Оборудования тепловых сетей и основные задачи

Существуют следующие способы организации водного режима:

а) физико-химический – это коррекционная обработка питательной и котловой воды, т.е. дозирование в воду небольшого количества соответствующих реагентов, приводящих качество воды в соответствие с нормальными показателями; в результате удаляются из воды незначительные остаточные загрязнения. К коррекционным способам обработки воды относится фосфатирование, аминирование, сульфитирование, гидрозирование, нитрирование, трилонирование, силикатирование.

б) ко второму способу относится – продувка, ступенчатое испарение, промывка насыщенного пара или их совместное использование.

Водно-химические режимы подразделяются на гидразинно-аммиачный, гидразинный, кислородно-аммиачный, нейтрально-кислородный.

Одним из основных показателей надежности водного режима энергоблока прямоточного или барабанного котла является длительность межпромывочного периода как парогенератора, так и турбины.

С увеличением единичной мощности котлов и ростом параметров рабочей среды организация водно-химического режима приобретает особо важное значение в обеспечении надежной и экономичной работы.

“Химическая часть” тепловых электростанций, котельных объединяет комплекс средств, обеспечивающих надежную работу конструкционных материалов котлов, теплообменных аппаратов, тепловых сетей и паровых турбин, защищая их от коррозионного разрушения, образования и накопления отложений. Этот комплекс включает подготовку добавочной воды; очистку турбинного и производственных конденсатов; коррекционную обработку питательной и котловой воды; обработку охлаждающей воды и воды, поступающей в тепловые сети; нейтрализацию и более или менее полное обезвреживание сточных вод; химический контроль режимов очистки и коррекции воды.

Рациональный водно-химический режим состоит в обеспечении качественной добавки очищенной воды в пароводяной цикл. Материал первого раздела в основном был посвящен этим вопросам; в нем содержатся краткие сведения о процессах, технологических режимах, схемах и аппаратах установок подготовки добавочной воды и очистки турбинного и производственного конденсата.

Возможность длительной бесперебойной эксплуатации ТЭС и котельных в значительной степени определяется интенсивностью протекания физико-химических процессов накипеобразования на поверхности нагрева парогенераторов, уноса солей кремниевой кислоты и окислов металлов паром из испаряемой котловой воды и оборудования, отложений их в проточной части паровых турбин, а также коррозии металла энергетического оборудования и трубопроводов.

Интенсивность протекания всех этих процессов зависит от качества пара, питательной и котловой воды.

Опыт многолетней эксплуатации мощных энергоблоков в России и за рубежом убедительно свидетельствует о том, что необходимым условием длительной, надежной и экономичной эксплуатации ТЭС, котельных является рациональная организация водоподготовки, водного режима парогенераторов и в первую очередь строгое соблюдение экспериментально обоснованных эксплуатационных норм качества пара, конденсата, питательной и котловой воды.

При решении водной проблемы паротурбинных электростанций существенное значение имеет то, что переход к сверхвысокому и сверхкритическому давлению значительно видоизменял не только условия парообразования, но и свойства самого рабочего тела.

Одним из факторов обусловливающих столь важное значение водной проблемы современных ТЭС и котельных являются высокие удельные тепловые нагрузки стенок парообразующих труб парогенераторов. В целях обеспечения надежного температурного режима металла этих поверхностей и тем самым более продолжительной работы котлоагрегатов, необходимо жесткое ограничение допустимой величины отложений на поверхностях нагрева, омываемых водой, пароводяной смесью или паром. Образование отложений в пароводяном тракте ТЭЦ, котельной отрицательно влияет на работу как основного, так и вспомогательного оборудования. Несмотря на различия в химическом составе и структуре отложений все они характеризуются меньшими по сравнению с металлами коэффициентами теплопроводности [0,06–6 против 46–120 Вт/(м×К)]. При загрязнении отдельных теплопередающих поверхностей отложениями снижаются коэффициенты теплопередачи, увеличивается шероховатость стенок, уменьшаются проходные сечения и, как следствие, увеличиваются потери на трение.

Все это при относительно невысоких температурах рабочей среды, например в регенеративных подогревателях, экономайзерах котла, конденсаторах турбин и т.д. сказывается лишь на экономических показателях работы оборудования. При высоких же температурах рабочей среды, т.е. в пароперегревателях экранных труб котлов, наряду с ухудшением экономичности оборудования, отложения снижают и надежность его работы.

