Стояночная коррозия методы консервации котельных агрегатов

Обновлено: 15.05.2024

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Для предотвращения стояночной коррозии металла поверхностей нагрева котлов во время капитального и текущего ремонтов применимы только способы консервации, позволяющие создать на поверхности металла защитную пленку, сохраняющую свои свойства в течение 1 - 2 мес после слива консервирующего раствора, так как опорожнение и разгерметизация контура в этом случае неизбежны. Срок действия защитной пленки на поверхности металла после обработки ее нитритом натрия может достигать 3 мес.  [46]

Особенно подвержены стояночной коррозии места скопления шлама .  [47]

Для предотвращения стояночной коррозии металла поверхности нагрева барабанных парогенераторов во время их капитального или текущего ремонта могут быть применены только те способы консервации, которые способны создать на поверхности металла окисную пленку, сохраняющую свои защитные свойства в течение 1 - 2 мес.  [48]

Особенно активно протекает стояночная коррозия после химических очисток с удалением с поверхности металла защитных окисных пленок, когда последующая пассивация металла выполнена некачественно. В этой связи подчеркнем перспективность разработанной ВТИ обработки внутрикотловой поверхности парокислородной продувкой, при которой происходит образование на поверхности металла качественной защитной пленки.  [49]

Одной из причин стояночной коррозии котлов является наполнение их во время простоев водой, насыщенной кислородом. В этом случае особенно подвержен коррозии металл на границе вода-воздух.  [50]

Особенно сильно подвергается стояночной коррозии проточная часть турбины при наличии в ней солевых отложений. Образующийся во время простоя турбины солевой раствор ускоряет развитие коррозии. Отсюда вытекает необходимость тщательной очистки от отложений лопаточного аппарата турбины перед длительным простоем ее.  [51]

При остановах котлов стояночной коррозии могут подвергаться любые участки внутренних поверхностей. Если при работе котла от кислородной коррозии страдают в основном входные участки экономайзеров, то при простоях кислородная коррозия поражает не только экономайзер, но и барабан, опускные и подъемные трубы, коллекторы и змеевики пароперегревателей. В них коррозионные повреждения в виде отдельных язвин располагаются преимущественно в нижних петлях, где скапливается конденсат. В барабанах коррозионные язвины встречаются вдоль нижней образующей, обычно ближе к концам барабана, где бывает больше шлама. Равномерное разрушение металла при простоях в отличие от коррозии в рабочих условиях характеризуется образованием большого количества продуктов коррозии, содержащих гидроокиси железа.  [52]

Условия для протекания стояночной коррозии различны и зависят от причин останова котлоагрегата. При остановах котлоагрегата на текущий или капитальный ремонт неизбежна полная разгерметизация оборудования и консервация его практически невозможна. В таких случаях следует рекомендовать проводить упрощенную химическую очистку непосредственно перед пуском в работу ( см. гл.  [53]

Для защиты от стояночной коррозии па период ремонта котла рекомендовано также применение консервации раствором нитрита натрия с аммиаком. На ТЭС с поперечными связями котел заполняют через дренажи экранной системы и экономайзера, а также через трубопровод аварийного слива до появления раствора из воздушников. При блочной компоновке консервирующий раствор подают в деаэратор, а из него по постоянной технологической схеме питательным насосом заполняют питательный тракт и котел.  [54]

Одной из причин стояночной коррозии внутренней поверхности парогенераторов является наполнение их во время простоев водой, насыщенной кислородом. В этом случае особенно подвержен коррозии металл на границе вода - воздух. Если же парогенератор, оставленный на ремонт, полностью дренируется, то на внутренней поверхности его всегда остается пленка влаги при одновременном доступе кислорода, который, легко диффундируя через эту пленку, вызывает активную электрохимическую коррозию металла. Тонкая пленка влаги сохраняется довольно долго, так как атмосфера внутри парогенератора насыщена парами воды, особенно в том случае, если в него попадает пар через неплотности арматуры параллельно работающих парогенераторов. Если в воде, заполняющей резервный парогенератор, присутствуют хлориды, то это приводит к увеличению скорости равномерной коррозии металла, а если в ней содержится незначительное количество щелочи ( меньше 100 мг / кг NaOH) и кислород, то это способствует развитию язвенной коррозии.  [55]

