Способи запобігання корозійному зносу водогрійного котла. Корозія металу парових котлів
Низькотемпературної корозії піддаються поверхні нагрівання трубчастих і регенеративних повітропідігрівачів, низькотемпературних економайзерів, а також металеві газоходи та димові труби при температурах металу нижче точки роси. димових газів. Джерелом низькотемпературної корозії є сірчаний ангідрид SO 3 утворює в димових газах пари сірчаної кислоти, яка конденсується при температурах точки роси димових газів. Декілька тисячних часток відсотка SO 3 в газах достатньо для того, щоб викликати корозію металу зі швидкістю, що перевищує 1 мм/рік. Низькотемпературна корозія уповільнюється при організації топкового процесу з малими надлишками повітря, а також при застосуванні присадок до палива та підвищення корозійної стійкості металу.
Високотемпературної корозії піддаються топкові екрани барабанних та прямоточних котлів при спалюванні. твердого палива, пароперегрівачі та їх кріплення, а також екрани нижньої радіаційної частини котлів надкритичного тиску при спалюванні сірчистого мазуту.
Корозія внутрішньої поверхнітруб є наслідком взаємодії з металом труб (газів кисню та вуглекислоти) або солей (хлоридів і сульфатів), що містяться в котловій воді. У сучасних котлах надкритичного тиску пари вміст газів та корозійноактивних солей внаслідок глибокого знесолення поживної води та термічної деаерації незначно та основною причиною корозії є взаємодія металу з водою та парою. Корозія внутрішньої поверхні труб проявляється у освіті оспин, виразок, раковин і тріщин; зовнішня поверхняпошкоджених труб може нічим не відрізнятись від здорових.
До пошкоджень внаслідок внутрішньої корозії труб також належать:
киснева стоянкова корозія, що вражає будь-які ділянки внутрішньої поверхні труб. Найбільш інтенсивно уражаються ділянки, вкриті водорозчинними відкладеннями (труби пароперегрівачів та перехідної зони прямоточних котлів);
підшламова лужна корозія кип'ятільних та екранних труб, що виникає під дією концентрованого лугу внаслідок упарювання води під шаром шламу;
корозійна втома, що виявляється у вигляді тріщин у кип'ятільних та екранних трубахв результаті одночасного впливу корозійного середовища та змінних термічних напруг.
Окалина утворюється на трубах внаслідок перегріву їх до температур, що значно перевищують розрахункові. У зв'язку зі зростанням продуктивності котлоагрегатів у Останнім часомпочастішали випадки виходу з ладу труб пароперегрівачів через недостатню окалиностійкість до топкових газів. Інтенсивне окалиноутворення найчастіше спостерігається при спалюванні мазуту.
Зношування стінок труб відбувається в результаті стираючої дії вугільної та сланцевої пилу і золи, а також струменів пари, що виходять з пошкоджених сусідніх труб або сопел обдувальних апаратів. Іноді причиною зносу та наклепу стінок труб служить дріб, що застосовується для очищення поверхонь нагріву. Місця та ступінь зносу труб визначають зовнішнім оглядом та вимірюванням їх діаметра. Фактичну товщину стінки труби вимірюють ультразвуковим товщиноміром.
Короблення екранних та кип'ятільних труб, а також окремих труб та ділянок настінних панелей радіаційної частини прямоточних котлів виникає при встановленні труб з нерівномірним натягом, обриві кріплень труб, упуску води та через відсутність свободи для їх теплових переміщень. Короблення змійовиків та ширм пароперегрівача відбувається головним чином внаслідок обгорання підвісок та кріплень, надмірного та нерівномірного натягу, допущеного при встановленні чи заміні окремих елементів. Короблення змійовиків водяного економайзера відбувається внаслідок перегорання та усунення опор та підвісок.
