Korrosion des Metalls von Heißwasserboilern. Verfahren zur Verhinderung von Kesselsteinbildung in Heizungsrohren von Heißwasser- und Dampfkesseln

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In Abwesenheit dieser Faktoren wird bei einer neutralen oder mäßig alkalischen Reaktion einer Umgebung, die keinen gelösten Sauerstoff enthält, leicht ein normaler Magnetitfilm gebildet und in Wasser gehalten. In Anwesenheit von O 2 hingegen können Einlaufstrecken von Wassersparern, Trommeln und Fallrohre von Zirkulationskreisläufen Sauerstoffkorrosion ausgesetzt sein. Die geringen Geschwindigkeiten der Wasserbewegung (in Wassersparern) wirken sich besonders negativ aus, da die Blasen der freigesetzten Luft an den Stellen der Rauhigkeit der Innenoberfläche der Rohre verweilen und eine starke lokale Sauerstoffkorrosion verursachen Wässriges Medium bei hohen Temperaturen umfasst zwei Stufen: anfänglich elektrochemisch und abschließend chemisch. Gemäß diesem Korrosionsmechanismus diffundieren Eisenionen durch den Oxidfilm an die Oberfläche seines Kontakts mit Wasser, reagieren mit Hydroxyl oder Wasser, um Eisenoxidhydrat zu bilden, das sich dann zersetzt in Magnetit und Wasserstoff durch die Reaktion:

Nitritkorrosion. Bei Anwesenheit von Natriumnitrit im Speisewasser wird eine Korrosion des Dampferzeugermetalls beobachtet, die im Aussehen der Sauerstoffkorrosion sehr ähnlich ist. Im Gegensatz dazu betrifft die Nitritkorrosion jedoch nicht die Einlaufstrecken von Fallrohren, sondern die Innenfläche von hitzebelasteten Steigrohren und verursacht die Bildung tieferer Löcher von bis zu 15–20 mm Durchmesser. Nitrite beschleunigen den Ablauf des kathodischen Prozesses und damit die Korrosion des Metalls des Dampferzeugers. Der Prozessablauf bei der Nitritkorrosion lässt sich durch folgende Reaktion beschreiben:

Korrosion durch Unterschlamm (Hülle).. Unterschlammkorrosion tritt in den stagnierenden Zonen des Dampferzeugerkreislaufs unter einer Schlammschicht auf, die aus Metallkorrosionsprodukten und Phosphatbehandlung von Kesselwasser besteht. Wenn sich diese Ablagerungen in beheizten Bereichen konzentrieren, kommt es unter ihnen zu einer intensiven Verdunstung, die den Salzgehalt und die Alkalität des Kesselwassers auf gefährliche Werte erhöht.

Subslurry-Korrosion breitet sich in Form von großen Löchern mit einem Durchmesser von bis zu 50–60 mm aus an der dem Ofenbrenner zugewandten Innenseite der Dampfrohre. Innerhalb der Gruben ist eine relativ gleichmäßige Abnahme der Rohrwanddicke zu beobachten, die häufig zur Bildung von Fisteln führt. Auf den Geschwüren findet sich eine dichte Schicht aus Eisenoxiden in Form von Muscheln. Die beschriebene Zerstörung des Metalls hat in der Literatur den Namen „Schalenkorrosion“ erhalten. Unterschlammkorrosion, die durch Oxide von Eisen(III) und zweiwertigem Kupfer verursacht wird, ist ein Beispiel für eine kombinierte Metallzerstörung; Die erste Stufe dieses Prozesses ist rein elektrochemisch und die zweite chemisch, aufgrund der Einwirkung von Wasser und Wasserdampf auf die überhitzten Abschnitte des Metalls unter der Schlammschicht. Das wirksamste Mittel zur Bekämpfung der "Hüllen"-Korrosion von Dampferzeugern besteht darin, das Auftreten von Korrosion des Speisewassertrakts und die Entfernung von Eisen- und Kupferoxiden daraus mit Speisewasser zu verhindern.

alkalische Korrosion. Die Schichtung des Dampf-Wasser-Gemisches, die in horizontalen oder leicht geneigten Dampfformrohren stattfindet, geht bekanntermaßen mit der Bildung von Dampfsäcken, Überhitzung des Metalls und Tiefenverdampfung des Kesselwasserfilms einher. Der hochkonzentrierte Film, der während der Verdampfung von Kesselwasser gebildet wird, enthält eine beträchtliche Menge Alkali in Lösung. Natronlauge, die in geringen Konzentrationen im Kesselwasser vorhanden ist, schützt das Metall vor Korrosion, wird aber zu einem sehr gefährlichen Korrosionsfaktor, wenn an irgendwelchen Teilen der Oberfläche des Dampferzeugers Bedingungen für eine tiefe Verdampfung von Kesselwasser mit der Bildung geschaffen werden einer erhöhten NaOH-Konzentration.

Die Konzentration von Natronlauge im verdunsteten Kesselwasserfilm ist abhängig von:

A) vom Grad der Überhitzung der Wand des dampferzeugenden Rohrs im Vergleich zum Siedepunkt bei einem bestimmten Druck im Dampferzeuger, d.h. Werte?t s ;

B) die Konzentrationsverhältnisse von Natronlauge und den im Kreislaufwasser enthaltenen Natriumsalzen, die den Siedepunkt von Wasser bei einem gegebenen Druck stark erhöhen können.

Wenn die Konzentration von Chloriden im Kesselwasser die Konzentration von NaOH in einem äquivalenten Verhältnis erheblich übersteigt, steigt der Chloridgehalt darin, bevor letztere gefährliche Werte im Verdunstungsfilm erreicht, so stark an, dass der Siedepunkt der Lösung überschritten wird die Temperatur der überhitzten Rohrwand, und die weitere Wasserverdunstung stoppt. Enthält das Kesselwasser überwiegend Natronlauge, dann zum Wert
t s = 30 °C erreicht 35 %. Inzwischen wurde experimentell festgestellt, dass bereits 5-10%ige Lösungen von Natronlauge bei einer Kesselwassertemperatur über 200 °C in der Lage sind, das Metall von erhitzten Stellen und Schweißnähten unter Bildung von losem magnetischem Eisenoxid und gleichzeitiger Freisetzung von intensiv zu korrodieren Wasserstoff. Alkalische Korrosion hat einen selektiven Charakter, dringt hauptsächlich entlang von Perlitkörnern tief in das Metall ein und bildet ein Netzwerk intergranularer Risse. Eine konzentrierte Lösung von Natronlauge ist auch in der Lage, die Schutzschicht aus Eisenoxiden bei hohen Temperaturen unter Bildung von Natriumferrit NaFeO 2 aufzulösen, das zu Alkali hydrolysiert wird:

Dadurch, dass bei diesem Kreisprozess kein Alkali verbraucht wird, entsteht die Möglichkeit eines kontinuierlichen Korrosionsprozesses. Je höher die Temperatur des Kesselwassers und die Konzentration an Natronlauge, desto intensiver ist der Prozess der alkalischen Korrosion. Es wurde festgestellt, dass konzentrierte Lösungen von Natronlauge nicht nur den schützenden Magnetitfilm zerstören, sondern auch seine Wiederherstellung nach einer Beschädigung hemmen.

Die Quelle der alkalischen Korrosion von Dampferzeugern können auch Schlammablagerungen sein, die zur tiefen Verdampfung von Kesselwasser unter Bildung einer hochkonzentrierten korrosiven Alkalilösung beitragen. Eine Verringerung des relativen Anteils an Alkali im Gesamtsalzgehalt des Kesselwassers und die Schaffung eines vorherrschenden Gehalts an Salzen wie Chloriden im letzteren kann die alkalische Korrosion des Kesselmetalls dramatisch schwächen. Die Beseitigung der alkalischen Korrosion wird auch durch die Gewährleistung der Sauberkeit der Heizfläche und der intensiven Zirkulation in allen Teilen des Dampferzeugers erreicht, wodurch eine tiefe Wasserverdunstung verhindert wird.

Interkristalline Korrosion. Interkristalline Korrosion entsteht durch die Wechselwirkung von Kesselmetall mit alkalischem Kesselwasser. Feature interkristalline Risse, da sie an Stellen mit der größten Spannung im Metall auftreten. Mechanische Beanspruchungen setzen sich aus Eigenspannungen zusammen, die bei der Herstellung und Montage von Trommeldampferzeugern entstehen, sowie aus Zusatzbeanspruchungen, die während des Betriebs entstehen. Die Bildung von interkristallinen Ringrissen an den Rohren wird durch zusätzliche statische mechanische Spannungen begünstigt. Sie entstehen in Rohrkreisläufen und in den Trommeln des Dampferzeugers bei ungenügendem Ausgleich der Wärmedehnung sowie durch ungleichmäßige Erwärmung oder Abkühlung einzelner Teile des Trommel- oder Kollektorkörpers.

Die interkristalline Korrosion verläuft mit einer gewissen Beschleunigung: In der Anfangsphase erfolgt die Zerstörung des Metalls sehr langsam und ohne Verformung, und im Laufe der Zeit nimmt ihre Geschwindigkeit stark zu und kann katastrophale Ausmaße annehmen. Die interkristalline Korrosion von Kesselmetall sollte in erster Linie als Sonderfall der elektrochemischen Korrosion betrachtet werden, die entlang der Korngrenzen von beanspruchtem Metall in Kontakt mit dem alkalischen Konzentrat des Kesselwassers auftritt. Das Auftreten von korrosiven mikrogalvanischen Zellen wird durch die Potentialdifferenz zwischen den Kristallitkörpern verursacht, die als Kathoden wirken. Die Rolle der Anoden spielen kollabierende Kornkanten, deren Potenzial aufgrund der mechanischen Spannungen des Metalls an dieser Stelle stark reduziert wird.

Neben elektrochemischen Prozessen spielt atomarer Wasserstoff, das Entladungsprodukt, eine wesentliche Rolle bei der Entstehung interkristalliner Korrosion
H + -Ionen an der Kathode korrosiver Elemente; Es diffundiert leicht in die Dicke des Stahls, zerstört Karbide und erzeugt aufgrund des darin enthaltenen Methans große innere Spannungen im Kesselmetall, was zur Bildung feiner intergranularer Risse führt (Wasserstoffrisse). Außerdem entstehen bei der Reaktion von Wasserstoff mit Stahleinschlüssen verschiedene gasförmige Produkte, die wiederum zusätzliche Bruchkräfte verursachen und zur Gefügelockerung, Vertiefung, Ausdehnung und Verzweigung von Rissen beitragen.

Der Hauptweg, um eine Wasserstoffkorrosion des Kesselmetalls zu verhindern, besteht darin, alle Korrosionsprozesse zu beseitigen, die zur Bildung von atomarem Wasserstoff führen. Dies wird erreicht durch Reduzierung von Sedimenten im Dampferzeuger von Eisen- und Kupferoxiden, chemische Reinigung der Kessel, Verbesserung der Wasserzirkulation und Reduzierung lokaler erhöhter Wärmebelastungen auf der Heizfläche.

Es wurde festgestellt, dass interkristalline Korrosion von Kesselmetall in den Verbindungen von Dampferzeugerelementen nur bei gleichzeitigem Vorhandensein lokaler Zugspannungen nahe oder oberhalb der Streckgrenze und bei einer Konzentration von NaOH im Kesselwasser auftritt, die sich in Lecks ansammelt Verbindungen von Kesselelementen, mehr als 5–6%. Für die Entwicklung der interkristallinen Zerstörung des Kesselmetalls ist nicht der absolute Wert der Alkalität entscheidend, sondern der Anteil der Natronlauge an der Gesamtsalzzusammensetzung des Kesselwassers. Es wurde experimentell festgestellt, dass, wenn dieser Anteil, d. h. die relative Konzentration von Natronlauge im Kesselwasser, weniger als 10–15 % der gesamten minerallöslichen Substanzen beträgt, dieses Wasser in der Regel nicht aggressiv ist.

Dampfkorrosion. An Stellen mit defekter Zirkulation, wo Dampf stagniert und nicht sofort in die Trommel abgeführt wird, werden die Wände der Rohre unter den Dampfsäcken einer starken lokalen Überhitzung ausgesetzt. Dies führt zu einer chemischen Korrosion des Metalls von dampferzeugenden Rohren, die unter Einwirkung von hoch überhitztem Dampf auf 450 °C und mehr überhitzt werden. Der Korrosionsprozess von Kohlenstoffstahl in stark überhitztem Wasserdampf (bei einer Temperatur von 450 - 470 ° C) wird auf die Bildung von Fe 3 O 4 und Wasserstoffgas reduziert:

Daraus folgt, dass das Kriterium für die Intensität der Dampf-Wasser-Korrosion des Kesselmetalls eine Erhöhung des Gehalts an freiem Wasserstoff im Sattdampf ist. Dampf-Wasser-Korrosion von dampfbildenden Rohren wird in der Regel in Zonen starker Wandtemperaturschwankungen beobachtet, in denen Wärmeänderungen stattfinden, die zur Zerstörung des schützenden Oxidfilms führen. Dadurch entsteht die Möglichkeit eines direkten Kontakts des überhitzten Rohrmetalls mit Wasser oder Wasserdampf und einer chemischen Wechselwirkung zwischen ihnen.

Korrosionsermüdung. In den Trommeln von Dampferzeugern und Kesselrohren treten, wenn gleichzeitig mit dem korrosiven Medium thermische Spannungen unterschiedlicher Größe und Größe auf das Metall einwirken, tief in den Stahl eindringende Korrosionsermüdungsrisse auf, die transkristallin sein können , intergranular oder gemischt. Dem Reißen des Kesselmetalls geht in der Regel die Zerstörung des schützenden Oxidfilms voraus, was zu einer erheblichen elektrochemischen Inhomogenität und damit zur Entstehung lokaler Korrosion führt.

In Dampferzeugertrommeln treten Ermüdungskorrosionsrisse beim abwechselnden Aufheizen und Abkühlen von Metall in kleinen Bereichen an den Verbindungsstellen von Rohrleitungen (Speisewasser, periodisches Blasen, Phosphatlösungseinlass) und wasseranzeigenden Säulen mit dem Trommelkörper auf. Bei all diesen Verbindungen wird das Metall der Trommel gekühlt, wenn die Temperatur des durch das Rohr fließenden Speisewassers kleiner ist als die Sättigungstemperatur bei dem Druck im Dampferzeuger. Lokales Abkühlen der Trommelwände mit anschließender Erwärmung mit heißem Kesselwasser (bei Stromausfall) ist immer mit dem Auftreten hoher Eigenspannungen im Metall verbunden.

Die Korrosionsrissbildung von Stahl wird unter Bedingungen abwechselnder Benetzung und Trocknung der Oberfläche sowie in Fällen stark verstärkt, in denen die Bewegung des Dampf-Wasser-Gemisches durch das Rohr einen pulsierenden Charakter hat, dh die Geschwindigkeit des Dampf-Wasser-Gemisches und sein Dampfgehalt oft und stark ändern, sowie mit einer Art Schichtung Dampf-Wasser-Gemisch in getrennte "Pfropfen" aus Dampf und Wasser, die aufeinander folgen.

3.4.2. Überhitzerkorrosion
Die Geschwindigkeit der Dampf-Wasser-Korrosion wird hauptsächlich durch die Temperatur des Dampfes und die Zusammensetzung des damit in Kontakt stehenden Metalls bestimmt. Von wesentlicher Bedeutung für seine Entwicklung sind auch die Werte der Wärmeübertragung und Temperaturschwankungen während des Betriebs des Überhitzers, wodurch die Zerstörung von schützenden Oxidschichten beobachtet werden kann. In einer überhitzten Dampfumgebung mit einer Temperatur über
575 °C FeO (Wustit) entsteht an der Stahloberfläche durch Wasserdampfkorrosion:

Es wurde festgestellt, dass Rohre aus gewöhnlichem kohlenstoffarmem Stahl, die lange Zeit stark überhitztem Dampf ausgesetzt sind, gleichmäßig zerstört werden, bei gleichzeitiger Degeneration der Metallstruktur und Bildung einer dichten Zunderschicht. In Höchst- und überkritischen Druckdampferzeugern ab einer Dampfüberhitzungstemperatur von 550 °C werden die hitzebeanspruchtesten Elemente des Überhitzers (Auslaufstrecken) in der Regel aus hitzebeständigen austenitischen Edelstählen (Chrom-Nickel, Chrom-Molybdän) gefertigt , etc.). Diese Stähle neigen unter der kombinierten Wirkung von Zugspannungen und einer korrosiven Umgebung zur Rißbildung. Die meisten Betriebsschäden an Überhitzern, die durch Korrosionsrisse an Elementen aus austenitischen Stählen gekennzeichnet sind, sind auf das Vorhandensein von Chloriden und Natronlauge im Dampf zurückzuführen. Der Kampf gegen Korrosionsrisse von Teilen aus austenitischen Stählen wird hauptsächlich durch die Aufrechterhaltung eines sicheren Wasserregimes von Dampfgeneratoren durchgeführt.
3.4.3. Standkorrosion von Dampferzeugern
Bei Stillstandszeiten von Dampferzeugern oder anderen dampfbetriebenen Geräten im Kalt- oder Warmzustand oder bei Reparaturen entsteht an der Metalloberfläche unter Einwirkung von Luftsauerstoff oder Feuchtigkeit die sogenannte Standkorrosion. Aus diesem Grund führen Anlagenstillstände ohne entsprechende Korrosionsschutzmaßnahmen oft zu schweren Schäden, insbesondere bei Dampferzeugern. Dampfüberhitzer und dampferzeugende Rohre von Übergangszonen von Durchlaufdampferzeugern leiden stark unter Standkorrosion. Eine der Ursachen für Standkorrosion an der Innenfläche von Dampferzeugern ist das Befüllen mit sauerstoffgesättigtem Wasser während der Stillstandszeiten. In diesem Fall ist das Metall an der Wasser-Luft-Grenzfläche besonders anfällig für Korrosion. Wird der zur Reparatur überlassene Dampferzeuger vollständig entleert, so verbleibt auf seiner Innenfläche stets ein Feuchtigkeitsfilm bei gleichzeitigem Zutritt von Sauerstoff, der leicht durch diesen Film diffundierend eine aktive elektrochemische Korrosion des Metalls bewirkt. Da die Atmosphäre im Inneren des Dampferzeugers mit Wasserdampf gesättigt ist, verbleibt über längere Zeit ein dünner Feuchtigkeitsfilm, insbesondere wenn Dampf durch undichte Stellen in den Armaturen parallel betriebener Dampferzeuger eindringt. Wenn Chloride im Wasser vorhanden sind, das den Reservedampferzeuger füllt, führt dies zu einer Erhöhung der Geschwindigkeit der gleichmäßigen Korrosion des Metalls und wenn es eine geringe Menge Alkali (weniger als 100 mg / dm 3 NaOH) und Sauerstoff enthält , dies trägt zur Entstehung von Lochkorrosion bei.