Для борьбы со стояночной коррозией принимаются меры защиты, называемые консервацией котлов. При кратковременных простоях паровых котлов ( до 5 - 10 дней) в них необходимо создавать небольшое избыточное давление для предотвращения попадания в котловую воду кислорода воздуха. Достаточно поддерживать температуру воды немного выше 100 С, для чего следует подогревать поду паром от соседних котлов или из отбора паровой турбины через растопочные устройства; можно периодически подтапливать котел. В бачке поддерживается постоянный уровень конденсата или питательной воды, находящейся в состоянии кипения за счет слабого барботажа пара. Один бачок может обслужить несколько котлов.  [56]

СТОЯНОЧНАЯ КОРРОЗИЯ

Сварным стыком. 1 н 2—сварной стык; 3 — зона коррозии; 4 — сквозной свищ.

Стояночную коррозию нельзя рассматривать как особый вид раз­рушения металла, отличный от опи­санных выше других видов коррозии. Большей частью стояночная корро­зия заключается в ржавлении влаж­ных металлических поверхностей при выключении оборудования из работы, т. е. в обычной кислород­ной коррозии в условиях свободно­го доступа воздуха. При последую­щем включении котла в работу тон­кий слой продуктов этой коррозии остается на трубах или смывается с них водой и осаждается вместе с другими солями в зо­не максимального обогрева экранных труб, вызывая опи­санную выше коррозию под слоем шлама.

Стояночная коррозия почти не проявлялась в воен­ные и первые послевоенные годы, когда советским элек­тростанциям, как правило, приходилось работать с пол­ной нагрузкой и без резерва. Появление в энергетиче­ских системах резервной мощности привело к тому, что часть оборудования начали периодически останавли­вать, оставляя в резерве. Это относится прежде всего к старым, менее экономичным котлам и турбинам.

При этом выявился новый вид коррозии — стояноч­ная коррозия.

Стояночная коррозия происходит преимущественно

Под отложениями шлама, в которых удерживается влага после спуска воды из котла. В барабанах котлов иног­да обнаруживают коррозионные язвы у торцов и по нижней образующей, т. е. в местах, где отлагается шлам.

Для парового котла опасна не толькс его собствен­ная стояночная коррозия, но и коррозия во всем паро­водяном тракте: во всех подогревателях, теплообменни­ках, деаэраторах и т. д. Продукты ©той коррозии вносят­ся в котел, где они, отлагаясь на1 поверхностях нагрева, задерживают влагу после спуска воды и значительно усиливают электрические токи, способствующие корро­зионному разрушению металла.

Для предотвращения стояночной коррозии разрабо­таны различные способы консервации котлов.

На электростанции был закончен монтаж котла нового типа паропроизводительностью 230 т/ч при давлении 100 ат. В первые полгода его многократно включали в работу на срок менее 1 су­ток и затем останавливали для различных переделок и усовершен­ствований. Наконец, котел проработал под нагрузкой в течение 2 недель, после чего он был выключен и осмотрен. При осмотре были обнаружены отдулины у 14 труб заднего экрана в зоне их максимального обогрева. Изменение структуры металла свидетель­ствовало о чрезмерном нагреве.

Внутри поврежденных труб были найдены отложения оранже­вого цвета, состоявшие почти полностью из окислов железа. Такие отложения могли возникнуть только при свободном доступе кисло­рода к разъедаемой поверхности металла.

Нельзя предположить, что продукты коррозии образовались во время монтажа котла, остались на трубах при его щелочении, а затем во время 2-недельной работы отделились от труб и снова осели на «их в зоне максимального обогрева. Основная часть окис­лов железа могла выделиться только вследствие стояночной коррозии при многократных кратковременных включениях котла в работу и последующих длительных остановках.

