CC BY
276
УДК 519.72
СНИЖЕНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТИ ТЕПЛООБМЕННЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
С.И. Черенков, О.А. Сотникова
В статье рассматривается механизм развития коррозионных процессов теплообменных поверхностей энергетического оборудования при различных условиях их протекания, а также способы снижения интенсивности этих процессов
Ключевые слова: коррозионная активность, котельные агрегаты, теплообменные поверхности, подпитка, водно-химический режим
Энергетическое оборудование тепловых, атомных и гидравлических электростанций относится к категории объектов высокой опасности в связи с тяжелыми экологическими последствиями и экономическими издержками при авариях. Условия эксплуатации оборудования, прежде всего высокие температуры и давления, агрессивная среда, кавитация, циклические нагрузки и другие факторы, способствующие деградации основного метала и сварных соединений, естественно учитываются при проектировании, что, однако, ни в коей мере не отменяет мероприятий по мониторингу состояния и повышению рабочего ресурса систем теплоэнергетического
оборудования.
Успешное функционирование системы определяется безотказностью всех элементов и наличием нормальных условий эксплуатации. Наиболее проблематичным оказывается отказов котельного оборудования и самих
теплоэнергетических установок. По данным исследовательского института энергетики США 26% всех повреждений в котлах связано с коррозионными процессами труб. Даже в тех случаях, когда данные процессы не приводят сами как таковые к аварии, то, зачастую, являются одним из важнейших факторов, ускоряющих разрушения (например, в случае развития текучести металлов, накопления усталостных напряжений и постепенной потере ими пластичных свойств). Необходимым является определение особенностей и возможностей нейтрализации причин интенсификации коррозионных процессов.
Общие сведения о коррозионных процессах внутренних поверхностей оборудования Во время прохождения теплоносителя по поверхностям нагрева меняется его состояние, состав, скорость и давление. Нельзя забывать и о
Черенков Сергей Игоревич - ВГАСУ, соискатель, тел. 89204077869
Сотникова Ольга Анатольевна - ВГАСУ, д-р техн. наук, профессор, Е-таі1: [email protected]
том, что во время рабочего процесса вода (пар) может проходить деаэрирование и коррекцию качественного состава.
Основными факторами, влияющими на скорость образования отложений продуктов коррозии железа, являются: давление, температура, концентрация железа, величина теплового потока, значения рН, валентность железа, температура воды, а также наличие в ней примесей.
Различают следующие виды
электрохимической коррозии металлов
применяемых в котлостроении [2]: кислородную, кислотную, углекислотную, щелочную
(каустическая хрупкость) и, как исключение, можно выделить подшламовую - под действием агрессивных агентов, скапливающихся на поверхности металла под слоем шлама [3].
Повышенная коррозионная активность теплоносителя определяется обычно концентрацией водородных ионов, зависящей от температуры. Так, при 250 °С концентрация в чистой воде в 23,7 раза больше, чем при 25 °С [4].
Щелочная коррозия, определяемая концентрацией щелочи (№ОН), особенно активно протекает под слоем отложений (накипи и шлама). Толщина слоя накипи 5н на внутренней поверхности связана с температурой ^ наружной обогреваемой поверхности стенки при низких значениях теплопроводности слоя накипи Хн следующей зависимостью (1) [7]:
І рт + (Ц
1 ъ+^
Л, Я
Л
+
а 2
(1)
М у
где !рт - температура воды; q - удельный тепловой поток на единицу поверхности трубы; а2 -коэффициент внутренней теплоотдачи; 5н, 5м -соответственно, толщина слоя накипи и металла трубы; Хн, Хм - теплопроводность накипи и стенки трубы.
При «упаривании» («хайд-ауте»)
существенно наличие соединений с отрицательным коэффициентом растворимости. К ним относятся: №2СО3, К28О4 (после 300 0С), №28іО3 (уже после 50 0С), фосфат натрия №3РО4 (растворимость, которого снижаться после 120 0С) [5]. Твердую
накипь образуют Са8Ю3 и Са804. При накипеобразовании, протекающем в процессе выпаривания воды, происходит выпадение даже легкорастворимых солей. Исследования показывают, что процесс железоокисного накипеобразования протекает практически при любой тепловой нагрузке, однако, скорость его резко увеличивается с ее возрастанием.
При содержании железа в котловой воде порядка 0,5 мг/дм3 и тепловой нагрузке 300000 Вт/м2 скорость процесса достаточно высока и достигает 0,0027 мг/см2ч, что в пересчете на оксиды железа соответствует 2,7 мг/см2 в месяц [8].
