Коррозия в системах теплоснабжения

2.1 Борьба с коррозией парогенераторов во время работы

 

К профилактическим мероприятиям борьбе с коррозией относятся:

а) удаление из воды коррозионно-агрессивных  примесей;

б) нейтрализация — перевод агрессивных  примесей в неопасные соединения без удаления их из воды — пассивация: сульфитирование, ввод гидразина, ввод аммиака и летучих аминов, щелочение, ввод нитрата натрия (селитры NaNO₃) и др.;

в) создание временных защитных пленок на коррозирующей поверхности при  помощи трилона или гидразина (магнетитовая пленка) и др.;

г) применение материалов, стойких  против коррозии в данной среде: нержавеющей  стали, медных сплавов, пластмасс, различных  противокоррозионных, органических покрытий, лужение, оцинкование и эмалирование коррозируемой поверхности;

д) безопасный тепловой и химический режим эксплуатации теплосилового оборудования, обеспечивающий создание и сохранение на омываемой водой (или паром) поверхности металла защитной магнетитовой пленки, предупреждающей пароводяную коррозию, не допускающей появления межкристаллитных или иных трещин вследствие чрезмерных и переменных напряжений металла, включая недопущение быстрых и частых растолок (остановок) котлов и чрезмерно высокой разности температур в теле барабанов и их элементов, недопущение резких и частых колебаний температуры металла (свыше 30 — 40 °С). Защита металла от местного перегрева или охлаждения; постоянная щелочность котловой воды ± 0,2 рН;

е) применение гальванических способов предотвращения коррозии в высокоминерализованной воде — изменение направления  возникающих при элетрохимической коррозии гальванических токов путем применения катодной или протекторной защиты, при которой поражается коррозией не металл оборудования, а специально введенные в аппарат куски металла (чугун при катодной защите, цинк или сплав алюминия с цинком и магнием при протекторной защите);

ж) предупреждение наружной коррозии трубопроводов, особенно тепловых сетей  в почвенных или проникающих  в каналы водах при наличии  блуждающих токов от расположенных  вблизи кабелей, рельсов электрифицированного транспорта и др.;

з) создание на внутренней поверхности временных защитных нитритных, железосиликатных или магнетитовых пленок.

и) соблюдение оптимальных величин  рН и концентраций гидразина, комплексонов, фосфатов;

к) хорошее состояние термозащитных рубашек и других устройств, предупреждающих попадание «холодной» (t < t_кип) воды и растворов на стенки барабанов. Проверка их состояния при капитальных ремонтах;

л) поддержание скорости питательной  воды в экономайзере большей 0,3 м/с, так как при малой скорости движения воды пузырьки выделившихся из воды коррозионно активных газов оседают на стенках труб.

2.2 Борьба со стояночной (кислородной) коррозией парогенераторов, находящихся в резерве или ремонте

 

Методы борьбы со стояночной коррозией  делятся на сухие и мокрые.

Простейшим методом борьбы со стояночной коррозией парогенераторов являются спуск из них еще горячей воды с температурой  
80 °С и высушивание путем открывания всех лючков, лазов и воздушников для выхода образующегося пара. При длительной стоянке парогенераторов в резерве в барабаны их после опорожнения и высушивания помещают противни с влагопоглотителем (хлористым кальцием CaCl₂, негашеной известью CaO, силикагелем (высушенный золь кремниевой кислоты H₂SiO₃) и др.) и герметически закрывают все лазы, лючки, арматуру. Состояние влагопоглотителя проверяют каждые 3—6 месяцев и в случае расплывания CaCl₂ или разрушения комков СаО в результате превращения их в Са(ОН)₂ влагопоглотители заменяют свежими.

Применяют также вытеснение влажного воздуха из отглушенных парогенераторов и заполнение их сухим азотом (99,5 % N₂) или сухим газообразным аммиаком и поддержание в заполненных этими газами парогенераторах избыточного давления (0,01 - 0,1 МПа).

Новейшими способами создания защитной пленки магнетита или силиката железа на внутренней поверхности выводимого в резерв или ремонт и опоражниваемого парогенератора являются гидразинный, комплексонный, силикатный и известковый.

«Мокрые» методы консервации допустимы при плюсовых температурах и более удобны, чем "сухие", но они пригодны только при сохранении воды или консервирующего раствора в парогенераторе. К ним относятся также:

а) пребывание парогенераторов в  горячем резерве с поддержанием в них избыточного давления 0,3 - 0,5 МПа паром от других парогенераторов, от деаэраторов, от отборов турбин, от расширителей непрерывной продувки, от линии собственных нужд или  растопочной;

б) заполнение парогенератора деаэрированной водой и поддержание в нем давления выше атмосферного в самой верхней точке котла (воздушник). Давление в нем поддерживается при помощи деаэрированной питательной или сетевой воды как после деаэраторов ДП (0,5 — 0,7 МПа), так и после питательных насосов.

В тех случаях, когда невозможно законсервировать оборудование и трубопроводы, находящиеся в резерве, ни одним из упомянутых выше способов, их заполняют до воздушников обычной технической водопроводной недеаэрированной водой с возможно более низкой температурой (1 — 25 °С). Протекание воды через консервируемый аппарат или трубопровод при этом недопустимо. В верхней точке консервируемого аппарата (воздушник) должно поддерживаться избыточное давление 0,1 — 0,3 МПа.

2.3 Борьба с коррозией тепловых сетей

 

Защита закрытых тепловых сетей  от внутренней коррозии сетевой водой  при небольших размерах подпитки осуществляется путем:

а) деаэрации подпиточной воды в вакуумных или атмосферных деаэраторах;

б) декарбонизации воды - удаления из нее растворенной свободной или связанной углекислоты обработкой ее известью (едким натРОМ, аммиаком);

в) использование для подпитки закрытых систем теплоснабжения продувочных  вод парогенераторов, испарителей, паропреобразователей, отмывочных вод анионитных фильтров, не содержащих солей жесткости, свободной углекислоты и кислорода. Использование этих видов воды возможно только при невысоком солесодержании ее, отсутствии потребителей горячей воды водоводяных теплообменников с трубками из медных сплавов и невозможности попадания горячей щелочной воды в нагреваемую среду;

г) применения в теплообменных аппаратах  трубок из стойких медных сплавов.

д) сульфитирования для связывания кислорода (имеется ввиду безводный сульфит натрия Na₂SO₃, – соль сернистой кислоты H₂SO₃, - который окисляется до сульфата Na₂SO₄);

е) создания на внутренней поверхности  труб защитной пленки карбонатов, фосфатов или силикатов.

Защита от коррозии не работающих в летний период тепловых сетей и  систем горячего водоснабжения достигается  вводом в сетевую воду 1000 мг/л  силиката натрия, создающего плотную  темную стекловидную пленку силиката железа на внутренней поверхности сетевого трубопровода. Их следует оставлять  заполненными непроточной водопроводной (даже не деаэрированной) водой под давлением 0,2 — 0,3 МПа в верхней точке системы.

2.4 Защита от коррозии водоподготовительного оборудования

 

Борьба с коррозией водоподготовительного  оборудования, вызываемой в основном высокой минерализованностью и кислой (рН < 7) реакцией воды и растворов, наличием в них кислорода и углекислоты, ведется как применением коррозионностойких материалов (нержавеющая сталь, бронза, латунь, пластмассы, дерево), так и нанесением на поверхность стали противокоррозионных покрытий.

Практически все оборудование и  трубопроводы водоподготовительных установок  должны защищаться от коррозии, чтобы  не заносить оксиды железа в последующие  аппараты, трубопроводы и парогенераторы. В зависимости от типа и назначения водоподготовительного оборудования, реакции и температуры обрабатываемой в нем воды рекомендует применять  следующие защитные покрытия:

а) осветлители: при коагуляции (рН 6,5-7,5; t=20-25 °С) защищают всю внутреннюю поверхность, при известковании (рН 9,5-10,5; t=20-40 °С) только верхнюю часть перхлорвиниловыми или эпоксидными покрытиями;

б) фильтры механические осветлительные зернистые (рН 6,5—7,5; t до 40 °С) обкладывают сырой резиной с последующей вулканизацией или эпоксидной шпатлевкой (иногда по стеклоткани); при рН 9,5—10,5 защита верхней части необязательна, необходимы только коррозионностойкие дренажи;

в) Na—Н-катионитные и анионитные фильтры, в том числе ФСД и выносные регенераторы (рН < 10,0-14,0; t=20-40 °С), обкладывают сырой резиной с последующей вулканизацией под давлением, перхлорвиниловыми покрытиями (иногда по стеклоткани). При котлах низкого давления (< 1,3 МПа) защита Na-катионитных фильтров необязательна;

