Впервые наружная коррозия экранных труб была обнаружена на двух электростанциях у котлов высоко­го давления ТП-230-2, работавших на угле марки АШ и сернистом мазуте и находившихся до того в эксплуата­ции около 4 лет. Наружная поверхность труб подверга­лась коррозионному разъеданию со стороны, обращен­ной в топку, в зоне максимальной температуры факела. 88

Разрушались преимущественно трубы средней (по ширине) части топки, непосредственно над зажигатель­ным. поясом. Широкие и относительно неглубокие корро­зионные язвы имели неправильную форму и часто смы­кались между собой, вследствие чего поврежденная поверхность труб была неровной, бугристой. В середине наиболее глубоких язв появились свищи, и через них начали вырываться струи воды и пара.

Характерным было полное отсутствие такой коррозии на экранных трубах котлов среднего давления этих элек­тростанций, хотя среднего давления находились там в эксплуатации значительно "более длительное время.

В последующие годы наружная коррозия экранных труб появилась и на других котлах высокого давления, работавших на твердом топливе. Зона коррозионных разрушений распространялась иногда на значительную высоту; в отдельные местах толщина стенок труб в ре­зультате коррозии уменьшалась до 2-3 мм. Было заме­чено также, что эта коррозия практически отсутствует в котлах высокого давления, работающих на мазуте.

Наружная коррозия экранных труб была обнаружена у котлов ТП-240-1 после 4 лет эксплуатации, работающих при давлении в барабанах 185 ат. В этих котлах сжи­гался подмосковный бурый уголь, имевший влажность около 30%; мазут сжигали только при растопке. У этих котлов коррозионные разрушения также возникали в зо­не наибольшей тепловой нагрузки экранных труб. Осо­бенность процесса коррозии заключалась в том, что тру­бы разрушались как со стороны, обращенной в топку, так и со стороны, обращенной к обмуровке (рис. 62).

Эти факты показывают, что коррозия экранных труб зависит прежде всего от температуры их поверхности. У котлов среднего давления вода испаряется при темпе­ратуре около 240° С; у котлов, рассчитанных на давле­ние 110 ат, расчетная температура кипения воды равна 317° С; в котлах ТП-240-1 вода кипит при температуре 358° С. Температура наружной поверхности экранных труб обычно превышает температуру кипения примерно на 30-40° С.

Можно. предположить, что интенсивная наружная коррозия металла начинается при повышении его тем­пературы до 350° С. У котлов, рассчитанных на давле­ние 110 ат, эта температура достигается лишь с огневой стороны труб, а у котлов, имеющих давление 185 ат, она соответствует температуре воды в трубах. Именно поэтому коррозия экранных труб со стороны обмуров­ки наблюдалась только у этих котлов.

Подробное изучение вопроса было произведено на котлах ТП-230-2, работавших на одной из упомянутых электростанций . Там отбирались пробы газов и горя-

Щих частиц из факела на расстоянии около 25 мм от экранных труб. Близ фронтового экрана в зоне интен­сивной наружной коррозии труб топочные газы почти не содержали свободного кислорода. Вблизи же заднего экрана, у которого наружная коррозия труб почти от­сутствовала, свободного кислорода в газах было значи­тельно больше. Кроме того, проверка показала, что в районе образования коррозии более 70% проб газов

Можно "предположить, что в присутствии избыточно­го кислорода сероводород сгорает и коррозии не про­исходит, Но при отсутствии избыточного кислорода се­роводород вступает в химическое соединение с металлом труб. При этом образуется сульфид железа FeS. Этот продукт коррозии действительно был найден в отложе­ниях на экранных трубах.

Наружной коррозии подвержена не только углеро­дистая сталь, но и хромомолибденовая. В частности, у котлов ТП-240-1 коррозия поражала экранные трубы, изготовленные из стали марки 15ХМ.

До сих пор отсутствуют проверенные мероприятия для полного предупреждения описанного вида коррозии. Некоторое уменьшение скорости разрушения. металла до­стигалось. после наладки процесса горения, в частности при увеличении избытка воздуха в топочных газах.

27. КОРРОЗИЯ ЭКРАНОВ ПРИ СВЕРХВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

В этой книге вкратце рассказано об условиях работы металла паровых котлов современных электростанций. Но прогресс энергетики в СССР продолжается, и теперь вступает в строй большое число новых котлов, рассчи­танных на более высокие давления и температуры пара. В этих условиях большое значение имеет практический опыт эксплуатации нескольких котлов ТП-240-1, рабо­тающих с 1953-1955 гг. при давлении 175 ат (185 ат в барабане). Весьма ценны, >в частности, сведения о кор­розии их экранов.

