Внутренняя коррозия металла в системах централизованного теплоснабжения

В настоящее время суммарная протяженность тепловых сетей в России составляет более 250 тыс. км в двухтрубном исчислении. Удельная повреждаемость трубопроводов теплосети возросла в настоящее время до 70 повреждений на 100 км в год. По данным ВТИ в среднем 25% повреждений связано с внутренней коррозией труб. В подавляющем большинстве случаев внутренняя коррозия имеет локальный характер и проявляется в виде язв, перерастающих со временем в свищи. Образование свищей вызывает увлажнение наружной поверхности труб, что приводит к резкой интенсификации наружной коррозии. Поэтому возникающие по причине наружной коррозии повреждения зачастую квалифицируются эксплуатационным персоналом как результат внутренней коррозии.

Проблемы внутренней коррозии трубопроводов теплосети длительное время не изучались. Комплекс работ, проведенных ВТИ в последнее десятилетие, позволяет говорить о том, что основными водно-химическими факторами, влияющими на внутреннюю коррозию трубной стали в условиях тепловой сети, являются значения рН, содержание в воде сульфатов, хлоридов, концентрация кислорода, щелочность воды.

В 1992 – 1993 гг. ВТИ был проведен опрос 147 объектов теплоснабжения (теплосеть + теплоисточник). Для определения влияния рН воды на интенсивность процесса внутренней коррозии была сделана выборка данных по повреждаемости для объектов с рН сетевой воды ниже 8,3, от 8,3 до 9,25 и выше 9,25 (по усредненным данным за 5- летний период эксплуатации). Для ограничения влияния содержания кислорода в воде на результаты опроса обрабатывались данные только для тех объектов, где содержание кислорода в подпиточ- ной воде было менее 50 мкг кг и в сетевой воде – менее 30 мкг кг (таблица). Увеличение рН сетевой воды выше 9,25 приводит к резкому снижению повреждаемости теплосети (примерно в 7 раз). Увеличение скорости накопления железа в сетевой воде при переходе от наиболее высокого диапазона рН к среднему (рН = 8,3 9,25) связано с интенсификацией в основном язвенной коррозии и соответственно повреждаемости. Резкое увеличе- ние этого показателя при переходе к нижнему диапазону рН свидетельствует об интенсификации

равномерной коррозии. Последнее становится главной причиной усиления железооксидного накипеобразования в водогрейных котлах и бойлерах. Статистические данные по влиянию рН сетевой воды на внутреннюю коррозию трубопроводов были затем подтверждены результатами экспериментальных исследований на стендах ВТИ.

Таким образом, для закрытых систем теплоснабжения, где значение рН сетевой воды не ограничивается санитарными требованиями, увеличе- ние рН до высоких значений позволяет резко уменьшить повреждаемость трубопроводов теплосети, изготавливаемых из углеродистых и низколегированных сталей.

В системах теплоснабжения функционирует также оборудование, выполненное из медных сплавов (латуни, бронзы). Известно, что повышение рН воды выше 9,0 с помощью аммиака приводит к усиленной коррозии латуни за счет селективного растворения металла в присутствии аммиака и кислорода. Однако по данным ВТИ повышение значения рН до 10 – 10,5 путем известкования подпиточной воды или дозирования в нее щелочи не оказывает отрицательного влияния на коррозионную стойкость медных сплавов. Это подтверждается промышленным опытом.

Промышленное опробование режима повышенного рН сетевой воды проводилось в районе ¹ 7 Теплосети Мосэнерго. В результате число повреждений трубопроводов теплосети в этом районе снизилось с 686 в отопительном сезоне 1993 94 г. до 227 в отопительном сезоне 1997 98 г. В настоящее время все районы закрытой Теплосети Мосэнерго переведены на водно-химический режим с рН = 9,5 10,0. Для открытых систем теплоснабжения, где рН сетевой воды по санитарным нормам не может превышать 9,0, увеличение рН также целесообразно.

ВТИ было установлено, что значение рН, необходимое для надежного предотвращения локальной внутренней коррозии теплосети, зависит от содержания сульфатов и хлоридов в сетевой воде. Поэтому значения рН, выбранные в таблице для деления ее на диапазоны, нельзя рассматривать как жестко фиксированные точки перехода от одного характера процесса коррозии к другому. В действительности эти границы размыты и зависят от перечисленных ранее параметров.