Свищі, отдуліни, тріщини та розриви можуть з'явитися також у результаті: відкладення в трубах накипу, продуктів корозії, технологічної окалини, зварювального грата та інших сторонніх предметів, що уповільнюють циркуляцію води та сприяють перегріву металу труб; наклеп дробом; невідповідності марки стали параметрам пари та температурі газів; зовнішніх механічних ушкоджень; порушення режимів експлуатації.
МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ СРСР
ГОЛОВНЕ НАУКОВО-ТЕХНІЧНЕ УПРАВЛІННЯ ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ
МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ
З ПОПЕРЕДЖЕННЯ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЇ
КОРОЗІЇ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРІВУ І ГАЗОХОДІВ КОТЛІВ
РД 34.26.105-84
СОЮЗТЕХЕНЕРГО
Москва 1986
РОЗРОБЛЕНО Всесоюзним двічі орденом Трудового Червоного Прапора теплотехнічним науково-дослідним інститутом імені Ф.Е. Дзержинського
ВИКОНАВЦІ Р.А. ПЕТРОСЯН, І.І. НАДІРІВ
ЗАТВЕРДЖЕНО Головним технічним управлінням з експлуатації енергосистем 22.04.84 р.
Заступник начальника Д.Я. ШАМАРАКІВ
|
МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ З ПОПЕРЕДЖЕННЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЇ КОРОЗІЇ ПОВЕРХНЬ НАГРІВУ І ГАЗОХОДІВ КОТЛІВ |
РД 34.26.105-84 |
Термін дії встановлено
з 01.07.85 р.
до 01.07.2005 р.
Ці Методичні вказівки поширюються на низькотемпературні поверхні нагріву парових і водогрійних котлів (економайзери, газові випарники, повітропідігрівачі. різних типіві т.п.), а також на газовий тракт за повітропідігрівачами (газоходи, золоуловлювачі, димососи, димові труби) та встановлюють методи захисту поверхонь нагріву від низькотемпературної корозії.
Методичні вказівки призначені для теплових електростанцій, що працюють на сірчистих паливах, та організацій, що проектують котельне обладнання.
1. Низькотемпературною корозією називається корозія хвостових поверхонь нагріву, газоходів і димових труб котлів під дією парів сірчаної кислоти, що конденсуються на них з димових газів.
2. Конденсація парів сірчаної кислоти, об'ємний вміст яких у димових газах при спалюванні сірчистих палив становить лише кілька тисячних часток відсотка, відбувається при температурах, що значно (на 50 - 100 °С) перевищують температуру конденсації водяної пари.
4. Для запобігання корозії поверхонь нагрівання в процесі експлуатації температура їх стінок повинна перевищувати температуру точки роси димових газів при всіх навантаженнях котла.
Для поверхонь нагріву, що охолоджуються середовищем з високим коефіцієнтом тепловіддачі (економайзери, газові випарники тощо), температури середовища на вході в них повинні перевищувати температуру точки роси приблизно на 10 °С.
5. Для поверхонь нагрівання водогрійних котлів при роботі їх на сірчистому мазуті умови повного виключення низькотемпературної корозії не можуть бути реалізовані. Для її зменшення необхідно забезпечити температуру води на вході в казан, що дорівнює 105 - 110 °С. При використанні водогрійних котлів як пікові такий режим може бути забезпечений при повному використанні підігрівачів мережної води. При використанні водогрійних котлів в основному режимі підвищення температури води на вході в казан може бути досягнуто за допомогою рециркуляції гарячої води.
В установках із застосуванням схеми включення водогрійних котлів у тепломережу через водяні теплообмінники умови зниження низькотемпературної корозії поверхонь нагріву забезпечуються повною мірою.
6. Для повітропідігрівачів парових котлів повне виключення низькотемпературної корозії забезпечується при розрахунковій температурі стінки найбільш холодної ділянки, що перевищує температуру точки роси при всіх навантаженнях котла на 5 - 10 ° С (мінімальне значення відноситься до мінімального навантаження).