Экраны этих котлов были подвержены коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Их наружная коррозия описана в предыдущем параграфе этой главы, разрушение же внутренней поверхности труб не похоже ни на один из описанных выше видов коррозии металла

Разъедание происходило в основном с огневой стороны верхней части наклонных труб холодной воронки и сопровождалось появле­нием коррозионных раковин (рис. 63,а). В дальнейшем число таких раковин увеличивалось, и возникала сплошная полоса (иногда две параллельные. полосы) разъеденного металла (рис. 63,6). Характер­ным являлось также отсутствие коррозии в зоне сварных стыков.

Внутри труб имелся налет рыхлого шлама толщиной 0,1-0,2 мм, состоявшего в основном из окислов железа и меди. Увеличение кор­розионного разрушения металла не сопровождалось увеличением толщины слоя шлама, следовательно, коррозия под слоем шлама не была основной причиной разъедания внутренней поверхности экран­ных труб.

В котловой воде поддерживался режим чистофосфатной щелоч­ности. Фосфаты вводились в котел не.непрерывно, а периодически.

Большое значение имело то обстоятельство, что температура металла труб периодически резко.повышалась и иногда была выше 600° С (рис. 64). Зона наиболее частого и максимального повыше­ния температуры совпадала с зоной наибольшего разрушения ме­талла. Снижение давления в котле до 140-165 ат (т. е. до давле­ния, при котором работают новые серийные котлы) не изменяло характера временного повышения температуры труб, но сопровож­далось значительным снижением максимального значения этой тем­пературы. Причины такого периодического повышения температуры огневой стороны наклонных труб холодной. воронки еще подробно не изучены.

В настоящей книге рассматриваются конкретные во­просы, связанные с работой стальных деталей парового котла. Но для изучения этих сугубо практических вопро­сов необходимо знать общие сведения, касающиеся строения стали и ее " свойств. В схемах, показывающих строение металлов, атомы иногда изображают в виде соприкасающихся друг с дру­гом шаров (рис. 1). Такие схемы по­казывают расстановку атомов в ме­талле, но в них трудно наглядно пока­зать расположение атомов друг отно­сительно друга.

Эрозией называется постепенное разрушение поверх­ностного слоя металла под влиянием механического воз­действия. Наиболее распространенным видом эрозии стальных элементов - парового котла является их истира­ние твердыми частицами золы, движущейся вместе с ды­мовыми газами. При длительном истирании происходит постепенное уменьшение толщины стенок труб, а затем их деформация и разрыв под действием внутреннего давления.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Электрохимическая коррозия

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 1. Повреждения при кислородной коррозии

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

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

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

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

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

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

Ряд электростанций использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению рН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подкисления, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000–3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na‑катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии – солей жесткости.

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

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

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

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

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

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

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

В судовых паровых котлах коррозия может протекать как со стороны пароводяного контура, так и со стороны продуктов сгорания топлива.

Внутренние поверхности пароводяного контура могут подвергаться следующим видам коррозии;

Кислородная коррозия - является наиболее опасным видом коррозии. Характерной особенностью кислородной коррозии является образование местных точечных очагов коррозии, доходящих до глубоких язвин и сквозных дыр; Наиболее подвержены кислородной коррозии входные участки экономайзеров, коллекторы и опускные трубы циркуляционных контуров.

Нитритная коррозия - в отличие от кислородной поражает внутренние поверхности теплонапряженных подъемных трубок и вызывает образование более глубоких язвин диаметром 15 ^ 20 мм.

Межкристаллитная коррозия является особым видом коррозии и возникает в местах наибольших напряжений металла (сварные швы, вальцовочные и фланцевые соединения) в результате взаимодействия котельного металла с высококонцентрированной щелочью. Характерной особенностью является появление на поверхности металла сетки из мелких трещин, постепенно развивающихся в сквозные трещины;

Подшламоеая коррозия возникает в местах отложения шлама и в застойных зонах циркуляционных контуров котлов. Процесс протекания носит электрохимический характер при контакте окислов железа с металлом.

Со стороны продуктов сгорания топлива могут наблюдаться следующие виды коррозии;

Газовая коррозия поражает испарительные, перегревательные и экономайзерные поверхности нагрева, обшивку кожуха,

Газонаправляющие щиты и другие элементы котла, подвергающиеся воздействию высоких температур газов.. При повышении температуры металла котельных труб свыше 530 0С (для углеродистой стали) начинается разрушение защитной оксидной пленки на поверхности труб, обеспечивая беспрепятственный доступ кислорода к чистому металлу. При этом на поверхности труб происходит коррозия с образованием окалины.

