Вперше зовнішню корозію екранних труб було виявлено на двох електростанціях у котлів високого тиску ТП-230-2, які працювали на вугіллі марки АШ і сірчистому мазуті, що були до того в експлуатації близько 4 років. Зовнішня поверхня труб зазнавала корозійного роз'їдання з боку, зверненого в топку, у зоні максимальної температури факела. 88

Руйнувалися переважно труби середньої (по ширині) частини топки, безпосередньо над запальним. поясом. Широкі та відносно неглибокі корозійні виразки мали неправильну формуі часто стулялися між собою, внаслідок чого пошкоджена поверхня труб була нерівною, бугристою. В середині найбільш глибоких виразок з'явилися нориці, і через них почали вириватися струмені води та пари.

Характерною була повна відсутність такої корозії на екранних трубах котлів середнього тиску цих електростанцій, хоча середнього тиску перебували там в експлуатації значно більш тривалий час.

У наступні роки зовнішня корозія екранних труб з'явилася і інших котлах високого тиску, які працювали на твердому паливі. Зона корозійних руйнувань поширювалася іноді на значну висоту; в окремих місцях товщина стінок труб у результаті корозії зменшувалася до 2-3 мм. Було помічено також, що ця корозія практично відсутня у казанах високого тиску, що працюють на мазуті.

Зовнішню корозію екранних труб виявили у котлів ТП-240-1 після 4 років експлуатації, що працюють при тиску в барабанах 185 ат. У цих котлах спалювалося підмосковне буре вугілля, що мало вологість близько 30%; мазут спалювали тільки під час розпалювання. У цих котлів корозійні руйнування також виникали у зоні найбільшого теплового навантаження екранних труб. Особливість процесу корозії полягала в тому, що труби руйнувалися як з боку, зверненого в топку, так і з боку, зверненого до обмуровки (рис. 62).

Ці факти показують, що корозія екранних труб залежить насамперед від температури поверхні. У котлів середнього тиску вода випаровується за нормальної температури близько 240° З; у котлів, розрахованих тиск 110 ат, розрахункова температура кипіння води дорівнює 317° З; у котлах ТП-240-1 вода кипить за нормальної температури 358° З. Температура зовнішньої поверхні екранних труб зазвичай перевищує температуру кипіння приблизно 30-40° З.

Можна, можливо. припустити, що інтенсивна зовнішня корозія металу починається при підвищенні його температури до 350 ° С. У котлів, розрахованих на тиск 110 ат, ця температура досягається лише з вогневого боку труб, а у котлів, що мають тиск 185 ат, вона відповідає температурі води в трубах . Саме тому корозія екранних труб з боку обмуровки спостерігалася лише у цих казанів.

Докладне вивчення питання було здійснено на котлах ТП-230-2, які працювали на одній із згаданих електростанцій. Там відбиралися проби газів та горя.

Щих частинок із смолоскипа на відстані близько 25 мм від екранних труб. Поблизу фронтового екрану в зоні інтенсивної зовнішньої корозії труб топкові гази майже не містили вільного кисню. Поблизу заднього екрана, біля якого зовнішня корозія труб майже була відсутня, вільного кисню в газах було значно більше. Крім того, перевірка показала, що у районі утворення корозії понад 70% проб газів

Можна "припустити, що у присутності надлишкового кисню сірководень згорає і корозії немає, Але за відсутності надлишкового кисню сірководень входить у хімічне з'єднанняіз металом труб. При цьому утворюється сульфід заліза FeS. Цей продукт корозії дійсно знайдено у відкладеннях на екранних трубах.

Зовнішню корозію схильна не тільки вуглецева сталь, але й хромомолібденова. Зокрема, у казанів ТП-240-1 корозія вражала екранні труби, виготовлені зі сталі марки 15ХМ.

До цього часу відсутні перевірені заходи повного попередження описаного виду корозії. Деяке зменшення швидкості руйнування. металу досягалося. після налагодження процесу горіння, зокрема зі збільшенням надлишку повітря в топкових газах.