Замена поврежденных участков экранных труб совпала с окон­чанием первичной наладки котла; он стал устойчиво нести нагруз­ку, и коррозионных разъеданий больше не было.

Коррозия металла паровых котлов. Хранение котлов

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

Внутренние поверхности пароводяного контура могут подвергаться следующим видам коррозии;

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

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

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

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

Со стороны продуктов сгорания топлива могут наблюдаться следующие виды коррозии;

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

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

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

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

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

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

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

- состояние поверхностей нагрева;

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

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

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

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

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

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

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

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

Предохранение котлов от стояночной коррозии

В периоды простоев котла в холодном или горячем резерве и ремонта происходит интенсивная коррозия металла котла, пароперегревателя и водяного экономайзера, если не принимаются меры защиты, выполняемые одним из следующих трех способов.

Сухой способ защиты от коррозии состоит в том, что котел хорошо очищают от накипи и шлама, промывают и просушивают. В просушенный котел устанавливают противни с негашеной известью или безводным хлористым кальцием, и котел герметически закрывают. Негашеная известь и хлористый кальций поглощают влагу, и котел сохраняется в сухом состоянии. Негашеную известь загружают в количестве 2–3 кг, а хлористый кальций 1–2 кг на 1 м 3 объема котла. (Противни должны быть такой емкости, чтобы при поглощении влаги негашеная известь или хлористый кальций, увеличиваясь в объеме, не выливалась через края противня).

Газовый способ защиты от коррозии заключается в заполнении котла газообразным аммиаком или азотом с давлением до 1000 Па (100 мм вод. ст.). Этот способ защиты является лучшим средством предохранения котла от коррозии.

Мокрый способ защиты от коррозии стальных котлов заключается в заполнении котла слабым щелочным раствором едкого или фосфатного натра. Для создания однородного состава щелочного раствора во всем объеме котла его подогревают до 80–100 °С слабым огнем в топке, а затем перемешивают с помощью насоса. Воду из котла забирают из спускного штуцера, а обратно в котел подают через парозапорный вентиль или задвижку.

При остановке котла на короткое время рекомендуется применять мокрый способ, а на длительное – сухой или газовый.

Защита от отложений и коррозии внутренних поверхностей нагрева теплоэнергетического оборудования при консервации с использованием октадециламина

В системах теплоснабжения с характерными сезонными нагрузками часть энергетических мощностей может находиться в режиме длительного холодного резерва. При длительном нахождении в нерабочем состоянии на внутренних поверхностях различных элементов котлов могут проходить коррозийные процессы, которые могут привести в дальнейшем к авариям и снижению эффективности работы котлов. Для предотвращения стояночной коррозии котлов в эксплуатационной практике применяется консервация котлов.

В настоящее время одним из эффективных и многоцелевых способов консервации теплоэнергетического оборудования на длительный срок является способ консервации с помощью пленкообразующих аминов (ODACON-технология). Эта технология разработана специалистами России и Германии и внедрена на ТЭЦ, ГРЭС и атомных электростанциях, а также на объектах систем теплоснабжения г. Москвы.

Защитный эффект при консервации данным способом обеспечивается за счет создания на внутренних поверхностях оборудования адсорбционной молекулярной пленки консерванта, устойчивой к воздействию влаги, предохраняющей металл от воздействия кислорода, углекислоты и других коррозионно-агрессивных веществ, существенно снижающей скорость коррозионных процессов.

В коммунальной энергетике впервые в Санкт-Петербурге данный способ был применен на энергообъекте Государственного унитарного предприятия «Топливно-энергетический комплекс Санкт-Петербурга» (ГУП «ТЭК СПб»).

Объектом данного способа консервации был выбран паровой котлоагрегат ДЕ-25-14 на 3-й Фрунзенской котельной Южного филиала ГУП «ТЭК СПб». Котельная была введена в эксплуатацию в 1980 г. с установленной мощностью, обеспечивающей существующую и перспективную тепловую нагрузку близлежащих микрорайонов Фрунзенского района.

Однако в 1990-х гг. жилищное строительство было свернуто, часть установленной мощности котельной оказалась «невостребованной».

