В) «Стояночная» коррозия парогенераторов

При простоях парогенераторов или другого пароси­лового оборудования в холодном или горячем резерве либо на ремонте на поверхности металла под действием кислорода воздуха или влаги развивается так называе­мая «стояночная» коррозия. По этой причине простои оборудования без применения должных защитных мер от коррозии часто приводят к серьезным повреждениям, особенно в парогенераторах. Сильно страдают от стоя­ночной коррозии пароперегреватели и парообраузющие трубы переходных зон прямоточных парогенераторов.

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.

Развитию «стояночной» коррозии способствует так­же накапливающийся в парогенераторе шлам, который обычно удерживает влагу. По этой причине значитель­ные коррозионные раковины часто обнаруживаются в барабанах вдоль нижней образующей по их концам, т. е. на участках наибольшего скопления шлама. Особенно сильно подвержены коррозии участки внутрен­ней поверхности парогенераторов, которые покрыты во­дорастворимыми солевыми отложениями, например змеевики пароперегревателей и переходная зона в пря­моточных парогенераторах. Во время простоев пароге­нераторов эти отложения поглощают атмосферную вла­гу и расплываются с образованием на поверхности металла высококонцентрированного раствора натриевых солей, имеющего большую электропроводность. При сво­бодном доступе воздуха процесс коррозии под солевыми отложениями протекает весьма интенсивно. Весьма суще­ственным является то, что стояночная коррозия усилива­ет процесс разъедания котельного металла во время ра­боты парогенератора. Это обстоятельство следует считать главной опасностью стояночной коррозии. Образующаяся ржавчина, состоящая из окислов железа высокой валент­ности Fe(OH)₃, во время работы парогенератора играет роль деполяризатора коррозионных микро- и макрогальванопар, что ведет к интенсификации коррозии металла в процессе эксплуатации агрегата. В конечном счете на­копление ржавчины на поверхности котельного металла приводит к подшламовой коррозии. Помимо этого, при последующем простое агрегата восстановленная ржавчи­на опять приобретает способность вызывать коррозию вследствие поглощения ею кислорода воздуха. Эти про­цессы циклически повторяются при чередовании простоев и работы парогенераторов.

Средствами защиты парогенераторов от стояночной коррозии в периоды их простоя в резерве и на ремонте служат различные методы консервации.

Мокрая консервация осуществляется путем заполнения объема консервирующими растворами, спо­собными создать на металле пассивный слой, который должен сохранить свои защитные свойства на протяже­нии всего периода остановки парогенератора. В запол­няющую парогенератор питательную воду с помощью плунжерного насоса дозируется раствор щелочи из рас­чета 2—3 кг NaOH и 5—10 кг Na₃PO₄ на 1 м³ воды с добавлением 1 кг NH₄OH, либо 10%-ный раствор гидразингидрата, обеспечивающий концентрацию его в во­де, равную 200 мг/кг N₂H₄. Мокрая консервация позво­ляет проводить быструю расконсервацию парогенерато­ра и его растопку. Однако этот метод консервации может применяться только на тех тепловых электростанциях, где в паре отсутствует свободная СО₂.

В целях защиты элементов парогенератора от стоя­ночной коррозии во время продолжительного капиталь­ного ремонта достаточно смочить внутреннюю поверх­ность его стенок 1—3%-ным раствором нитрита натрия (NaNO₂) с добавкой раствора аммиака концентрацией 0,5% или карбоната аммония. При продолжительности обработки поверхности металла указанными ингибито­рами в течение 20—24 ч их защитное действие достига­ет 60—75 суток. Перед пуском парогенератора в работу пленка нитрита с внутренней стороны его стенок долж­на быть смыта водой.

Сухая консервация парогенераторов может быть также осуществлена путем заполнения их объема (в том числе пароперегревателей) азотом, подаваемым из баллонов. При заполнении парогенератора азотом необходимо в течение всего времени простоя поддержи­вать в нем избыточное давление 6 кгс/см². Эффективное предотвращение стояночной коррозии может быть обес­печено при соотношении объемов азота и воды в паро­генераторе, равном или большем 2:1 на любой стадии консервации. Утечка азота из парогенератора должна непрерывно восполняться.

2-6. КОРРОЗИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН

Металл проточной части турбин может в процессе работы подвергаться коррозии в зоне конденсации пара, особенно при наличии в нем угольной кислоты, растрес­киванию вследствие наличия в паре коррозионных агентов и стояночной коррозии при нахождении турбин в резерве или на ремонте. Особенно сильно подвергает­ся стояночной коррозии проточная часть турбины при наличии в ней солевых отложений. Образующийся во время простоя турбины солевой раствор ускоряет раз­витие коррозия. Отсюда вытекает необходимость тща­тельной очистки от отложений лопаточного аппарата турбины перед длительным простоем ее.