27. Корозія екранів при надвисокому тиску

У цій книзі коротко розказано про умови роботи металу парових казанів сучасних електростанцій. Але прогрес енергетики в СРСР триває, і тепер вступає в дію велике числонових котлів, розрахованих на більш високий тискта температури пари. В цих умовах велике значеннямає практичний досвід експлуатації кількох казанів ТП-240-1, що працюють з 1953-1955 рр. при тиску 175 ат (185 ат барабані). Дуже цінні, зокрема, відомості про корозію їх екранів.

Екрани цих котлів були схильні до корозії як із зовнішньої, так і з внутрішньої сторони. Їх зовнішня корозія описана в попередньому параграфі цього розділу, руйнування внутрішньої поверхні труб не схоже на жоден з описаних вище видів корозії металу

Роз'їдання відбувалося в основному з вогневого боку верхньої частини похилих труб холодної лійки та супроводжувалося появою корозійних раковин (рис. 63,а). Надалі число таких раковин збільшувалося, і виникала суцільна смуга (іноді дві паралельні смуги) роз'їденого металу (рис. 63,6). Характерною була відсутність корозії в зоні зварних стиків.

Усередині труб був наліт пухкого шламу товщиною 0,1-0,2 мм, що складався в основному з оксидів заліза та міді. Збільшення корозійного руйнування металу не супроводжувалося збільшенням товщини шару шламу, отже, корозія під шаром шламу була основною причиною роз'їдання внутрішньої поверхні екранних труб.

У котловій воді підтримувався режим чистофосфатної лужності. Фосфати вводилися в котел не безперервно, а періодично.

Велике значення мала та обставина, що температура металу труб періодично різко підвищувалася і іноді була вищою 600° С (рис. 64). Зона найчастішого та максимального підвищення температури збігалася із зоною найбільшого руйнування металу. Зниження тиску в котлі до 140-165 ат (тобто, до тиску, при якому працюють нові серійні котли) не змінювало характеру тимчасового підвищення температури труб, але супроводжувалося значним зниженням максимального значення цієї температури. Причини такого періодичного підвищення температури вогневої сторони холодних похилих труб. вирви ще докладно не вивчені.

У суднових парових котлах корозія може протікати з боку пароводяного контуру, і з боку продуктів згоряння палива.

Внутрішні поверхні пароводяного контуру можуть бути піддані наступним видам корозії;

Киснева корозія - є найбільш небезпечним виглядомкорозії. Характерною особливістюкисневої корозії є утворення місцевих точкових вогнищ корозії, що сягають глибоких виразок і наскрізних дірок; Найбільш схильні до кисневої корозії вхідні ділянки економайзерів, колектори та опускні труби циркуляційних контурів.

Нітритна корозія - на відміну від кисневої вражає внутрішні поверхнітеплонапружених підйомних трубок і викликає утворення більш глибоких виразок діаметром 15^20 мм.

Міжкристалітна корозія є особливим видом корозії і виникає в місцях найбільшої напруги металу (зварні шви, вальцювальні та фланцеві з'єднання) в результаті взаємодії котельного металу з висококонцентрованим лугом. Характерною особливістю є поява на поверхні металу сітки з дрібних тріщин, що поступово розвиваються наскрізні тріщини;

Підшлама корозія виникає в місцях відкладення шламу і в застійних зонах циркуляційних контурів котлів. Процес протікання має електрохімічний характер при контакті оксидів заліза з металом.

З боку продуктів згоряння палива можуть бути такі види корозії;

Газова корозія вражає випарні, перегрівальні та економайзерні поверхні нагріву, обшивку кожуха,

Газонаправляючі щити та інші елементи котла, що піддаються впливу високих температур газів. При підвищенні температури металу котелень понад 530 0С (для вуглецевої сталі) починається руйнування захисної оксидної плівки на поверхні труб, забезпечуючи безперешкодний доступ кисню до чистого металу. При цьому на поверхні труб відбувається корозія з утворенням окалини.

Безпосередньою причиною цього виду корозії є порушення режиму охолодження зазначених елементів та підвищення їх температури вище за допустиму. Для труб поверхонь нагріву причинами пов ЫшЄння температури стін може бути; утворення значного шару накипу, порушення режиму циркуляції (застій, перекидання, утворення парових пробок), упуск води з котла, нерівномірність роздачі води та відбору пари по довжині парового колектора.