В 1993 г. котел ДЕ-25-14 был выведен из эксплуатации. Для защиты его внутренних поверхностей нагрева от стояночной коррозии применялся способ консервации щелочным раствором NaOH, а с марта 2000 г. - инертно-механическим коллоидным ингибитором. Защитная пленка, создаваемая этим ингибитором, надежно защищала поверхности нагрева от коррозии, но эффект ее сохранялся в течение непродолжительного времени (одного месяца), после чего требовалось снова проводить консервацию. Инертно-механический коллоидный ингибитор не предназначен для защиты оборудования на длительный срок.

С целью обеспечения надежной защиты котлоагрегата от стояночной коррозии на длительный срок, а также апробации нового в ГУП «ТЭК СПб» способа консервации теплоэнергетического оборудования было принято решение законсервировать котел ДЕ-25-14 октадециламином с привлечением разработчиков данного метода - специалистов ФГУП «Всесоюзного научно-исследовательского института атомного машиностроения» (ВНИИАМ), г. Москва.


После принятия решения о проведении консервации и составления рабочей программы была произведена вырезка и анализ образцов труб поверхностей нагрева экранов и конвективной части котла для оценки состояния внутренней поверхности и выбраны параметры процесса консервации (температура воды, концентрация реагента, временные характеристики) исходя из предварительного состояния котла, - величины удельной загрязненности и химического состава отложений внутренних поверхностей нагрева.

Рассмотрим некоторые физико-химические свойства октадециламина:

Удельная загрязненность котловых труб в среднем составляла 53 г/м 2 и ввиду очень незначительного количества загрязнений их физико-химический состав не определялся. Химические анализы проводила аккредитованная Госстандартом России лаборатория филиала «Энергоналадка, антикор, проект» ГУП «ТЭК СПб».

Далее были проведены подготовительные мероприятия на котле и вспомогательном оборудовании персоналом котельной, а также решен ряд организационных вопросов:

Схема проведения консервации котлоагрегата представлена на рис. 1. Установка для приготовления водной эмульсии ODACON представляла из себя бак емкостью 200 л 1, электрическую мешалку с регулируемой частотой вращения 2, насос со встроенным эжектором 3, линии рециркуляции 4 и подачи реагента 5.

18 октября 2004 г. начались работы по консервации котлоагрегата ДЕ-25-14. Отличительной особенностью консервации котлоагрегата ДЕ-25-14 в ГУП «ТЭК СПб» явилось то, что на нем не производился розжиг горелки для создания необходимой температуры, а нагрев воды и эмульсии в контуре котла осуществляли подводимым к котлу паром от парового коллектора котельной.

Работы проводились в 2 этапа: этап отмывки и этап консервации. Этап отмывки подразделялся на два подэтапа - водная отмывка поверхностей котла от реагента, оставшегося после консервации по технологии «Веокрасол» и последующая доотмывка с помощью реагента ODACON.

Во время этапа отмывки проводились следующие мероприятия: котел и контур консервации были заполнены питательной водой от деаэратора 1,2 ата, включен насос контура консервации и организована циркуляция питательной воды по контуру консервации. Водообмен контура консервации производился путем одновременного дренирования и подпитки котла. Затем была открыта арматура на трубопроводе подвода греющего пара к котлу и начат прогрев воды в контуре. Излишки теплоносителя в контуре консервации, образовавшиеся в результате конденсации греющего пара, сбрасывались в дренаж.

При достижении температуры в контуре консервации 80 О С с целью интенсификации промывочного процесса началось дозирование эмульсии октадециламина (ODACON) в контур циркуляции и подача греющего пара была отрегулирована так, что температура в контуре поддерживалась в интервале 85±5 О С.

После начала ввода эмульсии проводилась периодическая (через 2-3 ч.) продувка нижних точек котла для удаления шлама, образовавшегося вследствие частичной отмывки.

На этапе отмывки контролировалась прозрачность питательной воды в контуре визуально и приборным способом до достижения значения 40 см.