Коррозия в период простоя обычно имеет сравни­тельно равномерный характер; при неблагоприятных условиях она проявляется в виде многочисленных язвин, равномерно распределенных по поверхности металла. Местом протекания ее являются те ступени, где конденсируется влага, агрессивно воздействующая на стальные детали проточной части турбины.

Источником появления влаги является прежде всего конденсация пара, заполняющего турбину после ее оста­новки. Конденсат частично остается на лопатках и диа­фрагмах, а частично стекает и скапливается в корпусе турбины, так как он не отводится через дренажи. Коли­чество влаги внутри турбины может увеличиваться вследствие просачивания пара из паропроводов отборов и противодавления. Внутренние части турбины всегда холоднее поступающего в турбину воздуха. Относитель­ная влажность воздуха машинного зала весьма высока, поэтому достаточно незначительного охлаждения воз­духа, чтобы наступили точка росы и выделение влаги на металлических деталях.

Для устранения «стояночной» коррозии паровых турбин необходимо исключить возможность попадания пара в турбины во время нахождения их в резерве как со стороны паропровода перегретого пара, так и со стороны магистрали отборов, дренажных линий и т. д. Для поддержания поверхности лопаток, дисков и рото­ра в сухом виде применяется периодическое продува­ние внутренней полости резервной турбины током горячего воздуха (t=80-100°С), подаваемого не­большим вспомогательным вентилятором через нагре­ватель (электрический или паровой).

2-7. КОРРОЗИЯ КОНДЕНСАТОРОВ

В условиях эксплуатации паросиловых установок нередко наблюдаются случаи коррозионных поврежде­ний латунных конденсаторных труб как с внутренней стороны, омываемой охлаждающей водой, так и с на­ружной стороны. Интенсивно корродируют внутренние поверхности конденсаторных труб, охлаждаемые силь­но минерализованными морскими и солено-озерными водами, содержащими большое количество хлоридов, либо оборотными циркуляционными водами с повышен­ной минерализацией и загрязненными взвешенными ча­стицами.

Характерной особенностью латуни как конструкци­онного материала является склонность ее к коррозии при совместном действии повышенных механических на­пряжений и среды, обладающей даже умеренными агрессивными свойствами. Коррозионные повреждения проявляются в конденсаторах с латунными трубами в форме общего обесцинкования, пробочного обесцинко­вания, коррозионного растрескивания, ударной корро­зии и коррозионной усталости. На протекание отмечен­ных выше форм коррозии латуни решающее воздейст­вие оказывают состав сплава, технология изготовления конденсаторных труби характер контактируемой среды. Вследствие обесцинкования разрушение поверхности латунных труб может носить сплошной слоевой харак­тер или принадлежать к так называемому пробочному типу, являющемуся наиболее опасным. Пробочное обесцинкование характеризуется углубляющимися в металл язвинами, заполненными рыхлой медью. Наличие сквозных свищей вызывает необходимость замены тру­бы во избежание присоса охлаждающей сырой воды в конденсат.

Проведенные исследования, а также длительные на­блюдения за состоянием поверхности конденсаторных труб в действующих конденсаторах показали, что до­полнительное введение в латунь небольших количеств мышьяка заметно снижает склонность латуней к обесцинкованию. Сложные по составу латуни, дополнитель­но легированные оловом или алюминием, также обла­дают повышенной коррозионной стойкостью благодаря способности этих сплавов быстро восстанавливать за­щитные пленки при их механическом разрушении. Вследствие применения металлов, занимающих различ­ные места в потенциальном ряду и электрически соеди­ненных, в конденсаторе возникают макроэлементы. Нали­чие переменного температурного поля создает возмож­ность развития коррозионноопасных э. д. с. термоэлект­рического происхождения. Блуждающие токи, возникаю­щие при заземлении вблизи постоянного тока, также могут явиться причиной интенсивной коррозии конден­саторов.

Коррозионные повреждения конденсаторных труб со стороны конденсирующегося пара чаще всего бы­вают связаны с присутствием в нем аммиака. Послед­ний, будучи хорошим комплексообразователем по отношению к ионам меди и цинка, создает благоприятные условия для обесцинкования латуни. Кроме того, амми­ак обусловливает коррозионное растрескивание латун­ных конденсаторных труб при наличии в сплаве внутренних или внешних растягивающих напряжений, кото­рые постепенно расширяют трещины по мере развития коррозионного процесса. Установлено, что при отсутст­вии кислорода и других окислителей растворы аммиака не могут агрессивно воздействовать на медь и ее спла­вы; поэтому можно не опасаться аммиачной коррозии латунных труб при концентрации аммиака в конденса­те до 10 мг/кг и отсутствии кислорода. При наличии же даже небольшого количества кислорода аммиак разру­шает латунь и другие медные сплавы при концентрации 2—3 мг/кг.

Коррозии со стороны пара в первую очередь могут подвергаться латунные трубы охладителей выпара, эжекторов и камер отсоса воздуха конденсаторов тур­бин, где создаются условия, благоприятствующие попа­данию воздуха и возникновению местных повышенных концентраций аммиака в частично сконденсированном паре.