7. Розрахунок температури стінки трубчастих (ТВП) та регенеративних (РВП) повітропідігрівачів виконується за рекомендаціями « Теплового розрахункукотельних агрегатів. Нормативний метод» (М.: Енергія, 1973).
8. При застосуванні в трубчастих повітропідігрівачах як перший (по повітрю) ходу змінних холодних кубів або кубів із труб з кислостійким покриттям (емальовані тощо), а також виготовлених з корозійностійких матеріалів на умови повного виключення низькотемпературної корозії перевіряються наступні за ними (По повітрю) металеві куби повітропідігрівача. У цьому випадку вибір температури стінки холодних металевих кубів змінюваних, а також корозійностійких кубів повинен виключати інтенсивне забруднення труб, для чого їх мінімальна температура стінки при спалюванні сірчистих мазутів повинна бути нижче точки роси димових газів не більше ніж на 30 - 40 °С. При спалюванні твердого сірчистого палива мінімальна температура стінки труби за умов попередження інтенсивного її забруднення повинна прийматися не менше 80 °С.
9. У РВП на умовах повного виключення низькотемпературної корозії розраховується їхня гаряча частина. Холодна частина РВП виконується корозійностійкою (емальована, керамічна, з низьколегованої сталі і т.п.) або змінюється з плоских металевих листів товщиною 1,0 - 1,2 мм, виготовлених з маловуглецевої сталі. Умови попередження інтенсивного забруднення набивання дотримуються під час виконання вимог п. цього документа.
10. Як емальоване застосовується набивання з металевих листів товщиною 0,6 мм. Термін служби емальованого набивання, виготовленого відповідно до ТУ 34-38-10336-89, становить 4 роки.
Як керамічне набивання можуть застосовуватися фарфорові трубки, керамічні блоки, або порцелянові пластини з виступами.
Враховуючи скорочення споживання мазуту тепловими електростанціями, доцільно застосовувати для холодної частини РВП набивання з низьколегованої сталі 10ХНДП або 10ХСНД, корозійна стійкість якої у 2 - 2,5 рази вища, ніж у маловуглецевої сталі.
11. Для захисту повітропідігрівачів від низькотемпературної корозії в пусковий період слід виконати заходи, викладені в «Керівних вказівках з проектування та експлуатації енергетичних калориферів з дротяним ребра» (М.: СПО Союзтехенерго, 1981).
Розпалювання котла на сірчистому мазуті слід проводити з попередньо включеною системою підігріву повітря. Температура повітря перед повітропідігрівачем у початковий період розпалювання повинна бути як правило, 90 °С.
11а. Для захисту повітропідігрівачів від низькотемпературної («стоянкової») корозії на зупиненому котлі, рівень якої приблизно вдвічі вищий за швидкість корозії в період експлуатації, перед зупинкою котла слід провести ретельне очищення повітропідігрівачів від зовнішніх відкладень. При цьому перед зупинкою котла температуру повітря на вході в підігрівач повітря рекомендується підтримувати на рівні її значення при номінальному навантаженні котла.
Очищення ТВП здійснюється дробом із щільністю її подання не менше 0,4 кг/м.с (п. цього документа).
Для твердих палив з урахуванням значної небезпеки корозії золоуловлювачів температура газів, що йдуть, повинна вибиратися вище точки роси димових газів на 15 - 20 °С.
Для сірчистих мазутів температура газів повинна перевищувати температуру точки роси при номінальному навантаженні котла приблизно на 10 °С.
Залежно від вмісту сірки в мазуті слід приймати розрахункове значення температури газів при номінальному навантаженні котла, вказане нижче:
Температура газів, що йдуть, ºС...... 140 150 160 165
При спалюванні сірчистого мазуту з гранично малими надлишками повітря (α ≤ 1,02) температура газів може прийматися нижчою з урахуванням результатів вимірювань точки роси. У середньому перехід від малих надлишків повітря до мало знижує температуру точки роси на 15 - 20 °С.