На этапе консервации контур циркуляции котла ДЕ-25-14 был прогрет до 90 О С и поддерживался на этом уровне в процессе всей консервации. Во время консервации контролировались параметры прозрачности, величины рН и концентрации Fe (железа).

Критерием окончания процесса консервации являлась стабилизация концентрации октадециламина в контуре котлоагрегата.

После окончания консервации было прекращено дозирование реагента, отключена циркуляция и котлоагрегат был поставлен на естественное расхолаживание. При достижении температуры воды в контуре 70 О С котел и контур консервации сдренировали (дренирование воды с температурой ниже 60 О С может привести к образованию дигидрата в виде парафиновой пленки).

Дренирование осуществлялось в канализацию с соблюдением норм предельно допустимой концентрации - 0,03 мг/л и температуры сбрасываемой воды. Концентрация ODACON в контуре находилась на уровне 5-150 мг/л; величина рН -8,6-8,9. Водяной объем котла - 16,5 м 3 , паровой объем - 2,61 м 3 . Общее время консервации котла октадециламином составило 64 ч. Количество израсходованного реагента - 14 кг.

По окончании консервации была произведена вырезка образцов поверхностей нагрева для определения коррозионно-защитного эффекта (рис. 2) и по ее результатам составлен отчет.

Консервация котла ДЕ-25-14 октадециламином по оценкам специалистов ГУП «ТЭК СПб» и ФГУП «ВНИИАМ» позволила:


Ожидаемый экономический эффект от применения этого способа консервации на котле ДЕ-25-14 приведен в таблице.

Необходимо также учитывать работу оперативного персонала энергообъектов при ежемесячном переключении тепловых схем и повышенный износ арматуры и насосного оборудования при консервации с применением инертно механического коллоидного ингибитора.

4 апреля 2005 г. было произведено вскрытие котла ДЕ-25-14 с целью оценки эффективности проведенной консервации и определения дальнейшей возможности применения данного метода на оборудовании ГУП «ТЭК СПб». По истечении почти полугода с момента начала проведения консервации комиссией Предприятия было установлено, что образовавшаяся защитная пленка на поверхностях нагрева котла сохранила все свои сорбционные и гидрофобные свойства (оценка качества защитной пленки осуществлялась органолептическим методом). Следов кислородной коррозии не обнаружено.

Однако осмотр показал, что консервацию эффективнее проводить с включением горелок и доведением температуры консервируемой эмульсии в контуре котла до 150 ОС, т.к. в этом случае образуется более стойкая пленка октадециламина на поверхности металла, практически несмываемая водой.

В дальнейшем в ГУП «ТЭК СПб» планируется законсервировать данным способом теплоэнергетическое оборудование, выведенное в резерв или из эксплуатации на длительный срок и тем самым улучшить технико-экономические показатели работы энергообъектов. Также специалистами ГУП «ТЭК СПб» рассматривается возможность введения нового водно-химического режима энергетического оборудования с периодическим дозированием октадециламина и консервация котлоагрегатов во время их работы на прямых параметрах перед выводом в резерв.

Стояночная коррозия теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС

По экономическим соображениям, связанными с графиками нагрузок, значительное количество электрооборудования работает в циклических режимах с пребыванием в состоянии горячего или холодного резерва, кроме того, периодически, оборудование выводится в ремонт . Продолжительность простоев может меняться в широких пределах – от суток до нескольких месяцев.

Несмотря на все принимаемые меры предосторожности после прекращения работы установки, оборудование, используемое до этого в условиях герметичности, начинает подвергаться воздействию воздуха.

Если, например, в паровом тракте в обычных условиях эксплуатации поверхности металла соприкасаются с перегретыми паром и подвергаются газовой коррозии, то при остановах оборудования конденсация пара приводит к образованию на поверхности металла пленки влаги, в связи с чем возникает возможность протекания электрохимической коррозии. На участках пароводяного тракта ТЭС и АЭС, которые при работе оборудования соприкасаются с влажным паром или водой, при остановах, как правило, изменяется коррозионная активность среды, вследствие изменения состава и концентрации отдельных примесей. Стояночная коррозия по своей интенсивности часто бывает более значительной и опасной, чем коррозия оборудования во время работы.