Поскольку количество железоокисных отложений, достаточных для разрушения трубы, составляет 20-30 мг/см2 [4], то, следовательно, годовой период эксплуатации является максимальной длительностью работы такой трубы до ее разрыва.
Также возможен такой вариант щелочной коррозии, как "коррозионная усталость" [5].
На интенсивность шламообразования и, как следствие, коррозионных процессов влияет ВХР. Так, повышенное амминирование, необходимое при фактической реализации режима чисто фосфатной щелочности, приводит к резкому повышению рыхлых отложений. При этом в случае недостаточной концентрации аммиака (рН до 9,1±0,1) увеличивается скорость коррозии стали, соприкасающейся как с водным теплоносителем, так и с конденсирующимся паром.
Изменение рН теплоносителя влияет не только на коррозионные процессы, но и на растворимость железооксидных пленок, находящихся на поверхности металла. Так, при содержании в воде аммиака 0,45 мг/кг и менее (рН< 9,2) наблюдается резкое увеличение растворимости магнетита при температуре около 150°С. Достаточно высокие скорости растворения магнетита сохраняются и при температуре до 190°С. При содержании в воде 2 мг/кг аммиака (рН=9,5) растворимость магнетита мало зависит от температуры и во всем исследованном интервале не превышает 4 мкг/кг.
Немалую роль играет такой вид коррозии, как водородное охрупчивание металла всех внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования. В парогенерирующих трубах при недостаточной скорости воды [2], обусловленной зашламлением, накипеобразованием и
конструктивными особенностями котлов (малый угол наклона, горизонтальное расположение труб), «ядерный» режим кипения может переходить в менее благоприятный - «пленочный». Последний вызывает перегрев металла и, как правило, пароводяную коррозию. Развитию ее сильно способствуют вносимые в котел с питательной водой оксиды железа и меди, которые, образуя отложения на поверхностях нагрева, ухудшают теплопередачу. Прямое следствие перегрева стали и
протекания пароводяной коррозии - появление в паре котла молекулярного водорода.
При больших температурах и давлениях водород реагирует с углеродом, находящимся в карбидах:
4Н+Бе3С = 3Бе + СН4.
В результате данной реакции протекает процесс экстрагивной коррозии, и сталь теряет свои пластические свойства.
В бездействующих котлах и в случаях конденсации пара в относительно холодных пароперегревателях может развиваться точечная коррозия под влиянием кислорода и угольного ангидрида. Это результат того, что при останове котла перегреватели становятся своеобразными «холодильниками» [7].
На коррозионные процессы
теплоэнергетических установок, вне зависимости от назначения, конструкции, режима эксплуатации и состояния, влияет водно-химический режим (ВХР).
ВХР косвенно влияет на длительность безаварийной работы котлоагрегата также через структуру и скорость образования отложений: экспериментально установлено, что состав и свойства (в основном плотность и теплопроводность) железноокисных отложений в котлах зависят от типа режима.
До сих пор в России одним из наиболее распространенных является гидразин-аммиачный водно-химический режим (ГАВР). ГАВР реализуется дозированием в питательную воду гидразингидрата и аммиака:
О2 + М2Н4 = 2Н2О + М2;
]МН4ОН ^ :ЫН4+ + ОН_;_Н2СО3Н+ + НСО3_;
Н+ + ОН ^ Н2О; НСО3_ + ОН- ^ СО32_ + Н2О.
Одновременно содержание аммиака и его соединений в пересчете на КН3 должно быть не более 500 мкг/кг, а избыток гидразина должен составлять от 30 до 100 мкг/кг.
В США и Японии нашел широкое распространение ВХР повышенного
амминирования, создаваемый дозированием в контур котла аммиака и работой конденсатоочистки в КН4-0И-форме. Кроме вышеперечисленных существуют: комплексонный (разновидность ГАВР), с дозированием
эквивалентного (в зависимости от концентрации окислов железа и меди в котловой воде) количества комплексонов (этилендиаминтетрауксусная
кислота) и кислородный ВХР, с дозированием кислорода в питательный тракт (применяется в прямоточных котлах). Стоит отметить, что размер присадок химических реагентов во всех случаях определяется на основании результатов систематических химанализов, что является залогом правильной реализации ВХР.