В пароперегревателях при этом интенсифицируются процессы ползучести металла и окалинообразования, приводящие к утонению стенок и разрыву труб. В местах перегрева экранных труб происходит размягчение металла и его деформация под действием давления рабочей среды, в результате на трубках появляются выпуклости (отдулины), которые со временем растут, толщина стенки при этом уменьшается, и затем образуется разрыв металла (свищ).

При повреждении хотя бы одной трубки пароперегревателя или экранной трубы приходится внепланово останавливать котел. К тем же последствиям приводят коррозионные повреждения металла со стороны рабочей среды. На останов, расхолаживание, удаление поврежденного участка, замену его новым и повторный пуск котла требуется значительное время. Чем больше единичная мощность агрегата, тем значительнее экономический ущерб, наносимый его внеплановыми остановами. Чтобы предотвратить их, нужно создавать условия, препятствующие как образованию отложений, так и коррозии металла.

Поскольку речь идет о процессах, протекающих со стороны рабочей среды, создание таких условий требует воздействия на ее состав или, как принято говорить, соответствующей организации водно-химического режима котла.

Другим важным фактором является повышенная чувствительность турбин высокого давления к загрязнению проточной части. Даже небольшие отложения на лопатках турбины, еще не вызывающие снижения ее номинальной мощности, могут существенно снизить тепловую экономичность турбины и всего энергоблока. С повышением давления пара и переходом к прямоточным парогенераторам сверхкритического давления (СКД) опасность загрязнения питательной воды резко возрастает из-за увеличения интенсивности коррозионных процессов с ростом температуры.

Отложения, образующиеся в проточной части турбин, как правило, не вызывают аварийных остановов этих агрегатов, но оказывают существенное влияние на экономичность их работы. При накапливании отложений происходит снижение относительного внутреннего КПД турбины, возникает шероховатость поверхности лопаточного аппарата, уменьшаются проходные сечения для пара, и в результате падает мощность турбины, сокращается подача энергии потребителям. Уже при небольших количествах отложений в турбинах ощутимо уменьшается их КПД. Так, снижение КПД на 1–2 % у конденсационных турбин мощностью 100 МВт происходит при накапливании всего 1 кг отложений в их проточной части. У турбин мощностью 300 МВт при накапливании 1 кг отложений КПД снижается примерно на 0,5–1 % .

На первый взгляд уменьшение КПД паровых турбин на 1–2 % и снижение их мощности на 2–5 % представляются незначительными. Но в действительности при огромных масштабах производства электроэнергии тепловыми паротурбинными станциями нашей страны (так установленная мощность электростанций России по состоянию на 01.01.2001 г. – 215 млн. кВт, в том числе тепловых, работающих на органическом топливе – 149 млн. кВт) каждая доля процента оборачивается значительными перерасходами топлива из-за снижения КПД, понижением надежности энергоснабжения из-за снижения резервов электрической мощности и, возможно, в этой связи – недовыработкой продукции на промышленных предприятиях.

Источником образования отложений в турбинах являются примеси, содержащиеся в поступающем паре. Чем выше его качество, т.е. чем меньше в паре примесей, образующих твердые отложения на лопатках турбины, тем ближе ее КПД и мощность к расчетным значениям. Следовательно, для обеспечения экономической работы необходимо, чтобы по содержанию отдельных примесей перегретый пар отвечал определенным требованиям.

Это в свою очередь связано с выполнением ряда требований к качеству питательной воды котлов уже не из условий предотвращения отложений в самих котлах, а из условий получения чистого пара для предотвращения отложений в турбинах.

Присутствие ряда примесей в паре и воде, безразличных в отношении образования отложений в котлах и турбинах, таких, например, как растворенные газы нитратов и нитритов, является, тем не менее нежелательным, потому что они обусловливают или интенсифицируют процессы коррозии металлов, соприкасающихся с рабочей средой.

Предупреждение коррозионных разрушений оборудования, уменьшение степени загрязнения пара и воды продуктами коррозии, уменьшение в котлах и турбинах отложений, содержащих окислы металлов – эти задачи относятся к организации водно-химического режима всей станции в целом, поскольку практически все участки пароводяного тракта в той или иной мере подвержены коррозии.