Основной причиной разрушения металла во время останова является кислород. Если в условиях нормальной эксплуатации кислород может проникать в пароводяной тракт в основном через неплотности оборудования, работающего под вакуумом, то при остановах энергоблоков пути проникновения кислорода существенно расширяются. Так, во время капитальных и текущих ремонтов, когда проводят ревизию арматуры, замену поверхностей нагрева, вскрывают и осматривают коллекторы и барабаны парогенераторов и выполняют другие работы, приходиться нарушать герметичность аппаратуры и полностью или частично освобождать ее от воды. Однако полностью осушить внутренние поверхности таких сложных и развитых трубных систем, как пароводяные тракты современных энергоблоков, практически невозможно. В парогенераторах имеются недренируемые участки, например, нижние гибы вертикальных змеевиков пароперегревателей, в которых, во время останова, будет скапливаться вода. Коррозионные повреждения в виде отдельных язвин располагаются преимущественно в нижних петлях пароперегревателей, где скапливается конденсат пара. В барабанах коррозионные язвины встречаются в нижней части, ближе к концам барабана, где бывают больше шлама. Коррозионные разрушения равномерного вида характеризуется образованием большого количества продуктов коррозии.

За короткое время в контуре скапливается большое количество продуктов коррозии, которые в процессе очередного пуска загрязняют питательную воду и провоцируют образование большого количества железоокиных отложений, а продукты коррозии в виде грубодисперстных частиц могут скапливаться в зонах вялой циркуляции котла, нарушая циркуляцию котловой воды со всеми вытекающими отсюда последствиями.

При остановах парогенераторов стояночной коррозии могут подвергаться любые участи внутренних поверхностей. Если при его работе от кислородной коррозии страдают в основном входные участки водяных экономайзеров, то при простоях кислородная коррозия протекает по всей поверхности экономайзера, в барабане, в подъемных и опускных трубах, коллекторах, змеевиках пароперегревателей.

При нахождении турбины в резерве или ремонте металл проточной части подвергается «стояночной» коррозии. Обычно считается, что серьезные проблемы с турбиной могут возникать только при простоях свыше 2-х недель. Но во влажных условиях, при наличии солевых отложений для развития коррозии в лопаточном аппарате турбины достаточно и нескольких дней.

Наличие отложений любого состава стимулирует коррозионные процессы при остановах и простоях турбины. Коррозия элементов турбины может протекать и при отсутствии отложений. Это связано с присутствием в воздухе станционных помещений, кроме влаги и кислорода, свободной углекислоты, окислов серы, сероводорода и т.д. Поэтому тщательная очистка лопаточного аппарата турбины от отложений перед ее простоем необходима.

Металл турбин, останавливаемых в длительный резерв, подвергается заметной стояночной коррозии, вследствие чего увеличиваются радиальные зазоры между лопатками и корпусом турбин, отслаиваются продукты коррозии в периоды пуска и работы, загрязняется пароводяной тракт. Стояночной коррозии подвержены нижняя внутренняя часть турбины, места соединения трубопроводов отбора пара с корпусом, промежуточные и концевые уплотнения по причине благоприятных условий конденсации и накопления влаги в лабиринтовых уплотнениях. Поэтому главной задачей, связанной с обеспечением нормального состояния турбины во время простоя, является возможность максимально быстрого осушения металла проточной части и поддержания его в дальнейшем сухим.

Для этого после останова турбины для быстрого осушения лопаток, дисков и ротора и поддержания их в сухом состоянии применяют периодические продувки полости турбины потоком горячего воздуха (t=80…100 °С), подаваемого вентиллятором через подогреватель.

