dwutlenku węgla z dodatkowej wody uzdatnionej chemicznie;

5) stałe usuwanie nieskraplających się gazów (tlenu i kwasu węglowego) z komór parowych niskociśnieniowych nagrzewnic regeneracyjnych, chłodnic i sieciowych podgrzewaczy wody oraz szybkie usuwanie powstałego w nich kondensatu;

6) staranne uszczelnienie uszczelek pomp kondensatu, armatury i połączeń kołnierzowych rurociągów zasilających w warunkach próżni;

7) zapewnienie wystarczającej szczelności skraplaczy turbinowych po stronie wody chłodzącej i powietrza oraz monitorowanie ssania powietrza za pomocą tlenomierzy rejestrujących;

8) wyposażenie skraplaczy w specjalne urządzenia odgazowujące, usuwające tlen z kondensatu.

Aby skutecznie zwalczać korozję urządzeń i rurociągów znajdujących się na drugim odcinku toru wody zasilającej (od odgazowywaczy termicznych do wytwornic pary), stosuje się następujące środki:

1) wyposażanie elektrowni cieplnych w odgazowywacze termiczne wytwarzające wodę odgazowaną o zawartości resztkowej tlenu i dwutlenku węgla w każdych warunkach pracy nieprzekraczającej dopuszczalnych norm;

2) maksymalne usuwanie nieskraplających się gazów z komór parowych wysokociśnieniowych grzejników regeneracyjnych;

3) zastosowanie metali odpornych na korozję do produkcji elementów pomp zasilających mających kontakt z wodą;

4) zabezpieczenie antykorozyjne zbiorników paszowych i drenażowych poprzez nałożenie powłok niemetalicznych odpornych na temperatury do 80–100°C, np. asbowinylu (mieszanina lakieru etinolowego z azbestem) lub farb i lakierów na bazie żywic epoksydowych ;

5) dobór odpornych na korozję metali konstrukcyjnych nadających się do produkcji rur do wysokociśnieniowych grzejników regeneracyjnych;

6) stałe uzdatnianie wody zasilającej odczynnikami alkalicznymi w celu utrzymania zadanej optymalnej wartości pH wody zasilającej, przy której zahamowana jest korozja dwutlenkiem węgla i zapewniona jest wystarczająca wytrzymałość filmu ochronnego;

7) stałe uzdatnianie wody zasilającej hydrazyną w celu związania tlenu resztkowego po odgazowywaczach termicznych i wywołania efektu hamującego, hamującego przejście związków żelaza z powierzchni urządzeń do wody zasilającej;

8) uszczelnienie zbiorników wody zasilającej poprzez zorganizowanie tzw. układu zamkniętego zapobiegającego przedostawaniu się tlenu do ekonomizerów wytwornic pary wraz z wodą zasilającą;

9) wdrożenie niezawodnej konserwacji urządzeń toru zasilającego w czasie jego przestoju w rezerwie.

Skuteczną metodą zmniejszenia stężenia produktów korozji w kondensacie zwracanym do elektrociepłowni przez odbiorców pary jest wprowadzanie amin błonotwórczych – oktadecyloaminy lub jej zamienników – do wybranej pary turbinowej kierowanej do odbiorców. Przy stężeniu tych substancji w parze wynoszącym 2–3 mg/dm 3 , możliwe jest zmniejszenie zawartości tlenków żelaza w kondensacie produkcyjnym 10–15 razy. Dozowanie wodnej emulsji poliamin za pomocą pompy dozującej nie jest zależne od stężenia kwasu węglowego w kondensacie, gdyż ich działanie nie jest związane z właściwościami zobojętniającymi, lecz opiera się na zdolności tych amin do tworzenia nierozpuszczalnych i niewodnych form -filmy zwilżalne na powierzchni stali, mosiądzu i innych metali.