Итак, общими задачами водоподготовки и рациональной организации водно-химического режима на ТЭС, котельной является:

- предотвращение образований на внутренних поверхностях парообразующих и пароперегревательных труб отложений кальциевых соединений и окислов железа, а в проточной части паровых турбин отложений соединений меди, железа, кремниевой кислоты и натрия;

- защита от коррозии конструкционных металлов основного и вспомогательного оборудования ТЭС, котельных и теплофикационных систем в условиях их контакта с водой и паром, а также при нахождении их в резерве.

Требования к водно-химическому режиму паротурбинных электростанций и котельных находят свое выражение в нормировании содержания различных примесей в воде и паре основного цикла ТЭС, в водах тепловой сети и системы охлаждения конденсаторов турбин. Для основного цикла устанавливаются нормы качества пара, поступающего в турбину, конденсата, добавочной и питательной воды котлов. Для теплофикационного цикла устанавливаются нормы добавочной и сетевой воды, для системы охлаждения – нормы охлаждающей воды.

Рассмотрение организаций водяного режима по отдельным участкам пароводяного тракта ТЭС позволяет учесть особенности поведения примесей на всех этих участках, а также выявить влияние и взаимозависимость водных режимов отдельных агрегатов и таким образом установить совокупность всех вопросов, характеризующих водный режим станции, котельных в целом.

Глава вторая

Химический контроль – основа

Водно-химического режима

Одной из основных задач химического контроля является оценка состояния эксплуатирующегося теплоэнергетического оборудования в отношении коррозии и образования различного вида отложений. Определение количества и состава отложений (взятых во время остановов оборудования, с вырезанных образцов труб экранов, пароперегревателей, снятых с рабочих и направляющих лопаток турбин) позволяет судить об эффективности ведения водного режима за предшествующий период.

Визуальные осмотры, несмотря на их очевидную полезность, не могут дать количественной характеристики коррозионных повреждений и загрязнений оборудования отложениями. Эти осмотры должны сочетаться с измерениями количества отложений, анализом их состава, измерением их механических свойств, определением глубины коррозионных повреждений и их распространением по поверхности металла. Для того чтобы судить о состоянии водного режима на работающей установке, когда возможность «заглянуть внутрь» полностью исключена, остается другой путь наблюдения за протеканием отдельных физико-химических процессов – следить за изменением концентраций тех примесей в рабочей среде, которые могут участвовать в этих процессах.

Химический контроль рабочей среды на разных участках пароводяного тракта призван характеризовать фактическое состояние водного режима и его соответствие или размеры отклонений от действующих норм. Как известно, нормы качества пара, питательной и котловой воды содержат перечень ряда показателей; их принято называть нормируемыми (должны быть указаны пределы, в которых может изменяться значение каждого показателя).

Для того чтобы иметь представление о фактическом качестве пара и воды на всех пароводяных трактах, для которых установлены нормы, необходимо отбирать пробы рабочей среды и систематически выполнять их анализы. Такой повседневный контроль называют эксплуатационным или текущим химическим контролем. Не следует думать, что только средствами химического контроля можно вскрыть причины нарушений водного режима. Для этого используются и другие виды контроля, в частности, за температурой и давлением рабочей среды, режимными факторами работающего оборудования и т.п. В сочетании с другими видами контроля химический контроль признан помочь выяснению причин нарушений водного режима теплоэнергетической установки В основу химического контроля взят действующий директивный документ ПТЭ 2003 г. Российской Федерации, так как он обязателен для тепловых электростанций и котельных, работающих на органическом топливе, тепловых сетей Российской Федерации и другой собственности (прил. 2, 3).

Химический контроль на электростанции и котельных должен обеспечивать:

- своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;

- определение качества воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов, масел и сточных вод;

- проверку загазованности производственных помещений, баков, колодцев, каналов и других объектов;

- определение количества вредных выбросов электростанцией и котельной в окружающую среду.

Эксплуатация энергообъекта может быть разрешена только после оснащения его подразделений, выполняющих количественный химический анализ, необходимым оборудованием, прошедшим отраслевую экспертизу, комплектом требуемых нормативных документов. Подразделения, выполняющие количественный химический анализ, должны быть полностью укомплектованы квалифицированным персоналом, прошедшим соответствующее обучение и инструктаж, иметь действующее свидетельство об аттестации.

На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до
20–40 °С.

Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали.

На тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью 200 МВт и более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляцию, помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории.

В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей и др.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с действующими нормативными документами.