Непосредственной причиной этого вида коррозии является нарушение режима охлаждения указанных элементов и повышение их температуры выше допустимой. Для труб поверхностей нагрева причинами повЫш Ения температуры стенок могут быть; образование значительного слоя накипи, нарушения режима циркуляции (застой, опрокидывание, образование паровых пробок), упуск воды из котла, неравномерность раздачи воды и отбора пара по длине парового коллектора.

Высокотемпературная (ванадиевая) коррозия поражает поверхности нагрева пароперегревателей, расположенные в зоне высоких температур газов. При сжигании топлива происходит образование окислов ванадия. При этом при недостатке кислорода образуется трехокись ванадия, а при его избытке - пятиокись ванадия. Коррозионно-опасной является пятиокись ванадия У205, имеющая температуру плавления 675 0С. Пятиокись ванадия, выделяющаяся при сжигании мазутов, налипает на поверхности нагрева, имеющие высокую температуру, и вызывает активное разрушение металла. Опыты показали, что даже такие содержания ванадия, как 0,005 % по весовому составу могут вызвать опасную коррозию.

Ванадиевую коррозию можно предотвратить снижением допустимой температуры металла элементов котла и организацией горения с минимальными коэффициентами избытка воздуха а = 1,03 + 1,04.

Низкотемпературная (кислотная) коррозия поражает в основном хвостовые поверхности нагрева. В продуктах сгорания сернистых мазутов всегда присутствуют пары воды и соединения серы, образующие при соединении друг с другом серную кислоту. При омывании газами относительно холодных хвостовых поверхностей нагрева пары серной кислоты конденсируется на них и вызывают коррозию металла. Интенсивность низкотемпературной коррозии зависит от концентрации серной кислоты в пленке влаги, оседающей на поверхностях нагрева. При этом концентрация Б03 в продуктах сгорания определяется не только содержанием серы в топливе. Основными факторами, влияющими на скорость протекания низкотемпературной коррозии, являются;

Условия протекания реакции горения в топке. При повышении коэффициента избытка воздуха увеличивается процентное содержание газа Б03 (при а = 1,15 окисляется 3,6 % серы, содержащейся в топливе; при а = 1,7 окисляется около 7 % серы). При коэффициентах избытка воздуха а = 1,03 - 1,04 серного ангидрида Б03 практически не образуется;

Состояние поверхностей нагрева;

Питание котла слишком холодной водой, вызывающей понижение температуры стенок труб экономайзера ниже тоски росы для серной кислоты;

Концентрация воды в топливе; при сжигании обводненных топлив точка росы повышается вследствие повышения парциального давления водяных паров в продуктах сгорания.

Стояночная коррозия поражает внешние поверхности труб и коллекторов, обшивку, топочные устройства, арматуру и другие элементы газовоздушного тракта котла. Сажа, образующаяся при сжигании топлива, покрывает поверхности нагрева и внутренние части газовоздушного тракта котла. Сажа гигроскопична, и при остывании котла легко впитывает влагу, вызывающую коррозию. Коррозия носит язвенный характер при образовании на поверхности металла пленки раствора серной кислоты при остывании котла и снижении температуры его элементов ниже точки росы для серной кислоты.

Борьба со стояночной коррозией основана на создании условий, исключающих попадание влаги на поверхности котельного металла, а также нанесением антикоррозионных покрытий на поверхности элементов котлов.

При кратковременном бездействии котлов после осмотра и чистки поверхностей нагрева с целью предотвращения попадания атмосферных осадков в газоходы котлов на дымовую трубу необходимо одевать чехол, закрывать воздушные регистры, смотровые отверстия. Необходимо постоянно контролировать влажность и температуру в МКО.

Для предотвращения коррозии котлов во время бездействия используются различные способы хранения котлов. Различают два способа хранения; мокрое и сухое.

Основным способом хранения котлов является мокрое хранение. Оно предусматривает полное заполнение котла питательной водой, пропущенной через электроно-ионообменные и обескислораживающие фильтры, включая пароперегреватель и экономайзер. Держать котлы на мокром хранении можно не более 30 суток. В случае более длительного бездействия котлов применяется сухое хранение котла.

Сухое хранение предусматривает полное осушение котла от воды с размещением в коллекторах котла бязевых мешочков с селикагелем, поглощающим влагу. Периодически производится вскрытие коллекторов, контрольный замер массы селикагеля с целью определения массы поглощенной влаги, и выпаривание поглощенной влаги из селикагеля.

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

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

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

Место установки индикаторов коррозии

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

Причины язвенной коррозии труб водогрейных котлов следующие:

недостаточное удаление кислорода из подпиточной воды;

низкое значение рН обусловленное присутствием агрессивной углекислоты

(до 10ч15 мг/л);

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

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

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

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

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

Состав отложений, %

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

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

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