Високотемпературна (ванадієва) корозія вражає поверхні нагріву пароперегрівачів, що розташовані в зоні високих температур газів. При спалюванні палива відбувається утворення оксидів ванадію. При цьому при нестачі кисню утворюється триокис ванадію, а при його надлишку - п'ятиокис ванадію. Корозійно-небезпечною є п'ятиокис ванадію У205, що має температуру плавлення 675 0С. П'ятиокис ванадію, що виділяється при спалюванні мазутів, налипає на поверхні нагріву, що мають високу температуру, та викликає активну руйнацію металу. Досліди показали, що навіть такі вмісти ванадію, як 0,005% за ваговим складом, можуть спричинити небезпечну корозію.

Ванадієву корозію можна запобігти зниженню допустимої температуриметалу елементів котла та організацією горіння з мінімальними коефіцієнтами надлишку повітря а = 1,03 + 1,04.

Низькотемпературна (кислотна) корозія вражає переважно хвостові поверхні нагріву. У продуктах згоряння сірчистих мазутів завжди є пари води і сполуки сірки, що утворюють при з'єднанні один з одним сірчану кислоту. При омиванні газами щодо холодних хвостових поверхонь нагрівання пари сірчаної кислоти конденсується на них і викликають корозію металу. Інтенсивність низькотемпературної корозії залежить від концентрації сірчаної кислоти у плівці вологи, що осідає на поверхнях нагріву. При цьому концентрація Б03 у продуктах згоряння визначається не лише вмістом сірки у паливі. Основними чинниками, що впливають швидкість протікання низькотемпературної корозії, є;

Умови перебігу реакції горіння у топці. При підвищенні коефіцієнта надлишку повітря збільшується відсотковий вміст газу Б03 (при а = 1,15 окислюється 3,6% сірки, що міститься в паливі; при а = 1,7 окислюється близько 7% сірки). При коефіцієнтах надлишку повітря а = 1,03 - 1,04 сірчаного ангідриду Б03 мало утворюється;

Стан поверхонь нагріву;

Живлення котла занадто холодною водою, Що викликає зниження температури стінок труб економайзера нижче туги роси для сірчаної кислоти;

Концентрація води у паливі; при спалюванні обводнених палив точка роси підвищується внаслідок підвищення парціального тиску водяної пари в продуктах згоряння.

Стоянкова корозія вражає зовнішні поверхнітруб та колекторів, обшивку, топочні пристрої, арматуру та інші елементи газоповітряного тракту котла. Сажа, що утворюється під час спалювання палива, покриває поверхні нагріву та внутрішні частини газоповітряного тракту котла. Сажа гігроскопічна, і при охолодженні котла легко вбирає вологу корозію. Корозія носить виразковий характер при утворенні на поверхні металу плівки розчину сірчаної кислоти при охолодженні котла та зниженні температури його елементів нижче за точку роси для сірчаної кислоти.

Боротьба зі стоянковою корозією заснована на створенні умов, що унеможливлюють попадання вологи на поверхні котельного металу, а також нанесенням антикорозійних покриттівна поверхні елементів казанів.

При короткочасній бездіяльності котлів після огляду та чищення поверхонь нагрівання з метою запобігання потраплянню атмосферних опадів у газоходи котлів димову трубунеобхідно одягати чохол, закривати повітряні регістри, оглядові отвори. Необхідно постійно контролювати вологість та температуру в МКО.

Для запобігання корозії котлів під час бездіяльності використовують різні способи зберігання котлів. Розрізняють два способи зберігання; мокре та сухе.

Основним способом зберігання казанів є мокре зберігання. Воно передбачає повне заповнення котла поживною водою, пропущеної через електроно-іонообмінні та знекислювальні фільтри, включаючи пароперегрівач та економайзер. Тримати котли на мокрому зберіганні не більше 30 діб. У разі тривалішої бездіяльності котлів застосовується сухе зберігання котла.

Сухе зберігання передбачає повне осушення котла від води з розміщенням у колекторах котла бязевих мішечків із селікагелем, що поглинає вологу. Періодично проводиться розтин колекторів, контрольний вимір маси селікагелю з метою визначення маси поглиненої вологи, та випарювання поглиненої вологи з селікагелю.