Для исследования взаимного влияния показателей качества сетевой воды и определения оптимального значения рН воды для конкретных объектов ВТИ была разработана специальная методика измерения электрохимических параметров процесса локальной коррозии углеродистых сталей в деаэрированной воде. В частности, были проведены поляризационные измерения в воде района ¹ 6 Теплосети Мосэнерго на электроде из стали Вст3сп5 при температуре 90°С, концентрации кислорода 30 – 40 мкг кг и скорости вращения образцов, соответствующей скорости движения воды в трубе, 1,5 м с. Концентрации сульфатов и хлоридов в воде варьировали в достаточно широких пределах путем добавления в воду растворов соответствующих солей. Результаты экспериментов показывают, что чем больше концентрация сульфатов и хлоридов при фиксированном значении рН, тем выше вероятность локальной коррозии. Повышение значения рН сетевой воды при фиксированной концентрации сульфатов и хлоридов снижает вероятность локальной коррозии трубопроводов.

На базе комплексных стендовых исследований и результатов опроса были разработаны номограммы, позволяющие определять безопасные области работы трубопроводов (с вероятностью 90%) при нормативном содержании кислорода в зависимости от рН и анионного состава воды. Однако даже при нормируемом содержании кислорода в воде для высокоагрессивных вод с высоким содержанием сульфатов и хлоридов не всегда возможно создать антикоррозионные условия с помощью повышения рН. В этом случае необходимо применение ингибиторов коррозии. Испытания, проведенные на стендах ВТИ, показали, что цинковый комплекс оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ-цинк), предельно допустимая концентрация которого в воде хозяйственно-питьево- го назначения составляет 5 мг л, является достаточно эффективным ингибитором коррозии углеродистых и низколегированных сталей. В настоящее время промышленные испытания этого ингибитора проводятся в Ростовэнерго. На началь-

ных этапах испытаний получены положительные результаты.

По действующим нормам ПТЭ, которым под- чиняются предприятия РАО “ЕЭС России”, содержание кислорода в подпиточной воде тепловой сети не должно превышать 50 мкг кг, а в сетевой воде – 20 мкг кг. Для теплоисточников другой ведомственной подчиненности допускается содержание кислорода в сетевой воде до 50 мкг кг. Фактически содержание кислорода, как в подпиточ- ной, так и в сетевой воде даже для крупных теплоисточников по ряду причин может быть значительно выше. В котельных малой мощности деаэрация воды в ряде случаев вообще не проводится. По экспериментальным данным ВТИ даже кратковременные проскоки кислорода в сетевую воду вызывают зарождение на поверхности углеродистой стали коррозионных язв, которые продолжают развиваться и после прекращения проскока. Для снижения повреждаемости трубопроводов теплосети желательно максимальное снижение концентрации кислорода в сетевой воде. Это достигается уменьшением содержания кислорода в подпиточ- ной воде за счет улучшения работы деаэраторов (в первую очередь, вакуумных), а также уменьшением присосов водопроводной воды и увеличением гидравлической плотности систем закрытого типа.

Ранее считалось, что при протекании коррозии углеродистых сталей в кислородсодержащей воде состав стали при содержании легирующих элементов менее 2% не влияет на скорость коррозии металла. Однако проведенные ВТИ эксперименты показали, что скорость коррозии углеродистых сталей в условиях теплосети зависит от их состава. В последние годы в результате работ институтов НИФХИ и ЦНИИЧермет установлено влияние степени чистоты стали по определенному виду неметаллических включений на скорость коррозионного разрушения труб. Коррозионно-активные неметаллические включения (КАНВ) – это, как правило, включения сложного состава, содержащие кальций, которые вносятся в сталь в процессе внепечной обработки, предусматривающей введение кальцийсодержащего компонента или контакт жидкой стали с высокоосновным шлаком при

определенных технологических параметрах этой обработки. Загрязнение стали КАНВ невозможно оценить традиционными методами, предусмотренными нормативно-технической документацией на трубы. Разработаны специальные методы выявления КАНВ разных типов, а также определен критерий оценки чистоты сталей по КАНВ. Была получена зависимость скорости локальной коррозии труб нефтесбора, контактирующих с высокоагрессивными пластовыми водами, от плотности КАНВ в стали. Увеличение плотности КАНВ с 3 до 20 шт мм2 приводило к повышению скорости коррозии стали с 5 до 15 мм год.