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

Контрольные вопросы

1. Перечислите способы организации ВХР.

2. Для чего необходима коррекционная обработка воды?

3. Задачи ВХР на энергетических объектах.

4. Что является основой ВХР?

5. Что обеспечивает химический контроль на ТЭЦ или котельной?

Глава третья

КОРРОЗИЯ МЕТАЛЛА ПАРОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НЕЙ

3.1. Основные положения

Металлы и сплавы, применяемые для изготовления теплоэнергетического оборудования, обладают способностью вступать во взаимодействие с соприкасающейся с ними средой (вода, пар, газы), содержащей те или иные коррозионноагрессивные примеси (кислород, угольную и другие кислоты, щелочи и др.). В результате воздействия агрессивной среды происходит коррозионное разрушение металла или сплава вследствие электрохимических и химических процессов, которое обычно начинается с поверхности и более или менее быстро продвигается вглубь.

При появлении на поверхности металла макро- или микрогальванических элементов на тех участках, где они соприкасаются с растворами электролитов и влажным паром, протекает электрохимическая коррозия, которая наиболее часто встречается в практике эксплуатации тепловых электростанций. Этому виду коррозии подвержены водоподготовительное оборудование; все элементы тракта питательной воды и трубопроводы, возвращающие конденсат с производства; парогенераторы; атомные реакторы; конденсаторы паровых турбин и тепловые сети.

При эксплуатации указанного паросилового оборудования всегда существуют условия для протекания электрохимической коррозии, в том числе контакт различных металлов, неоднородность поверхности, нарушение кристаллической решетки металла, неравномерность температурного поля, различие концентрации примесей в слоях раствора, контактирующих с металлом, и ряд других факторов.

Xимическая коррозия происходит в результате непосредственного окисления котельного металла высокоперегретым паром.

В практике эксплуатации энергоустановок наблюдаются также комбинированные случаи разрушения металла, т. е. совместное протекание химической и электрохимической коррозии. В результате коррозионного воздействия агрессивных агентов нa металл, непосредственно на его поверхности и в тесном контакте с ним, образуется защитная микропористая окисная пленка, которая представляет собой продукт коррозии металла и тормозит дальнейшее развитие коррозионного процесса. Чем полнее и равномернее окисная пленка покрывает поверхность металла, чем меньше в ней трещин, тем более высокими лимитными свойствами она обладает.

В практических условиях защитные свойства пленки определяются не только тем сопротивлением, которое она оказывает коррозионно-агрессивному агенту, но и ее сохранностью. Наибольшую целостность имеют защитные пленки, обладающие хорошим сцеплением с металлом, достаточно прочные и пластичные, с минимальной разницей в коэффициентах линейного расширения по сравнению с металлом.

Повреждения защитной пленки могут быть вызваны механическими, химическими или термическими процессами. Коробление барабанов парогенераторов, резкие колебания температуры стенки парообразующих труб вследствие попеременного омывания их водой и паром, воздействие на поверхность котельного металла концентрированных растворов NaOH при глубоком упаривании котловой воды и т. п. – все эти процессы могут разрушать защитную окисную пленку. Если защитная пленка по тем или иным причинам растрескивается и отслаивается от металла, то процесс коррозии развивается дальше с повышенной скоростью, которая постепенно замедляется, пока вновь не произойдет очередное разрушение защитной пленки. Следствием коррозии элементов парогенератора и тракта питательной воды является отложение окислов металлов как в парообразующих и пароперегревательных трубах, так и в проточной части паровой турбины.

Статистические данные свидетельствуют о том, что больше половины аварий и значительное число эксплуатационных неполадок, происходящих на тепловых электростанциях из-за дефектов водного режима, вызваны коррозионными повреждениями основного и вспомогательного оборудования.

Основными источниками появления окислов железа и меди в теплоносителе являются: а) коррозия элементов водо-парового тракта, в том числе водоподготовительного оборудования, трубных пучков регенеративных подогревателей и конденсаторов турбин, конденсатопроводов, баков для хранения обессоленной воды и конденсатов и др.; б) коррозия водяных экономайзеров; в) стояночная коррозия находящихся в резерве парогенераторов и вспомогательного оборудования при отсутствии их эффективной консервации; г) разрушение слоя окалины и окисных отложений на внутренних поверхностях барабанов, парообразующих и пароперегревательных труб; д) неэффективная шламовая продувка парогенераторов. На электростанциях сверхвысокого и сверхкритического давления наблюдается коррозионное растрескивание элементов оборудования, выполненных из
аустенитных сталей. В практике известны случаи, когда этот опасный вид коррозии приводит за очень короткий срок к аварийному выходу из строя агрегатов. Коррозия элементов проточной части паровой турбины приводит к увеличению радиального зазора между лопатками и корпусом, что влечет за собой ухудшение КПД турбины.