Для предотвращения коррозии конденсаторных труб с водяной стороны необходимо в каждом конкретном случае при выборе металла или сплавов, пригодных для изготовления этих труб, учитывать их коррозионную стойкость при заданном составе охлаждающей воды. Особо серьезное внимание выбору коррозионностойких материалов для изготовления конденсаторных труб должно быть уделено в тех случаях, когда конденсато­ры охлаждаются проточной морской водой, а также в условиях восполнения потерь охлаждающей воды в оборотных системах водоснабжения ТЭС пресными водами, обладающими повышенной минерализованностью либо загрязненными коррозионноагрессивными промышленными и бытовыми стоками.

За последние годы на многих зарубежных блочных КЭС сверхкритических давлений установлены конденса­торы с трубами из аустенитной хромоникеле­вой стали (8-12% Ni), которые обладают повышенной стойкостью к эррозионным повреждениям труб как с па­ровой, так и с водяной сторон.

Следует, однако, учитывать, что наличие на стенках стальных труб пористых железоокисных отложений, а также плотных карбонатных отложений, покрываю­щих отдельные участки поверхности труб, приводит к интенсивной язвенной коррозии труб, особенно на неподвижной воде или малой ее скорости. Поэтому на тех электростанциях, где конденсаторы оснащены тру­бами из нержавеющей стали, для поддержания их чи­стоты применяются методы стабилизации и хлорирова­ния охлаждающей воды. В период кратко­временных остановок турбин осуществляется рецирку­ляция охлаждающей воды, а перед длительной оста­новкой после прекращения подачи охлаждающей воды производится промывка конденсатора осветленной водой.

Для того чтобы предотвратить или ослабить амми­ачную коррозию или коррозионное растрескивание на­ружной поверхности латунного трубного пучка, разме­щенного в воздухоохладительной секции конденсатора, необходимо:

а) обеспечить интенсивную вентиляцию парового пространства -путем рационального размещения мест отсоса воздуха, что приведет к значительному сниже­нию концентрации газообразного аммиака в конденса­торе;

б) принять меры к максимальному сокращению присосов воздуха как в конденсаторе, так и в хвостовой части турбины.

Аммиачная коррозия в эжекторах и камерах охлаж­дения паровоздушной смеси может быть предотвращена установкой в этих зонах труб из медно-никелевых спла­вов либо из нержавеющей хромистой стали.

2-8. КОРРОЗИЯ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

Внутренняя коррозия тепловых сетей вызывается на­личием в сетевой воде или конденсате растворенного кислорода и углекислоты, которые попадают в систему с добавочной химически очищенной либо омагниченной водой, восполняющей утечки в сети, а также вследствие засоса воздуха через неплотности при наличии разре­жения в трубах. В состав тепловых сетей входят сле­дующие элементы, подвергающиеся коррозии: система подогревателей, трубопроводов, насосов и прочего вспо­могательного оборудования. Особенно подвержены кор­розии системы тепловых сетей с непосредственным раз­бором горячей воды, характеризующиеся частично или полностью разомкнутой схемой движения воды, кото­рая расходуется потребителями на различные хозяйст­венно-бытовые нужды.

Основные закономерности и характер коррозии обо­рудования тепловых сетей имеют много общего с проте­канием коррозионных разрушений элементов тракта питательной воды, расположенных до деаэратора.

В присутствии кислорода, растворенного в слабоще­лочной транспортируемой воде, коррозия металла при­обретает резко выраженный местный, язвенный харак­тер при скоплении продуктов коррозии на поверхно­сти корродируемого металла. В нейтральной среде пре­обладает сравнительно равномерная коррозия стенок труб.

Коррозия подогревателей наблюдается чаще всего со стороны греющего пара и вызывается главным обра­зом содержанием угольной кислоты в конденсате. Из­вестны случаи интенсивного обесцинкования латунных труб отопительных подогревателей при подаче в тепло­сеть недеаэрированной известкованной воды.

В целях предотвращения опасной коррозии элементов теплофикационного оборудования на практике осуществляются следующие мероприятия:

а) стабильное поддержание заданных эксплуатационных норм допустимого содержания О₂ , СО₂, взвешенных веществ, солей жесткости и щелочи (рН) в добавочной и сетевой водах.

б) оснащение сетевых подогревателей трубами из коррозионностойких металлов;

в) применение защитных покрытий на внутренней поверхности трубопроводов, баков, дегазаторов и водоподготовительного оборудования теплофикационной системы либо материалов, обладающих более благоприятной противокоррозионной стойкостью по сравнению с углеродистой сталью.

Особое внимание следует уделять защите теплосети от попадания в систему воздуха через аккумуляторные баки, неплотности сальниковых уплотнений перекачивающих и подмешивающих насосов и верхние точки отопительных систем.