Begünstigt wird die Entstehung von Standrost auch durch den im Dampferzeuger anfallenden Schlamm, der meist Feuchtigkeit zurückhält. Aus diesem Grund findet man in Trommeln entlang der unteren Mantellinie an deren Enden, d. h. in den Bereichen mit der größten Schlammansammlung, häufig erhebliche Korrosionsschalen. Besonders korrosionsanfällig sind Bereiche der Innenfläche von Dampferzeugern, die mit wasserlöslichen Salzablagerungen bedeckt sind, wie z. B. Überhitzerschlangen und die Übergangszone bei Durchlaufdampferzeugern. Diese Ablagerungen nehmen bei Stillstand von Dampferzeugern Luftfeuchtigkeit auf und breiten sich unter Bildung einer hochkonzentrierten Lösung von Natriumsalzen auf der Metalloberfläche aus, die eine hohe elektrische Leitfähigkeit aufweist. Bei freiem Luftzutritt verläuft der Korrosionsprozess unter Salzablagerungen sehr intensiv. Es ist sehr bedeutsam, dass Standkorrosion den Korrosionsprozess des Kesselmetalls während des Betriebs des Dampferzeugers verstärkt. Dieser Umstand sollte als Hauptgefahr der Standkorrosion angesehen werden. Der gebildete Rost, bestehend aus hochvalenten Eisenoxiden Fe(OH) 3 , spielt während des Betriebs des Dampferzeugers die Rolle eines Depolarisators von korrosiven mikro- und makrogalvanischen Paaren, was zu einer Intensivierung der Metallkorrosion während des Betriebs führt die Einheit. Letztendlich führt die Ansammlung von Rost auf der Oberfläche des Kesselmetalls zu Unterkorrosion. Außerdem erlangt der reduzierte Rost während der anschließenden Stillstandszeit des Aggregats durch die Aufnahme von Sauerstoff aus der Luft wieder die Fähigkeit, Korrosion zu verursachen. Diese Vorgänge wiederholen sich zyklisch im Wechsel von Stillstand und Betrieb von Dampferzeugern.

Dampferzeuger werden während Stillstandszeiten in Reserve und Reparatur durch verschiedene Konservierungsmethoden vor Standkorrosion geschützt.
3.5. Korrosion von Dampfturbinen
Das Metall des Strömungswegs von Turbinen kann während des Betriebs in der Dampfkondensationszone korrodieren, insbesondere wenn es Kohlensäure enthält, Risse aufgrund des Vorhandenseins von korrosiven Mitteln im Dampf und Standkorrosion, wenn die Turbinen in Reserve sind oder repariert werden . Der Strömungsteil der Turbine ist bei Vorhandensein von Salzablagerungen in ihm besonders der Standkorrosion ausgesetzt. Gebildet während des Turbinenstillstands Kochsalzlösung beschleunigt die Korrosionsentwicklung. Dies impliziert die Notwendigkeit einer gründlichen Reinigung der Schaufelvorrichtung der Turbine von Ablagerungen, bevor sie für längere Zeit stillgelegt wird.

Korrosion während der Stillstandszeit hat normalerweise einen relativ gleichmäßigen Charakter, unter ungünstigen Bedingungen äußert sie sich in Form zahlreicher Löcher, die gleichmäßig über die Metalloberfläche verteilt sind. Der Ort seiner Strömung sind die Stufen, an denen Feuchtigkeit kondensiert, die aggressiv auf die Stahlteile des Turbinenströmungswegs einwirkt.

Die Feuchtigkeitsquelle ist in erster Linie die Kondensation von Dampf, der die Turbine nach dem Stoppen füllt. Das Kondensat verbleibt teilweise auf den Schaufeln und Blenden, teilweise läuft es ab und sammelt sich im Turbinengehäuse, da es nicht durch die Abflüsse abgeführt wird. Die Feuchtigkeitsmenge in der Turbine kann aufgrund von Dampfleckagen aus den Entnahme- und Gegendruckdampfleitungen zunehmen. Die inneren Teile der Turbine sind immer kälter als die Luft, die in die Turbine eintritt. Die relative Luftfeuchte im Maschinenraum ist sehr hoch, sodass eine leichte Abkühlung der Luft ausreicht, um den Taupunkt einzustellen und Feuchtigkeit an den Metallteilen abzugeben.

Um die Standkorrosion von Dampfturbinen zu beseitigen, muss ausgeschlossen werden, dass Dampf in die Turbinen eindringt, während sie sich in Reserve befinden, sowohl von der Seite der Heißdampfleitung als auch von der Seite der Entnahmeleitung, Entwässerungsleitungen usw. Um die Oberfläche der Schaufeln, Scheiben und des Rotors trocken zu halten, wird bei dieser Form ein periodisches Ausblasen des inneren Hohlraums der Reserveturbine mit einem Heißluftstrom (t = 80 h 100 ° C) verwendet, der von einem kleinen Hilfslüfter durch geliefert wird eine Heizung (elektrisch oder Dampf).
3.6. Korrosion des Turbinenkondensators
Unter den Betriebsbedingungen von Dampfkraftwerken kommt es häufig zu Korrosionsschäden an Messing-Kondensatorrohren sowohl von innen, vom Kühlwasser umspült, als auch von außen. Intensive Korrosion der Innenflächen der Kondensatorrohre, die durch stark mineralisiertes Salzseewasser gekühlt werden, das eine große Menge an Chloriden enthält, oder recyceltes zirkulierendes Wasser mit hoher Mineralisierung und mit Schwebstoffen verunreinigt sind.

Ein charakteristisches Merkmal des Konstruktionswerkstoffes Messing ist seine Korrosionsneigung bei erhöhter mechanischer Beanspruchung und einem auch mäßig aggressiven Medium. Korrosionsschäden treten bei Messingrohrkondensatoren in Form von Generalentzinkung, Steckerentzinkung, Spannungsrisskorrosion, Schlagkorrosion und Korrosionsermüdung auf. Der Verlauf der genannten Formen der Messingkorrosion wird entscheidend von der Zusammensetzung der Legierung, der Technologie zur Herstellung von Kondensatorrohren und der Art des kontaktierten Mediums beeinflusst. Aufgrund der Entzinkung kann die Zerstörung der Oberfläche von Messingrohren durchgehend geschichtet sein oder zur gefährlichsten sogenannten Korkart gehören. Die Kork-Entzinkung ist gekennzeichnet durch Löcher, die tief in das Metall eindringen und mit losem Kupfer gefüllt sind. Das Vorhandensein von Durchgangslöchern macht es erforderlich, das Rohr auszutauschen, um zu vermeiden, dass Kühlrohwasser in das Kondensat gesaugt wird.

Die durchgeführten Untersuchungen sowie Langzeitbeobachtungen des Zustands der Oberfläche von Kondensatorrohren in Betriebskondensatoren haben gezeigt, dass das zusätzliche Einbringen geringer Mengen Arsen in Messing die Entzinkungsneigung von Messing deutlich reduziert. Kompliziertes Messing, zusätzlich legiert mit Zinn oder Aluminium, hat auch eine erhöhte Korrosionsbeständigkeit aufgrund der Fähigkeit dieser Legierungen, Schutzfilme schnell wiederherzustellen, wenn sie mechanisch zerstört werden. Durch die Verwendung von Metallen, die unterschiedliche Plätze in der Potentialreihe einnehmen und elektrisch verbunden sind, treten im Kondensator Makroelemente auf. Das Vorhandensein eines variablen Temperaturfelds schafft die Möglichkeit der Entwicklung von korrosiven EMF thermoelektrischen Ursprungs. Die Streuströme, die bei der Erdung in der Nähe von Gleichstrom auftreten, können auch zu schwerer Korrosion von Kondensatoren führen.

Korrosionsschäden an Kondensatorrohren durch kondensierenden Dampf werden meistens mit dem Vorhandensein von Ammoniak in Verbindung gebracht. Letzteres schafft als guter Komplexbildner gegenüber Kupfer- und Zinkionen günstige Bedingungen für die Entzinkung von Messing. Darüber hinaus verursacht Ammoniak Korrosionsrisse in Messing-Kondensatorrohren in Gegenwart von inneren oder äußeren Zugspannungen in der Legierung, die die Risse allmählich erweitern, wenn sich der Korrosionsprozess entwickelt. Es wurde festgestellt, dass Ammoniaklösungen in Abwesenheit von Sauerstoff und anderen Oxidationsmitteln nicht aggressiv auf Kupfer und seine Legierungen einwirken können; Daher können Sie bei einer Ammoniakkonzentration im Kondensat von bis zu 10 mg / dm 3 keine Ammoniakkorrosion von Messingrohren befürchten und die Abwesenheit von Sauerstoff. Ammoniak zerstört Messing und andere Kupferlegierungen bereits in Gegenwart einer geringen Menge Sauerstoff bei einer Konzentration von 2–3 mg / dm 3 .

Dampfseitige Korrosion kann in erster Linie die Messingrohre von Dampfkühlern, Ejektoren und Abluftkammern von Turbinenkondensatoren betreffen, wo Bedingungen geschaffen werden, die das Eindringen von Luft und lokal erhöhte Ammoniakkonzentrationen im teilweise kondensierten Dampf begünstigen.

Um eine wasserseitige Korrosion von Kondensatorrohren zu verhindern, ist es im Einzelfall erforderlich, bei der Auswahl eines für die Herstellung dieser Rohre geeigneten Metalls oder Legierungen deren Korrosionsbeständigkeit bei gegebener Zusammensetzung des Kühlwassers zu berücksichtigen. Besondere Aufmerksamkeit sollte der Auswahl korrosionsbeständiger Materialien für die Herstellung von Kondensatorrohren in Fällen gewidmet werden, in denen die Kondensatoren durch hochmineralisiertes fließendes Wasser gekühlt werden, sowie unter Bedingungen der Ergänzung von Kühlwasserverlusten in der zirkulierenden Wasserversorgung Systeme von TPPs, Süßwasser mit erhöhter Mineralisierung oder kontaminiert mit korrosiven Industrie- und Haushaltsabfällen.
3.7. Korrosion von Make-up- und Netzwerkpfadausrüstung
3.7.1. Korrosion von Rohrleitungen und Warmwasserboilern
Eine Reihe von Kraftwerken nutzt Fluss- und Leitungswasser mit niedrigem pH-Wert und geringer Härte, um Wärmenetze zu speisen. Die zusätzliche Aufbereitung von Flusswasser in einem Wasserwerk führt in der Regel zu einer Absenkung des pH-Werts, einer Abnahme der Alkalität und einer Erhöhung des Gehalts an korrosivem Kohlendioxid. Das Auftreten von aggressivem Kohlendioxid ist auch in Versauerungsschemata möglich, die für große Wärmeversorgungssysteme mit direkter Wasserentnahme verwendet werden. heißes Wasser(2000–3000 t/h). Die Wasserenthärtung nach dem Na-Kationisierungsschema erhöht seine Aggressivität durch die Entfernung natürlicher Korrosionsinhibitoren - Härtesalze.

Bei schlecht eingestellter Wasserentgasung und möglichen Erhöhungen der Sauerstoff- und Kohlendioxidkonzentrationen aufgrund fehlender zusätzlicher Schutzmaßnahmen in Wärmeversorgungssystemen unterliegen Rohrleitungen, Wärmetauscher, Lagertanks und anderen Geräten einer inneren Korrosion.

Es ist bekannt, dass eine Temperaturerhöhung zur Entwicklung von Korrosionsprozessen beiträgt, die sowohl bei der Aufnahme von Sauerstoff als auch bei der Freisetzung von Wasserstoff auftreten. Bei einem Temperaturanstieg über 40 ° C nehmen Sauerstoff- und Kohlendioxid-Korrosionsformen stark zu.

Eine besondere Form der Unterschlammkorrosion tritt bei geringem Restsauerstoffgehalt (bei Erfüllung der PTE-Normen) und bei Eisenoxidgehalten von mehr als 400 µg/dm 3 (bezogen auf Fe) auf. Diese aus der Praxis des Dampfkesselbetriebs bekannte Korrosionsart wurde bei relativ schwacher Erwärmung und fehlender thermischer Belastung festgestellt. In diesem Fall sind lose Korrosionsprodukte, die hauptsächlich aus hydratisierten dreiwertigen Eisenoxiden bestehen, aktive Depolarisatoren des Kathodenprozesses.

Beim Betrieb von Heizungsanlagen wird häufig Spaltkorrosion beobachtet, d.h. punktuelle, intensive Korrosionszerstörung des Metalls im Riss (Spalt). Ein Merkmal der in engen Spalten ablaufenden Prozesse ist die im Vergleich zur Konzentration im Volumen der Lösung reduzierte Sauerstoffkonzentration und der langsame Abtransport von Korrosionsreaktionsprodukten. Durch deren Akkumulation und deren Hydrolyse ist eine Absenkung des pH-Wertes der Lösung im Spalt möglich.

Bei ständiger Auffüllung des Heizungsnetzes mit offenem Wassereinlass mit entgastem Wasser ist die Möglichkeit der Bildung von Durchgangslöchern in Rohrleitungen nur im normalen Hydraulikbetrieb vollständig ausgeschlossen, wenn an allen Stellen der Wärmeversorgung ständig ein Überdruck über dem Atmosphärendruck aufrechterhalten wird System.

Ursachen für Lochkorrosion von Rohren von Heißwasserkesseln und anderen Geräten sind wie folgt: schlechte Entlüftung des Zusatzwassers; niedriger pH-Wert aufgrund des Vorhandenseins von aggressivem Kohlendioxid (bis zu 10–15 mg / dm 3); Ansammlung von Sauerstoffkorrosionsprodukten von Eisen (Fe 2 O 3) auf Wärmeübertragungsflächen. Der erhöhte Gehalt an Eisenoxiden im Netzwasser trägt zum Abdriften der Heizflächen des Kessels mit Eisenoxidablagerungen bei.

Eine Reihe von Forschern erkennt eine wichtige Rolle beim Auftreten von Unterschlammkorrosion dem Prozess des Rostens von Rohren von Wasserheizkesseln während ihrer Stillstandszeit an, wenn keine geeigneten Maßnahmen ergriffen werden, um Standkorrosion zu verhindern. Die unter dem Einfluss atmosphärischer Luft auf den nassen Oberflächen der Kessel entstehenden Korrosionsherde funktionieren während des Betriebs der Kessel weiter.
3.7.2. Korrosion von Wärmetauscherrohren
Das Korrosionsverhalten von Kupferlegierungen ist stark temperaturabhängig und wird durch die Anwesenheit von Sauerstoff im Wasser bestimmt.

Im Tisch. 3.1 zeigt die Übergangsraten von Korrosionsprodukten von Kupfer-Nickel-Legierungen und Messing in Wasser bei hoch (200 μg / dm 3) und niedrig
(3 μg / dm 3) Sauerstoffgehalt. Diese Rate ist ungefähr proportional zur entsprechenden Korrosionsrate. Sie nimmt mit steigender Sauerstoffkonzentration und Salzgehalt des Wassers deutlich zu.

Bei Versäuerungsschemata enthält das Wasser nach dem Kalzinator oft bis zu 5 mg/dm
Tabelle 3.1

Die Übergangsgeschwindigkeit von Korrosionsprodukten in Wasser von der Oberfläche
Kupfer-Nickel-Legierungen und Messing in neutraler Umgebung, 10 -4 g / (m 2 h)

An der Oberfläche gebildete harte und weiche Ablagerungen haben einen erheblichen Einfluss auf die Korrosionsschäden von Rohren. Die Art dieser Ablagerungen ist wichtig. Wenn Ablagerungen in der Lage sind, Wasser zu filtern und gleichzeitig kupferhaltige Korrosionsprodukte auf der Oberfläche der Rohre zurückzuhalten, wird der lokale Prozess der Rohrzerstörung verstärkt. Ablagerungen mit poröser Struktur (feste Zunderablagerungen, organisch) wirken sich besonders ungünstig auf den Ablauf von Korrosionsprozessen aus. Mit zunehmendem pH-Wert von Wasser nimmt die Durchlässigkeit von Carbonatfilmen zu und mit zunehmender Härte nimmt sie stark ab. Dies erklärt, dass in Schemata mit Hungerregenerierung von Filtern Korrosionsprozesse weniger intensiv ablaufen als in Schemata mit Na-Kationen. Die Lebensdauer der Rohre wird auch durch die Kontamination ihrer Oberfläche mit Korrosionsprodukten und anderen Ablagerungen verkürzt, was zur Bildung von Geschwüren unter den Ablagerungen führt. Durch die rechtzeitige Entfernung von Verunreinigungen kann die lokale Korrosion der Rohre deutlich reduziert werden. Ein beschleunigter Ausfall von Heizungen mit Messingrohren wird bei einem erhöhten Salzgehalt von Wasser - mehr als 300 mg / dm 3 und einer Chloridkonzentration - von mehr als 20 mg / dm 3 - beobachtet.

Die durchschnittliche Lebensdauer von Wärmetauscherrohren (3–4 Jahre) kann erhöht werden, wenn sie aus korrosionsbeständigen Materialien bestehen. 1Kh18N9T-Edelstahlrohre, die im Nachspeisekreislauf einer Reihe von Wärmekraftwerken mit niedrig mineralisiertem Wasser installiert sind, sind seit mehr als 7 Jahren ohne Anzeichen von Schäden in Betrieb. Allerdings ist derzeit aufgrund der hohen Knappheit nicht mit einer flächendeckenden Verwendung von Edelstählen zu rechnen. Zu beachten ist auch, dass diese Stähle bei erhöhter Temperatur, Salzgehalt, Chloridkonzentrationen und Fouling-Ablagerungen anfällig für Lochkorrosion sind.