г) стальные резервуары для конденсата, предочищенной, декарбонизованной, химически обработанной, умягченной частично, глубоко и полностью обессоленной воды (рН 2—11; t=20-40 °С) — обкладка сырой резиной с последующей вулканизацией открытым способом. Применяются также эпоксидная шпатлевка, перхлорвиниловые покрытия;

д) резервуары и мерники для растворов кислот (HCI < 35 %; H₂SO₄ < 75 %), коагулянта, солей, щелочей (NaOH, КОН), комплексонов (ЭДТК — ЭДTNa₂) защищаются обкладкой сырой резиной с вулканизацией открытым способом, эпоксидной шпатлевкой перхлорвиниловыми покрытиями;

е) деаэраторы, дренажные баки, баки горячего конденсата, баки-нейтрализаторы и другие баки (рН 6—9; t=90-100 °С) защищают эмалью ВЛ-515, а также силикатной краской ВЖС-41 и др.;

ж) железобетонные ячейки и резервуары для соли, коагулянта и других нейтральных  или кислых реагентов футеруют кислотоупорными плиткой;

з) баки-аккумуляторы для сетевой воды и воды горячего водоснабжения защищают от коррозии при помощи катодной защиты, "одеялом" из герметика А-4 или водостойкой силикатной краской ВЖС-41;

и) фундаменты насосов, перекачивающих кислоты, полы в помещениях, где установлены  эти насосы и проложены трубопроводы кислых растворов, а также стенки и дно каналов для кислых стоков изолируются кислотостойкой плиткой, по пластмассовому или битумнорубероидному слою с расшивкой швов замазкой "Арзамит" или кислотоупорной силикатной замазкой, а также асфальтируются.

2.5  Удаление отложений

 

Если отложения и загрязнения  из труб не удаляются путем продувки воздухом со скоростью > 5 м/с, промывки водой или водовоздушной смесью со скоростями > 3 м/с или механическим путем (шарошками), то прибегают к химическому удалению отложений. Новые парогенераторы с давлением < 10 МПа перед пуском только щелочатся.

Вновь смонтированные котлы и трубопроводы обычно загрязнены ржавчиной, песком, сварочным гратом, нередко кусками  электродов и другими механическими  предметами, оставшимися после монтажа. Эксплуатировавшиеся котлы загрязнены обычно отложениями оксидов железа, внесенными питательной водой, реже медью (продуктом коррозии латунных трубок конденсаторов и подогревателей), карбонатами, фосфатами и силикатами железа, кальция и магния.

Загрязнения труб систем тепловодоснабжения не должны увеличивать потери напора в них более чем на 0,1 МПа при номинально расчетных расходах воды по сравнению с чистыми трубами.

При послемонтажной промывке труб парогенераторов  их заполняют водой, дренируют ее из всех нижних точек полностью для  удаления механических загрязнений  и затем щелочат для удаления маслянистых загрязнений и частичного растворения (размягчения) кремнекислых отложений (песок, цемент и т.п.). После  этого проводят кислотные промывки, обязательные только для паровых  котлов с давлением 10 МПа и выше, для удаления продуктов коррозии.

Химическая (кислотная) промывка, как  правило, проводится ингибированной соляной  кислотой при 60 — 70 °С с циркуляцией или без нее (так называемое "травление"). Чугунные, секционные, паровые и водогрейные котлы промывать соляной кислотой не рекомендуется из-за возможности разрушения многочисленных резьбовых соединений и прокладок.

Предпусковые промывки котлов высокого и сверхвысокого давления с поверхностями  из аустенитных сталей должны проводиться без использования соляной кислоты и едкого натра. Применяются фталевая кислота (ангидрид) и композиция комплексона с фталевой, серной, лимонной. Водная отмывка с добавлением аммиака до рН 9,5-10,0 и пассивация гидразином с аммиаком при рН 10—10,5 и температуре до 160 °С.

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Снижение надежности трубопроводов и их разгерметизация значительно увеличивают непроизводственные затраты по эксплуатации тепловых сетей, на предприятиях, в дорожно-транспортном хозяйстве и благоустройстве города, увеличивают расходы на ликвидацию последствий аварийных ситуаций и подтопления территорий. В связи с этим защита систем теплоснабжения от различных видов коррозии является одной из важных задач, стоящих при эксплуатации и монтаже элементов теплоснабжения.

В настоящее время происходит активное использование всего спектра  методов по устранению такого явления  в системах теплоснабжения, как коррозия. Также ведутся многочисленные разработки по выявлению новых, более эффективных  и экономически выгодных, способов снижения разрушающего воздействия  теплоносителя на материал элемента системы.