На умови забезпечення надійної роботи димової трубиі попередження випадання вологи на її стінки впливає не тільки температура газів, що йдуть, але також і їх витрата. Робота труби з режимами навантаження істотно нижче за проектні збільшує ймовірність низькотемпературної корозії.
При спалюванні природного газу температуру газів рекомендується мати не нижче 80 °С.
13. При зниженні навантаження котла в діапазоні 100 - 50 % від номінальної слід прагнути до стабілізації температури газів, що йдуть, не допускаючи її зниження більш, ніж на 10 °С від номінальної.
Найбільш економічним способом стабілізації температури газів, що йдуть, є підвищення температури попереднього підігрівуповітря у калориферах у міру зниження навантаження.
Мінімально допустимі значеннятемператур попереднього підігріву повітря перед РВП приймається відповідно до п. 4.3.28 «Правил технічної експлуатації електричних станцій та мереж» (М.: Енергоатоміздат, 1989).
У тих випадках, коли оптимальні температуригазів, що йдуть, не можуть бути забезпечені через недостатню поверхню нагрівання РВП, повинні прийматися значення температур попереднього підігріву повітря, при яких температура газів, що йдуть, не перевищить значень, наведених у п. Методичних вказівок.
16. Зважаючи на відсутність надійних кислотостійких покриттів для захисту від низькотемпературної корозії металевих газоходів, надійна робота їх може бути забезпечена ретельною ізоляцією, що забезпечує різницю температур між димовими газами та стінкою не більше 5 °С.
Застосовувані нині ізоляційні матеріалита конструкції недостатньо надійні у тривалій експлуатації, тому необхідно вести періодичний, не рідше одного разу на рік, контроль за їх станом та при необхідності виконувати ремонтно-відновлювальні роботи.
17. При використанні у дослідному порядку для захисту газоходів від низькотемпературної корозії різних покриттівслід враховувати, що останні повинні забезпечувати термостійкість і газощільність при температурах, що перевищують температуру газів не менше ніж на 10 °С, стійкість до впливу сірчаної кислоти концентрації 50 - 80 % в інтервалі температур відповідно 60 - 150 °С і можливість їх ремонту та відновлення .
18. Для низькотемпературних поверхонь, конструкційних елементів РВП та газоходів котлів доцільно використання низьколегованих сталей 10ХНДП та 10ХСНД, що перевершують за корозійною стійкістю вуглецеву сталь у 2 - 2,5 рази.
Абсолютна корозійна стійкість має лише дуже дефіцитні та дорогі високолеговані сталі (наприклад, сталь ЕІ943, що містить до 25 % хрому і до 30 % нікелю).
додаток
1. Теоретично температура точки роси димових газів із заданим вмістом парів сірчаної кислоти і води може бути визначена як температура кипіння розчину сірчаної кислоти такої концентрації, при якій над розчином є той самий вміст парів води та сірчаної кислоти.
Виміряне значення температури точки роси в залежності від методики виміру може не збігатися з теоретичним. У цих рекомендаціях за температуру точки роси димових газів t рприйнята температура поверхні стандартного скляного датчика з впаяними на відстані 7 мм один від одного платиновими електродами довжиною 7 мм, при якій опір плівки роси між у електродами в стані, що встановився 10 7 Ом. У вимірювальному ланцюзі електродів використовується змінний струм низької напруги (6 - 12).
2. При спалюванні сірчистих мазутів із надлишками повітря 3 - 5 % температура точки роси димових газів залежить від вмісту сірки в паливі S p(Мал.).
При спалюванні сірчистих мазутів із гранично низькими надлишками повітря (α ≤ 1,02) температура точки роси димових газів повинна прийматися за результатами спеціальних вимірювань. Умови переведення котлів у режим з α ≤ 1,02 викладені в «Керівних вказівках щодо переведення котлів, що працюють на сірчистих паливах, у режим спалювання з гранично малими надлишками повітря» (М.: СПО Союзтехенерго, 1980).