Ряд електростанцій використовує для підживлення теплових мереж річкові та водопровідні водиз низьким значенням рН та малою жорсткістю. Додаткова обробка річкової водина водопровідній станції зазвичай призводить до зниження рН, зменшення лужності та підвищення вмісту агресивної вуглекислоти. Поява агресивної вуглекислоти можлива також у схемах підкислення, які застосовуються для великих систем теплопостачання з безпосереднім водорозбором. гарячої води(2000-3000 т/год). Пом'якшення води за схемою Na-катіонування підвищує її агресивність внаслідок видалення природних інгібіторів корозії – солей жорсткості.

При погано налагодженій деаерації води та можливих підвищення концентрацій кисню та вуглекислоти через відсутність додаткових захисних заходів у системах теплопостачання внутрішньої корозії схильні трубопроводи, теплообмінні апарати, акумуляторні баки та інше обладнання.

Відомо, що підвищення температури сприяє розвитку корозійних процесів, що протікають як з поглинанням кисню, так і виділення водню. Зі збільшенням температури вище 40 °С киснева та вуглекислотна форми корозії різко посилюються.

Особливий вид підшламової корозії протікає в умовах незначного вмісту залишкового кисню (при виконанні норм ПТЕ) та при кількості оксидів заліза понад 400 мкг/дм 3 (у перерахунку на Fe). Цей вид корозії, раніше відомий у практиці експлуатації парових котлів, було виявлено в умовах порівняно слабкого підігріву та відсутності теплових навантажень. У цьому випадку пухкі продукти корозії, що складаються в основному із гідратованих тривалентних оксидів заліза, є активними деполяризаторами катодного процесу.

При експлуатації теплофікаційного обладнання нерідко спостерігається щілинна корозія, тобто вибіркова, інтенсивна корозійна руйнація металу в щілини (зазорі). Особливістю процесів, що протікають у вузьких зазорах, є знижена концентрація кисню порівняно з концентрацією в об'ємі розчину та уповільнене відведення продуктів корозійної реакції. В результаті накопичення останніх та їх гідролізу можливе зниження рН розчину у щілини.

При постійному підживленні теплової мережі з відкритим водорозбором деаерованою водою можливість утворення наскрізних нориць на трубопроводах повністю виключається тільки при нормальному гідравлічному режимі, коли в усіх точках системи теплопостачання постійно підтримується надлишковий тиск вище атмосферного.

Причини виразкової корозії труб водогрійних котлів та іншого обладнання такі: неякісна деаерація води для підживлення; низьке значення рН, обумовлене присутністю агресивної вуглекислоти (до 10-15 мг/дм3); накопичення продуктів кисневої корозії заліза (Fe2O3) на теплопередаючих поверхнях. Підвищений змістоксидів заліза в мережній воді сприяє занесення поверхонь нагріву котла залізоокисними відкладеннями.

Ряд дослідників визнає важливу рольу виникненні підшламової корозії процесу іржавлення труб водогрійних котлів при їх простоях, коли не вжито належних заходів для запобігання стоянковій корозії. Вогнища корозії, що під впливом на вологі поверхні котлів атмосферного повітря, продовжують функціонувати під час роботи котлів.

2.1. Поверхні нагрівання.

Найбільш характерними ушкодженнями труб поверхонь нагріву є: тріщини поверхні екранних та кип'ятільних труб, корозійні роз'їдання зовнішніх та внутрішніх поверхонь труб, розриви, потонання стінок труб, тріщини та руйнування дзвіночків.

Причини появи тріщин, розривів та нориці: відкладення в трубах котлів солей, продуктів корозії, зварювального грата, що уповільнюють циркуляцію та викликають перегрів металу, зовнішні механічні пошкодження, порушення водно-хімічного режиму.

Корозія зовнішньої поверхні труб поділяється на низькотемпературну та високотемпературну. Низькотемпературна корозія виникає в місцях установки приладів обдувних, коли в результаті неправильної експлуатації допускається утворення конденсату на занесених сажею поверхнях нагріву. Високотемпературна корозія може мати місце на другому ступені пароперегрівача при спалюванні сірчистого мазуту.