Wenn der Salzgehalt von Nachspeise- und Netzwasser über 200 mg/dm 3 und Chloridionen über 10 mg/dm 3 liegt, ist es erforderlich, den Einsatz von Messing L-68, insbesondere im Nachspeiseweg, zu begrenzen Entlüfter, unabhängig vom Wasseraufbereitungsschema. Bei der Verwendung von enthärtetem Zusatzwasser, das erhebliche Mengen an aggressivem Kohlendioxid (über 1 mg / dm 3 ) enthält, sollte die Strömungsgeschwindigkeit bei Geräten mit einem Messingrohrsystem 1,2 m / s überschreiten.

Die Legierung MNZh-5-1 sollte verwendet werden, wenn die Temperatur des Zusatzwassers des Heizungsnetzes über 60 °C liegt.
Tabelle 3.2

Metallrohre von Wärmetauschern je

Aus dem Aufbereitungsschema des Zusatzwassers der Heizungsanlage

3.7.3. Beurteilung des Korrosionszustandes bestehenderSysteme

heißWasserversorgung und UrsachenKorrosion
Warmwassersysteme im Vergleich zu anderen Ingenieurbauwerke(Heizung, Kaltwasserversorgung und Kanalisation) sind am wenigsten zuverlässig und langlebig. Wenn die festgestellte und tatsächliche Lebensdauer von Gebäuden auf 50–100 Jahre und für Heizungs-, Kaltwasserversorgungs- und Abwassersysteme auf 20–25 Jahre geschätzt wird, dann für Warmwasserversorgungssysteme mit geschlossenem Wärmeversorgungssystem und Kommunikation aus unbeschichtet Stahlrohren beträgt die tatsächliche Lebensdauer nicht mehr als 10 Jahre, in einigen Fällen 2-3 Jahre.

Warmwasserleitungen ohne Schutzbeschichtungen unterliegen innerer Korrosion und erheblicher Kontamination durch ihre Produkte. Dies führt zu einer Verringerung des Kommunikationsdurchsatzes, zu einer Erhöhung der hydraulischen Verluste und zu Unterbrechungen der Warmwasserversorgung, insbesondere in den oberen Stockwerken von Gebäuden mit unzureichendem Druck aus der städtischen Wasserversorgung. In großen Warmwasserversorgungssystemen von Zentralheizungspunkten verstößt das Überwachsen von Rohrleitungen durch Korrosionsprodukte gegen die Regulierung verzweigter Systeme und führt zu Unterbrechungen der Warmwasserversorgung. Aufgrund intensiver Korrosion, insbesondere von externen Warmwassernetzen von Zentralheizungen, nimmt das Volumen laufender und größerer Reparaturen zu. Letztere sind mit häufigen Umgestaltungen der internen (in Häusern) und externen Kommunikation, Unterbrechung der Verbesserung von städtischen Gebieten innerhalb von Blöcken, langfristiger Unterbrechung der Warmwasserversorgung einer großen Anzahl von Verbrauchern bei Ausfall der Kopfabschnitte verbunden Warmwasserleitungen.

Korrosionsschäden an Warmwasserleitungen von der Umspannstation führen, wenn sie gemeinsam mit Wärmeverteilnetzen verlegt werden, zu deren Überschwemmung mit Warmwasser und deren intensiver Außenkorrosion. Gleichzeitig ergeben sich große Schwierigkeiten beim Auffinden von Unfallstellen, es müssen umfangreiche Grabungsarbeiten durchgeführt und die Erschließung von Wohngebieten verschlechtert werden.

Mit geringfügigen Unterschieden bei den Kapitalinvestitionen für den Bau von Warm- und Kaltwasserversorgungs- und Heizungssystemen Betriebskosten verbunden mit häufigen Neuverlegungen und Reparaturen von Warmwasserleitungen sind unverhältnismäßig höher.

Die Korrosion von Warmwassersystemen und der Schutz davor sind aufgrund des Umfangs des Wohnungsbaus in Russland von besonderer Bedeutung. Die Tendenz, die Kapazitäten einzelner Anlagen zu vergrößern, führt zu einer Verzweigung des Warmwasserleitungsnetzes, das in der Regel aus gewöhnlichen Stahlrohren ohne Schutzbeschichtung besteht. Die ständig zunehmende Verknappung von Wasser in Trinkwasserqualität bestimmt die Nutzung neuer Wasserquellen mit hoher korrosiver Aktivität.

Einer der Hauptgründe für den Zustand von Warmwasserversorgungssystemen ist die hohe Korrosivität von erwärmtem Leitungswasser. Laut VTI-Studien wird die Korrosivität von Wasser unabhängig von der Quelle der Wasserversorgung (oberirdisch oder unterirdisch) durch drei Hauptindikatoren gekennzeichnet: den Gleichgewichtssättigungsindex von Wasser mit Calciumcarbonat, den Gehalt an gelöstem Sauerstoff und die Gesamtkonzentration von Chloriden und Sulfaten. Bisher wurde in der heimischen Literatur die Klassifizierung von erhitztem Leitungswasser nach Korrosivität in Abhängigkeit von den Indikatoren des Quellwassers nicht angegeben.

In Ermangelung von Bedingungen für die Bildung von schützenden Carbonatfilmen auf dem Metall (j
Beobachtungsdaten zu bestehenden Warmwasserversorgungssystemen weisen auf eine signifikante Wirkung von Chloriden und Sulfaten im Leitungswasser auf die Korrosion von Rohrleitungen hin. So sind auch Wässer mit positivem Sättigungsindex, die Chloride und Sulfate in Konzentrationen über 50 mg/dm3 enthalten, korrosiv, was auf die Diskontinuität der Karbonatfilme und deren Abnahme zurückzuführen ist Schutzwirkung unter dem Einfluss von Chloriden und Sulfaten. Bei Zerstörung der Schutzfilme verstärken die im Wasser enthaltenen Chloride und Sulfate die Korrosion von Stahl unter Sauerstoffeinwirkung.

Basierend auf dem in der Wärmekraftindustrie angenommenen Korrosionsmaßstab und den experimentellen Daten von VTI wird gemäß der Korrosionsrate von Stahlrohren in erwärmtem Trinkwasser eine bedingte Korrosionsklassifizierung von Leitungswasser bei einer Auslegungstemperatur von 60 ° C vorgeschlagen ( Tabelle 3.3).

Reis. 3.2. Abhängigkeit des Tiefenindex P der Korrosion von Stahlrohren in erhitztem Leitungswasser (60 °C) vom berechneten Sättigungsindex J:

1, 2, 3 - Oberflächenquelle
; 4 - unterirdische Quelle
; 5 - Oberflächenquelle

Auf Abb. 3.2. Experimentelle Daten zur Korrosionsrate in Proben von Stahlrohren mit unterschiedlicher Leitungswasserqualität werden angegeben. Das Diagramm zeichnet ein bestimmtes Muster einer Abnahme des Tiefenkorrosionsindex (Tiefenpermeabilität) bei einer Änderung des berechneten Wassersättigungsindex (mit Chlorid- und Sulfatgehalt bis zu 50 mg / dm 3 ). Bei negativen Werten des Sättigungsindex entspricht Tiefendurchlässigkeit Not- und Schwerkorrosion (Punkte 1 und 2) ; für Flusswasser mit positivem Sättigungsindex (Punkt 3) akzeptabler Korrosion und für artesisches Wasser (Punkt 4) - schwache Korrosion. Es wird darauf hingewiesen, dass bei Quell- und Flusswasser mit positivem Sättigungsindex und einem Gehalt an Chloriden und Sulfaten kleiner 50 mg/dm3 die Unterschiede in der Tiefenkorrosionsdurchlässigkeit relativ gering sind. Dies bedeutet, dass in Wässern, die zur Bildung eines Oxid-Carbonat-Films auf den Rohrwänden neigen (j > 0), das Vorhandensein von gelöstem Sauerstoff (in Oberflächenwasser hoch und in Grundwasser unbedeutend) die Veränderung der Tiefenkorrosion nicht wesentlich beeinflusst Permeabilität. Gleichzeitig zeigen die Testdaten (Punkt 5) trotz positivem Sättigungsindex (j = 0,5). Die Korrosionsdurchlässigkeit entspricht dabei der Durchlässigkeit in Wasser, das einen Sättigungsindex j = – 0,4 hat. Entsprechend der Einstufung der Wässer nach Korrosivität werden Wässer mit einem positiven Sättigungsindex und einem hohen Gehalt an Chloriden und Sulfaten als korrosiv eingestuft.
Tabelle 3.3

Klassifizierung von Wasser nach Korrosivität

J bei 60 °C	Konzentration in kaltem Wasser, mg / dm 3		Korrosionsverhalten von erhitztem Wasser (bei 60 °C)
	aufgelöst Sauerstoff O2	Chloride und Sulfate (gesamt)
	Irgendein	Irgendein	stark ätzend
	Irgendein	>50	stark ätzend
	Irgendein		Ätzend
	Irgendein	>50	leicht ätzend
	>5		leicht ätzend
			nicht korrosiv

Die vom VTI entwickelte Klassifizierung (Tabelle 3.3) spiegelt den Einfluss der Wasserqualität auf seine korrosiven Eigenschaften ziemlich vollständig wider, was durch Daten über den tatsächlichen korrosiven Zustand von Warmwasserversorgungssystemen bestätigt wird.

Eine Analyse der Hauptindikatoren für Leitungswasser in einer Reihe von Städten ermöglicht es uns, die meisten Wässer den Typen stark ätzend und ätzend und nur einen kleinen Teil dem Typ leicht ätzend und nicht ätzend zuzuordnen. Ein großer Teil der Quellen ist durch eine erhöhte Konzentration an Chloriden und Sulfaten gekennzeichnet (mehr als 50 mg/dm 3 ), und es gibt Beispiele, bei denen diese Konzentrationen insgesamt 400–450 mg/dm 3 erreichen. Ein solch erheblicher Gehalt an Chloriden und Sulfaten im Leitungswasser verursacht ihre hohe Korrosivität.

Bei der Bewertung der Korrosivität Oberflächenwasser Es ist notwendig, die Variabilität ihrer Zusammensetzung im Laufe des Jahres zu berücksichtigen. Für eine zuverlässigere Einschätzung sollte man die Daten nicht einer einzigen, sondern möglichst einer Vielzahl von Wasseranalysen heranziehen, die in den letzten ein bis zwei Jahren zu unterschiedlichen Jahreszeiten durchgeführt wurden.

Bei artesischen Quellen sind die Wasserqualitätsindikatoren in der Regel das ganze Jahr über sehr stabil. Grundwasser zeichnet sich in der Regel durch eine erhöhte Mineralisierung, einen positiven Sättigungsindex für Calciumcarbonat und einen hohen Gesamtgehalt an Chloriden und Sulfaten aus. Letzteres führt dazu, dass Warmwassersysteme in einigen Städten, die Wasser aus artesischen Brunnen erhalten, ebenfalls starker Korrosion ausgesetzt sind.

Wenn es mehrere Quellen in einer Stadt gibt Wasser trinken, Intensität und Massencharakter von Korrosionsschäden an Warmwasserversorgungssystemen können unterschiedlich sein. In Kiew gibt es also drei Wasserversorgungsquellen:
R. Dnjepr, r. Desna und artesische Brunnen. Warmwasserversorgungssysteme in Stadtteilen, die mit korrosivem Dnjepr-Wasser versorgt werden, sind am anfälligsten für Korrosion, in geringerem Maße - Systeme, die mit leicht korrosivem Desnyanskaya-Wasser betrieben werden, und in noch geringerem Maße - mit artesischem Wasser. Das Vorhandensein von Gebieten in der Stadt mit unterschiedlichen Korrosionseigenschaften von Leitungswasser erschwert die Organisation von Korrosionsschutzmaßnahmen sowohl in der Planungsphase als auch unter den Betriebsbedingungen von Warmwasserversorgungssystemen erheblich.

Um den Korrosionszustand von Warmwasserversorgungssystemen zu beurteilen, wurden diese in mehreren Städten vermessen. Experimentelle Untersuchungen der Korrosionsrate von Rohren anhand von Rohr- und Plattenproben wurden in den Bereichen des Wohnungsneubaus in den Städten Moskau, St. Petersburg usw. durchgeführt. Die Ergebnisse der Umfrage zeigten, dass der Zustand der Rohrleitungen direkt davon abhängt die Korrosivität von Leitungswasser.

Einen wesentlichen Einfluss auf die Größe von Korrosionsschäden im Warmwasserversorgungssystem hat die hohe Zentralisierung von Warmwasserbereitungsanlagen an Heizzentralen oder Wärmeverteilstationen (TPS). Der weit verbreitete Bau von Zentralheizungsstationen in Russland hatte zunächst mehrere Gründe: das Fehlen von Wohngebäude für die Unterbringung von Warmwasserversorgungsanlagen geeignete Keller; die Unzulässigkeit der Installation von konventionellen (nicht lautlosen) Umwälzpumpen in einzelnen Heizpunkten; die erwartete Verringerung des Wartungspersonals durch den Austausch relativ kleiner Heizgeräte, die in einzelnen Heizpunkten installiert sind, durch große Heizgeräte; die Notwendigkeit, das Betriebsniveau von Zentralheizungsstationen durch deren Automatisierung und verbesserte Wartung zu erhöhen; die Möglichkeit, große Anlagen zur Korrosionsschutzbehandlung von Wasser für Warmwasserversorgungssysteme zu bauen.

Wie die Erfahrung mit dem Betrieb von Zentralheizungsstationen und Warmwasserversorgungssystemen von ihnen gezeigt hat, hat sich die Anzahl des Wartungspersonals jedoch nicht verringert, da während der laufenden und größeren Reparaturen von Warmwasserversorgungssystemen ein großer Arbeitsaufwand erforderlich ist . Die zentrale Korrosionsschutzbehandlung des Wassers in Heizzentralen hat sich aufgrund der Komplexität der Installationen, der hohen Anschaffungs- und Betriebskosten und der fehlenden Standardausrüstung (Vakuumentgasung) nicht durchgesetzt.

Unter Bedingungen, bei denen Stahlrohre ohne Schutzbeschichtung überwiegend für Warmwasserversorgungssysteme verwendet werden, bei hoher korrosiver Aktivität des Leitungswassers und dem Fehlen einer Antikorrosionswasserbehandlung in der Zentralheizungsstation, scheint der weitere Bau der Zentralheizungsstation allein zu sein unzweckmäßig. Der Bau in den letzten Jahren von neuen Reihen von Häusern mit Kellern und die Produktion von geräuschlosen Kreiselpumpen wird in vielen Fällen den Übergang zur Auslegung von Einzelheizpunkten (ITP) erleichtern und die Zuverlässigkeit der Warmwasserversorgung verbessern.

3.8. Erhaltung von Wärmekraftanlagen

und Heizsysteme

3.8.1. Allgemeine Stellung

Die Konservierung von Betriebsmitteln ist der Schutz vor der sogenannten Standkorrosion.

Konservierung von Kesseln und Turbinenanlagen zur Verhinderung von Metallkorrosion innere Oberflächen durchgeführt während routinemäßiger Stilllegungen und Rückzug in die Reserve für einen bestimmten und unbestimmten Zeitraum: Rückzug - in der aktuellen, mittleren, Überholung; Notabschaltungen, für eine langfristige Reserve oder Reparatur, für den Wiederaufbau über einen Zeitraum von mehr als 6 Monaten.

Basierend auf den Produktionsanweisungen in jedem Kraftwerk, Kesselhaus, sollte eine technische Lösung für die Organisation der Konservierung spezifischer Ausrüstung entwickelt und genehmigt werden, die die Konservierungsmethoden für verschiedene Arten von Abschaltungen und die Ausfallzeit des technologischen Schemas und der Hilfsausrüstung bestimmt .

Bei der Entwicklung eines technologischen Konservierungsschemas ist es ratsam, so viele Standardinstallationen wie möglich zur Korrekturbehandlung von Speise- und Kesselwasserinstallationen zu verwenden chemische Reinigung Ausrüstung, Tankanlagen des Kraftwerks.

Das technologische Konservierungsschema sollte so stationär wie möglich sein und zuverlässig von den Arbeitsabschnitten des thermischen Schemas getrennt sein.

Es ist notwendig, die Neutralisation oder Neutralisation von Abwasser sowie die Möglichkeit der Wiederverwendung von Konservierungslösungen vorzusehen.

In Übereinstimmung mit dem angenommenen technischen Beschluss wird eine Anweisung zur Konservierung der Ausrüstung mit Anweisungen zu vorbereitenden Arbeiten, Konservierungs- und Entkonservierungstechnologie sowie Sicherheitsmaßnahmen während der Konservierung erstellt und genehmigt.

Bei der Vorbereitung und Durchführung von Konservierungs- und Nachkonservierungsarbeiten müssen die Anforderungen der Sicherheitsvorschriften für den Betrieb von thermomechanischen Ausrüstungen von Kraftwerken und Wärmenetzen eingehalten werden. Außerdem sollten gegebenenfalls zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen in Bezug auf die Eigenschaften der verwendeten Chemikalien ergriffen werden.

Die Neutralisation und Reinigung verbrauchter Konservierungslösungen chemischer Reagenzien muss gemäß den Richtliniendokumenten durchgeführt werden.
3.8.2. Verfahren zur Konservierung von Trommelkesseln
1. Trockenabschaltung des Kessels.

Trockenabschaltung wird für Kessel mit beliebigem Druck verwendet, wenn keine Rollverbindungen von Rohren mit einer Trommel darin vorhanden sind.

Die Trockenabschaltung erfolgt während einer geplanten Stilllegung zur Reserve oder Reparatur für bis zu 30 Tage sowie während einer Notabschaltung.

Die Trockenstopptechnik ist wie folgt.

Nachdem der Kessel im Prozess seiner natürlichen Abkühlung oder Abkühlung gestoppt wurde, beginnt die Entleerung bei einem Druck von 0,8 - 1,0 MPa. Der Zwischenüberhitzer wird auf den Kondensator verdampft. Schließen Sie nach dem Entleeren alle Ventile und Ventile des Dampf-Wasser-Kreislaufs des Kessels.