Изменение интенсивности коррозионных процессов стенок теплообменных поверхностей теплоэнергетических установок
1. В зависимости от места их расположения
Исследования показывают значительную разницу коррозии поверхностей нагрева котлов в зависимости от их расположения в топке. Так, нижние радиационные части (НРЧ) котлов наиболее подвержены подшламовой коррозии.
В результате анализа причин формирования железооксидных отложений в теплообменных поверхностях были выявлены следующие
особенности [8]:
- наибольшее количество отложений
наблюдалось на нижней образующей верхних змеевиков: 632,5 и 644 г/м2, на верхних
образующих их было меньше - порядка 250 г/м2. Наименьшее количество отложений обнаружилось на нижних образующих нижних секций - около 150-180 г/м2, при этом доля рыхлых отложений составила 26-42% общей массы отложений. В верхних теплонапряженных конвективных секциях доля рыхлых отложений составила 17-28%;
- большое количество отложений
наблюдалось на нижних половинках разрезанных труб верхних секций, то же можно отметить и для верхних половинок образцов труб нижних секций. Причина этих различий обусловлена, в основном, влиянием различной плотности теплового потока.
Особенности коррозии в подогревателях высокого давления (ПВД) во многом связаны с повышенной скоростью среды в змеевиках. Для деаэрированных нейтральных вод увеличение скорости среды от 0 до 8 м/с приводит к повышению скорости коррозии при длительности испытаний 1000 ч с 23,8 до 79 мг/(мг-ч).
Снижение коррозионной активности достигается следующим:
а) применение кислорода, который выступает в роли пассиватора, способствуя замедлению коррозионных процессов. При повышении концентрации кислорода от 200 до 500 мкг/кг скорость коррозии снижается с 79 до 5 мкг/(кг-ч) при скорости теплоносителя 8 м/с;
б) в условиях замкнутого цикла работы котлоагрегата новые методы восстановительной термообработки (ВТО), в сочетании с кислотной отмывкой, могут значительно снизить общее количество отложений, сохраняя при этом целостность оксидной пленки. Это позволит понизить скорость в ПНД (за счет понижения общего сопротивления) и существенно увеличить ресурс теплообменных поверхностей.
Общие положения, касающиеся котельной коррозии, в равной мере применимы и к экономайзерам. Однако экономайзер, подогревая питательную воду и располагаясь перед котлом, особенно чувствителен к образованию коррозионных раковин. Вода, проходящая через экономайзер, имеет, как правило, низкое значение рН и не содержит химических ингибиторов. При этом иногда обработка котловой воды осуществляется пропусканием части ее через экономайзер. Как следствие, экономайзеры наиболее подвержены кислородной коррозии.
Условия работы ПНД во многом схожи с работой конденсатно-питательного тракта до деаэратора, но при этом подогреватели низкого давления в немалой степени влияют на выбор ВХР, так как могут выполняться как из сталей, так и из латуни и латунных сплавов.
Наиболее эффективно применение красной меди в качестве конструктивного материала подогревателей.
2. В зависимости от значений теплонапряжений:
- в целом по теплообменным поверхностям
Так, в одном из обследованных паровых котлов [11] на участках поверхности нагрева, закрытых шамотным поясом и работавших с тепловыми нагрузками 50000-60000 Вт/м2, скорость образования отложений в области наименьших тепловых нагрузок составляла всего 0,15 мг/см2 в месяц [11]. Участки поверхности нагрева ниже и выше зажигательного пояса имели тепловую нагрузку порядка 250000-350000 Вт/м2, и скорость процесса образования отложений продуктов коррозии железа на них составляла уже примерно 2 мг/см2 в месяц. Данная проблема наиболее актуальна для нижней радиационной части (НРЧ) трубопроводов, застойных зон барабанов котлов и участков котельных трубопроводов с низкой скоростью движения теплоносителя.
С увеличением плотности теплового потока от 50 до 300 кВт/м2 скорость образования отложений продуктов коррозии углеродистой стали на поверхности металла возрастала при исследованных концентрациях продуктов коррозии железа в воде. Это относится как к общему количеству отложений, так и к рыхлым отложениям. Так, при концентрации железа около 10 мкг/дм3 и тепловом потоке 50 кВт/м3 общее количество отложений было примерно в 5 раз меньше, чем при тепловом потоке 300 кВт/м3;
- в отдельных зонах котла
Возрастание скорости коррозии наблюдается
в экономайзерах, так как это первая поверхность нагрева, пропускающая подпиточную воду и испытывающая высокие тепловые нагрузки;
- в местах наиболее интенсивного испарения влаги
Пароперегревательные поверхности
испытывают большие тепловые нагрузки, при этом в процессе подготовки насыщенного пара постоянно возникает угроза пережога змеевиков со стороны его входа. Это происходит вследствие выноса частиц влаги и, как результат, накипеобразования.
С этим связана еще одна особенность паровых котлов: в них наиболее интенсивное отложение солей происходит в той части испарительной зоны, в которой испаряются последние капли влаги и начинается перегрев пара. В котлоагрегатах докритического давления эта
часть испарительной зоны по величине изменения энтальпии достаточно узка (200-250 кДж/кг).
Положительные результаты возможны при следующих условиях:
а) при изменении схемы и использования перегревателей смешанного типа;
б) в условиях барабана котла:
- переход на ступенчатое испарение (введение чистого и солевого отсеков в тепловую схему);
- поддержание щелочности среды фосфатированием;
- непрерывная «продувка», определяемая расчетом по соотношению (2):
а — а
р =-----------п_е_--3---------Ю0, (2)
а,.. —1,73( РО3 ) — апв
где ап.в, ак.в, ап - солесодержание питательной, продувочной (котловой) воды и пара, мг/л; РО43- -содержание фосфатов в продувочной воде, мг/л;
1,73 - коэффициент пересчета ионов РО43- на №3Р04.
Расчет проводится на основании анализов состава котловой воды (солевого отсека в случае присутствия его в конструктивной схеме);
в) в условиях теплообменных поверхностей (в особенности наиболее теплонапряженных) как барабанных, так и прямоточных котлов, лучшие результаты показывает применение нейтрального окислительного режима;
г) при соблюдении скоростей паровой смеси на выходе солевого отсека, что также крайне важно для поддержания допустимых скоростей коррозии турбин.
3. В зависимости от значений давления и температуры по длине конденсатно-питательного тракта
На участках конденсатного тракта, находящихся под разрежением, через неплотности валов турбин и конденсационных насосов в соединениях присасывается атмосферный воздух. С ним в рабочую среду поступают такие коррозионно-активные примеси, как О2 и СО2. Обогащение диоксидом углерода сопровождается смещением рН среды в кислую область и резким увеличением скорости коррозии. Это существенно ухудшает условия работы конденсатопроводов на участке от блока турбин до деаэратора.
Коррозия конденсатно-питательного тракта опасна не только тем, что повреждаются поверхности оборудования, но и тем, что при этом питательная вода обогащается продуктами коррозии. С увеличением их выноса усиливаются процессы подшламовой коррозии и железооксидного накипеобразования в остальном оборудовании котлоагрегата.
В качестве методов снижения скорости коррозионных процессов теплообменных поверхностей необходимо рассмотреть следующие:
а) свободный СО2 успешно связывается аммиаком;
б) положительные результаты возможны в случае:
- постоянной автоматической дозировки гидразингидрата для стабилизации его концентрации после деаэратора;
- поддержания необходимой воздушной плотности конденсатного тракта, позволяющей поддерживать содержание О2 не выше 30 мкг/кг (это в немалой степени обеспечивается предотвращением локальной коррозии, свойственной латунным подогревателям);
- в случае невозможности соблюдения пониженных концентраций кислорода, режим амминирования необходимо проводить из расчета отсутствия свободного аммиака по воднопитательному тракту (не более 500 мкг/кг КН3);
- поддержанием высокого качества обессоленного конденсата, не допуская повышения удельной электрической проводимости выше 0,3 мкСм/см и значение рН не ниже 7,3-7,5, а также не допускать переохлаждения конденсата.
4. В зависимости от качественного состава
воды
Определяющей является концентрация СО2 и Н . Результатом концентрации СО2 в пределах 0,3 мг/кг становится понижение рН до 5,5-6,0. Повышение температуры интенсифицирует данный процесс, так при 60-70 0С уже наблюдается недопустимая скорость коррозии [5]. Данные явления свойственны регенеративным
подогревателям питательной воды, особенно при недостаточно эффективном удалении
неконденсирующихся газов. При этом комплексы Си(КИ3)4(0И)2 разлагаются в ПДВ с образованием менее растворимых окислов, осаждающихся на поверхности трубок.
Методом повышения срока работы теплофикационного оборудования без остановов и аварий может являться сочетание конструкций подогревателей (переход на сталь как конструктивный материал) с правильным исполнением ВХР, что существенно снижает риск серьезных коррозионных повреждений.
5. В зависимости от вида ВХР
Применение каждого вида ВХР зависит от
типа, структуры, назначения и технического состояния каждого котла. Реализация любого из них содержит и минусы, и плюсы.