Найчастіше зустрічається корозія внутрішньої поверхні труб, що виникає при взаємодії корозійноактивних газів (кисню, вуглекислоти) або солей (хлоридів та сульфатів), що містяться в казановій воді, з металом труб. Корозія внутрішньої поверхні труб проявляється у освіті оспин, виразок, раковин і тріщин.

До корозії внутрішньої поверхні труб також відносяться: киснева корозія стоянки, підшламова лужна корозія кип'ятільних і екранних труб, корозійна втома, що проявляється у вигляді тріщин в кип'ятильних і екранних трубах.

Ушкодження труб із-за повзучості характеризуються збільшенням діаметра та утворенням поздовжніх тріщин. Деформації в місцях згинів труб та зварних з'єднаньможуть мати різні напрямки.

Прогари та окалноутворення в трубах відбуваються внаслідок їх перегріву до температур, що перевищують розрахункову.

Основні види ушкоджень зварних швіввиконаних ручним дуговим зварюванням - нориці, що виникають через непровари, шлакові включення, газові пори, несплавлення по кромках труб.

Основними дефектами та пошкодженнями поверхні пароперегрівача є: корозія та окалиноутворення на зовнішній та внутрішній поверхні труб, тріщини, ризики та розшарування металу труб, нориці та розриви труб, дефекти зварних з'єднань труб, залишкова деформація внаслідок повзучості.

Ушкодження кутових швів приварювання змійовиків та штуцерів до колекторів, що викликають порушенням технології зварювання, мають вигляд кільцевих тріщин уздовж лінії сплаву з боку змійовика або штуцерів.

Характерними несправностями, що виникають при експлуатації поверхневого пароохолоджувача котла ДЕ-25-24-380ГМ є: внутрішня та зовнішня корозія труб, тріщини та нориці у зварних.

швах та на згинах труб, раковини, які можуть виникнути при ремонтах, ризики на дзеркалі фланців, течії фланцевих з'єднань унаслідок перекосу фланців. При гідравлічному випробуванні котла можна

визначити лише наявність нещільностей у пароохолоджувачі. Для виявлення прихованих дефектів слід провести індивідуальне гідравлічне випробування пароохолоджувача.

2.2. Барабани казана.

Характерними пошкодженнями барабанів котла є: тріщини-надриви на внутрішній та зовнішній поверхні обічок і днищ, тріщини-надриви навколо трубних отворівна внутрішній поверхні барабанів і на циліндричній поверхні трубних отворів, міжкристалітна корозія обічаків і днищ, корозійні роз'єднання поверхонь обічаків і днищ, овальність барабана отдуліни (випучини) на поверхнях барабанів, звернених у топку, викликані температурним впливом частин футерування.

2.3. Металоконструкції та обмуровування котла.

Залежно від якості профілактичної роботи, а також від режимів та термінів експлуатації котла, його металоконструкції можуть мати такі дефекти та пошкодження: розриви та вигини стійок та зв'язків, тріщини, корозійні пошкодження поверхні металу.

В результаті тривалого впливу температур мають місце розтріскування та порушення цілісності фасонної цегли, що закріплюється на штирях до верхнього барабана з боку топки, а також тріщини в цегляну кладкупо нижньому барабану та поду топки.

Особливо часто зустрічається руйнування цегляної амбразури пальника та порушення геометричних розмірів за рахунок оплавлення цегли.

3. Перевірка стану елементів котла.

Перевірка стану елементів котла, виведеного в ремонт, проводиться за результатами гідравлічного випробування, зовнішнього та внутрішнього огляду, а також інших видів контролю, які проводяться в обсязі та відповідно до програми експертного обстеження котла (розділ «Програма експертного обстеження котлів»).

3.1. Перевірка поверхонь нагріву.

Огляд зовнішніх поверхонь трубних елементів особливо ретельно необхідно проводити в місцях проходу труб через обмуровку, обшивку, в зонах максимальних теплових напрузі - в районі пальників, лючків, лазів, а також у місцях згинання екранних труб і на зварних швах.