Освоение на металлургических заводах, в частности в ОАО “Северсталь”, получения трубных сталей чистых по КАНВ позволяет уже сегодня производить и поставлять потребителям трубы повышенной коррозионной стойкости. В 2003 г. разработаны и согласованы с Госгортехнадзором РФ следующие технические условия на такие трубы.

1. ТУ 14-3Р-69-2003 “Трубы стальные электросварные спирально-шовные повышенной стойко-

сти против локальной коррозии для трубопроводов тепловых сетей” (производитель труб ОАО “Волжский трубный завод”).

2.ÒÓ 14-3Р-70-2003 “Трубы стальные электросварные прямошовные повышенной стойкости против локальной коррозии для трубопроводов тепловых сетей” (производитель труб ОАО “Выксунский металлургический завод”).

3.ÒÓ 14-3Р-71-2003 “Трубы стальные электросварные прямошовные повышенной стойкости против локальной коррозии для трубопроводов ТЭС и тепловых сетей” (производитель труб ОАО “Выксунский металлургический завод”).

Основной особенностью указанных техниче- ских условий является контроль и гарантия чистоты металла по КАНВ; плотность КАНВ в сталях для таких труб не должна превышать 2 включения на 1 мм2. Можно ожидать, что применение таких труб позволит снизить повреждаемость трубопроводов теплосети от внутренней коррозии и соответственно повысить срок их службы.

Краткая характеристика масел. Минеральные турбинные масла марок Òï-22Ñ è Òï-22Á предназначены для применения в системах смазки, регулирования и уплотнений вала генератора, а также в насосном и ином вспомогательном оборудовании.

Технологический процесс производства турбинных масел включает в себя получение базового компонента на основе дистиллятных фракций нефти различных месторождений с последующим удалением из них асфальтово-смолистых веществ, твердых парафинов, части сернистых и других нежелательных соединений с помощью очистки селективными растворителями и гидроочисткой. На заключительном этапе производства в очищенный базовый компонент, обладающий заданной вязкостью и температурой вспышки, вводят присадки, обеспечивающие необходимые эксплуатационные свойства товарных масел.

Масло Тп-22С (ТУ 38.101821-2001) содержит присадки, улучшающие его антиокислительные, антикоррозионные и деэмульгирующие свойства. Техническими условиями установлены две марки масла Тп-22С: марка 1, к которой предъявляются более жесткие требования по термоокислительной стабильности, и марка 2.

Масло Тп-22Б (ТУ 38.401-58-48-92) содержит парную антиокислительную присадку, обеспечи- вающую его повышенную стойкость к окислению, а также антикоррозионную и деэмульгирующую присадки.

ОАО РАО “ЕЭС России” в лице Департамента научно-технической политики и развития на основании положительных результатов испытаний, проводимых ВТИ, образцов масел, отобранных производителем от промышленных партий, устанавливает перечень разрешенных к применению на ТЭС России марок турбинных масел и их изготовителей из числа уже имеющих допуск Межведомственной комиссии (МВК) при Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии (ранее Гостандарт) на их производство и применение. В настоящее время указанное одобрение имеют:

масло Òï-22Ñ марка 1: ОАО “Сибнефть – Омский НПЗ”, ОАО “Лукойл – Пермьнефтеоргсинтез”, ОАО “Славнефть – Ярославльнефтеоргсинтез”, ЗАО “АвиаТехМас” (компания ОМХАС);

масло Тп-22С марка 2: ЗАО “АвиаТехМас” (компания ОМХАС), “Рязанская нефтеперерабатывающая компания” (ТНК), ОАО “Ангарская нефтехимическая компания”, “Рязаньнефтехимпродукт” (ТНК);

масло Òï-22Á – ОАО “Башнефтехим”. Показатели качества товарных нефтяных тур-

бинных масел, поступающих на ТЭС, должны соответствовать требованиям, приведенным в òàáë. 1.

Для более всестороннего прогнозирования поведения свежих нефтяных турбинных масел в эксплуатации целесообразно провести аттестацию по показателям, определяемым факультативно и имеющим следующие значения, одинаковые для марок Тп-22С и Тп-22Б:

коррозия на стальных пластинах 0 – 2 г/м2 при определении по СО 34.43.204–00;

время деаэрации не более 180 с при определении по СО 34.43.211-00;

класс промышленной чистоты, определяемый по ГОСТ 17216, не хуже 12.