3. При спалюванні сірчистих твердих палив у пилоподібному стані температура точки роси димових газів t pможе бути підрахована за наведеним вмістом у паливі сірки та золи S р пр, А р прта температурі конденсації водяної пари t конза формулою
де a ун- Частка золи у віднесенні (зазвичай приймається 0,85).
Мал. 1. Залежність температури точки роси димових газів від вмісту сірки в мазуті, що спалюється
Значення першого члена цієї формули при a ун= 0,85 можна визначити за рис. .
Мал. 2. Різниці температур точки роси димових газів та конденсації водяної пари в них залежно від наведених вмістів сірки ( S р пр) та золи ( А р пр) у паливі
4. При спалюванні газоподібних сірчистих палив точку роси димових газів можна визначити за рис. за умови, що вміст сірки в газі розраховується як наведене, тобто у відсотках масою на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоти згоряння газу.
Для газового паливанаведений вміст сірки у відсотках за масою може бути визначений за формулою
де m- Число атомів сірки в молекулі сірковмісного компонента;
q- об'ємний відсоток сірки (сірковмісного компонента);
Q н- теплота згоряння газу кДж/м 3 (ккал/нм 3);
З- Коефіцієнт, рівний 4,187, якщо Q нвиражено в кДж/м 3 та 1,0, якщо в ккал/м 3 .
5. Швидкість корозії змінного металевого набивання повітропідігрівачів при спалюванні мазуту залежить від температури металу та ступеня корозійної активності димових газів.
При спалюванні сірчистого мазуту з надлишком повітря 3 - 5 % і обдування поверхні пором швидкість корозії (з двох сторін мм/рік) набивання РВП орієнтовно може бути оцінена за даними табл. .
Таблиця 1
|
Таблиця 2
6. Для вугілля з високим вмістом окису кальцію в золі температури точки роси виявляються нижчими від обчислених за п. цих Методичних вказівок. Для таких палив рекомендується використовувати результати безпосередніх вимірів. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Корозійні явища в котлах найчастіше виявляються на внутрішній теплонапруженій поверхні та порівняно рідше – на зовнішній.
В останньому випадку руйнування металу обумовлено - у більшості випадків - спільною дією корозії та ерозії, яка іноді має переважне значення.
Зовнішня ознака ерозійного руйнування – чиста поверхня металу. При корозійному впливі продукти корозії зазвичай зберігаються на його поверхні.
Внутрішні (у водному середовищі) корозійні та накипні процеси можуть посилювати зовнішню корозію(в газовому середовищі) через тепловий опір шару накипних та корозійних відкладень, і, отже, зростання температури на поверхні металу.
Зовнішня корозія металу (з боку топки котла) залежить від різних факторів, але, перш за все, - від виду та складу палива, що спалюється.
Корозія газо-мазутних котлів
У мазуті містяться органічні сполуки ванадію та натрію. Якщо на стінці труби, зверненої в топку, накопичуються розплавлені відкладення шлаку, що містить з'єднання ванадію (V), то при великому надлишку повітря та/або температурі поверхні металу 520-880 оС відбуваються реакції:
4Fe + 3V2O5 = 2Fe2O3 + 3V2O3 (1)
V2O3 + O2 = V2O5 (2)
Fe2O3 + V2O5 = 2FeVO4 (3)
7Fe + 8FeVO4 = 5Fe3О4 + 4V2O3 (4)
(Сполуки натрію) + О2 = Na2O (5)
Можливий інший механізм корозії за участю ванадію (рідка евтектична суміш):
2Na2O. V2O4. 5V2O5 + O2 = 2Na2O. 6V2O5 (6)
Na2O. 6V2O5 + М = Na2O. V2O4. 5V2O5 + MO (7)
(М – метал)
З'єднання ванадію та натрію при згорянні палива окислюються до V2O5 та Na2O. У відкладах, що прилипають до поверхні металу, Na2O - сполучна. Рідина, що утворюється внаслідок реакцій (1)-(7), розплавляє захисну плівкумагнетиту (Fe3O4), що призводить до окислення металу під відкладеннями (температура розплавлення відкладень (шлаку) – 590-880 оС).