Для попередження аварії, пов'язаних із потонанням стінок труб внаслідок сірчистої та стоянкової корозії, необхідно при щорічних технічних оглядах, які проводяться адміністрацією підприємства, здійснювати контроль труб поверхонь нагріву котлів, що експлуатуються понад два роки.

Контроль проводиться зовнішнім оглядом із обстукуванням попередньо очищених зовнішніх поверхонь труб молотком масою не більше 0,5 кг та вимірюванням товщини стінок труб. При цьому слід вибирати ділянки труб, що зазнали найбільшого зношування та корозії (горизонтальні ділянки, ділянки у відкладах сажі та покриті коксовими відкладеннями).

Вимірювання товщини стінок труб проводиться ультразвуковими товщиномірами. Можливе вирізання ділянок труб на двох-трьох трубах топкових екранів та трубах конвективного пучка, розташованих на вході газів у нього та виході. Товщина стінок труб, що залишилася, повинна бути не менш розрахунковою згідно з розрахунком на міцність (додається до Паспорта котла) з урахуванням збільшення на корозію на період подальшої експлуатації до наступного огляду і збільшення запасу 0,5 мм.

Розрахункова товщина стінки екранних та кип'ятільних труб для робочого тиску 1,3 МПа (13 кгс/см2) становить 0,8 мм, для 2,3 МПа (23 кгс/см2) – 1,1 мм. Прибавка на корозію приймається за результатами вимірів і з урахуванням тривалості експлуатації між оглядами.

На підприємствах, де в результаті тривалої експлуатації не спостерігалося інтенсивного зносу труб поверхонь нагріву, контроль товщини стінок труб може проводитись при капітальних ремонтах, але не рідше 1 разу на 4 роки.

Внутрішньому огляду підлягають колектора, пароперегрівача та заднього екрана. Обов'язковому розтині та огляду повинні бути піддані лючки верхнього колектора заднього екрана.

Зовнішній діаметр труб повинен вимірюватись у зоні максимальних температур. Для вимірювання застосовувати спеціальні шаблони (скоби) або штангенциркуль. На поверхні труб допускаються вм'ятини з плавними переходами глибиною трохи більше 4 мм, якщо вони виводять товщину стінки межі мінусових відхилень.

Розрізнення труб, що допускається, - 10%.

Результати огляду та вимірювань заносяться у ремонтний формуляр.

3.2. Перевірка барабана.

Дня виявлення ділянок барабана, пошкоджених корозією, необхідно оглянути поверхню до внутрішнього очищення з метою визначення інтенсивності корозії виміряти глибину роз'їдання металу.

Рівномірні роз'їдання виміряти по товщині стінки, в якій для цього просвердлити отвір діаметром 8 мм. Після вимірювання в отвір встановити пробку і обварити з двох сторін або, у крайньому випадку, лише зсередини барабана. Вимір можна також проводити ультразвуковим товщиноміром.

Основні роз'їдання та виразки виміряти, по відбитках. Для цієї мети пошкоджену ділянку поверхні металу очистити від відкладень і змастити злегка технічним вазеліном. Найточніший відбиток виходить, якщо пошкоджена ділянка розташована на горизонтальній поверхні і в цьому випадку є можливість залити її розплавленим металом з низькою температурою плавлення. Затверділий метал утворює точний зліпок пошкодженої поверхні.

Для отримання відбитків, користуватися третиною, бабітом, оловом, по можливості застосовувати гіпс.

Відбитки пошкоджень, розташованих на вертикальних поверхнях стель, отримати, використовуючи віск і пластилін.

Огляд трубних отворів, барабанів проводиться у такому порядку.

Після видалення розвальцьованих труб перевірити діаметр отворів за допомогою шаблону. Якщо шаблон входить в отвір до завзятого виступу, це означає, що діаметр отвору збільшений понад норму. Вимірювання точної величини діаметра здійснюється штангенциркулем і зазначається у ремонтному формулярі.

При контролі зварних швів барабанів необхідно перевіряти прилеглий до них основний метал на ширину 20-25 мм по обидва боки від шва.

Овальність барабана вимірюється не менше ніж через кожні 500 мм по довжині барабана, у сумнівних випадках та частіше.