При длительном останове турбину необходимо консервировать.В зависимости от состава примесей, качества металла и состояния его поверхности коррозия во время простоев может быть равномерной или местной. Чистые поверхности из углеродистой и низколегированной сталей обычно корродируют равномерно. Когда поверхность этих сталей загрязнена отложениями рыхлой накипи или скопления шлама, коррозия протекает локализованно (точечная или язвенная). Образующиеся во время простоев оборудования продукты коррозии оседают на металлических поверхностях. При следующих пусках содержание оксидов железа и меди в питательной воде прямоточных котлов, а в котлах барабанного типа по содержанию оксидов железа в паре, продолжительное время превышает нормируемые показатели, что вызывает снижение надежности работы оборудования, связанное с возможными аварийными разрывами поверхностей нагрева за счет усиления железоокисного накипеобразования, понижением экономичности ТЭС из-за увеличения заноса продуктами коррозии проточной части турбины.

При простое оборудования коррозия протекает в условиях, отвечающих условиям атмосферной коррозии. Условно ее можно разделить на три типа:

В практике консервации теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС эти три типа коррозии не всегда можно разграничить. С изменением влажности в помещении, при наличии на поверхностях элементов оборудования продуктов коррозии или накипи, способных поглощать влагу, тип и скорость коррозии могут существенно меняться. Чтобы устранить опасные последствия стояночной коррозии необходимо своевременно принимать специальные меры по ее предотвращению и уменьшению повреждаемости оборудования во время простоев, объединенные общим понятием – консервация.

В настоящее время существует достаточно много отработанных методов консервации теплоэнергетического оборудования.

Выбор способа консервации определяется видом оборудования ( котел , турбина , теплообменники тепловых сетей и т.д.), длительностью и причиной простоя.

Причиной простоя может быть:

  • режимный останов (вывод в резерв на определенный или неопределенный сроки, вывод в текущий, средний или капитальный ремонт, аварийный останов);
  • останов в продолжительный резерв или реконструкцию на срок выше 6 месяцев.

Длительный простой оборудования предъявляет дополнительные более жесткие требования к качеству консервации. Применение эффективных и технологичных способов консервации оборудования.

При этом важным фактором является необходимость консервации энергетического оборудования в комплексе, включая вспомогательное оборудование и внедрение таких технологий, которые не требуют периодической переконсервации, монтажа отдельной схемы и участия специализированных организаций.

На каждой ТЭЦ разработаны и утверждены технические решения по организации консервации конкретного оборудования, определяющие способы консервации при различных видах остановов и продолжительности простоя, технологические схемы и вспомогательное оборудование консервации.

В основном выбор способа резерва – мокрый или сухой, определяется длительного простоя. Мокрый способ более целесообразен при кратковременных простоях, сухой – при долгосрочных простоях. Но при этом нельзя не считаться также и другими факторами. Например, ремонт котла, паропровода, в данном случае единственно возможный вид – сухой резерв.

В то же время восстановление функционирования системы всегда быстрее происходит из состояния мокрого резерва. Эти условия лучше способствуют защите от коррозии, особенно, паро-и промежуточных перегревателей котлов, которые трудно поддерживать абсолютно сухими. Но при этом для обеспечения контроля и нормальной пассивации системы в условиях мокрого резерва требуется дополнительная рабочая сила и больше времени. Далее будет приведен краткий обзор основных методов консервации ТЭО.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Стояночная коррозия происходит во время нахождения: парового котла в резерве или простое, поэтому в неработающих котлах необходимо исключить возможность контакта воздуха с металлом, обеспечить сухость поверхности металла и возможно более низкую влажность воздуха, создать коррозийно-защитный состав воды или пленки влаги, соприкасающихся с поверхностью металла, применив замедлители коррозии.  [1]

Стояночная коррозия , наблюдаемая в барабанах котла, поражает примерно одинаково как опускные, так и подъемные трубы, тогда как рабочая коррозия, распространяющаяся на барабан лишь при плохой работе деаэратора, не затрагивает подъемных труб. Это устанавливается путем осмотра концов тех и других труб, завальцованных в барабан.  [2]