Приемка и хранение турбинных масел. Поступающая на электростанцию партия товарного турбинного масла должна сопровождаться паспортом (сертификатом) завода-изготовителя.

Перед сливом масла из цистерны отбирают контрольную пробу по ГОСТ 2517 не менее 3 дм3. Одну часть пробы используют для анализа, вторая

находится в запечатанном виде в химической лаборатории в течение всего времени хранения свежего масла (но не дольше гарантийного срока) на случай арбитражных испытаний. Процедуру отбора пробы, указанную в ГОСТ 2517, необходимо тщательно соблюдать, в противном случае претензия по качеству поступившего масла не будет счи- таться обоснованной. До слива масла в емкости хранения в пробе, отобранной из цистерны, определяют кинематическую вязкость, кислотное число, реакцию водной вытяжки, температуру вспышки в открытом тигле, время деэмульсации, содержание воды, содержание механических примесей и оценивают соответствие полученных результатов требованиям технических условий. При полу- чении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному показателю по нему проводят повторные испытания. По результатам повторных испытаний, которые считаются окончательными, принимается решение по приемке либо браковке партии масла. При получении положительных результатов масло сливают в свободные, чистые, сухие емкости хранения. Чистота емко-

стей должна быть подтверждена соответствующим актом.

При получении положительных результатов испытаний в пробе масла, отобранной из цистерны, определяют стабильность против окисления в условиях, установленных ТУ для соответствующей марки масла, и антикоррозионные свойства по ГОСТ 19199.

В случае несоответствия качества масла требованиям технических условий незамедлительно составляют рекламационный акт, который направляют заводу-изготовителю, а копии – РАО “ЕЭС России”, ВТИ. Срок подачи рекламационных документов устанавливается договором на поставку масла.

Одновременно с испытаниями по показателям, указанным в òàáë. 1, проводят аттестацию масла по ранее приведенным факультативным показателям и при их несоответствии нормам ставят в известность РАО “ЕЭС России” и ВТИ. При отклонении значений по показателю “класс промышленной чистоты” производят очистку масла.

После слива масла из цистерны в бак хранения его перемешивают в течение 2 ч путем рециркуляции по схеме “бак сам на себя”. Затем отбирают пробу и определяют кислотное число, реакцию водной вытяжки, содержание воды и механических примесей, время деэмульсации. В случае изменения значений показателей “кислотное число” и “реакция водной вытяжки” по сравнению с пробой, отобранной из цистерны, определяют ее стабильность против окисления.

На ТЭС должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном вместимости маслосистемы самого крупного агрегата, и запас на доливки не менее 45-дневной потребности станции в данном типе масла.

Хранение турбинных масел осуществляется в закрытых, теплоизолированных резервуарах, установленных на маслохозяйстве, оборудованных воздухоосушительными фильтрами и обогревом. Свежие турбинные масла хранят отдельно от масел, принятых на хранение из эксплуатации. Температура хранения масла должна обеспечивать возможность его перекачки в любое время года, но не превышать 35 – 40°С.

Гарантийный срок хранения турбинного масла (в соответствии с техническими условиями) – 5 лет со дня изготовления. При длительном хранении турбинных масел периодически (1 раз в 6 мес) проводят их сокращенный анализ, в объем которого входит определение кислотного числа, а также количественное определение содержания механи- ческих примесей, шлама и воды. При изменении значений определяемых показателей принимают меры по нормализации качества масла.

Перед вводом масла в эксплуатацию проводят его внеочередной сокращенный анализ, если по-

сле проведения последнего анализа прошло более 3 мес.

Требования, предъявляемые к турбинным маслам перед их заливкой в оборудование. Ввод масла в эксплуатацию осуществляется только с разрешения химического цеха. Перед заполнением маслосистемы маслом отбирают пробу из емкости хранения, определяют кислотное число, содержание механических примесей, содержание растворенного шлама и воды.

Кислотное число свежего турбинного масла, вводимого в эксплуатацию, должно соответствовать требованиям технических условий на это масло, а механические примеси, шлам и вода – отсутствовать.

Показатели качества турбинного масла, вводимого в работу после его очистки на маслохозяйстве, должны удовлетворять требованиям, приведенным в òàáë. 2.