Вимірювання прогину барабана здійснюється шляхом натяжки струни вздовж поверхні барабана та виміру зазорів по довжині струни.

Контроль поверхні барабана, трубних отворів та зварних з'єднань здійснюється зовнішнім оглядом, методами, магнітопорошковою, кольоровою та ультразвуковою дефектоскопією.

Допускаються (не вимагають виправлення) отдулини та вм'ятини поза зоною швів та отворів за умови, що їх висота (прогин), у відсотках від найменшого розміру їхньої основи, буде не більше:

у бік атмосферного тиску (отдулини) – 2%;

у бік тиску пари (вм'ятини) - 5%.

Допустиме зменшення товщини стінки днища - 15%.

Допустиме збільшення діаметра отворів для труб (під зварювання) - 10%.

Ця корозія за розміром та інтенсивністю часто буває значною і небезпечною, ніж корозія котлів під час їхньої роботи.

При залишенні води в системах залежно від її температури та доступу повітря можуть траплятися найрізноманітніші випадки прояву стоянкової корозії. Слід насамперед відзначити крайню небажаність наявності води в трубах агрегатів під час перебування їх у резерві.

Якщо вода з тих чи інших причин залишається в системі, то може спостерігатися сильна корозія стоянки в паровому і особливо у водяному просторі ємності (переважно по ватерлінії) при температурі води 60-70°С. Тому на практиці досить часто спостерігається різна за інтенсивністю стоянкова корозія, незважаючи на однакові режими зупинки системи і якість води, що міститься в них; апарати зі значною тепловою акумуляцією піддаються сильнішій корозії, ніж апарати, що мають розміри топки та поверхню нагріву, оскільки котлова водау них швидше охолоджується; температура її стає нижчою за 60—70°С.

При температурі води вище 85-90 ° С (наприклад, при короткочасних зупинках апаратів) загальна корозія знижується, причому корозія металу парового простору, в якому спостерігається в цьому випадку підвищена конденсація парів, може перевищувати корозію металу водяного простору. Стоянкова корозія в паровому просторі завжди рівномірніша, ніж у водяному просторі котла.

Розвитку стоянкової корозії сильно сприяє шлам, що накопичується на поверхнях котла, який зазвичай утримує вологу. У зв'язку з цим значні корозійні раковини часто виявляються в агрегатах і трубах вздовж нижньої утворює і їх кінцях, т. е. на ділянках найбільшого скупчення шламу.

Способи консервації обладнання, що знаходиться у резерві

Для консервації обладнання можуть бути застосовані такі способи:

а) висушування - видалення з агрегатів води та вологи;

б) заповнення їх розчинами їдкого натру, фосфату, силікату, нітриту натрію, гідразину;

в) заповнення технологічної системиазотом.

Спосіб консервації слід вибирати в залежності від характеру та тривалості простою, а також від типу та конструктивних особливостейобладнання.

Простои обладнання за тривалістю можна розділити на дві групи: короткочасні-не більше 3 діб і тривалі - більше 3 діб.

Розрізняють два види короткочасних простоїв:

а) планові, пов'язані з виведенням у резерв на вихідні дні у зв'язку з падінням навантаження або виведенням у резерв на нічний час;

б) вимушені - через виходу з ладу труб або пошкоджень інших вузлів обладнання, для усунення яких не потрібна триваліша зупинка.

Залежно від мети тривалі простої можна розділити такі групи: а) виведення устаткування резерв; б) поточні ремонти; в) капітальні ремонти.

При короткочасних простоях обладнання необхідно використовувати консервацію шляхом заповнення водою деаерованої з підтриманням надлишкового тиску або газовий (азотний) спосіб. Якщо необхідна аварійна зупинка, то єдино прийнятний спосіб — консервація азотом.

При виведенні системи в резерв або тривалому простої без виконання ремонтних робітконсервацію доцільно вести шляхом заповнення розчином нітриту чи силікату натрію. У цих випадках можна використовувати і азотну консервацію, обов'язково вживаючи заходів для створення густини системи з метою запобігання надмірній витраті газу та непродуктивної роботи азотної установки, а також створення безпечних умов при обслуговуванні обладнання.