Стояночная коррозия может поражать и наружную поверхность трубной системы котла или трубопровода. Так, на котле ТПП-110 отмечено коррозионное разрушение наружной поверхности труб нижней радиационной части при сжигании ныли антрацитового штыба. Движение среды в трубах нижней радиа - ционной части - подъемно-опускное; трубы 0 42X5 мм, выполненные из стали 12Х1МФ, разрушались на горизонтальном участке в нижней части подъемно-опускной петли в зоне, примыкающей к подовому экрану. Причина разрушения - - утонение стенки трубы с наружной стороны приблизительно на 2 мм из-за коррозии при расшлаковке струей воды.  [3]

Стояночная коррозия вызывается агрессивным действием кислорода воздуха, контактирующего с влажной поверхностью пароводяного тракта при выводе котла в резерв или ремонт. Стояночная коррозия поражает практически все поверхности котла от экономайзера до пароперегревателя, особенно участки труб, образующие петли, где скапливается конденсат. Характерная особенность стояночной коррозии - образование на поверхности металла язвин, накопление продуктов коррозии, что интенсифицирует коррозионные процессы при последующей эксплуатации оборудования.  [4]

Стояночная коррозия происходит при отсутствии защиты металла котельного оборудования от воздействия влаги и кислорода воздуха во время нахождения в резерве или при простое.  [5]

Стояночная коррозия протекает в условиях одновременного наличия влаги и кислорода, так что для предупреждения этой коррозии достаточно исключить один из указанных факторов.  [6]

Стояночная коррозия вызывается одновременным присутствием воды ( влаги) и кислорода. Для ее предупреждения требуется надежное исключение обоих этих факторов либо по крайней мере одного из них.  [7]

Стояночная коррозия вызывается агрессивным действием проникающего в котельный агрегат кислорода на влажную поверхность металла. При наличии на поверхности металла отложений, поглощающих проникающую в котел влагу, образуется пленка солевого раствора высокой концентрации, что ведет к усилению коррозионного процесса. Большую роль в развитии стояночной коррозии играет также образующаяся во время простоев котла ржавчина. Образующиеся в это время продукты коррозии состоят из окислов железа высшей валентности, которые во время работы котла выполняют роль окислителя, восстанавливаясь при этом до окислов низшей валентности. При следующем простое агрегата восстановленные окислы снова окисляются и, таким образом, общее количество их при циклически повторяющемся чередовании простоев и работы котлов непрерывно возрастает.  [8]

Стояночная коррозия может привести к серьезным последствиям, и поэтому для ее предотвращения в зависимости от длительности срока консервации разработаны несколько способов защиты.  [9]

Стояночная коррозия котлов вызывается прежде всего тем, что во время простоев поверхность металла не бывает совершенно сухой и к ней имеется беспрепятственный приток кислорода из атмосферного воздуха.  [11]

Стояночная коррозия интенсивно развивается при наличии на поверхности металла водорастворимых отложений, которые поглощают проникающую в агрегат влагу, образуя пленку солевого раствора высокой концентрации. Усилению коррозионного процесса способствует также наличие продуктов коррозии на трубах. Промывка поверхностей лагрева от отложений сейчас же после остановки котла значительно уменьшает интенсивность локальной коррозии.  [13]

Стояночная коррозия , наблюдаемая в барабанах котла, поражает примерно одинаково как опускные, так и подъемные трубы, тогда как рабочая коррозия, распространяющаяся на барабан лишь при плохой работе деаэратора, не затрагивает подъемные трубы. Это устанавливается путем осмотра концов тех и других труб, ввальцованных в барабан.  [14]

Стояночная коррозия ( вид кислородной коррозии) происходит при отсутствии защиты металла котельного оборудования от воздействия влаги и кислорода воздуха во время нахождения в резерве или простое. Методы предотвращения стояночной коррозии основаны на следующих принципах: 1) исключения возможности доступа воздуха к металлу неработающего оборудования; 2) обеспечения сухости поверхности металла и возможно более низкой влажности воздуха в агрегате; 3) создания коррозийно-защитного состава воды или пленки влаги, соприкасающихся с поверхностью металла путем применения замедлителей коррозии.  [15]

Читайте также: