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.

Скорость разложения пара мгН2/(см2×ч)

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 при этом пузырьки выделяющегося воздуха задерживаются в местах шероховатостей внутренней поверхности труб и вызывают интенсивную местную кислородную коррозию. Коррозия углеродистой стали в водной среде при высоких температурах включает две стадии: начальную электрохимическую и конечную химическую. Согласно этому механизму коррозии, ионы двухвалентного железа диффундируют через окисную пленку к поверхности контакта ее с водой, реагируют с гидроксилом или с водой с образованием гидрата закиси железа, который затем распадается на магнетит и водород по реакции:

.

(2.4)

Электроны, проходящие наряду с ионами железа через окисную пленку, ассимилируются ионами водорода с выделением Н₂. С течением времени толщина окисной пленки увеличивается, а диффузия через нее затрудняется. Вследствие этого наблюдается уменьшение скорости коррозии со временем.

Нитритная коррозия. При наличии в питательной воде нитрита натрия наблюдается коррозия металла парогенератора, имеющая по внешнему виду большое сходство с кислородной коррозией. Однако в отличие от нее нитритная коррозия поражает не входные участки опускных труб, а внутреннюю поверхность теплонапряженных подъемных труб и вызывает образование более глубоких язвин диаметром до 15–20 мм.Нитриты ускоряют протекание катодного процесса, а тем самым и коррозию металла парогенератора. Течение процесса при нитритной коррозии может быть описано следующей реакцией:

.

(2.5)

Гальванокоррозия металла парогенератора. Источником гальванокоррозии парообразующих труб может явиться медь, попадающая в парогенераторы в тех случаях, когда питательная вода, содержащая повышенное количество аммиака, кислорода и свободной углекислоты, агрессивно воздействует на латунные и медные трубы регенеративных подогревателей. Необходимо отметить, что гальванокоррозию может вызвать лишь металлическая медь, отложившаяся на стенках парогенератора. При поддержании значения рН питательной воды выше 7,6 медь поступает в парогенераторы в форме окислов или комплексных соединений, которые не обладают коррозионно-агрессивными свойствами и отлагаются на поверхностях нагрева в виде шлама. Ионы меди, присутствующие в питательной воде с низким значением рН, попадая далее в парогенератор, в условиях щелочной среды также осаждаются в виде шламообразных окислов меди. Однако под действием выделяющегося в парогенераторах водорода или избытка сульфита натрия окислы меди могут полностью восстанавливаться до металлической меди, которая, отложившись на поверхностях нагрева, приводит к электрохимической коррозии металла котла.

Подшламовая (ракушечная) коррозия. Подшламовая коррозия возникает в застойных зонах циркуляционного контура парогенератора под слоем шлама, состоящего из продуктов коррозии металлов и фосфатной обработки котловой воды. Если эти отложения сосредоточены на обогреваемых участках, то под ними возникает интенсивное упаривание, повышающее солесодержание и щелочность котловой воды до опасных значений.

Подшламовая коррозия распространяется в виде больших язвин диаметром до 50–60 ммна внутренней стороне парообразующих труб, обращенной к факелу топки. В пределах язвин наблюдается сравнительно равномерное уменьшение толщины стенки трубы, часто приводящее к образованию свищей. На язвинах обнаруживается плотный слой окислов железа в виде ракушек. Описанное разрушение металла получило в литературе название «ракушечной» коррозии. Подшламовая коррозия, вызываемая окислами трехвалентного железа и двухвалентной меди, является примером комбинированного разрушения металла; первая стадия этого процесса является чисто электрохимической, а вторая – химической, обусловленной действием воды и водяного пара на перегретые участки металла, находящиеся под слоем шлама. Наиболее эффективным средством борьбы с «ракушечной» коррозией парогенераторов является предотвращение возникновения коррозии тракта питательной воды и выноса из него окислов железа и меди с питательной водой.

Щелочная коррозия. Расслоение пароводяной смеси, которое имеет место в горизонтальных или слабонаклонных парообразующих трубах, как известно, сопровождается образованием паровых мешков, перегревом металла и глубоким упариванием пленки котловой воды. Образовавшаяся при упаривании котловой воды высококонцентрированная пленка содержит в растворе значительное количество щелочи. Едкий натр, присутствующий в котловой воде в малых концентрациях, защищает металл от коррозии, но он становится весьма опасным коррозионным фактором, если на каких-либо участках поверхности парогенератора создаются условия для глубокого упаривания котловой воды с образованием повышенной концентрации NaOH.

Концентрация едкого натра в упариваемой пленке котловой воды зависит:

а) от степени перегрева стенки парообразующей трубы по сравнению с температурой кипения при данном давлении в парогенераторе, т.е. величины Δt_s;

б) величин соотношений концентрации едкого натра и содержащихся в циркулирующейся воде натриевых солей, обладающих способностью сильно повышать температуру кипения воды при данном давлении.