Способи консервації шляхом створення надлишкового тиску заповнення азотом можна використовувати незалежно від конструктивних особливостей поверхонь нагрівання обладнання.

Для запобігання стоянковій корозії металу під час капітального та поточного ремонтівзастосовні лише способи консервації, що дозволяють створити на поверхні металу захисну плівку, що зберігає властивості протягом не менше 1-2 місяців після зливу консервуючого розчину, оскільки випорожнення та розгерметизація системи неминучі. Термін дії захисної плівкина поверхні металу після обробки нітритом натрію може досягати 3 міс.

Способи консервації з використанням води і розчинів реагентів практично неприйнятні для захисту від корозії стоянки проміжних пароперегрівачів котлів через труднощі, пов'язані з їх заповненням і подальшим відмиванням.

Способи консервації водогрійних та парових котлів низького тиску, а також іншого обладнання замкнутих технологічних контурів тепло- і водопостачання багато в чому відрізняються від методів, що застосовуються в даний час попередження стоянкової корозії на ТЕС. Нижче описуються основні способи запобігання корозії в режимі простоювання обладнання подібних апаратів циркуляційних системз урахуванням специфіки їхньої роботи.

Спрощені способи консервації

Ці способи доцільно застосовувати для дрібних казанів. Вони полягають у повному видаленні води з котлів та розміщенні в них вологопоглиначів: прожареного хлористого кальцію, негашеного вапна, силікагелю з розрахунку 1-2 кг на 1 м 3 обсягу.

Цей спосіб консервації придатний при температурах приміщення нижче і вище від нуля. У приміщеннях, опалюваних у зимовий час, може бути реалізований один із контактних способів консервації. Він зводиться до заповнення всього внутрішнього об'єму агрегату лужним розчином (NaOH, Na 3 P0 4 та ін), що забезпечує повну стійкість захисної плівки на поверхні металу навіть при насиченні киснем рідини.

Зазвичай застосовують розчини, що містять від 1,5-2 до 10 кг/м 3 NaOH або 5-20 кг/м 3 Na 3 P0 4 залежно від вмісту нейтральних солей у вихідній воді. Найменші значення відносяться до конденсату, більші до води, що містить до 3000 мг/л нейтральних солей.

Корозію можна попередити також способом надлишкового тиску, при якому тиск пари в зупиненому агрегаті постійно підтримується на рівні вище атмосферного тиску, а температура води залишається вище 100°С, ніж запобігає доступу основного корозійного агента - кисню.

Важлива умова ефективності та економічності будь-якого способу захисту - максимально можлива герметичність паро-водяної арматури, щоб уникнути занадто швидкого зниження тиску, втрат захисного розчину (або газу) або потрапляння вологи. Крім того, у багатьох випадках корисна попереднє очищенняповерхонь від різних відкладень(Солей, шламу, накипу).

При здійсненні різних способівзахисту від стоянкової корозії необхідно пам'ятати таке.

1. При всіх видах консервації необхідно попереднє видалення (промивання) відкладень легкорозчинних солей (див. вище), щоб уникнути посилення стоянкової корозії на окремих ділянках агрегату, що захищається. Обов'язковим є здійснення цього заходу при контактній консервації, інакше можлива інтенсивна місцева корозія.

2. З подібних міркувань бажано видалення перед тривалою консервацією всіх видів нерозчинних відкладень (шламу, накипу, оксидів заліза).

3. При ненадійності арматури необхідно відключити резервне обладнання від працюючих агрегатів за допомогою заглушок.

Просочування пари та води менш небезпечне при контактній консервації, але неприпустимо при сухому та газовому методах захисту.

Вибір вологопоглиначів визначається порівняльною доступністю реагенту та бажаністю отримання максимально можливої ​​питомої вологоємності. Найкращий вологопоглинач - зернений хлористий кальцій. Негашене вапно значно гірше за хлористий кальцій не тільки внаслідок меншої вологоємності, а й швидкої втрати її активності. Вапно поглинає з повітря як вологу, а й вуглекислоту, у результаті вона покривається шаром вуглекислого кальцію, що перешкоджає подальшому поглинанню вологи.