Последствия коррозии паровых турбин, находящихся в резерве, весьма опасны. Поэтому защита их от коррозии во время простоев является таким же обязательным мероприятием, как и защита в процессе эксплуатации.

Необходимо учитывать, что коррозионные повреждения (свищи, трещины) конденсаторных труб как с паровой стороны (под действием NН₃ и О₂), так и с водяной (под действием агрессивной охлаждающей воды) могут привести к опасным загрязнениям конденсата из-за присосов охлаждающей воды.

Сужение поперечного сечения теплофикационных сетей вследствие образующихся при коррозии бугров или наростов окислов железа приводит к увеличению гидравлического сопротивления и снижению пропускной способности сетей. При работе тепловых сетей немалые неприятности причиняет обогащение воды продуктами коррозии, что может вызвать скопление их в застойных местах или на участках с малыми скоростями движения. Забивание коррозионными отложениями местных систем отопления целиком выводит из работы отдельные приборы и стояки.

Актуальность борьбы с коррозией в теплофикационных системах централизованного горячего водоснабжения связана со значительным ростом протяженности коммуникаций. Предотвращение возникновения коррозии оборудования паротурбинных установок и теплофикационных систем, а также поддержание длительной сохранности защитной окисной пленки на поверхности металла являются сложной задачей, для решения которой необходимо применять современные средства подготовки добавочной воды, обработки котловой воды, а также умело подбирать коррозионно-стойкие металлы и защитные покрытия.

3.2. Коррозия стали в перегретом паре

Система железо – водяной пар термодинамически неустойчива. Взаимодействие этих веществ может протекать с образованием магнетита Fe₃O₄ или вюстита FeO:

;	(2.1)
;	(2.2)
.	(2.3)

Анализ реакций (2.1) – (2.3) свидетельствует о своеобразном разложении водяного пара при взаимодействии с металлом с образованием молекулярного водорода, который не является следствием собственно термической диссоциации водяного пара. Из уравнений (2.1) – (2.3) следует, что при коррозии сталей в перегретом паре в отсутствие кислорода на поверхности может образоваться только Fe₃О₄ или FeO.

При наличии в перегретом паре кислорода (например, в нейтральных водных режимах, с дозированием кислорода в конденсат) в перегревательной зоне возможно образование гематита Fe₂O₃ за счет доокисления магнетита.

Считают, что коррозия в паре, начиная с температуры 570 °С, является химической. В настоящее время предельная температура перегрева для всех котлов снижена до 545 °С, и, следовательно, в пароперегревателях происходит электрохимическая коррозия. Выходные участки первичных пароперегревателей выполняют из коррозионно-стойкой аустенитной нержавеющей стали, выходные участки промежуточных пароперегревателей, имеющие ту же конечную температуру перегрева (545 °С), – из перлитных сталей. Поэтому коррозия промежуточных пароперегревателей обычно проявляется в сильной степени.

В результате воздействия пара на сталь на ее первоначально чистой поверхности постепеннообразуется так называемый топотактический слой, плотно сцепленный с самим металлом и потому защищающий его от коррозии. С течением времени на этом слое нарастает второй так называемый эпитактический слой. Оба эти слоя для уровня температур пара до 545 °С представляют собой магнетит, но структура их не одинакова – эпитактический слой крупнозернист и не защищает от коррозии.

Рис. 2.1. Зависимость скорости разложения перегретого пара

от температуры стенки

Влиять на коррозию перегревательных поверхностей методами водного режима не удается. Поэтому основная задача водно-химического режима собственно пароперегревателей заключается в систематическом наблюдении за состоянием металла пароперегревателей с целью недопущения разрушения топотактического слоя. Это может происходить за счет попадания в пароперегреватели и осаждения в них отдельных примесей, особенно солей, что возможно, например, в результате резкого повышения уровня в барабане котлов высокого давления. Связанные с этим отложения солей в пароперегревателе могут привести как к повышению температуры стенки, так и к разрушению защитной оксидной топотактической пленки, о чем можно судить по резкому возрастанию скорости разложения пара (рис. 2.1).