Требования к условиям эксплуатации турбинных масел в энергетическом оборудовании. Условия эксплуатации нефтяных турбинных масел в системах маслоснабжения турбинного, насосного и вспомогательного оборудования в режимах пуска, нагружения, работы под нагрузкой, останова в штатном и аварийном режимах определяются требованиями действующих инструкций по обслуживанию этого оборудования.

Давление масла в системах маслоснабжения оборудования устанавливают в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

Температура масла за маслоохладителями должна поддерживаться в диапазоне 38 – 42°С, если в заводских инструкциях не оговорены иные условия. Содержание воздуха в чистом отсеке маслобака на всасе насосов не должно превышать 1,5% (метод определения изложен в СО 34.43.210-00). Уровень масла в маслобаке должен соответствовать требованиям инструкции по эксплуатации завода – изготовителя турбины.

Чистота турбинных масел во время эксплуатации турбины должна быть не хуже 11 класса. При чистоте масла, соответствующей 12 классу и хуже, принимают меры к его очистке, используя масло- очистительное оборудование. При обнаружении в масле воды производят его очистку.

Обслуживание маслоочистительного оборудования включает:

очистку сеток при перепаде уровней масла, находящегося в чистом и грязном отсеках маслобака, превышающем 200 мм;

перезарядку фильтр-пресса и фильтров тонкой очистки при перепаде давления выше 0,1 МПа.

Не допускается использование адсорберов в маслосистемах действующего оборудования, поскольку используемые в них сорбенты полностью извлекают из масел антикоррозионную присадку, и качество их значительно ухудшается.

Ò à á ë è ö à 2

= % : '? % ' %

" # 7 * % % + 1

* Определение содержания механических примесей можно не выполнять при наличии на предприятии внедренной методики по определению класса промышленной чистоты масла.

Объем, периодичность и нормы эксплуатационного контроля. Объем и периодичность контроля качества нефтяного турбинного масла должны соответствовать требованиям ПТЭ и “Инструкции по эксплуатации турбинных масел”, а также инструкций, действующих на каждой электростанции. В журналах химической лаборатории отражают следующие сведения:

1. О товарных турбинных маслах, поступивших на электростанцию и находящихся в баках хранения:

наименование завода – изготовителя масла; марку масла и номер технических условий, по

которому оно выработано; дату выработки, номер паспорта (сертификата);

результаты входного контроля масла; станционный номер емкости хранения; результаты анализов, выполняемых в процессе

хранения.

2. О маслах, находящихся в эксплуатации: тип и станционный номер оборудования; дату начала эксплуатации масла;

показатели качества масла перед его вводом в

эксплуатацию;

результаты периодических и внеочередных испытаний масла в процессе его эксплуатации;

сведения о количестве и качестве долитого масла;

сведения о вводе присадок; сведения о других мероприятиях по защите

масла от старения и продлению его срока службы.

3.Об эксплуатационных маслах, находящихся

âемкостях хранения:

станционный номер емкости хранения; дату поступления масла из эксплуатации;

результаты анализов, выполненных за период хранения;

сведения об очистке и других мероприятиях по поддержанию качества масла.

Для контроля за состоянием масел во время эксплуатации из штатных пробоотборных точек, а в случае отсутствия таковых из чистого отсека маслобака турбины, пробы отбирают в чистые сухие емкости в количестве не менее 0,5 дм3, предварительно слив в отдельную емкость масло, находящееся в пробоотборном патрубке, в объеме не менее 1 л.

В процессе эксплуатации масло ежедневно контролируют визуально, и периодически проводится его сокращенный анализ.

Ежедневный визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей. При визуальном обнаружении в масле механиче- ских примесей, шлама или воды обязательно проводят его внеочередной сокращенный анализ.

Сокращенный анализ масла выполняют: не позже чем через 1 мес после начала его эксплуатации

âмаслосистеме турбоагрегата; для масла с кислотным числом до 0,1 мг КОН г – 1 раз в 2 мес; при кислотном числе масла более 0,1 мг КОН г – 1 раз

âмесяц.

Стабильность против окисления определяют: для масла с кислотным числом 0,1 мг КОН г и выше – 1 раз в год перед наступлением осеннезимнего максимума, для масла с кислотным числом 0,15 мг КОН г и выше – 1 раз в 6 мес, а также перед сливом масла во время капитального ремонта (если с момента проведения последнего анализа прошло более 4 мес) для решения вопроса о возможности его дальнейшем использовании. При обнаружении растворенного шлама проводят вне- очередной анализ.