Внаслідок зазначених процесів стінки екранних труб, звернених до топки, рівномірно витончуються.
Зростання температури металу, при якій з'єднання ванадію стають рідкими, сприяють внутрішні відкладення накипу в трубах. І, таким чином, при досягненні температури межі плинності металу виникає розрив труби – наслідок спільної дії зовнішніх та внутрішніх відкладень.
Кородирують і деталі кріплення трубних екранів, а також виступи зварних швів труб - зростання температури на їхній поверхні прискорюється: вони не охолоджуються пароводяною сумішшю, як труби.
Мазут може містити сірку (2,0-3,5%) у вигляді органічних сполук, елементарної сірки, сульфату натрію (Na2SO4), що потрапляє в нафту із пластових вод. На поверхні металу в таких умовах ванадієва корозія супроводжується сульфідно-оксидною. Їхня спільна дія найбільше виявляється, коли у відкладах присутні 87 % V2O5 та 13 % Na2SO4, що відповідає вмісту в мазуті ванадію та натрію у співвідношенні 13/1.
Взимку при розігріві мазуту пором у ємностях (для полегшення зливу) до нього додатково потрапляє вода у кількості 0,5-5,0 %. Наслідок: збільшується кількість відкладень на низькотемпературних поверхнях котла і, очевидно, зростає корозія мазутопроводів та мазутних ємностей.
Крім описаної вище схеми руйнування екранних труб котлів, корозія пароперегрівачів, труб фестонів, кип'ятільних пучків, економайзерів має деякі особливості через підвищені - у деяких перерізах - швидкості газів, що особливо містять незгорілі частинки мазуту і частинки шлаку, що відшарувалися.
Ідентифікація корозії
Зовнішня поверхня труб покрита щільним емалеподібним шаром відкладень сірого та темно-сірого кольору. На боці, зверненій у топку, - витончення труби: плоскі ділянки та неглибокі тріщини у вигляді «рисок» добре видно, якщо очистити поверхню від відкладів та оксидних плівок.
Якщо труба аварійно зруйнована, то видно наскрізну подовжню нешироку тріщину.
Корозія пиловугільних котлів
У корозії, що утворюється дією продуктів спалювання вугілля, визначальне значення мають сірка та її сполуки. Крім того, протягом корозійних процесів впливають хлориди (в основному NaCl) та сполуки лужних металів. Найбільш ймовірна корозія при вмісті у вугіллі понад 3,5 % сірки та 0,25 % хлору.
Летуча зола, що містить лужні сполуки та оксиди сірки, відкладається на поверхні металу за температури 560-730 оС. При цьому в результаті реакцій, що відбуваються, утворюються лужні сульфати, наприклад K3Fe(SO4)3 і Na3Fe(SO4)3. Цей розплавлений шлак, своєю чергою, руйнує (розплавляє) захисний оксидний шар на металі - магнетит (Fe3O4).
Швидкість корозії максимальна при температурі металу 680-730 оС, за її збільшення швидкість зменшується через термічного розкладання корозійних речовин.
Найбільша корозія – у вихідних трубах пароперегрівача, де найвища температура пари.
Ідентифікація корозії
На екранних трубах можна спостерігати плоскі ділянки по обидва боки труби, що зазнають корозійного руйнування. Ці ділянки розташовані під кутом одна до одної 30-45 оС і покриті шаром відкладень. Між ними – порівняно «чиста» ділянка, що піддається «лобовому» впливу газового потоку.