Das Entleeren des Kessels bei einem Druck von 0,8 - 1,0 MPa ermöglicht es, nach dem Entleeren die Temperatur des Metalls im Kessel aufgrund der durch das Metall, die Auskleidung und die Isolierung angesammelten Wärme über der Sättigungstemperatur bei atmosphärischem Druck zu halten. In diesem Fall werden die Innenflächen der Trommel, Kollektoren und Rohre getrocknet.

2. Überdruck im Kessel aufrechterhalten.

Das Aufrechterhalten eines Drucks über Atmosphärendruck im Kessel verhindert, dass Sauerstoff und Luft in ihn eindringen. Der Überdruck wird aufrechterhalten, wenn entgastes Wasser durch den Kessel fließt. Die Konservierung unter Aufrechterhaltung des Überdrucks wird für Kessel aller Art und Drücke angewendet. Dieses Verfahren wird durchgeführt, wenn der Kessel für einen Zeitraum von bis zu 10 Tagen in Reserve genommen oder repariert wird, die nicht mit Arbeiten an den Heizflächen zusammenhängen. Bei Kesseln mit Rollverbindungen von Rohren mit einer Trommel ist ein übermäßiger Druck für bis zu 30 Tage zulässig.

3. Zusätzlich zu den oben genannten Konservierungsmethoden werden bei Trommelkesseln verwendet:

Hydrazinbehandlung von Heizflächen bei den Betriebsparametern des Kessels;

Hydrazinbehandlung bei reduzierten Dampfparametern;

Hydrazin „Kochen“ von Kesselheizflächen;

Trilon-Behandlung von Kesselheizflächen;

Phosphat-Ammoniak "kochend";

Füllen der Heizflächen des Kessels mit schützenden alkalischen Lösungen;

Füllen der Heizflächen des Kessels mit Stickstoff;

Konservierung des Kessels mit einem Kontaktschutzmittel.

3.8.3. Methoden zur Konservierung von Durchlaufkesseln
1. Trockenabschaltung des Kessels.

Die Trockenabschaltung wird bei allen Durchlaufkesseln verwendet, unabhängig von der angenommenen Wasserchemie. Sie wird während geplanter und notfallmäßiger Abschaltungen für bis zu 30 Tage durchgeführt. Der Dampf aus dem Kessel wird teilweise in den Kondensator entlassen, so dass innerhalb von 20-30 Minuten der Druck im Kessel abfällt
30–40 kgf/cm2 (3–4 MPa). Öffnen Sie die Einlassverteiler und Wassersparabflüsse. Wenn der Druck auf Null fällt, wird der Kessel zum Kondensator verdampft. Das Vakuum wird mindestens 15 Minuten aufrechterhalten.

2. Hydrazin u Sauerstoffbehandlung Heizflächen bei den Betriebsparametern des Kessels.

Die Hydrazin- und Sauerstoffbehandlung wird in Kombination mit einer Trockenabschaltung durchgeführt. Das Verfahren zur Durchführung der Hydrazinbehandlung eines Durchlaufkessels ist das gleiche wie das eines Trommelkessels.

3. Füllen der Heizflächen des Kessels mit Stickstoff.

Die Befüllung des Kessels mit Stickstoff erfolgt bei Überdruck in den Heizflächen. Die Konservierung mit Stickstoff wird bei Kesseln mit beliebigem Druck in Kraftwerken verwendet, die Stickstoff aus eigenen Anlagen haben!

4. Konservierung des Kessels mit einem Kontaktschutzmittel.

Die Konservierung des Kessels mit einem Kontaktinhibitor wird für alle Kesseltypen unabhängig von der verwendeten Wasserchemie verwendet und wird durchgeführt, wenn der Kessel in Reserve genommen oder für einen Zeitraum von 1 Monat bis 2 Jahren repariert wird.
3.8.4. Möglichkeiten zur Konservierung von Warmwasserboilern
1. Konservierung mit Calciumhydroxidlösung.

Der Schutzfilm bleibt für 2–3 Monate bestehen, nachdem der Boiler nach 3–4 oder mehr Wochen Kontakt von der Lösung geleert wurde. Calciumhydroxid wird zur Konservierung von Heißwasserkesseln aller Art in Kraftwerken, Kesselhäusern mit Wasseraufbereitungsanlagen mit Kalkmanagement eingesetzt. Das Verfahren basiert auf hochwirksamen Hemmfähigkeiten von Ca(OH) 2 -Kalziumhydroxidlösung. Die Schutzkonzentration von Calciumhydroxid beträgt 0,7 g/TM 3 und mehr. Bei Kontakt mit Metall bildet sich innerhalb von 3–4 Wochen ein stabiler Schutzfilm.

2. Konservierung mit Natronlauge.

Natriumsilikat wird zur Konservierung von Heißwasserboilern aller Art verwendet, wenn der Boiler bis zu 6 Monate in Reserve genommen oder bis zu 2 Monate zur Reparatur herausgenommen wird.

Natriumsilikat (flüssiges Natriumglas) bildet in Form einer Fe 3 O 4 FeSiO 3 -Verbindung einen starken Schutzfilm auf der Metalloberfläche. Dieser Film schützt das Metall vor der Einwirkung korrosiver Mittel (CO 2 und O 2). Bei der Durchführung dieses Verfahrens wird der Kessel vollständig mit einer Natriumsilikatlösung mit einer SiO 2 -Konzentration in der Konservierungslösung von mindestens 1,5 g/TM 3 gefüllt.

Die Bildung eines Schutzfilms tritt auf, wenn die Konservierungslösung mehrere Tage im Boiler gehalten wird oder die Lösung mehrere Stunden durch den Boiler zirkuliert.
3.8.5. Verfahren zur Konservierung von Turbinenanlagen
Konservierung mit Heißluft. Das Spülen der Turbinenanlage mit heißer Luft verhindert das Eindringen von feuchter Luft in die inneren Hohlräume und das Auftreten von Korrosionsprozessen. Besonders gefährlich ist das Eindringen von Feuchtigkeit auf die Oberfläche des Strömungsteils der Turbine bei Vorhandensein von Ablagerungen von Natriumverbindungen darauf. Die Konservierung einer Turbinenanlage mit erwärmter Luft wird durchgeführt, wenn sie für einen Zeitraum von 7 Tagen oder mehr in Reserve gestellt wird.

Konservierung mit Stickstoff. Beim Füllen der inneren Hohlräume der Turbinenanlage mit Stickstoff und anschließendem Aufrechterhalten eines geringen Überdrucks wird das Eindringen von feuchter Luft verhindert. Die Zufuhr von Stickstoff zur Turbine wird gestartet, nachdem die Turbine gestoppt und die Vakuumtrocknung des Zwischenüberhitzers abgeschlossen ist. Auch die Dampfräume von Kesseln und Erhitzern können mit Stickstoff konserviert werden.

Korrosionsschutz mit flüchtigen Inhibitoren. Flüchtige Korrosionsinhibitoren vom Typ IFKhAN schützen Stahl, Kupfer, Messing durch Adsorption an der Metalloberfläche. Diese Adsorptionsschicht reduziert die Geschwindigkeit elektrochemischer Reaktionen, die den Korrosionsprozess verursachen, erheblich.

Zur Schonung der Turbinenanlage wird mit dem Inhibitor gesättigte Luft durch die Turbine gesaugt. Luft ist mit einem Inhibitor gesättigt, wenn sie mit einem mit einem Inhibitor imprägnierten Kieselgel, dem sogenannten Linasil, in Kontakt kommt. Linasil wird werkseitig imprägniert. Um überschüssigen Inhibitor am Ausgang der Turbine zu absorbieren, wird die Luft durch reines Kieselgel geleitet. Zur Konservierung von 1 m 3 Volumen werden mindestens 300 g Linasil benötigt, die Schutzkonzentration des Inhibitors in der Luft beträgt 0,015 g/dm 3 .
3.8.6. Erhaltung von Wärmenetzen
Bei der Silikatbehandlung des Zusatzwassers bildet sich ein Schutzfilm gegen die Einwirkung von CO 2 und O 2 . In diesem Fall sollte bei direkter Analyse von heißem Wasser der Silikatgehalt im Zusatzwasser nicht mehr als 50 mg / dm 3 in Bezug auf SiO 2 betragen.

Bei der Silikatbehandlung von Zusatzwasser sollte die maximale Calciumkonzentration unter Berücksichtigung der Gesamtkonzentration nicht nur von Sulfaten (zur Verhinderung der Ausfällung von CaSO 4 ), sondern auch von Kieselsäure (zur Verhinderung der Ausfällung von CaSiO 3 ) für a bestimmt werden gegebene Heizwassertemperatur unter Berücksichtigung der Kesselrohre 40 °C ( PTE 4.8.39).

Bei einem geschlossenen Wärmeversorgungssystem kann die Arbeitskonzentration von SiO 2 in der Konservierungslösung 1,5 - 2 g / dm 3 betragen.

Wenn Sie nicht mit einer Natriumsilikatlösung konservieren, dann Heizungsnetz Während der Sommerzeit müssen sie immer mit Leitungswasser gefüllt sein, das den Anforderungen von PTE 4.8.40 entspricht.

3.8.7. Kurze Eigenschaften der verwendeten Chemikalien
für Konservierung und Vorsichtsmaßnahmen bei der Arbeit mit ihnen
Eine wässrige Lösung von Hydrazinhydrat N 2 h 4 ·N 2 ÜBER

Eine Lösung von Hydrazinhydrat ist eine farblose Flüssigkeit, die leicht Wasser, Kohlendioxid und Sauerstoff aus der Luft absorbiert. Hydrazinhydrat ist ein starkes Reduktionsmittel. Toxizität (Gefahrenklasse) von Hydrazin - 1.

Wässrige Lösungen von Hydrazin mit einer Konzentration von bis zu 30 % sind nicht brennbar – sie können in Behältern aus Kohlenstoffstahl transportiert und gelagert werden.

Beim Arbeiten mit Lösungen von Hydrazinhydrat muss das Eindringen von porösen Substanzen und organischen Verbindungen in diese ausgeschlossen werden.

An den Orten der Zubereitung und Lagerung von Hydrazinlösungen sollten Schläuche angeschlossen werden, um die verschüttete Lösung mit Wasser aus dem Gerät zu spülen. Zur Neutralisation und Neutralisation muss Bleichmittel hergestellt werden.

Die auf den Boden gefallene Hydrazinlösung sollte mit Bleichmittel bedeckt und mit viel Wasser abgewaschen werden.

Wässrige Lösungen von Hydrazin können Hautdermatitis verursachen und die Atemwege und Augen reizen. Hydrazinverbindungen, die in den Körper gelangen, verursachen Veränderungen in der Leber und im Blut.

Bei der Arbeit mit Hydrazinlösungen müssen eine persönliche Brille, Gummihandschuhe, eine Gummischürze und eine KD-Gasmaske verwendet werden.

Tropfen der Hydrazinlösung, die mit Haut und Augen in Kontakt kommen, sollten mit viel Wasser abgewaschen werden.
Wässrige AmmoniaklösungNH 4 (Oh)

Eine wässrige Lösung von Ammoniak (Ammoniakwasser) ist eine farblose Flüssigkeit mit einem scharfen spezifischen Geruch. Bei Raumtemperatur und insbesondere beim Erhitzen wird reichlich Ammoniak freigesetzt. Toxizität (Gefahrenklasse) von Ammoniak - 4. Die maximal zulässige Konzentration von Ammoniak in der Luft - 0,02 mg / dm 3. Ammoniaklösung ist alkalisch. Beim Arbeiten mit Ammoniak sind folgende Sicherheitsvorkehrungen zu beachten:

- Ammoniaklösung sollte in einem Tank mit geschlossenem Deckel gelagert werden;

– verschüttete Ammoniaklösung mit viel Wasser abwaschen;

– wenn es notwendig ist, die für die Zubereitung und Dosierung von Ammoniak verwendete Ausrüstung zu reparieren, sollte sie gründlich mit Wasser gespült werden;

- Wässrige Lösung und Ammoniakdämpfe verursachen Reizungen der Augen, der Atemwege, Übelkeit und Kopfschmerzen. Besonders gefährlich ist das Eindringen von Ammoniak in die Augen;

– beim Arbeiten mit Ammoniaklösung ist das Tragen einer Schutzbrille erforderlich;

– Mit Haut und Augen in Berührung gekommenes Ammoniak mit viel Wasser abspülen.

Trilon B
Commodity Trilon B ist eine weiße pulverförmige Substanz.

Trilon-Lösung ist stabil, zersetzt sich nicht bei längerem Kochen. Die Löslichkeit von Trilon B bei einer Temperatur von 20–40 °C beträgt 108–137 g/dm 3 . Der pH-Wert dieser Lösungen beträgt etwa 5,5.

Commodity Trilon B wird in Papiertüten mit Polyethylen-Einlage geliefert. Das Reagenz muss an einem geschlossenen, trockenen Ort gelagert werden.

Trilon B hat keine merkliche physiologische Wirkung auf den menschlichen Körper.

Bei der Arbeit mit handelsüblichem Trilon müssen ein Atemschutzgerät, Handschuhe und eine Schutzbrille verwendet werden.
TrinatriumphosphatN / A 3 PO 4 12N 2 ÜBER
Trinatriumphosphat ist eine weiße kristalline Substanz, die in Wasser sehr gut löslich ist.

In kristalliner Form hat es keine spezifische Wirkung auf den Körper.

In staubigem Zustand reizt das Eindringen in die Atemwege oder Augen die Schleimhäute.

Heiße Phosphatlösungen sind gefährlich, wenn sie in die Augen spritzen.

Bei Arbeiten, die mit Stauben einhergehen, müssen ein Atemschutzgerät und eine Schutzbrille getragen werden. Tragen Sie eine Schutzbrille, wenn Sie mit heißer Phosphatlösung arbeiten.

Bei Haut- oder Augenkontakt mit viel Wasser abspülen.
NatriumhydroxidNaOH
Ätznatron ist eine weiße, feste, sehr hygroskopische Substanz, die in Wasser gut löslich ist (bei einer Temperatur von 20 ° C beträgt die Löslichkeit 1070 g / dm 3).

Natronlauge ist eine farblose Flüssigkeit, die schwerer als Wasser ist. Der Gefrierpunkt einer 6 %igen Lösung liegt bei minus 5 °C, einer 41,8 %igen Lösung bei 0 °C.

Natronlauge in fester kristalliner Form wird in Stahlfässern transportiert und gelagert, flüssiges Alkali in Stahlbehältern.

Ätznatron (kristallin oder flüssig), die auf den Boden gefallen ist, sollte mit Wasser abgewaschen werden.

Wenn es notwendig ist, die für die Zubereitung und Dosierung von Alkali verwendete Ausrüstung zu reparieren, sollte sie mit Wasser gewaschen werden.

Feste Natronlauge und ihre Lösungen verursachen schwere Verätzungen, insbesondere bei Kontakt mit den Augen.

Bei der Arbeit mit Natronlauge muss ein Erste-Hilfe-Kasten mit Watte, einer 3% igen Essigsäurelösung und einer 2% igen Lösung bereitgestellt werden Borsäure.

Persönliche Schutzausrüstung bei der Arbeit mit Ätznatron - Baumwollanzug, Schutzbrille, gummierte Schürze, Gummistiefel, Gummihandschuhe.

Wenn Alkali auf die Haut gelangt, muss es mit Watte entfernt werden, die betroffene Stelle mit Essigsäure abspülen. Wenn Alkali in die Augen gelangt Es ist notwendig, sie mit einem Wasserstrahl und dann mit einer Borsäurelösung zu waschen und den Erste-Hilfe-Posten zu kontaktieren.
Natriumsilikat (flüssiges Glasnatrium)
Kommerzielles Flüssigglas ist eine dicke Lösung aus gelbem oder graue Farbe, der Gehalt an SiO 2 darin beträgt 31–33 %.

Natriumsilikat wird in Stahlfässern oder -tanks geliefert. Flüssigglas sollte in trockenen geschlossenen Räumen bei einer Temperatur von nicht weniger als plus 5 °C gelagert werden.

Natriumsilikat ist ein alkalisches Produkt, es löst sich gut in Wasser bei einer Temperatur von 20 - 40 °C.

Wenn eine flüssige Glaslösung mit der Haut in Kontakt kommt, sollte sie mit Wasser abgewaschen werden.
Calciumhydroxid (Kalkmörtel) Ca(OH) 2
Kalkmörtel ist eine klare, farb- und geruchlose Flüssigkeit, ungiftig und leicht alkalisch.

Durch Absetzen von Kalkmilch erhält man eine Lösung von Calciumhydroxid. Die Löslichkeit von Calciumhydroxid ist gering - nicht mehr als 1,4 g / dm 3 bei 25 ° C.

Beim Arbeiten mit Kalkmörtel für Menschen mit empfindliche Haut Es wird empfohlen, mit Gummihandschuhen zu arbeiten.

Wenn die Lösung auf die Haut oder in die Augen gelangt, waschen Sie sie mit Wasser ab.
Kontakthemmer
Inhibitor M-1 ist ein Salz von Cyclohexylamin (TU 113-03-13-10-86) und synthetischen Fettsäuren der Fraktion C 10-13 (GOST 23279-78). In seiner Handelsform ist es ein pastöser bzw solide von dunkelgelb bis braun. Der Schmelzpunkt des Inhibitors liegt über 30 °C, der Massenanteil von Cyclohexylamin beträgt 31–34 %, der pH-Wert einer Alkohol-Wasser-Lösung mit einem Massenanteil der Hauptsubstanz von 1 % beträgt 7,5–8,5; Die Dichte einer 3% igen wässrigen Lösung bei einer Temperatur von 20 ° C beträgt 0,995 - 0,996 g / dm 3.

Inhibitor M-1 wird in Stahlfässern, Metallflaschen, Stahlfässern geliefert. Jede Verpackung muss mit folgenden Daten gekennzeichnet sein: Name des Herstellers, Name des Inhibitors, Chargennummer, Herstellungsdatum, Nettogewicht, Bruttogewicht.

Handelsübliche Hemmstoffe beziehen sich auf brennbare Stoffe und müssen gemäß den Vorschriften für die Lagerung brennbarer Stoffe in einem Lager gelagert werden. Die wässrige Lösung des Inhibitors ist nicht brennbar.

Die auf den Boden gefallene Inhibitorlösung muss mit viel Wasser abgespült werden.