В процессе эксплуатации контролируют деэмульгирующие свойства масла, для чего определяют время деэмульсации с периодичностью 1 раз в 3 мес. Начальное определение антикоррозионных свойств масел, находящихся в эксплуатации, проводят количественным методом в следующих слу- чаях: при выявлении тенденции к снижению зна- чений кислотного числа, при кислотном числе масла более 0,1 мг КОН г, при существенном об-

воднении масла. Последующие определения антикоррозионных свойств масел выполняют с периодичностью 1 раз в 6 мес.

Доливки в работающие турбоагрегаты производят только маслом, отвечающим требованиям, предъявляемым к эксплуатационным маслам при их вводе в эксплуатацию (òàáë. 2). Нефтяное турбинное масло, находящееся в эксплуатации в маслосистемах турбоагрегатов, должно удовлетворять требованиям, приведенным в òàáë. 3.

Если качество находящегося в эксплуатации масла перестает соответствовать указанным требованиям и не может быть улучшено очисткой, введением присадок или другими методами, оно подлежит замене.

Средства защиты масла от старения. Нали- чие растворенного шлама свидетельствует о накоплении в масле продуктов старения, отрицательно влияющих на работу турбинного оборудования. При обнаружении растворенного шлама определяют стабильность масла против окисления и оценивают его восприимчивость к введению антиокислителя. При кислотном числе, равном более 0,15 мг КОН г, наличии растворенного шлама и невосприимчивости к присадке масло перед наступлением осенне-зимнего максимума необходимо заменить.

Эффективность действия присадок, находящихся в масле, определяется по его стабильности против окисления, антикоррозионным и деэмульгирующим свойствам. Степень старения турбинных масел оценивается по стабильности против окисления. Для масел с кислотным числом, равным 0,1 мг КОН г и выше, этот показатель необходимо определять перед наступлением осеннезимнего максимума. При этом значения кислотно-

Ò à á ë è ö à 3

го числа и осадка после окисления должны удовлетворять требованиям òàáë. 3.

Если кислотное число масла после окисления равно или превышает 0,2 мг КОН г и появляются следы осадка, в масло вводят антиокислитель (агидол-1), предварительно проверив масло на восприимчивость к присадке. Если кислотное число масла после окисления равно или превышает 0,6 мг КОН г, а массовая доля осадка равна или более 0,15%, масло необходимо заменить.

Для определения оптимальной дозировки антиокислителя и восприимчивости масла к нему поступают следующим образом: в лабораторных условиях готовят образцы испытуемого масла с добавлением в него антиокислителя с массовым содержанием 0,4, 0,5, 0,6%, определяют стабильность против окисления приготовленных образцов и сравнивают полученные результаты с соответствующими показателями масла до введения присадки. Масло считается восприимчивым к антиокислителю, а концентрация его оптимальной, если введение последнего снижает кислотное число масла после окисления в 1,5 – 2 раза при отсутствии осадка.

Если время деэмульсации масла превышает 400 с, то в него вводят деэмульгирующую присадку Д-157 с массовым содержанием 0,02 0,005%, предварительно проверив в лабораторных условиях восприимчивость масла к деэмульгатору. Турбинное масло считается восприимчивым к присадке, а ее концентрация оптимальной, если время деэмульсации снижается по сравнению с исходным значением в 1,5 – 2 раза. Если этот показатель изменяется незначительно, то масло считается невосприимчивым к присадке. В этом случае продолжают эксплуатацию масла, проводя определе-

Âстатье приведены основные правила и рекомендации по эксплуатации нефтяных турбинных масел в тепломеханическом оборудовании ТЭС общего назначения, на основании которых предусматривается разработка новой редакции “Инструкции по эксплуатации турбинных масел” и внесение необходимых изменений в соответствующий раздел “Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей” (ПТЭ). Данные изменения и дополнения должны учитывать конкретные условия эксплуатации ТЭС (особенности парка энергетического оборудования, оснащенность масляного хозяйства средствами хранения, очистки и (или) регенерации масел, ассортимент применяемых масел, оснащенность химической лаборатории методами и приборами контроля ка- чества масел, эффективность системы снабжения маслами потребителей и др.). Они должны обеспе- чивать выполнение на энергопредприятиях комплекса мероприятий по повышению надежности эксплуатации и увеличению срока службы энергети- ческих масел.