Відкладення складаються з трьох шарів: зовнішній - пориста летюча зола, проміжний шар - білі водорозчинні лужні сульфати, внутрішній шар - блискучі чорні оксиди заліза (Fe3O4) та сульфіди (FeS).
На низькотемпературних частинах котлів - економайзер, повітропідігрівач, витяжний вентилятор- температура металу падає нижче за «точку роси» сірчаної кислоти.
При спалюванні твердого палива температура газів зменшується від 1650 оС у смолоскипі до 120 оС і менше у димарі.
Через охолодження газів утворюється сірчана кислотау паровій фазі, і при контакті з більш холодною поверхнею металу пари конденсуються з утворенням сірчаної рідкої кислоти. «Точка роси» сірчаної кислоти – 115-170 оС (можливо і більше – залежить від вмісту в газовому потоці парів води та оксиду сірки (SO3)).
Процес описується реакціями:
S + O2 = SO2 (8)
SO3 + H2O = H2SO4 (9)
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2 (10)
У присутності оксидів заліза та ванадію можливе каталітичне окислення SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
У деяких випадках сірчанокислотна корозія при спалюванні кам'яного вугілля менш значуща, ніж при спалюванні бурого, сланцю, торфу і навіть природного газу - через відносно більше виділення водяної пари з них.
Ідентифікація корозії
Цей вид корозії спричиняє рівномірне руйнування металу. Зазвичай поверхня шорстка, з невеликим нальотом іржі і схожа на поверхню без корозійних явищ. При тривалому впливіметал може бути покритий відкладеннями продуктів корозії, які потрібно обережно зняти під час обстеження.
Корозія під час перерв в експлуатації
Цей вид корозії проявляється на економайзері і в тих місцях казана, де зовнішні поверхні покриті сполуками сірки. При охолодженні котла температура металу падає нижче «точки роси» і, як описано вище, якщо є сірчисті відкладення, утворюється сірчана кислота. Можливо проміжне з'єднання - сірчиста кислота (H2SO3), але вона дуже нестійка і відразу перетворюється на сірчану кислоту.
Ідентифікація корозії
Поверхні металу зазвичай покриті нанесенням. Якщо їх видалити, то виявляться ділянки руйнування металу, де були сірчисті відкладення та ділянки некорродованого металу. Такий зовнішній виглядвідрізняє корозію на зупиненому котлі від вищеописаної корозії металу економайзера та інших холодних частин працюючого котла.
При обмиванні котла корозійні явищарозподілені більш менш рівномірно по металевій поверхні через розмивання сірчистих відкладень і недостатню осушування поверхонь. При недостатньому обмиванні корозія локалізована там, де були сірчисті сполуки.
Ерозія металу
Ерозійному руйнуванню металу за певних умов піддаються різні системи котла як із внутрішньої, так і з зовнішньої сторониобігрівається металу, і там, де виникають турбулентні потоки з великою швидкістю.
Нижче розглядається лише ерозія турбін.
Турбіни піддаються ерозії від ударів твердих частинок і крапель конденсату пари. Тверді частинки (оксиди) відшаровуються від внутрішньої поверхні пароперегрівачів та паропроводів, особливо в умовах перехідних теплових процесів.
Крапельки конденсату пари в основному руйнують поверхні лопаток останнього ступеня турбіни та дренажні трубопроводи. Можливий ерозійно-корозійний вплив конденсату пари, якщо конденсат «кислий» - рН нижче п'яти одиниць. Корозія також має небезпечний характер за наявності у водяних крапельках пари хлоридів (до 12 % від маси відкладень) та їдкого натру.
Ідентифікація ерозії
Руйнування металу від ударів крапель конденсату найбільш помітно на передніх кромках лопаток турбін. Кромки вкриті тонкими поперечними зубцями та канавками (борозенками), можуть бути похилі конічні виступи, спрямовані у бік ударів. Виступи є на передніх кромках лопаток і майже відсутні на задніх площинах.