Wenn es notwendig ist, die zur Lagerung und Zubereitung der Inhibitorlösung verwendete Ausrüstung zu reparieren, sollte sie gründlich mit Wasser gespült werden.

Der M-1-Hemmer gehört zur dritten Klasse (mäßig gefährliche Substanzen). MPC in der Luft Arbeitsbereich für Inhibitor sollte 10 mg/dm 3 nicht überschreiten.

Der Inhibitor ist chemisch stabil, bildet keine toxischen Verbindungen in der Luft und Abwasser in Gegenwart anderer Stoffe oder Faktoren der Produktionssphäre.

Personen, die mit einem Hemmstoff arbeiten, müssen einen Baumwollanzug oder -mantel, Handschuhe und eine Kopfbedeckung tragen.

Nach Beendigung der Arbeit mit dem Inhibitor Hände mit warmem Wasser und Seife waschen.
Flüchtige Inhibitoren
Flüchtiger atmosphärischer Korrosionsinhibitor IFKHAN-1(1-Diethylamino-2-methylbutanon-3) ist eine klare gelbliche Flüssigkeit mit einem scharfen spezifischen Geruch.

Der flüssige Inhibitor von IFKhAN-1 gehört je nach Expositionsgrad zu den hochgefährlichen Stoffen. MPC von Inhibitordämpfen in der Luft des Arbeitsbereichs sollte 0,1 mg/dm 3 nicht überschreiten. Der IFKhAN-1-Inhibitor in hohen Dosen verursacht eine Erregung des Zentralnervensystems nervöses System, Reizwirkung auf die Schleimhäute der Augen, obere Atemwege. Längerer Kontakt des Inhibitors mit ungeschützter Haut kann Dermatitis verursachen.

Der IFKhAN-1-Inhibitor ist chemisch stabil und bildet in der Luft und im Abwasser in Gegenwart anderer Substanzen keine toxischen Verbindungen.

Flüssiger Inhibitor IFKhAN-1 bezieht sich auf brennbare Flüssigkeiten. Die Zündtemperatur des flüssigen Inhibitors beträgt 47°C, die Selbstentzündungstemperatur 315°C. Im Brandfall kommen folgende Feuerlöschmittel zum Einsatz: Filzmatte, Schaumfeuerlöscher, OS-Feuerlöscher.

Die Reinigung der Räumlichkeiten sollte nass erfolgen.

Bei der Arbeit mit dem IFKhAN-1-Hemmer ist die Verwendung einer persönlichen Schutzausrüstung erforderlich - ein Anzug aus Baumwollgewebe (Bademantel), Gummihandschuhe.

Inhibitor IFKHAN-100, das ebenfalls ein Derivat von Aminen ist, ist weniger toxisch. Relativ sicheres Expositionsniveau - 10 mg / dm 3; Zündtemperatur 114 °C, Selbstentzündung 241 °C.

Die Sicherheitsmaßnahmen beim Arbeiten mit dem IFKhAN-100-Inhibitor sind die gleichen wie beim Arbeiten mit dem IFKhAN-1-Inhibitor.

Arbeiten im Inneren des Gerätes sind bis zur Dekonservierung verboten.

Bei hohen Konzentrationen des Inhibitors in der Luft oder wenn nach seiner Entkonservierung im Inneren des Geräts gearbeitet werden muss, ist eine Gasmaske der Marke A mit einer Filterbox der Marke A (GOST 12.4.121-83 und
GOST 12.4.122-83). Das Gerät muss vorher gelüftet werden. Arbeiten im Gerät nach der Entkonservierung sollten von einem Team aus zwei Personen durchgeführt werden.

Nach Beendigung der Arbeit mit dem Inhibitor Hände mit Wasser und Seife waschen.

Bei Kontakt mit dem flüssigen Inhibitor auf der Haut mit Wasser und Seife abwaschen, bei Kontakt mit den Augen diese mit reichlich Wasser ausspülen.
Testfragen

1. 
   Arten von Korrosionsprozessen.
2. 
   Beschreiben Sie chemische und elektrochemische Korrosion.
3. 
   Einfluss äußerer und innerer Faktoren auf die Metallkorrosion.
4. 
   Korrosion des Kondensatzufuhrwegs von Kesseleinheiten und Heizungsnetzen.
5. 
   Korrosion von Dampfturbinen.
6. 
   Korrosion der Ausrüstung der Nachspeise- und Netzwege des Heizungsnetzes.
7. 
   Die wichtigsten Methoden der Wasseraufbereitung zur Verringerung der Korrosionsintensität des Heizsystems.
8. 
   Der Zweck der Erhaltung von Wärmekraftanlagen.
9. 
   Listen Sie die Konservierungsmethoden auf.

B) Heißwasserkessel;

B) Turbinenanlagen;

D) Heizungsnetze.

10. Beschreiben Sie kurz die verwendeten Chemikalien.

Die Bedingungen, unter denen sich die Elemente von Dampfkesseln während des Betriebs befinden, sind äußerst unterschiedlich.

Wie zahlreiche Korrosionstests und Industriebeobachtungen zeigen, können niedriglegierte und sogar austenitische Stähle während des Kesselbetriebs starker Korrosion ausgesetzt sein.

Korrosion des Metalls der Heizflächen von Dampfkesseln verursacht deren vorzeitigen Verschleiß und führt manchmal zu schwerwiegenden Störungen und Unfällen.

Die meisten Notabschaltungen von Kesseln sind auf durch Korrosion verursachte Schäden an Sieben, Getreide, Dampfüberhitzungsrohren und Kesseltrommeln zurückzuführen. Das Auftreten auch nur einer Korrosionsfistel an einem Durchlaufkessel führt zu einer Abschaltung der gesamten Einheit, was mit einer Unterproduktion von Strom verbunden ist. Die Korrosion von Trommelkesseln mit hohem und ultrahohem Druck ist zur Hauptursache für Ausfälle beim Betrieb von KWK-Kraftwerken geworden. 90 % der Betriebsausfälle durch Korrosionsschäden traten bei Trommelkesseln mit einem Druck von 15,5 MPa auf. An den Siebrohren der Salzkammern bestanden erhebliche Korrosionsschäden in den „Zonen der höchsten thermischen Belastung“.

US-Untersuchungen von 238 Kesseln (50 bis 600 MW-Einheiten) verzeichneten 1.719 ungeplante Stillstände. Etwa 2/3 der Kesselstillstandszeiten wurden durch Korrosion verursacht, wovon 20 % auf Korrosion von Dampferzeugungsrohren zurückzuführen waren. In den Vereinigten Staaten wurde "innere Korrosion" 1955 nach der Inbetriebnahme einer großen Anzahl von Trommelkesseln mit einem Druck von 12,5 bis 17 MPa als ernstes Problem erkannt.

Bis Ende 1970 waren etwa 20 % der 610 solcher Kessel von Korrosion betroffen. Wandrohre waren meistens innerer Korrosion ausgesetzt, Überhitzer und Economizer waren davon weniger betroffen. Mit der Verbesserung der Speisewasserqualität und dem Übergang zum Regime der koordinierten Phosphatierung, mit dem Wachstum der Parameter in den Trommelkesseln der US-Kraftwerke, traten anstelle von zähflüssigen, plastischen Korrosionsschäden plötzliche Sprödbrüche von Wasserwandrohren auf. „Ab J970 Tonnen betrug bei Kesseln mit einem Druck von 12,5; 14,8 und 17 MPa die Zerstörung der Rohre durch Korrosionsschäden 30, 33 bzw. 65 %.

Je nach den Bedingungen des Korrosionsverlaufs unterscheidet man atmosphärische Korrosion, die unter Einwirkung atmosphärischer sowie feuchter Gase auftritt; Gas, aufgrund der Wechselwirkung des Metalls mit verschiedenen Gasen - Sauerstoff, Chlor usw. - bei hohen Temperaturen und Korrosion in Elektrolyten, die in den meisten Fällen in wässrigen Lösungen auftreten.

Je nach Art der Korrosionsprozesse kann Kesselmetall chemischer und elektrochemischer Korrosion sowie deren kombinierten Wirkungen ausgesetzt sein.

Beim Betrieb der Heizflächen von Dampfkesseln kommt es in den oxidierenden und reduzierenden Atmosphären der Rauchgase zu einer Hochtemperatur-Gaskorrosion und an den Nachheizflächen zu einer elektrochemischen Niedertemperatur-Korrosion.

Untersuchungen haben ergeben, dass die Hochtemperaturkorrosion von Heizflächen nur in Gegenwart von überschüssigem freiem Sauerstoff in den Rauchgasen und in Gegenwart von geschmolzenen Vanadiumoxiden am intensivsten abläuft.

Hochtemperaturgas- oder Sulfidkorrosion in der oxidierenden Atmosphäre von Rauchgasen wirkt sich auf die Rohre von Sieb- und Konvektionsüberhitzern, die ersten Reihen von Kesselbündeln, das Metall der Abstandshalter zwischen den Rohren, Gestelle und Aufhängungen aus.

Hochtemperatur-Gaskorrosion in einer reduzierenden Atmosphäre wurde an den Wandrohren der Verbrennungskammern einer Reihe von Hochdruck- und überkritischen Druckkesseln beobachtet.

Die Rohrkorrosion gasseitiger Heizflächen ist ein komplexer physikalisch-chemischer Wechselwirkungsprozess zwischen Rauchgasen und äußeren Ablagerungen mit Oxidschichten und Rohrmetall. Die Entwicklung dieses Prozesses wird durch zeitlich variierende Intensität beeinflusst Wärme fließt und hohe mechanische Belastungen durch Innendruck und Selbstkompensation.

Bei Mittel- und Niederdruckkesseln ist die durch den Siedepunkt des Wassers bedingte Temperatur der Siebwand niedriger, weshalb diese Art der Metallzerstörung nicht beobachtet wird.

Korrosion von Heizflächen durch Rauchgase (Außenkorrosion) ist der Prozess der Metallzerstörung durch Wechselwirkung mit Verbrennungsprodukten, aggressiven Gasen, Lösungen und Schmelzen mineralischer Verbindungen.

Unter Metallkorrosion versteht man die allmähliche Zerstörung des Metalls, die als Folge der chemischen oder elektrochemischen Einwirkung der äußeren Umgebung auftritt.

\ Die Prozesse der Metallzerstörung, die das Ergebnis ihrer direkten chemischen Wechselwirkung mit der Umgebung sind, werden als chemische Korrosion bezeichnet.

Chemische Korrosion tritt auf, wenn Metall mit überhitztem Dampf und trockenen Gasen in Kontakt kommt. Chemische Korrosion in trockenen Gasen wird als Gaskorrosion bezeichnet.

Im Ofen und in den Rauchzügen des Kessels tritt unter dem Einfluss von Sauerstoff eine Gaskorrosion der Außenfläche von Rohren und Gestellen von Überhitzern auf, Kohlendioxid, Wasserdampf, Schwefeldioxid und andere Gase; der Innenfläche der Rohre - durch Wechselwirkung mit Dampf oder Wasser.

Elektrochemische Korrosion ist im Gegensatz zu chemischer Korrosion dadurch gekennzeichnet, dass die dabei ablaufenden Reaktionen mit dem Auftreten eines elektrischen Stroms einhergehen.

Der Träger von Elektrizität in Lösungen sind die Ionen, die aufgrund der Dissoziation von Molekülen in ihnen vorhanden sind, und in Metallen - freie Elektronen:

Die Innenfläche des Kessels ist hauptsächlich elektrochemischer Korrosion ausgesetzt. Nach modernen Konzepten ist seine Manifestation auf zwei unabhängige Prozesse zurückzuführen: anodisch, bei dem Metallionen in Form von Hydratationsionen in Lösung gehen, und kathodisch, bei dem überschüssige Elektronen von Depolarisatoren aufgenommen werden. Depolarisatoren können Atome, Ionen, Moleküle sein, die in diesem Fall wiederhergestellt werden.

Nach äußeren Merkmalen werden kontinuierliche (allgemeine) und lokale (lokale) Formen von Korrosionsschäden unterschieden.

Bei allgemeiner Korrosion wird die gesamte mit einem aggressiven Medium in Berührung kommende Heizfläche korrodiert, die sich gleichmäßig von innen oder außen verdünnt. Bei lokaler Korrosion erfolgt die Zerstörung in getrennten Bereichen der Oberfläche, der Rest der Metalloberfläche wird nicht beschädigt.

Lokale Korrosion umfasst Punktkorrosion, Lochfraß, Lochfraß, Korngrenzenkorrosion, Korrosionsrisse, Metallkorrosionsermüdung.

Ein typisches Beispiel für Zerstörung durch elektrochemische Korrosion.

Die Zerstörung von der Außenfläche der NRCH 042X5 mm-Rohre aus Stahl 12Kh1MF der TPP-110-Kessel erfolgte auf einem horizontalen Abschnitt im unteren Teil der Hebe- und Senkschleife im Bereich neben dem Herdsieb. Auf der Rückseite des Rohres entstand eine Öffnung mit einer leichten Verdünnung der Kanten an der Zerstörungsstelle. Ursache der Zerstörung war die Ausdünnung der Rohrwand um ca. 2 mm während der Korrosion durch Entschlackung mit einem Wasserstrahl. Nach dem Abstellen des Kessels mit einer Dampfleistung von 950 t/h, beheizt mit Anthrazitschlammstaub (Flüssigentschlackung), bei einem Druck von 25,5 MPa und einer Heißdampftemperatur von 540 °C blieben feuchte Schlacke und Asche auf dem Kessel zurück Rohre, in denen die elektrochemische Korrosion intensiv vor sich ging. Die Außenseite des Rohres war mit einer dicken Schicht aus braunem Eisenhydroxid bedeckt, der Innendurchmesser der Rohre lag innerhalb der Toleranzen für Rohre von Hoch- und Höchstdruckkesseln. Maße am Außendurchmesser haben Abweichungen, die über die Minustoleranz hinausgehen: der minimale Außendurchmesser. betrug 39 mm mit den minimal zulässigen 41,7 mm. Die Wanddicke in der Nähe des Korrosionsbruchs betrug nur 3,1 mm bei einer Nennrohrdicke von 5 mm.

Die Metallmikrostruktur ist in Länge und Umfang einheitlich. Auf der Innenfläche des Rohrs befindet sich eine entkohlte Schicht, die während der Oxidation des Rohrs während der Wärmebehandlung gebildet wird. Auf der außen Es gibt keine solche Schicht.

Die Untersuchung der NRCH-Rohre nach dem ersten Bruch ermöglichte es, die Ursache des Versagens herauszufinden. Es wurde beschlossen, den NRC zu ersetzen und die Entschlackungstechnologie zu ändern. In diesem Fall schritt die elektrochemische Korrosion aufgrund des Vorhandenseins eines dünnen Elektrolytfilms fort.

Lochfraßkorrosion schreitet intensiv in getrennten kleinen Bereichen der Oberfläche fort, aber oft bis zu einer beträchtlichen Tiefe. Mit einem Durchmesser von Gruben in der Größenordnung von 0,2 bis 1 mm wird es als Punkt bezeichnet.

An Stellen, an denen sich Geschwüre bilden, können sich mit der Zeit Fisteln bilden. Gruben sind oft mit Korrosionsprodukten gefüllt, wodurch sie nicht immer nachweisbar sind. Ein Beispiel ist die Zerstörung von Rohren eines Stahlvorwärmers mit schlechter Entlüftung des Speisewassers und niedrigen Wasserbewegungsgeschwindigkeiten in den Rohren.

Trotz der Tatsache, dass ein erheblicher Teil des Metalls der Rohre aufgrund von Durchgangslöchern betroffen ist, müssen die Economizer-Spulen vollständig ausgetauscht werden.

Das Metall von Dampfkesseln ist folgenden gefährlichen Korrosionsarten ausgesetzt: Sauerstoffkorrosion während des Betriebs der Kessel und ihrer Reparatur; interkristalline Korrosion an Stellen der Kesselwasserverdampfung; Dampf-Wasser-Korrosion; Korrosionsrisse an Kesselelementen aus austenitischen Stählen; Schlammkorrosion. Eine kurze Beschreibung dieser Arten von Kesselmetallkorrosion ist in der Tabelle angegeben. JUL.

Beim Betrieb von Kesseln wird zwischen Metallkorrosion unterschieden - Korrosion unter Last und Standkorrosion.

Korrosion unter Last ist am anfälligsten für Erwärmung. abnehmbare Kesselelemente in Kontakt mit einem zweiphasigen Medium, d. h. Sieb und Kesselrohre. Die Innenfläche von Economisern und Überhitzern wird während des Kesselbetriebs weniger von Korrosion angegriffen. Korrosion unter Last tritt auch in sauerstoffarmen Umgebungen auf.

Standkorrosion tritt bei nicht entwässerbarem auf. Elemente von vertikalen Überhitzerschlangen, durchhängende Rohre von horizontalen Überhitzerschlangen

Diese Korrosion ist in Größe und Intensität oft bedeutender und gefährlicher als die Korrosion von Kesseln während ihres Betriebs.

Beim Belassen von Wasser in Systemen können je nach Temperatur und Luftzutritt verschiedenste Fälle von Standkorrosion auftreten. Zuallererst ist zu beachten, dass das Vorhandensein von Wasser in den Leitungen der Einheiten, wenn sie in Reserve sind, äußerst unerwünscht ist.

Wenn aus irgendeinem Grund Wasser im System verbleibt, kann es bei einer Wassertemperatur von 60-70 ° C zu starker Standkorrosion im Dampf und insbesondere im Wasserraum des Tanks (hauptsächlich entlang der Wasserlinie) kommen. In der Praxis wird daher trotz gleicher Abschaltmodi des Systems und der Qualität des darin enthaltenen Wassers häufig Parkkorrosion unterschiedlicher Intensität beobachtet; geräte mit erheblicher Wärmeansammlung unterliegen einer stärkeren Korrosion als Geräte mit den Abmessungen eines Ofens und einer Heizfläche, da das Kesselwasser in ihnen schneller abkühlt; seine Temperatur fällt unter 60–70°C.

Bei einer Wassertemperatur über 85–90 °C (z. B. bei kurzzeitigem Stillstand der Apparatur) nimmt die Gesamtkorrosion ab und die Metallkorrosion des Dampfraums, wobei in diesem Fall eine verstärkte Dampfkondensation zu beobachten ist , kann die Korrosion des Metalls des Wasserraums übersteigen. Standkorrosion im Dampfraum ist in allen Fällen gleichmäßiger als im Wasserraum des Kessels.