Так, в случае реализации обычного ГАВР значение рН поддерживается в пределах 9,1 ± 0,1. При режиме повышенного амминирования значение рН доводится до 9,44-9,60.
Режим повышенного амминирования хорошо зарекомендовал себя не только при постоянных, но и при переменных тепловых нагрузках (для схем с регенеративными ПНД из углеродистой стали). Стоит, однако, отметить, что авторы не упоминают об отсутствии проблем, присущих гидразийным режимам, вообще.
К основным недостаткам ГАВР можно отнести интенсивное образование
малотеплопроводных железоокисных отложений в НРЧ. Эта особенность приводит к развитию подшламовой коррозии, а при наличии переменных термических напряжений - всех видов щелочной коррозии.
При ГАВР слой отложений сравнительно однороден по составу и образован из ферритов (Бе3О4) или МеРе2О4.
Положительные результаты могут дать следующие методы коррекции:
а) применение одной из разновидностей
гидразинно-аммиачного водно-химического
режима, которым является комплексонный воднохимический режим. При этом водно-химическом режиме отложения характеризуются более плотной упаковкой и, следовательно, большей
теплопроводностью (в 2-3 раза) по сравнению с обычным ГАВР;
б) избежание таких ошибок, как введение реагентов до деаэратора (в выгодную область температур от 150 до 300 0С).
На Конаковской и на блоках мощностью 300 МВт Костромской ГРЭС в течении значительного срока положительные практические результаты показывает применение кислородного воднохимического режима.
При введении кислорода, до его концентрации от 200 до 500 мкг/дм3 в конденсате, происходило значительное снижение содержания железа в питательной воде и паре (по сравнению с ГАВР), соответственно с 8,2 до 3,3 мкг/дм3 и с 6,26,3 мкг/дм3 до 3,3-3,1 мкг/дм3.
Также, при КВХР слой отложений резко меняет природу и происходит разделение на довольно плотную, с хорошим сцеплением между частицами, верхнюю пленку и вязкий подслой, лежащий на металле (толщина наружного слоя 0,61,0 мкм, а внутреннего - примерно 0,5 мкм).
Разницу состава и формы отложений наглядно показывает таблица экспериментальных данных.
Количество и состав верхнего слоя
отложений продуктов коррозии железа, образовавшихся в процессе коррозии, при _________________различных ВХР___________________
Водно -химический режим Интенсивность отложений продуктов коррозии железа, 10-2 мг/см2ч
рыхлые плотные
АВР* 0,130 0,165
КАВР* 0,120 0,85
ВВР* 0,110 0,140
АВР+органика* 1,000 0,110
КАВР+органика* 1,286 0,363
*Примечание: АВР - аммиачный воднохимический режим; КАВР - кислородноаммиачный водно-химический режим; ВВР -восстановительный водно-химический режим.
Здесь стоит обратить внимание на данные с учетом присутствия в котловой воде органических примесей. Так, авторы [11] экспериментально доказали, что в присутствии уксусной кислоты происходит растворение магнетита (Ре304) в соответствии со следующей реакцией: Ре304+2СИ3С00И ~Ре(СИ3С00)2-пп+(2-
п)СИ3С00-+И20+Ре203
В присутствии в воде органических примесей эксперименты проводились при двух воднохимических режимах: аммиачном (АВР+органика) и кислородно-аммиачном (КАВР+органика); концентрация органических примесей в воде перед экспериментальным участком составила примерно
0.1 мг/мд3.
Анализ экспериментальных данных [11] показал, что при наличии в исходной воде органических примесей скорость коррозии углеродистой стали при аммиачном ВХР была примерно в 1.5 раза меньше, чем при КВХР. В настоящее время водно-химический режим с дозированием кислорода внедрен на всех крупных отечественных котельных с прямоточными котлами.
В среднем же, при аммиачном воднохимическом режиме скорость коррозии повысилась в 3.8 раза, а при кислородно-аммиачном - в 8 раз по сравнению с условиями, в которых органические примеси отсутствовали.
Аналогичные результаты по изменению содержания продуктов коррозии железа в воде при переходе от аммиачного или гидразин-аммиачного ВХР на КВХР были получены на ТГУ с барабанными котлами [9, 10].
Переход от ГАВР к КВХР, при работе фильтров блочной обессоливающей установки в КИ4-форме, привел к снижению содержания железа в питательной воде с 4,6 до 1,0 мкг/дм3. Отмечено, что при переходе к КВХР снизилось количество коррозионных повреждений в ПВД.