3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов

Значительная часть коррозионных повреждений оборудования тепловых электростанций приходится на долю тракта питательной воды, где металл находится в наиболее тяжелых условиях, причиной чего является коррозионная агрессивность соприкасающихся с ним химически обработанной воды, конденсата, дистиллята и смеси их. На паротурбинных электростанциях основным источником загрязнения питательной воды соединениями меди является аммиачная коррозия конденсаторов турбин и регенеративных подогревателей низкого давления, трубная система которых выполнена из латуни.

Тракт питательной воды паротурбинной электростанции можно разделить на два основных участка: до термического деаэратора и после него, причем условия протекания вних коррозии резко различны. Элементы первого участка тракта питательной воды, расположенные до деаэратора, включают трубопроводы, баки, конденсатные насосы, конденсатопроводы и другое оборудование. Характерной особенностью коррозии этой части питательного тракта является отсутствие возможности истощения агрессивных агентов, т. е. угольной кислоты и кислорода, содержащихся в воде. Вследствие непрерывного поступления и движения новых порций воды по тракту происходит постоянное пополнение их убыли. Непрерывное удаление части продуктов реакции железа с водой и приток свежих порций агрессивных агентов создают благоприятные условия для интенсивного протекания коррозионных процессов.

Источником появления кислорода в конденсате турбин являются присосы воздуха в хвостовой части турбин и в сальниках конденсатных насосов. Подогрев воды, содержащей О₂и СО₂ в поверхностных подогревателях, расположенных на первом участке питательного тракта, до 60–80 °С и выше приводит к серьезным коррозионным повреждениям латунных труб. Последние становятся хрупкими, и нередко латунь после нескольких месяцев работы приобретает губчатую структуру в результате ярко выраженной избирательной коррозии.

Элементы второго участка тракта питательной воды – от деаэратора до парогенератора – включают питательные насосы и магистрали, регенеративные подогреватели и экономайзеры. Температура воды на этом участке в результате последовательного подогрева воды в регенеративных подогревателях и водяных экономайзерах приближается к температуре котловой воды. Причиной коррозии оборудования, относящегося к этой части тракта, является главным образом воздействие на металл растворенной в питательной воде свободной углекислоты, источником которой является добавочная химически обработанная вода. При повышенной концентрации ионов водорода (рН < 7,0), обусловленной наличием растворенной углекислоты и значительным подогревом воды, процесс коррозии на этом участке питательного тракта развивается преимущественно с выделением водорода. Коррозия имеет сравнительно равномерный характер.

При наличии оборудования, изготовленного из латуни (подогреватели низкого давления, конденсаторы), обогащение воды соединениями меди по пароконденсатному тракту протекает в присутствии кислорода и свободного аммиака. Увеличение растворимости гидратированной окиси меди происходит за счет образования медно-аммиачных комплексов, например Сu(NH₃)₄(ОН)₂. Эти продукты коррозии латунных трубок подогревателей низкого давления начинают разлагаться на участках тракта регенеративных подогревателей высокого давления (п. в. д.) с образованием менее растворимых окислов меди, частично осаждающихся на поверхности трубок п. в. д. Медистые отложения на трубках п. в. д. способствуют их коррозии во время работы и длительной стоянки оборудования без консервации.

При недостаточно глубокой термической деаэрации питательной воды язвенная коррозия наблюдается преимущественно на входных участках экономайзеров, где кислород выделяется вследствие заметного повышения температуры питательной воды, а также в застойных участках питательного тракта.

Теплоиспользующая аппаратура потребителей пара и трубопроводы, по которым возвращается производственный конденсат на ТЭЦ, подвергаются коррозии под действием содержащихся в нем кислорода и угольной кислоты. Появление кислорода объясняется контактом конденсата с воздухом в открытых баках (при открытой схеме сбора конденсата) и подсосами через неплотности в оборудовании.