Die Entstehung von Standkorrosion wird durch den Schlamm, der sich auf den Oberflächen des Kessels ansammelt und normalerweise Feuchtigkeit enthält, erheblich begünstigt. In Aggregaten und Rohren werden dabei entlang der unteren Erzeugenden und an deren Enden, d. h. in Bereichen mit der größten Schlammansammlung, häufig erhebliche Korrosionslöcher gefunden.

Methoden zur Erhaltung der Ausrüstung in Reserve

Die folgenden Methoden können verwendet werden, um Geräte zu konservieren:

a) Trocknung - Entfernung von Wasser und Feuchtigkeit aus Zuschlagstoffen;

b) Befüllen mit Lösungen von Natronlauge, Phosphat, Silikat, Natriumnitrit, Hydrazin;

c) Füllen des Prozesssystems mit Stickstoff.

Die Art der Konservierung sollte in Abhängigkeit von Art und Dauer der Ausfallzeit sowie Art und Ausführungsmerkmale der Betriebsmittel gewählt werden.

Geräteausfallzeiten können nach Dauer in zwei Gruppen eingeteilt werden: kurzfristig – nicht länger als 3 Tage und langfristig – mehr als 3 Tage.

Es gibt zwei Arten von kurzfristigen Ausfallzeiten:

a) geplant, verbunden mit der Rücknahme in die Reserve am Wochenende wegen Lastabfall oder Rücknahme in die Reserve in der Nacht;

b) erzwungen - aufgrund von Rohrversagen oder Beschädigung anderer Gerätekomponenten, deren Beseitigung keine längere Stilllegung erfordert.

Je nach Zweck lange Ausfallzeit kann in folgende Gruppen unterteilt werden: a) Rücknahme von Ausrüstung in die Reserve; b) laufende Reparaturen; c) Kapitalreparaturen.

Bei kurzzeitigem Stillstand der Anlage ist eine Konservierung durch Füllung mit entgastem Wasser unter Beibehaltung des Überdrucks oder Gas (Stickstoff)-Methode anzuwenden. Wenn eine Notabschaltung erforderlich ist, ist die Konservierung mit Stickstoff die einzig akzeptable Methode.

Wenn das System in den Standby-Modus versetzt wird oder längere Zeit ohne Leistung im Leerlauf ist Reparatur eine Konservierung durch Befüllen mit einer Lösung aus Nitrit oder Natriumsilikat ist empfehlenswert. In diesen Fällen kann auch eine Stickstoffeinsparung eingesetzt werden, die unbedingt Maßnahmen zur Schaffung einer Dichte des Systems ergreift, um einen übermäßigen Gasverbrauch und einen unproduktiven Betrieb der Stickstoffanlage zu verhindern, sowie zu schaffen sichere Bedingungen bei der Wartung von Geräten.

Konservierungsmethoden durch Erzeugung von Überdruck, Füllen mit Stickstoff können unabhängig von den Konstruktionsmerkmalen der Heizflächen der Ausrüstung verwendet werden.

Um der Standkorrosion von Metall bei größeren und laufenden Reparaturen vorzubeugen, sind nur Konservierungsmethoden anwendbar, die es ermöglichen, einen Schutzfilm auf der Metalloberfläche zu bilden, der seine Eigenschaften für mindestens 1–2 Monate nach dem Ablassen der Konservierungslösung, seit dem Entleeren und Druckentlasten des Metalls, behält System sind unvermeidlich. Die Dauer des Schutzfilms auf der Metalloberfläche nach der Behandlung mit Natriumnitrit kann 3 Monate erreichen.

Konservierungsverfahren mit Wasser und Reagenzlösungen sind zum Schutz vor Standkorrosion von Zwischenüberhitzern von Kesseln aufgrund der Schwierigkeiten bei deren Befüllung und anschließender Reinigung praktisch nicht akzeptabel.

Methoden zur Konservierung von Heißwasser- und Niederdruckdampfkesseln sowie anderen Einrichtungen geschlossener technologischer Kreisläufe der Wärme- und Wasserversorgung unterscheiden sich in vielerlei Hinsicht von den derzeit verwendeten Methoden zur Verhinderung von Standkorrosion in Wärmekraftwerken. Im Folgenden werden die wichtigsten Methoden zum Verhindern von Korrosion im Leerlauf von Geräten solcher Zirkulationssysteme unter Berücksichtigung der Besonderheiten ihres Betriebs beschrieben.

Vereinfachte Konservierungsmethoden

Diese Methoden sind für kleine Kessel nützlich. Sie bestehen in der vollständigen Entfernung von Wasser aus den Kesseln und dem Einbringen von Trockenmitteln in sie: kalziniertes Calciumchlorid, Branntkalk, Kieselgel in einer Menge von 1-2 kg pro 1 m 3 Volumen.

Diese Konservierungsmethode ist für Raumtemperaturen unter und über Null geeignet. In im Winter beheizten Räumen kann eine der Kontaktkonservierungsmethoden angewendet werden. Es kommt darauf an, das gesamte Innenvolumen des Geräts mit einer alkalischen Lösung (NaOH, Na 3 P0 4 usw.) zu füllen, die die vollständige Stabilität des Schutzfilms auf der Metalloberfläche auch bei Sauerstoffsättigung der Flüssigkeit gewährleistet.

Üblicherweise verwendete Lösungen enthalten je nach Gehalt an Neutralsalzen im Quellwasser 1,5-2 bis 10 kg/m 3 NaOH bzw. 5-20 kg/m 3 Na 3 P0 4 . Kleinere Werte beziehen sich auf Kondensat, größere auf Wasser mit bis zu 3000 mg/l Neutralsalzen.

Korrosion kann auch durch das Überdruckverfahren verhindert werden, bei dem der Dampfdruck im abgeschalteten Aggregat ständig auf einem darüber liegenden Niveau gehalten wird Luftdruck, und die Wassertemperatur bleibt über 100°C, was den Zutritt des wichtigsten korrosiven Mittels Sauerstoff verhindert.

Eine wichtige Voraussetzung für die Wirksamkeit und Wirtschaftlichkeit jeder Schutzmethode ist die größtmögliche Dichtigkeit der Dampf-Wasser-Armaturen, um einen zu schnellen Druckabfall, Verlust einer Schutzlösung (oder Gas) oder Feuchtigkeitseintritt zu vermeiden. Darüber hinaus ist in vielen Fällen eine Vorreinigung der Oberflächen von diversen Ablagerungen (Salze, Schlamm, Zunder) sinnvoll.

Bei der Umsetzung verschiedener Maßnahmen zum Schutz vor Standrost ist folgendes zu beachten.

1. Bei allen Arten der Konservierung ist ein vorheriges Entfernen (Auswaschen) von Ablagerungen leichtlöslicher Salze (siehe oben) erforderlich, um erhöhten Standrost in bestimmten Bereichen der geschützten Einheit zu vermeiden. Diese Maßnahme ist zwingend während der Kontaktkonservierung durchzuführen, da sonst starke lokale Korrosion möglich ist.

2. Aus ähnlichen Gründen ist es wünschenswert, alle Arten von unlöslichen Ablagerungen (Schlamm, Zunder, Eisenoxide) vor der Langzeitkonservierung zu entfernen.

3. Bei unzuverlässiger Ausstattung ist es erforderlich, die Reservegeräte mit Steckern von den Betriebseinheiten zu trennen.

Das Austreten von Dampf und Wasser ist bei der Kontaktkonservierung weniger gefährlich, bei Trocken- und Trockenkonservierung jedoch nicht akzeptabel Gasverfahren Schutz.

Die Wahl der Trockenmittel wird durch die relative Verfügbarkeit des Reagenz und den Wunsch, den höchstmöglichen spezifischen Feuchtigkeitsgehalt zu erhalten, bestimmt. Das beste Trockenmittel ist körniges Calciumchlorid. Branntkalk viel schlimmer als Calciumchlorid, nicht nur aufgrund der geringeren Feuchtigkeitskapazität, sondern auch des schnellen Aktivitätsverlusts. Kalk nimmt nicht nur Feuchtigkeit aus der Luft, sondern auch Kohlendioxid auf, wodurch er mit einer Schicht aus Calciumcarbonat überzogen wird, die eine weitere Feuchtigkeitsaufnahme verhindert.

MINISTERIUM FÜR ENERGIE UND ELEKTRIFIZIERUNG DER UdSSR

HAUPTWISSENSCHAFTLICH-TECHNISCHE ABTEILUNG FÜR ENERGIE UND ELEKTRIFIZIERUNG

METHODISCHE ANWEISUNGEN
DURCH WARNUNG
NIEDRIGE TEMPERATUR
OBERFLÄCHENKORROSION
HEIZUNG UND GASABZÜGE VON KESSEL

RD 34.26.105-84

SJUZTECHENERGO

Moskau 1986

ENTWICKELT durch die All-Union Twice Order des Red Banner of Labor Thermal Engineering Research Institute, benannt nach F.E. Dserschinski

PERFORMER R.A. PETROSYAN, I.I. NADYROV

GENEHMIGT von der Technischen Hauptdirektion für den Betrieb von Energiesystemen am 22. April 1984.

Stellvertretender Leiter D.Y. SCHAMARAKOV

Ablaufdatum festgelegt
ab 01.07.85
bis 01.07.2005

Diese Richtlinien gelten für Niedertemperatur-Heizflächen von Dampf- und Heißwasserkesseln (Economizer, Gasverdampfer, Lufterhitzer verschiedener Art etc.) sowie für den Gasweg hinter Lufterhitzern (Gaskanäle, Aschesammler, Rauchabzüge). , Schornsteine) und Verfahren zum Schutz von beheizten Oberflächen vor Niedertemperaturkorrosion festlegen.

Die Richtlinien sind für Wärmekraftwerke bestimmt, die mit sauren Brennstoffen betrieben werden, und für Organisationen, die Kesselausrüstung entwerfen.

1. Niedertemperaturkorrosion ist die Korrosion von Nachheizflächen, Gaskanälen und Schornsteinen von Kesseln unter Einwirkung von darauf kondensierenden Schwefelsäuredämpfen aus Rauchgasen.

2. Die Kondensation von Schwefelsäuredämpfen, deren Volumenanteil in Rauchgasen bei der Verbrennung schwefelhaltiger Brennstoffe nur wenige Tausendstelprozent beträgt, erfolgt bei Temperaturen, die deutlich (um 50 - 100 °C) über der Kondensationstemperatur liegen von Wasserdampf.

4. Um Korrosion der Heizflächen während des Betriebs zu vermeiden, muss die Temperatur ihrer Wände die Taupunkttemperatur der Rauchgase bei allen Kessellasten überschreiten.

Bei mediumgekühlten Heizflächen mit hohem Wärmedurchgangskoeffizienten (Economizer, Gasverdampfer etc.) müssen die Temperaturen des Mediums an deren Eintritt die Taupunkttemperatur um ca. 10 °C überschreiten.

5. Für die Heizflächen von Heißwasserkesseln, wenn sie mit schwefelhaltigem Heizöl betrieben werden, sind die Bedingungen für den vollständigen Ausschluss von Kältekorrosion nicht realisierbar. Um sie zu reduzieren, muss sichergestellt werden, dass die Wassertemperatur am Eingang des Kessels 105 - 110 °C beträgt. Bei Verwendung von Warmwasserkesseln als Spitzenbetrieb kann ein solcher Modus bei voller Nutzung der Warmwasserbereiter des Netzes bereitgestellt werden. Beim Einsatz von Heißwasserboilern im Hauptbetrieb kann durch Umwälzung von Warmwasser eine Temperaturerhöhung des in den Boiler eintretenden Wassers erreicht werden.

In Anlagen, die das Schema zum Anschluss von Warmwasserkesseln an das Heizungsnetz über Wasserwärmetauscher verwenden, sind die Bedingungen zur Verringerung der Niedertemperaturkorrosion von Heizflächen vollständig erfüllt.

6. Bei Lufterhitzern von Dampfkesseln ist der vollständige Ausschluss von Niedertemperaturkorrosion bei der Auslegungstemperatur der Wand des kältesten Abschnitts gewährleistet, die die Taupunkttemperatur bei allen Kessellasten um 5–10 °С überschreitet ( Mindestwert bezieht sich auf die Mindestlast).

7. Die Berechnung der Wandtemperatur von rohrförmigen (TVP) und regenerativen (RAH) Lufterhitzern erfolgt nach den Empfehlungen der „Thermischen Berechnung von Kesselanlagen“. Normative Methode“ (M.: Energie, 1973).

8. Beim Einsatz in Rohrlufterhitzern als erster (Luft-)Zug von auswechselbaren Kühlwürfeln oder Würfeln aus Rohren mit säurebeständiger Beschichtung (emailliert etc.), sowie solchen aus korrosionsbeständigen Werkstoffen, die Im Folgenden werden die Bedingungen für den vollständigen Ausschluss von Tieftemperaturkorrosion (durch Luft) von Metallwürfeln des Lufterhitzers überprüft. In diesem Fall sollte die Wahl der Wandtemperatur von kalten Metallwürfeln aus austauschbaren sowie korrosionsbeständigen Würfeln eine intensive Verschmutzung von Rohren ausschließen, für die ihre Mindestwandtemperatur bei der Verbrennung von schwefelhaltigen Heizölen unter dem Tau liegen sollte Rauchgase um nicht mehr als 30 - 40 ° C. Bei der Verbrennung fester Schwefelbrennstoffe sollte die Mindesttemperatur der Rohrwand gemäß den Bedingungen zur Verhinderung ihrer intensiven Verschmutzung mindestens 80 ° C betragen.

9. In RAH wird unter Bedingungen des vollständigen Ausschlusses von Niedertemperaturkorrosion ihr heißer Teil berechnet. Der Kaltteil des RAH ist korrosionsbeständig (Emaille, Keramik, niedriglegierter Stahl etc.) oder austauschbar aus Flachblechen mit einer Dicke von 1,0 - 1,2 mm aus kohlenstoffarmem Stahl. Die Bedingungen zur Verhinderung einer intensiven Kontamination der Verpackung werden eingehalten, wenn die Anforderungen des Abschnitts dieses Dokuments erfüllt werden.

10. Als emaillierte Verpackung werden Bleche mit einer Dicke von 0,6 mm verwendet. Die Lebensdauer emaillierter Packungen, hergestellt nach TU 34-38-10336-89, beträgt 4 Jahre.

Als Keramikpackung können Porzellanröhrchen, Keramikblöcke oder Porzellanplatten mit Vorsprüngen verwendet werden.

Angesichts der Reduzierung des Heizölverbrauchs von Wärmekraftwerken empfiehlt es sich, für den kalten Teil des RAH eine Packung aus niedriglegiertem Stahl 10KhNDP oder 10KhSND zu verwenden, deren Korrosionsbeständigkeit 2–2,5-mal höher ist als die von kohlenstoffarmen Stahl.

11. Um Lufterhitzer während der Anlaufphase vor Niedertemperaturkorrosion zu schützen, müssen die in den „Richtlinien für die Konstruktion und den Betrieb von Leistungserhitzern mit Drahtlamellen“ (M.: SPO Soyuztekhenergo , 1981).

Das Anzünden des Kessels mit schwefelhaltigem Heizöl sollte bei eingeschaltetem Luftheizsystem durchgeführt werden. Die Lufttemperatur vor dem Lufterhitzer sollte in der Anfangszeit des Anzündens in der Regel 90 °C betragen.

11a. Zum Schutz der Lufterhitzer vor Niedertemperatur- („Stations“)-Korrosion bei abgeschaltetem Kessel, deren Höhe etwa doppelt so hoch ist wie die Korrosionsrate während des Betriebs, sind die Lufterhitzer vor dem Abstellen des Kessels gründlich von äußeren Ablagerungen zu reinigen. Gleichzeitig wird empfohlen, vor dem Abschalten des Kessels die Lufttemperatur am Eingang des Lufterhitzers auf dem Wert bei Nennlast des Kessels zu halten.

Die Reinigung von TVP erfolgt mit Schrot mit einer Aufgabedichte von mindestens 0,4 kg/m.s (S. dieses Dokuments).

Bei festen Brennstoffen sollte unter Berücksichtigung der erheblichen Korrosionsgefahr von Aschesammlern die Temperatur der Abgase um 15–20 °C über dem Taupunkt der Abgase gewählt werden.

Bei schwefelhaltigen Heizölen muss die Abgastemperatur bei Nennlast des Kessels um ca. 10 °C über der Taupunkttemperatur liegen.

Je nach Schwefelgehalt im Heizöl ist die errechnete Abgastemperatur bei Kesselnennlast wie folgt anzusetzen:

Abgastemperatur, ºС...... 140 150 160 165

Bei der Verbrennung von schwefelhaltigem Heizöl mit sehr geringen Luftüberschüssen (α ≤ 1,02) kann die Abgastemperatur unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Taupunktmessung niedriger angesetzt werden. Der Übergang von kleinen zu sehr kleinen Luftüberschüssen senkt die Taupunkttemperatur im Mittel um 15 - 20 °C.

Die Bedingungen, um einen zuverlässigen Betrieb des Schornsteins zu gewährleisten und zu verhindern, dass Feuchtigkeit auf seine Wände fällt, werden nicht nur von der Temperatur der Rauchgase, sondern auch von ihrer Strömungsgeschwindigkeit beeinflusst. Der Betrieb des Rohrs mit Lastbedingungen, die deutlich unter den Auslegungsbedingungen liegen, erhöht die Wahrscheinlichkeit von Niedertemperaturkorrosion.

Bei der Verbrennung von Erdgas wird eine Abgastemperatur von mindestens 80 °C empfohlen.

13. Wenn die Kessellast im Bereich von 100 - 50 % des Nennwerts reduziert wird, sollte man sich bemühen, die Rauchgastemperatur zu stabilisieren und nicht mehr als 10 °C vom Nennwert abfallen lassen.

Die wirtschaftlichste Möglichkeit, die Abgastemperatur zu stabilisieren, besteht darin, die Luftvorwärmtemperatur in den Erhitzern bei sinkender Last zu erhöhen.