Аналогичные результаты были получены на тепловых электростанциях энергетической компании ЕБкош (ЮАР): при переходе на новый водно-химический режим содержание продуктов коррозии железа на входе в экономайзерную часть барабанного котла (температура 540 0С) снизилась с 15 до 1 мкг/дм3 [11].
Как условие эффективного применения ВХР и методов снижения коррозионной активности следует учесть:
а) практически при любых условиях КВХР обеспечивает значительное увеличение
продолжительности срока безаварийной работы теплофикационного оборудования, при условии строгого контроля содержания органических примесей во всем объеме котлоагрегата. Можно
предположить, что наиболее проблематичным будет выполнение этого требования в условиях эксплуатации барабанных водогрейных котлов со значительным сроком службы.
б) значительное накопление шлама (при излишнем дозировании фосфатов или невыполнении соотношения №3Р04 и кислой соли №2ИР04) в застойных зонах (например, в торцах барабана) приводит к прикипанию шлама. Поэтому при фосфатировании следует обеспечивать активное использование продувки и движение воды без застойных и тупиковых зон в барабанах и коллекторах. Кроме того, целесообразно также снижение жесткости питательной воды, например, ее глубоким умягчением.
Таким образом, подводя итоги вышеизложенному анализу причин коррозии теплообменных поверхностей
теплоэнергетического оборудования, можно сказать, что:
1. При нормативных показателях качественного состава подпиточных вод и для барабанных, и для прямоточных котлов теплоэнергетических комплексов воднохимический режим с дозированием кислорода в конденсатно-питательный тракт показывает
Литература
1. Троянский Е.А. Металлы котлостроения и расчет прочности деталей паровых котлов. Л.: Энергия, 1994.
2. Акользин П.А. Коррозия металла паровых котлов. Л.: Энергия, 1977.
3. Вихрев В.Ф., Шкроб М.С. Водоподготовка. Л.:Энергия, 1993.
4. Голубцов В.А. и др. Справочник химика-энергетика. Л.: Энергия, 1980.
5. Гусева М.И. и др. Влияние водорода на механические свойства металлов. Известия РАН. Серия физическая, 2006, №6.
6. Деев Л.В., Балахничев Н.А. Котельные установки и их обслуживание. М.: Высшая школа, 1990.
отличные результаты, значительно увеличивая срок безаварийной работы оборудования, что
положительно сказывается на потребителях, как в экономическом плане, так и с точки зрения надежности. Перспективны и требуют дальнейшего изучения возможные сочетания вариантов
химической водоподготовки и окислительного водно-химического режима.
2. Кроме дальнейшего совершенствования
кислородного водно-химического режима следует отметить существование возможности применения новых вариантов восстановительной
термообработки в сочетании с отмывкой
теплообменных поверхностей, что также требует проведения дополнительного экспериментального обоснования.
3. В случае невозможности реконструкции,
модернизации или перехода от вариантов гидразин-аммиачного водно-химического режима к режиму с дозированием кислорода надежностный ресурс системы теплоснабжения могут повысить:
пересмотр точек и объемов дозирования реагентов в котловую воду или, как минимум, контроль излишнего амминирования турбинного конденсата.
7. Шицман М.Е. и др. Анализ причин формирования железооксидных отложений в теплообменных поверхностях водогрейных котлов. Электрические станции, 1998, №4.
8. Conlin J.B., Vinnicombe D. Periodic treatment for drum boilers. Power plant chemistry, 1999, Volume 1, №4.
9. Dedekind I., Aspend D., Ken J. Oxygenated feed water treatment at the world’s largest fossil power plant. Power plant chemistry, Volume 3, 2001, №11.
10. Макрушин В.В. Влияние водно-химических режимов на коррозию углеродистой стали и образование отложений продуктов коррозии в тракте барабанных котлов. Теплоэнергетика, 2005, №8.
Воронежский государственный архитектурно-строительный университет
DECREASE IN INTENSITY OF CORROSION ACTIVITY OF HEAT-EXCHANGING SURFACES OF BOILER UNITS OF THE HEAT-POWER EQUIPMENT
S. I. Cherenkov, O. A. Sotnikova
In this article the mechanism of development of corrosion processes of heat-exchange surfaces of the power equipment is considered under various conditions of their course, and also ways of decrease in intensity of these processes
Keywords: the corrosion activity, boiler units, heat-exchange surfaces, feed water, a water -chemical
mode