Основными мероприятиями для предотвращения коррозии оборудования, расположенного на первом участке тракта питательной воды (от водоподготовительной установки до термического деаэратора), являются:

1) применение защитных противокоррозионных покрытий поверхностей водоподготовительного оборудования и бакового хозяйства, которые омываются растворами кислых реагентов или коррозионно-агрессивными водами с использованием резины, эпоксидных смол, лаков на перхлорвиниловой основе, жидкого найрита и силикона;

2) применение кислотостойких труб и арматуры, изготовленных из полимерных материалов (полиэтилена, полиизобутилена, полипропилена и др.) либо стальных труб и арматуры, футерованных внутри защитными покрытиями, наносимыми методом газопламенного напыления;

3) применение труб теплообменных аппаратов из коррозионно-стойких металлов (красная медь, нержавеющая сталь);

4) удаление свободной углекислоты из добавочной химически обработанной воды;

5) постоянный вывод неконденсирующихся газов (кислорода и угольной кислоты) из паровых камер регенеративных подогревателей низкого давления, охладителей и подогревателей сетевой воды и быстрый отвод образующегося в них конденсата;

6) тщательное уплотнение сальников конденсатных насосов, арматуры и фланцевых соединений питательных трубопроводов, находящихся под вакуумом;

7) обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха и контроль за присосами воздуха с помощью регистрирующих кислородомеров;

8) оснащение конденсаторов специальными дегазационными устройствами с целью удаления кислорода из конденсата.

Для успешной борьбы с коррозией оборудования и трубопроводов, расположенных на втором участке тракта питательной воды (от термических деаэраторов до парогенераторов), применяются следующие мероприятия:

1) оснащение ТЭС термическими деаэраторами, выдающими при любых режимах работы деаэрированную воду с остаточным содержанием кислорода и углекислоты, не превышающим допустимые нормы;

2) максимальный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер регенеративных подогревателей высокого давления;

3) применение коррозионно-стойких металлов для изготовления соприкасающихся с водой элементов питательных насосов;

4) противокоррозионная защита питательных и дренажных баков путем нанесения неметаллических покрытий, стойких при температурах до 80–100 °С, например асбовинила (смеси лака этиноль с асбестом) или лакокрасочных материалов на основе эпоксидных смол;

5) подбор коррозионно-стойких конструкционных металлов, пригодных для изготовления труб регенеративных подогревателей высокого давления;

6) постоянная обработка питательной воды щелочными реагентами с целью поддержания заданного оптимального значения рН питательной воды, при котором подавляется углекислотная коррозия и обеспечивается достаточная прочность защитной пленки;

7) постоянная обработка питательной воды гидразином для связывания остаточного кислорода после термических деаэраторов и создания ингибиторного эффекта торможения перехода соединений железа с поверхности оборудования в питательную воду;

8) герметизация баков питательной воды путем организации так называемой закрытой системы, чтобы предотвратить попадание кислорода с питательной водой в экономайзеры парогенераторов;

9) осуществление надежной консервации оборудования тракта питательной воды во время его простоя в резерве.

Эффективным методом снижения концентрации продуктов коррозии в конденсате, возвращаемом на ТЭЦ потребителями пара, является введение в отборный пар турбин, направляемый потребителям, пленкообразующих аминов – октадециламина или его заменителей. При концентрации этих веществ в паре, равной 2–3 мг/дм³, можно снизить содержание окислов железа в производственном конденсате в 10–15 раз. Дозирование водной эмульсии полиаминов с помощью насоса-дозатора не зависит от концентрации в конденсате угольной кислоты, так как действие их не связано с нейтрализующими свойствами, а основано на способности этих аминов образовывать на поверхности стали, латуни и других металлов нерастворимые и несмачиваемые водой пленки.

3.4. Коррозия элементов парогенераторов

3.4.1. Коррозия парообразующих труб и барабанов парогенераторов
во время их эксплуатации

Коррозионные повреждения металлов парогенераторов обусловлены действием одного или нескольких факторов: чрезмерного теплонапряжения поверхности нагрева, вялой циркуляции воды, застоя пара, напряженного металла, отложения примесей и других факторов, препятствующих нормальному омыванию и охлаждению поверхности нагрева.

При отсутствии этих факторов нормальная магнетитная пленка легко образуется и сохраняется в воде с нейтральной или умеренно щелочной реакцией среды, не содержащей растворенного кислорода. В присутствии же О₂ кислородной коррозии могут подвергаться входные участки водяных экономайзеров, барабаны и опускные трубы циркуляционных контуров. Особенно отрицательно сказываются малые скорости движения воды (< 0,3 м/сек)в водяных экономайзерах, так как пр