Die minimal zulässigen Temperaturen für die Luftvorwärmung vor dem RAH werden gemäß Abschnitt 4.3.28 der Regeln für den technischen Betrieb von Kraftwerken und Netzen (M.: Energoatomizdat, 1989) genommen.

In Fällen wo optimale Temperaturen Rauchgase wegen unzureichender RAH-Heizfläche nicht bereitgestellt werden können, sind Luftvorwärmtemperaturen anzunehmen, bei denen die Rauchgastemperatur die in diesen Abschnitten angegebenen Werte nicht überschreitet Richtlinien.

16. Aufgrund des Mangels an zuverlässigen säurebeständigen Beschichtungen zum Schutz vor Niedertemperaturkorrosion von Metallgaskanälen kann ihr zuverlässiger Betrieb durch gründliche Isolierung sichergestellt werden, wobei sichergestellt wird, dass der Temperaturunterschied zwischen den Rauchgasen und der Wand nicht mehr als 5 beträgt °C.

Derzeit angewendet Isoliermaterialien und Strukturen sind im Dauerbetrieb nicht ausreichend zuverlässig, daher ist es notwendig, ihren Zustand regelmäßig, mindestens einmal im Jahr, zu überwachen und gegebenenfalls Reparatur- und Restaurierungsarbeiten durchzuführen.

17. Bei der versuchsweisen Verwendung zum Schutz von Gaskanälen vor Niedertemperaturkorrosion verschiedener Beschichtungen ist zu berücksichtigen, dass diese bei Temperaturen über der Abgastemperatur von mindestens 10 ° C hitzebeständig und gasdicht sein müssen , Beständigkeit gegenüber Schwefelsäurekonzentrationen von 50 - 80 % im Temperaturbereich von 60 - 150 °C, sowie die Möglichkeit ihrer Reparatur und Restaurierung.

18. Für Niedertemperaturoberflächen, Strukturelemente des RAH und Rauchzüge von Kesseln ist es ratsam, die niedriglegierten Stähle 10KhNDP und 10KhSND zu verwenden, die eine 2–2,5-mal höhere Korrosionsbeständigkeit als Kohlenstoffstahl aufweisen.

Absolute Korrosionsbeständigkeit besitzen nur sehr seltene und teure hochlegierte Stähle (z. B. Stahl EI943 mit bis zu 25 % Chrom und bis zu 30 % Nickel).

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1. Theoretisch kann die Taupunkttemperatur von Rauchgasen mit einem bestimmten Gehalt an Schwefelsäuredampf und Wasser als Siedepunkt einer Lösung von Schwefelsäure einer solchen Konzentration definiert werden, bei der der gleiche Gehalt an Wasserdampf und Schwefelsäure vorliegt über der Lösung vorhanden.

Die gemessene Taupunkttemperatur kann je nach Messtechnik vom theoretischen Wert abweichen. In diesen Empfehlungen für die Rauchgas-Taupunkttemperatur t p die Oberflächentemperatur eines Standard-Glassensors mit 7 mm langen, im Abstand von 7 mm zueinander aufgelöteten Platinelektroden, bei denen der Widerstand des Taufilms dazwischen liegt für Elektroden im eingeschwungenen Zustand ist gleich 10 7 Ohm. Der Messkreis der Elektroden verwendet Niedervolt-Wechselstrom (6 - 12 V).

2. Bei der Verbrennung von schwefelhaltigen Heizölen mit einem Luftüberschuss von 3 - 5 % hängt die Taupunkttemperatur der Rauchgase vom Schwefelgehalt im Brennstoff ab Sp(Reis.).

Bei der Verbrennung von schwefelhaltigen Heizölen mit sehr geringen Luftüberschüssen (α ≤ 1,02) sollte die Abgastaupunkttemperatur den Ergebnissen spezieller Messungen entnommen werden. Die Bedingungen für die Überführung von Kesseln in den Modus mit α ≤ 1,02 sind in den „Richtlinien für die Überführung von Kesseln, die mit schwefelhaltigen Brennstoffen betrieben werden, in den Verbrennungsmodus mit extrem geringem Luftüberschuss“ (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1980) festgelegt.

3. Bei der Verbrennung von schwefelhaltigen Festbrennstoffen in pulverisiertem Zustand die Taupunkttemperatur von Rauchgasen tp kann aus dem reduzierten Gehalt an Schwefel und Asche im Kraftstoff berechnet werden S p pr, A r pr und Wat con laut Formel

wo ein un- der Anteil der Asche im Fly-Away (normalerweise 0,85 genommen).

Reis. 1. Abhängigkeit der Rauchgastaupunkttemperatur vom Schwefelgehalt im verbrannten Heizöl

Der Wert des ersten Terms dieser Formel bei ein un= 0,85 lässt sich aus Abb. .

Reis. 2. Temperaturunterschiede des Taupunkts von Rauchgasen und Kondensation von Wasserdampf in ihnen, abhängig vom reduzierten Schwefelgehalt ( S p pr) und Asche ( A r pr) im Kraftstoff

4. Bei der Verbrennung gasförmiger schwefelhaltiger Brennstoffe kann der Rauchgastaupunkt aus Abb. 1 bestimmt werden. vorausgesetzt, dass der Schwefelgehalt im Gas als reduziert berechnet wird, dh als Massenprozent pro 4186,8 kJ / kg (1000 kcal / kg) des Heizwerts des Gases.

Für gasförmige Kraftstoffe kann der reduzierte Massenprozent-Schwefelgehalt aus der Formel bestimmt werden

wo m- die Anzahl der Schwefelatome im Molekül der schwefelhaltigen Komponente;

Q- Volumenprozent Schwefel (schwefelhaltige Komponente);

Q n- Verbrennungswärme von Gas in kJ / m 3 (kcal / nm 3);

VON- Koeffizient gleich 4,187, wenn Q n ausgedrückt in kJ/m 3 und 1,0 wenn in kcal/m 3 .

5. Die Korrosionsrate der auswechselbaren Metallpackung von Lufterhitzern bei der Heizölverbrennung hängt von der Temperatur des Metalls und dem Grad der Korrosivität der Rauchgase ab.

Bei Verbrennung von schwefelhaltigem Heizöl mit einem Luftüberschuss von 3–5 % und Beblasen der Oberfläche mit Dampf kann die Korrosionsrate (beidseitig in mm/Jahr) der RAH-Packung anhand der Daten in der Tabelle vorläufig abgeschätzt werden. .

Tabelle 1

Die Inhaber des Patents RU 2503747:

GEBIET DER TECHNOLOGIE

STOFF: Erfindung bezieht sich auf die thermische Energietechnik und kann zum Schutz von Heizungsrohren von Dampf- und Heißwasserkesseln, Wärmetauschern, Kesselanlagen, Verdampfern, Heizungsleitungen, Heizungsanlagen von Wohngebäuden und Industrieanlagen im laufenden Betrieb vor Verkalkung eingesetzt werden.

HINTERGRUND DER ERFINDUNG

Der Betrieb von Dampfkesseln ist mit der gleichzeitigen Einwirkung von hohen Temperaturen, Druck, mechanischer Beanspruchung und einer aggressiven Umgebung, dem Kesselwasser, verbunden. Kesselwasser und das Metall der Kesselheizflächen sind getrennte Phasen eines komplexen Systems, das sich bei Berührung bildet. Das Ergebnis der Wechselwirkung dieser Phasen sind Oberflächenprozesse, die an der Grenzfläche zwischen ihnen stattfinden. Dadurch kommt es im Metall der Heizflächen zu Korrosion und Kesselsteinbildung, was zu einer Veränderung der Struktur und der mechanischen Eigenschaften des Metalls führt und zur Entstehung verschiedener Schäden beiträgt. Da die Wärmeleitfähigkeit des Zunders fünfzigmal geringer ist als die des Eisens der Heizungsrohre, kommt es bei der Wärmeübertragung zu Wärmeenergieverlusten - bei einer Zunderdicke von 1 mm von 7 bis 12% und bei 3 mm - 25 %. Starke Ablagerungen in einer Durchlaufdampfkesselanlage führen oft dazu, dass die Produktion für mehrere Tage im Jahr gestoppt wird, um die Ablagerungen zu entfernen.

Die Qualität der Beschickung und damit des Kesselwassers wird durch das Vorhandensein von Verunreinigungen bestimmt, die verschiedene Arten von Korrosion des Metalls der inneren Heizflächen, die Bildung von Primärablagerungen auf ihnen sowie Schlamm als Quelle verursachen können der sekundären Kesselsteinbildung. Darüber hinaus hängt die Qualität des Kesselwassers auch von den Eigenschaften der Substanzen ab, die durch Oberflächenphänomene beim Transport von Wasser und Kondensat durch Rohrleitungen in Wasseraufbereitungsprozessen entstehen. Die Entfernung von Verunreinigungen aus dem Speisewasser ist eine der Möglichkeiten, um die Bildung von Ablagerungen und Korrosion zu verhindern, und wird durch Verfahren der Wasservorbehandlung (vor dem Kessel) durchgeführt, die darauf abzielen, die Entfernung von im Quellwasser vorhandenen Verunreinigungen zu maximieren. Die eingesetzten Verfahren eliminieren jedoch den Gehalt an Verunreinigungen im Wasser nicht vollständig, was nicht nur mit technischen Schwierigkeiten, sondern auch mit der wirtschaftlichen Machbarkeit des Einsatzes von Vorverbunden ist. Darüber hinaus ist die Wasseraufbereitung ein Komplex technisches System, ist es für Kessel kleiner und mittlerer Leistung überflüssig.

Bekannte Verfahren zum Entfernen bereits gebildeter Ablagerungen verwenden hauptsächlich mechanische und chemische Reinigungsverfahren. Der Nachteil dieser Verfahren ist, dass sie nicht während des Kesselbetriebs durchgeführt werden können. Außerdem erfordern chemische Reinigungsverfahren oft den Einsatz teurer Chemikalien.

Es gibt auch bekannte Möglichkeiten, die Bildung von Kesselstein und Korrosion zu verhindern, die während des Betriebs der Kessel durchgeführt werden.

Das US-Patent Nr. 1,877,389 schlägt ein Verfahren zum Entfernen von Kesselstein und zum Verhindern seiner Bildung in Heißwasser- und Dampfkesseln vor. Bei diesem Verfahren ist die Oberfläche des Kessels die Kathode und die Anode wird innerhalb der Rohrleitung platziert. Das Verfahren besteht darin, Gleich- oder Wechselstrom durch das System zu leiten. Die Autoren stellen fest, dass der Mechanismus der Methode darin besteht, dass sich unter Einwirkung eines elektrischen Stroms Gasblasen auf der Oberfläche des Kessels bilden, die zum Abblättern der vorhandenen Ablagerungen führen und die Bildung einer neuen verhindern. Der Nachteil dieser Methode ist die Notwendigkeit, den Stromfluss im System ständig aufrechtzuerhalten.

Das US-Patent Nr. 5,667,677 schlägt ein Verfahren zum Behandeln einer Flüssigkeit, insbesondere Wasser, in einer Rohrleitung vor, um die Kesselsteinbildung zu verlangsamen. Diese Methode basiert auf der Erzeugung eines elektromagnetischen Feldes in Rohren, das in Wasser gelöste Calcium- und Magnesiumionen von den Wänden von Rohren und Geräten abstößt und verhindert, dass sie in Form von Kesselstein kristallisieren, was den Betrieb von Kesseln, Kesseln und Wärme ermöglicht Wärmetauscher und Kühlsysteme auf hartem Wasser. Der Nachteil dieses Verfahrens sind die hohen Kosten und die Komplexität der verwendeten Ausrüstung.

WO 2004016833 schlägt ein Verfahren zum Reduzieren der Kesselsteinbildung auf einer Metalloberfläche vor, die einer übersättigten alkalischen wässrigen Lösung ausgesetzt ist, die zur Kesselsteinbildung nach einer Expositionsdauer fähig ist, umfassend das Anlegen eines kathodischen Potentials an die Oberfläche.

Diese Methode kann in verschiedenen verwendet werden technologische Prozesse wo das Metall in Kontakt ist wässrige Lösung insbesondere in Wärmetauschern. Der Nachteil dieses Verfahrens besteht darin, dass es die Metalloberfläche nach dem Entfernen des Kathodenpotentials nicht vor Korrosion schützt.

Es besteht daher derzeit Bedarf, ein verbessertes Verfahren zur Verhinderung der Kesselsteinbildung in Heizungsrohren, Heißwasser- und Dampfkesseln zu entwickeln, das wirtschaftlich und hochwirksam ist und einen Korrosionsschutz der Oberfläche für lange Zeit gewährleistet Exposition.

In der vorliegenden Erfindung wird dieses Problem unter Verwendung eines Verfahrens gelöst, gemäß dem ein stromführendes elektrisches Potential auf der Metalloberfläche erzeugt wird, das ausreicht, um die elektrostatische Komponente der Adhäsionskraft von kolloidalen Partikeln und Ionen an der Metalloberfläche zu neutralisieren.

KURZE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG

Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein verbessertes Verfahren zum Verhindern von Ablagerungen an Heizungsrohren in Heißwasser- und Dampfkesseln bereitzustellen.

Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht darin, die Möglichkeit bereitzustellen, die Notwendigkeit einer Entkalkung während des Betriebs von Heißwasser- und Dampfkesseln zu eliminieren oder erheblich zu reduzieren.

Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht darin, die Notwendigkeit der Verwendung von Verbrauchsreagenzien zu beseitigen, um die Bildung von Kesselstein und Korrosion der Heizrohre von Heißwasser- und Dampfkesseln zu verhindern.

Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht darin, den Beginn von Arbeiten zur Verhinderung von Kesselsteinbildung und Korrosion von Heißwasser- und Dampfkessel-Heizrohren an kontaminierten Kesselrohren zu ermöglichen.

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Verhindern der Bildung von Zunder und Korrosion auf einer Metalloberfläche aus einer eisenhaltigen Legierung in Kontakt mit einer Wasserdampfumgebung, aus der sich Zunder bilden kann. Dieses Verfahren besteht darin, ein stromführendes elektrisches Potential an die Metalloberfläche anzulegen, das ausreicht, um die elektrostatische Komponente der Adhäsionskraft von kolloidalen Teilchen und Ionen an der Metalloberfläche zu neutralisieren.

Gemäß einigen besonderen Ausführungsformen des beanspruchten Verfahrens wird das Stromführungspotential im Bereich von 61–150 V eingestellt. Gemäß einigen besonderen Ausführungsformen des beanspruchten Verfahrens ist die obige eisenhaltige Legierung Stahl. In einigen Ausführungsformen ist die Metalloberfläche die Innenoberfläche der Heizrohre eines Heißwasser- oder Dampfkessels.

Aufgedeckt in diese Beschreibung das Verfahren hat die folgenden Vorteile. Ein Vorteil des Verfahrens ist die verringerte Kesselsteinbildung. Ein weiterer Vorteil der vorliegenden Erfindung ist die Möglichkeit, eine einmal gekaufte, funktionierende elektrophysikalische Vorrichtung zu verwenden, ohne dass verbrauchbare synthetische Reagenzien benötigt werden. Ein weiterer Vorteil ist die Möglichkeit, an verschmutzten Kesselrohren zu arbeiten.

Das technische Ergebnis der vorliegenden Erfindung besteht daher darin, die Effizienz von Heißwasser- und Dampfkesseln zu erhöhen, die Produktivität zu steigern, die Wärmeübertragungseffizienz zu erhöhen, den Brennstoffverbrauch zum Heizen des Kessels zu reduzieren, Energie zu sparen usw.

Weitere technische Ergebnisse und Vorteile der vorliegenden Erfindung sind die Möglichkeit der schichtweisen Zerstörung und Entfernung bereits gebildeter Beläge sowie die Verhinderung ihrer Neubildung.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

1 zeigt die Verteilung von Ablagerungen auf den Innenflächen des Kessels als Ergebnis der Anwendung des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG

Das erfindungsgemße Verfahren besteht darin, an eine Metalloberfläche, die der Bildung von Ablagerungen ausgesetzt ist, ein leitendes elektrisches Potential anzulegen, das ausreicht, um die elektrostatische Komponente der Adhäsionskraft von kolloidalen Partikeln und ablagerungsbildenden Ionen an der Metalloberfläche zu neutralisieren.

Der Begriff "leitfähiges elektrisches Potential" im Sinne dieser Anmeldung bedeutet ein Wechselpotential, das die elektrische Doppelschicht an der Grenzfläche zwischen dem Metall und dem Wasser-Dampf-Medium neutralisiert, das Salze enthält, die zur Bildung von Kesselstein führen.

Wie dem Fachmann bekannt, sind Träger elektrische Ladung in einem Metall, langsam im Vergleich zu den Hauptladungsträgern - Elektronen, sind Versetzungen seiner Kristallstruktur, die eine elektrische Ladung tragen und Versetzungsströme bilden. Diese Ströme, die an die Oberfläche der Heizrohre des Kessels gelangen, sind Teil der doppelten elektrischen Schicht während der Bildung von Kesselstein. Das stromführende, elektrische, pulsierende (dh Wechsel-)Potenzial initiiert den Abtransport der elektrischen Ladung von Versetzungen von der Metalloberfläche zum Boden. Insofern handelt es sich um einen stromdurchflossenen Versetzungsstrom. Durch die Einwirkung dieses stromführenden elektrischen Potentials wird die elektrische Doppelschicht zerstört, der Zunder zersetzt sich allmählich und gelangt in Form von Schlamm in das Kesselwasser, der bei periodischen Abschlämmungen aus dem Kessel entfernt wird.

Somit ist der Begriff "stromentfernendes Potential" einem Fachmann auf diesem Gebiet verständlich und zudem aus dem Stand der Technik bekannt (siehe beispielsweise Patent RU 2128804 C1).

Als Vorrichtung zur Erzeugung eines stromdurchflossenen elektrischen Potentials kann beispielsweise die in der RU 2100492 C1 beschriebene Vorrichtung verwendet werden, die einen Umrichter mit einem Frequenzumrichter und einem Pulsspannungsregler sowie einem Pulsformregler umfasst. Eine ausführliche Beschreibung dieses Geräts ist in RU 2100492 C1 enthalten. Wie dem Fachmann bekannt ist, kann auch jede andere ähnliche Vorrichtung verwendet werden.