Ушкодження від твердих частинок мають вигляд розривів, мікровм'ятин та зазубрин на передніх кромках лопаток. Борозни та похилі конуси відсутні.
Корозія водогрійних котлів, систем опалення, теплофікаційних систем зустрічається набагато частіше, ніж у пароконденсатних системах. У більшості випадків таке положення пояснюється тим, що при проектуванні водогрійної системи цьому приділяється менше уваги, хоча фактори утворення та подальшого розвитку корозії в котлах залишаються такими, як і для парових котлів і всього іншого обладнання. Розчинений кисень, який не видаляється методом деаерації, солі жорсткості, вуглекислий газ, що надходять у водогрійні котли з живильною водою, викликають різні видикорозії - лужну (міжкристалічну), кисневу, хелатну, підшламову. Потрібно сказати, що хелатна корозія здебільшого утворюється за наявності деяких хімічних реагентів, так званих, «комплексонів».
Для того, щоб запобігти виникненню корозії в водогрійних котлахта її подальший розвиток, необхідно серйозно та відповідально поставитися до підготовки характеристик води, призначеної для підживлення. Потрібно забезпечити зв'язування вільного двоокису вуглецю, кисню, вивести значення рН до прийнятного рівня, вжити заходів щодо захисту від корозії алюмінієвих, бронзових та мідних елементів опалювального обладнання та котлів, трубопроводів та теплофікаційного обладнання.
Останнім часом для якісної корекційної теплової мережі, водогрійних котлів та іншого обладнання використовуються спеціальні хімічні реагенти.
Вода одночасно є універсальним розчинником і недорогим теплоносієм, її вигідно використовувати в системах опалення. Але недостатня її підготовка може призвести до неприємним наслідкам, одне з яких - корозія водогрійних котлів. Імовірні ризики насамперед пов'язані з наявністю в ній великої кількостінебажаних домішок. Запобігти утворенню та розвитку корозії можна, але тільки якщо чітко розуміти причини її появи, а також бути знайомим з сучасними технологіями.
Для водогрійних котлів, втім, як і для будь-яких опалювальних систем, що використовують як теплоносій воду, характерні три види проблем, обумовлених наявністю наступних домішок:
- механічних нерозчинних;
- осадоутворюючих розчинених;
- корозійноактивних.
Кожен із видів перерахованих домішок може стати причиною утворення корозії та виходу з ладу водогрійного котла чи іншого обладнання. Крім того, вони сприяють зниженню ефективності та продуктивності котла.
І якщо протягом тривалого часу використовувати в опалювальні системине пройшла спеціальну підготовку воду, це може призвести до серйозних наслідків - поломки циркуляційних насосів, зниження діаметра водопроводу та подальше пошкодження, вихід з ладу регулюючої та запірної арматури. Найпростіші механічні домішки - глина, пісок, звичайний бруд - присутні практично скрізь, як у водопровідній воді, і в артезіанських джерелах. Також у теплоносіях у великих кількостях є продукти корозії теплопередаючих поверхонь, трубопроводів та інших металевих елементів системи, які постійно стикаються з водою. Не варто й казати, що їх наявність згодом провокує дуже серйозні неполадки у функціонуванні водогрійних котлів та всього теплоенергетичного обладнання, які в основному пов'язані з корозією котлів, утворенням вапняних відкладень, віднесенням солей та спінюванням котлової води.
Найчастіша причина, у зв'язку з якою виникає корозія водогрійних котлів, це карбонатні відкладення, що виникають при використанні води підвищеної жорсткості, видалення яких можливе через . Слід зазначити, що внаслідок присутності солей жорсткості накип утворюється навіть у низькотемпературному опалювальному обладнанні. Але це далеко не єдина причина корозії. Наприклад, після нагрівання води до температури понад 130 градусів, розчинність сульфату кальцію істотно знижується, внаслідок чого утворюється шар щільного накипу. При цьому неминучий розвиток корозії металевих поверхоньводогрійних казанів.