Если концентрация хлоридов в котловой воде значительно превышает в эквивалентном отношении концентрацию NaOH, то раньше чем последняя достигает в упаривающейся пленке опасных значений, содержание хлоридов в ней настолько возрастает, что температура кипения раствора превышает температуру перегретой стенки трубы, и дальнейшее выпаривание воды прекращается. Если же котловая вода содержит преимущественно едкий натр, то при величине Δt_s = 7 °С концентрация NaOH в пленке концентрированной воды составляет 10 %, а при
Δt_s = 30 °C достигает 35 %. Между тем экспериментальным путем установлено, что уже 5–10-процентные растворы едкого натра при температуре котловой воды выше 200 °С способны интенсивно корродировать металл обогреваемых участков и сварных швов с образованием рыхлой магнитной закись-окиси железа и одновременным выделением водорода. Щелочная коррозия имеет избирательный характер, продвигаясь вглубь металла преимущественно по зернам перлита и образуя сетку межкристаллитных трещин. Концентрированный раствор едкого натра способен при высоких температурах также растворять защитный слой окислов железа с образованием феррита натрия NaFeO₂, который гидролизуется с образованием щелочи:

	(2.6)
	(2.7)

Вследствие того, что щелочь в этом круговом процессе не расходуется, создается возможность непрерывного протекания коррозионного процесса. Чем выше температура котловой воды и концентрация едкого натра, тем интенсивнее протекает процесс щелочной коррозии. Установлено, что концентрированные растворы едкого натра не только разрушают защитную магнетитную пленку, но и тормозят ее восстановление после повреждения.

Источником щелочной коррозии парогенераторов могут также явиться шламоотложения, способствующие глубокому упариванию котловой воды с образованием высококонцентрированного коррозионно-агрессивного раствора щелочи. Уменьшение относительной доли щелочи в общем солесодержании котловой воды и создание преобладающего содержания в последней таких солей, как хлориды, способны резко ослабить щелочную коррозию котельного металла. Устранение щелочной коррозии достигается также обеспечением чистоты поверхности нагрева и интенсивной циркуляцией на всех участках парогенератора, которая предотвращает глубокое упаривание воды.

Межкристаллитная коррозия. Межкристаллитная коррозия появляется в результате взаимодействия котельного металла со щелочной котловой водой. Характерная особенность межкристаллитных трещин в том, что они возникают в местах наибольших напряжений в металле. Механические напряжения слагаются из внутренних напряжений, возникающих в процессе изготовления и монтажа парогенераторов барабанного типа, а также дополнительных напряжений, возникающих в процессе эксплуатации. Образованию межкристаллитных кольцевых трещин на трубах способствуют дополнительные статические механические напряжения. Они возникают в трубных контурах и в барабанах парогенератора при недостаточной компенсации температурных удлинений, а также вследствие неравномерного обогрева или охлаждения отдельных участков тела барабана или коллектора.

Межкристаллитная коррозия протекает с некоторым ускорением: в начальный период разрушение металла происходит очень медленно и без деформации, а затем с течением времени скорость его резко возрастает и может принять катастрофические размеры. Межкристаллитную коррозию котельного металла нужно рассматривать прежде всего как частный случай электрохимической коррозии, протекающей по границам зерен напряженного металла, находящегося в контакте со щелочным концентратом котловой воды. Появление коррозионных микрогальванических элементов вызывается различием потенциалов между телами кристаллитов, выполняющих роль катодов. Роль анодов выполняют разрушающиеся грани зерен, потенциал которых вследствие механических напряжений металла в этом месте сильно понижен.

Наряду с электрохимическими процессами существенную роль в развитии межкристаллитной коррозии играет атомарный водород, продукт разряда
Н⁺-ионов на катоде коррозионных элементов; легко диффундируя в толщу стали, он разрушает карбиды и создает большие внутренние напряжения в металле котла вследствие появления в нем метана, что приводит к образованию тонких межкристаллитных трещин (водородное растрескивание). Кроме того, во время реакции водорода с включениями стали образуются различные газообразные продукты, что в свою очередь вызывает дополнительные разрывные усилия и способствует разрыхлению структуры, углублению, расширению и разветвлению трещин.

Основным путем предотвращения водородной коррозии металла котла является устранение любых коррозионных процессов, приводящих к образованию атомарного водорода. Это достигается ослаблением наноса в парогенераторе окислов железа и меди, химической очисткой котлов, улучшением циркуляции воды и снижением местных повышенных тепловых нагрузок поверхности нагрева.

Установлено, что межкристаллитная коррозия котельного металла в соединениях элементов парогенераторов возникает лишь при одновременном наличии местных растягивающих напряжений, близких или превышающих предел текучести, и при концентрации NаОН в котловой воде, накапливающейся в неплотностях соединений элементов котла, превышающей 5–6 %. Для развития межкристаллитных разрушений котельного металла существенное значение имеет не абсолютная величина щелочности, а доля едкого натра в общем солевом составе котловой воды. Установлено опытным путем, что если эта доля, т. е. относительная концентрация едкого натра в котловой воде составляет менее 10–15 % от суммы минеральных р