Das leitfähige elektrische Potential gemäß der vorliegenden Erfindung kann an jeden Teil der Metalloberfläche angelegt werden, der von der Basis des Kessels entfernt ist. Der Ort der Anwendung wird durch die Bequemlichkeit und/oder Effizienz der Anwendung des beanspruchten Verfahrens bestimmt. Ein Fachmann wird unter Verwendung der hierin offenbarten Informationen und unter Verwendung von Standardtestverfahren in der Lage sein, die optimale Stelle zum Anlegen des stromableitenden elektrischen Potentials zu bestimmen.

In einigen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung ist das leitende elektrische Potential variabel.

Das leitfähige elektrische Potential gemäß der vorliegenden Erfindung kann für verschiedene Zeiträume angelegt werden. Die mögliche Anwendungszeit wird durch die Art und den Verschmutzungsgrad der Metalloberfläche, die Zusammensetzung des verwendeten Wassers, das Temperaturregime und die Merkmale des Betriebs des wärmetechnischen Geräts und andere Faktoren bestimmt, die Fachleuten auf diesem Gebiet bekannt sind Technologie. Ein Fachmann wird unter Verwendung der in der vorliegenden Beschreibung offenbarten Informationen und unter Verwendung von Standardtestverfahren in der Lage sein, den optimalen Zeitpunkt zum Anlegen eines stromleitenden elektrischen Potentials basierend auf den Zielen, Bedingungen und dem Zustand der thermischen Vorrichtung zu bestimmen .

Der zur Neutralisierung der elektrostatischen Komponente der Adhäsionskraft erforderliche Wert des stromführenden Potentials kann von einem Fachmann auf dem Gebiet der Kolloidchemie auf der Grundlage von Informationen bestimmt werden, die aus dem Stand der Technik bekannt sind, beispielsweise aus dem Buch Deryagin BV. Churaev NV, Muller VM "Surface Forces", Moskau, "Nauka", 1985. Gemäß einigen Ausführungsformen liegt der Wert des stromführenden elektrischen Potentials im Bereich von 10 V bis 200 V, weiter bevorzugt von 60 V bis 150 V, noch weiter bevorzugt von 61 V bis 150 V. Die Werte des stromführenden elektrischen Potentials im Bereich von 61 V bis 150 V führen zur Entladung der elektrischen Doppelschicht, die der elektrostatischen Komponente der Adhäsionskräfte zugrunde liegt der Waage und in der Folge zur Zerstörung der Waage. Stromentfernende Potentialwerte unter 61 V sind für die Zerstörung von Ablagerungen unzureichend, und bei stromentfernenden Potentialwerten über 150 V beginnt wahrscheinlich eine unerwünschte elektroerosive Zerstörung des Metalls der Heizrohre.

Die Metalloberfläche, auf die das erfindungsgemäße Verfahren angewendet werden kann, kann Bestandteil folgender wärmetechnischer Geräte sein: Heizrohre von Dampf- und Heißwasserkesseln, Wärmetauschern, Kesselanlagen, Verdampfern, Heizungsleitungen, Heizsystemen für Wohngebäude und Industrieanlagen im laufenden Betrieb. Diese Liste dient der Veranschaulichung und schränkt die Liste der Vorrichtungen, auf die das Verfahren der vorliegenden Erfindung angewendet werden kann, nicht ein.

In einigen Ausführungsformen kann die eisenhaltige Legierung, aus der die Metalloberfläche, auf die das Verfahren der vorliegenden Erfindung angewendet werden kann, angewendet werden kann, Stahl oder ein anderes eisenhaltiges Material wie Gusseisen, Kovar, Fechral, ​​Transformatorstahl, Alsifer sein. Magnico, Alnico, Chromstahl, Invar usw. Diese Liste dient der Veranschaulichung und schränkt die Liste der Eisenlegierungen, auf die das Verfahren der vorliegenden Erfindung angewendet werden kann, nicht ein. Der Fachmann wird aufgrund der aus dem Stand der Technik bekannten Kenntnisse in der Lage sein, solche eisenhaltigen Legierungen zu finden, die gemäß der vorliegenden Erfindung verwendet werden können.

Das wässrige Medium, aus dem sich Kesselstein bilden kann, ist gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung Leitungswasser. Das wässrige Medium kann auch Wasser sein, das gelöste Metallverbindungen enthält. Die gelösten Metallverbindungen können Eisen- und/oder Erdalkalimetallverbindungen sein. Das wässrige Medium kann auch eine wässrige Suspension von kolloidalen Partikeln von Eisen- und/oder Erdalkalimetallverbindungen sein.

Das erfindungsgemäße Verfahren entfernt zuvor gebildete Ablagerungen und dient als reagenzfreies Mittel zur Reinigung der Innenflächen während des Betriebs eines wärmetechnischen Geräts, wodurch dessen zunderfreier Betrieb weiter sichergestellt wird. Gleichzeitig übersteigt die Größe der Zone, in der die Verhinderung von Kesselsteinbildung und Korrosion erreicht wird, die Größe der effektiven Kesselsteinzerstörungszone erheblich.

Das erfindungsgemäße Verfahren hat folgende Vorteile:

Erfordert keine Verwendung von Reagenzien, d.h. umweltfreundlich;

Einfach zu implementieren, erfordert keine speziellen Geräte;

Ermöglicht es Ihnen, den Wärmeübertragungskoeffizienten zu erhöhen und die Effizienz von Kesseln zu verbessern, was die wirtschaftliche Leistung seiner Arbeit erheblich beeinflusst;

Es kann als Ergänzung zu den angewendeten Methoden der Vorkesselwasserbehandlung oder separat verwendet werden;

Ermöglicht den Verzicht auf die Enthärtung und Entlüftung von Wasser, was das technologische Schema von Kesselhäusern erheblich vereinfacht und die Kosten während des Baus und des Betriebs erheblich senkt.

Mögliche Objekte des Verfahrens können Heißwasserkessel, Abhitzekessel, geschlossene Wärmeversorgungssysteme, Anlagen zur thermischen Meerwasserentsalzung, Dampfumwandlungsanlagen usw. sein.

Das Fehlen von Korrosionsschäden, Kesselsteinbildung auf den Innenflächen eröffnet die Möglichkeit zur Entwicklung grundlegend neuer Design- und Layoutlösungen für Dampfkessel kleiner und mittlerer Leistung. Dadurch wird durch die Intensivierung thermischer Prozesse eine deutliche Reduzierung der Masse und Abmessungen von Dampfkesseln erreicht. Um das vorgegebene Temperaturniveau der Heizflächen zu gewährleisten und folglich den Brennstoffverbrauch zu reduzieren, das Volumen der Rauchgase und deren Emissionen in die Atmosphäre zu reduzieren.

IMPLEMENTIERUNGSBEISPIEL

Das in der vorliegenden Erfindung beanspruchte Verfahren wurde in den Kesselanlagen "Admiralty Shipyards" und "Red Chemist" getestet. Es hat sich gezeigt, dass das erfindungsgemäße Verfahren die Innenflächen von Kesseln wirksam von Ablagerungen reinigt. Im Zuge dieser Arbeiten wurden Einsparungen erzielt Bezugskraftstoff 3-10%, während die Streuung der Einsparwerte mit unterschiedlichem Verschmutzungsgrad der Innenflächen der Kessel verbunden ist. Ziel der Arbeit war es, die Wirksamkeit des vorgeschlagenen Verfahrens zu bewerten, um einen reagenzfreien, zunderfreien Betrieb von mittelgroßen Dampfkesseln unter Bedingungen einer hochwertigen Wasseraufbereitung, Einhaltung des wasserchemischen Regimes und eines hohen zu gewährleisten professionelles Niveau der Gerätebedienung.

Der Test des in der vorliegenden Erfindung beanspruchten Verfahrens wurde am Dampfkessel Nr. 3 DKVr 20/13 des 4. Krasnoselskaja-Kesselhauses der südwestlichen Niederlassung des Staatlichen Einheitsunternehmens "TEK SPb" durchgeführt. Der Betrieb der Kesseleinheit wurde in strikter Übereinstimmung mit den Anforderungen der behördlichen Dokumente durchgeführt. Der Kessel ist mit allen notwendigen Mitteln zur Überwachung seiner Betriebsparameter ausgestattet (Druck und Durchfluss des erzeugten Dampfes, Temperatur und Durchfluss des Speisewassers, Druck der Blasluft und des Brennstoffs an den Brennern, Vakuum in den Hauptgasabschnitten). Pfad der Kesseleinheit). Die Dampfleistung des Kessels wurde auf 18 t/h gehalten, der Dampfdruck in der Kesseltrommel betrug 8,1...8,3 kg/cm 2 . Der Economizer arbeitete im Heizmodus. Das Quellwasser war die städtische Wasserversorgung, die den Anforderungen von GOST 2874-82 "Trinkwasser" entsprach. Es ist zu beachten, dass die Menge an Eisenverbindungen am Eingang des angegebenen Heizraums in der Regel die gesetzlichen Anforderungen (0,3 mg/l) überschreitet und 0,3-0,5 mg/l beträgt, was zu einer intensiven Überwucherung der führt Innenflächen mit eisenhaltigen Verbindungen.

Die Bewertung der Wirksamkeit des Verfahrens wurde nach dem Zustand der Innenflächen des Kessels durchgeführt.

Bewertung des Einflusses des erfindungsgemäßen Verfahrens auf den Zustand der inneren Heizflächen der Kesseleinheit.

Vor Beginn der Versuche wurde eine Innenbesichtigung der Kesselanlage durchgeführt und der Ausgangszustand der Innenflächen aufgenommen. Die Vorinspektion des Kessels wurde zu Beginn der Heizperiode, einen Monat nach seiner chemischen Reinigung, durchgeführt. Als Ergebnis der Inspektion wurde festgestellt: Auf der Oberfläche der Trommeln befinden sich feste dunkelbraune Ablagerungen mit paramagnetischen Eigenschaften, die vermutlich aus Eisenoxiden bestehen. Die Dicke der Ablagerungen betrug visuell bis zu 0,4 mm. Im sichtbaren Teil der Kesselrohre, hauptsächlich auf der dem Ofen zugewandten Seite, wurden nicht durchgehende Feststoffablagerungen gefunden (bis zu fünf Stellen pro 100 mm Rohrlänge mit einer Größe von 2 bis 15 mm und einer Dicke von bis zu 0,5 mm optisch).

An der Luke (2) der oberen Trommel von der Rückseite des Kessels wurde an Punkt (1) eine Vorrichtung zum Erzeugen eines stromführenden Potentials, beschrieben in EN 2100492 C1, angebracht (siehe Abb.1). Das stromführende elektrische Potential war gleich 100 V. Das stromführende elektrische Potential wurde kontinuierlich für 1,5 Monate aufrechterhalten. Am Ende dieses Zeitraums wurde die Kesseleinheit geöffnet. Als Ergebnis einer Inneninspektion des Kessels wurde festgestellt, dass auf der Oberfläche (3) der oberen und unteren Trommel innerhalb von 2 bis 2,5 Metern (Zone (4)) fast keine Ablagerungen (nicht mehr als 0,1 mm visuell) vorhanden waren. ) aus den Luken der Trommeln (Anschlusspunkte des Gerätes zum Erzeugen eines stromführenden Potentials (1)). In einem Abstand von 2,5-3,0 m (Zone (5)) von den Luken sind Ablagerungen (6) in Form von einzelnen Knötchen (Flecken) mit einer Dicke von bis zu 0,3 mm erhalten (siehe Abb.1). Wenn Sie sich weiter nach vorne bewegen (in einem Abstand von 3,0-3,5 m von den Luken), beginnen kontinuierlich Ablagerungen (7) bis zu 0,4 mm visuell, d.h. bei diesem Abstand vom Verbindungspunkt der Vorrichtung zeigte sich die Wirkung des Reinigungsverfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung praktisch nicht. Das stromführende elektrische Potential war gleich 100 V. Das stromführende elektrische Potential wurde kontinuierlich für 1,5 Monate aufrechterhalten. Am Ende dieses Zeitraums wurde die Kesseleinheit geöffnet. Als Ergebnis einer internen Inspektion des Kessels wurde festgestellt, dass es fast keine Ablagerungen (nicht mehr als 0,1 mm visuell) auf der Oberfläche der oberen und unteren Trommeln innerhalb von 2 bis 2,5 Metern von den Luken der Trommeln (der Anschlusspunkt des Gerätes zum Aufbau eines stromableitenden Potentials). In einem Abstand von 2,5-3,0 m von den Luken blieben die Ablagerungen in Form einzelner Knötchen (Flecken) von bis zu 0,3 mm Dicke erhalten (siehe Abb.1). Wenn Sie sich weiter nach vorne bewegen (in einem Abstand von 3,0 bis 3,5 m von den Luken), beginnen visuell kontinuierliche Ablagerungen bis zu 0,4 mm, d. H. bei diesem Abstand vom Verbindungspunkt der Vorrichtung zeigte sich die Wirkung des Reinigungsverfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung praktisch nicht.

Im sichtbaren Teil der Kesselrohre, innerhalb von 3,5 bis 4,0 m von den Luken der Trommeln, gab es fast keine Ablagerungen. Weiter nach vorne wurden nicht durchgehende feste Ablagerungen gefunden (bis zu fünf Flecken pro 100 mm linear mit einer Größe von 2 bis 15 mm und einer Dicke von bis zu 0,5 mm visuell).

Als Ergebnis dieser Teststufe wurde geschlussfolgert, dass das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung ohne die Verwendung irgendwelcher Reagenzien zuvor gebildete Ablagerungen effektiv zerstört und einen kalkfreien Betrieb des Kessels bereitstellt.

Auf der nächster Schritt Tests wurde ein Gerät zum Erzeugen eines stromführenden Potentials an Punkt "B" angeschlossen und die Tests für weitere 30-45 Tage fortgesetzt.

Die nächste Öffnung der Kesselanlage erfolgte nach 3,5 Monaten Dauerbetrieb des Gerätes.

Die Inspektion der Kesseleinheit zeigte, dass die zuvor verbliebenen Ablagerungen vollständig zerstört waren und nur noch eine geringe Menge an den unteren Abschnitten der Kesselrohre zurückblieb.

Dies führte zu folgenden Schlussfolgerungen:

Die Größe der Zone, innerhalb derer der zunderfreie Betrieb der Kesseleinheit gewährleistet ist, übersteigt die Größe der Zone der effektiven Zerstörung von Ablagerungen deutlich, was eine nachträgliche Übertragung des Verbindungspunkts des stromabnehmenden Potentials zur Reinigung des gesamten Innenraums ermöglicht Oberfläche der Kesseleinheit und behält weiterhin ihre zunderfreie Betriebsweise bei;

Die Zerstörung zuvor gebildeter Ablagerungen und die Verhinderung der Bildung neuer Ablagerungen wird durch Prozesse anderer Art bereitgestellt.

Aufgrund der Ergebnisse der Inspektion wurde entschieden, die Tests bis zum Ende der Heizperiode fortzusetzen, um die Trommeln und Kesselrohre abschließend zu reinigen und die Zuverlässigkeit des kalkfreien Betriebs des Kessels zu ermitteln. Die nächste Öffnung der Kesselanlage erfolgte nach 210 Tagen.

Die Ergebnisse der Inneninspektion des Kessels zeigten, dass der Prozess der Reinigung der Innenflächen des Kessels innerhalb der oberen und unteren Trommeln und Kesselrohre mit einer fast vollständigen Entfernung von Ablagerungen endete. Auf der gesamten Oberfläche des Metalls bildete sich eine dünne dichte Beschichtung, die eine schwarze Farbe mit einem blauen Farbton aufwies, deren Dicke selbst im nassen Zustand (fast unmittelbar nach dem Öffnen des Kessels) visuell 0,1 mm nicht überschritt.

Gleichzeitig wurde die Zuverlässigkeit des Sicherstellens des kalkfreien Betriebs der Kesseleinheit bestätigt, wenn das Verfahren der vorliegenden Erfindung verwendet wurde.

Die Schutzwirkung des Magnetitfilms hielt bis zu 2 Monate nach dem Abschalten des Gerätes an, was völlig ausreicht, um die Trockenkonservierung des Kesselaggregats bei Überführung in die Reserve oder zur Reparatur zu gewährleisten.

Obwohl die vorliegende Erfindung in Bezug auf verschiedene spezifische Beispiele und Ausführungsformen der Erfindung beschrieben wurde, sollte klar sein, dass diese Erfindung nicht darauf beschränkt ist und dass sie innerhalb des Umfangs der folgenden Ansprüche praktiziert werden kann.

PATENTANSPRÜCHE 1. Verfahren zur Verhinderung der Zunderbildung auf einer Metalloberfläche aus einer eisenhaltigen Legierung und in Kontakt mit einem Dampf-Wasser-Medium, aus dem sich Zunder bilden kann, umfassend das Anlegen eines stromführenden elektrischen Potentials im Bereich von 61 V bis 150 V an die spezifizierte Metalloberfläche, um die elektrostatische Komponente der Kraftadhäsion zwischen der Metalloberfläche und kolloidalen Partikeln und ablagerungsbildenden Ionen zu neutralisieren.

Die Erfindung bezieht sich auf die thermische Energietechnik und kann zum Schutz gegen Kesselstein und Korrosion von Heizungsrohren von Dampf- und Heißwasserkesseln, Wärmetauschern, Kesselanlagen, Verdampfern, Heizungsleitungen, Heizungsanlagen für Wohngebäude und Industrieanlagen während des Betriebs verwendet werden. Ein Verfahren zum Verhindern der Bildung von Zunder auf einer Metalloberfläche aus einer eisenhaltigen Legierung und in Kontakt mit einem Dampf-Wasser-Medium, aus dem sich Zunder bilden kann, umfasst das Anlegen eines stromführenden elektrischen Potentials im Bereich von 61 V bis 150 V an die angegebene Metalloberfläche, um die elektrostatische Komponente der Adhäsionskraft zwischen der angegebenen Metalloberfläche und kolloidalen Partikeln und ablagerungsbildenden Ionen zu neutralisieren. WIRKUNG: Erhöhung der Effizienz und Produktivität von Heißwasser- und Dampfkesseln, Erhöhung der Wärmeübertragungseffizienz, schichtweise Zerstörung und Entfernung des gebildeten Zunders sowie Verhinderung seiner Neubildung. 2 Wp. f-ly, 1 pr., 1 ill.