Âцелях унификации наименований в энергетике и характеристик масел в статье использованы следующие основные термины, которые рекомендуется применять в нормативно-технической документации:

энергетическое оборудование – тепломехани- ческое оборудование общего назначения, в технологических системах которого масла применяются в качестве рабочих жидкостей;

товарное масло – масло, поступившее с заво- да-изготовителя и находящееся в транспортной емкости (железнодорожной или автомобильной цистерне, бочке и др.), сопровождаемое сертификатом или паспортом завода-изготовителя, удостоверяющим его соответствие требованиям государственного стандарта или технических условий;

свежее масло – масло, слитое из транспортных емкостей и (или) находящееся на хранении, соответствующее требованиям государственного стандарта или технических условий;

подготовленное или очищенное масло – масло, прошедшее специальную обработку (осушку, очи- стку от механических примесей), соответствующее требованиям, предъявляемым к маслу, предназначенному к заливу (доливу) в энергетическое оборудование;

эксплуатационное масло – масло, находящееся в энергетическом оборудовании и соответствующее требованиям, предъявляемым к маслу, эксплуатируемому в оборудовании, а также масло, находящееся на хранении после слива из оборудования, которое может быть повторно применено по прямому назначению без дополнительной обра-

ботки (очистки, стабилизации присадками, регенерации);

отработанное масло – масло, слитое из оборудования в случае несоответствия эксплуатационным нормам (предельно допустимым значениям) или по истечению установленного срока службы, которое нельзя использовать по прямому назначе- нию без дополнительной обработки;

регенерированное масло – масло (отработанное), прошедшее регенерацию, соответствующее требованиям НТД, предъявляемым к эксплуатационному маслу, и пригодное для повторного применения по прямому назначению;

некондиционное масло – масло, не удовлетворяющее требованиям стандарта и (или) НТД;

загрязнения – вещества различной природы (вода, механические примеси, масляный шлам, пузырьки газов), попавшие в масло из окружающей среды или технологических систем при его изготовлении, транспортировании, хранении, перекач- ке или эксплуатации, ухудшающие его эксплуатационные характеристики и находящиеся в масле в дисперсном (взвешенном) состоянии;

продукты старения – вещества различной природы (асфальтово-смолистые соединения, кислоты, соли различных кислот, различные гетероатомные органические соединения, вода, газы), образовавшиеся в масле в процессе его хранения или эксплуатации за счет деградации самого масла и (или) конструкционных материалов, ухудшающие его эксплуатационные характеристики и находящиеся в масле в растворенном и (или) мелкодисперсном (коллоидном) состоянии;

масляный шлам – коагулированные или конденсированные продукты старения, находящиеся в масле во взвешенном или растворенном состоянии;

механические примеси – твердые, взвешенные частицы различной природы (частицы металлов,

продукты коррозии и износа конструкционных материалов, целлюлозные волокна, частицы силикатных и органических эластомеров, пыль, колонии бактерий и др.), ухудшающие эксплуатационные характеристики масла;

присадки – вещества различной природы, добавляемые в масла для придания им требуемых эксплуатационных характеристик (качества);

очистка – это процесс удаления из масла только загрязнений с использованием в основном физических методов (отстой, фильтрация, центробежная сепарация, вакуумное испарение и др.) для обеспечения соответствия качества масла, заливаемого в энергетическое оборудование, требованиям НТД;

регенерация – процесс восстановления эксплуатационных характеристик (качества) отработанного масла до требований НТД, предъявляемым к регенерированному маслу, и пригодное для повторного применения его по прямому назначению; регенерация масла предусматривает удаление из масла как загрязнений, так и продуктов старения с использованием различных физических, физикохимических и химических методов (адсорбция, кислотная и щелочная очистка, гидроочистка, селективная очистка, термовакуумное фракционирование и др.); технологически процесс регенерации масла включает в себя комбинацию различных методов удаления нежелательных компонентов (загрязнения, продукты старения, асфальтово-смоли- стые вещества и полиароматические углеводороды) с последующей стабилизацией очищенного масла с помощью присадок;

стабилизация присадками – ввод присадок в эксплуатационное и (или) регенерированное масло для повышения его качества, продления срока службы в оборудовании и обеспечения соответствия эксплуатационных характеристик требованиям НТД.