КОРРОЗИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ЗАРУБЕЖНЫХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
А. П. МАМЕТ
(Московское отделение ЦКТИ)
Данный обзор составлен по материалам, опубликованным в зарубежной технической печати в основном в 1963, 1964 и начале 1965 гг. В нем рассмотрены вопросы так называемой «водородной» коррозии металла котельных поверхностей нагрева [Л. 1—10], коррозии трубок регенеративных подогревателей питательной воды [Л. 11—14], консервации котлов во время их простоев [Л. 15—16], коррозии конденсаторных труб и элементов систем водяного охлаждения конденсаторов турбин [Л. 17—22], а также некоторые частные вопросы коррозии энергетического оборудования и методов ее предотвращения [Л. 23—30].
Несмотря на значительное сходство водородной коррозии с процессами щелочного растрескивания и подшламовой коррозии, авторы опубликованных по этому вопросу многочисленных статей считают водородную коррозию отличной от известного явления водородной хрупкости, обусловленной временным снижением пластичности металла вследствие обратимого насыщения его водородом.
Описаны многочисленные случаи таких повреждений на ряде электростанций с котлами в. д., обычно в виде неглубоких язвин или углублений, под которыми обнаруживается хрупкий обезуглероженный металл. Труба в местах разрыва имеет толстые края без заметного утонения стенки.
Повреждения обычно расположены на 75—150 мм ниже сварных швов (как правило, с подкладными кольцами), а над швами имеются только мелкие язвинки. Существенные отложения смеси окислов железа и меди отсутствуют, за исключением участков, непосредственно прилегающих к сварным швам. Коррозия и окисные отложения обнаружены только на огневой (обогреваемой) стороне труб, причем: глубина зоны обезуглероживания металла под отложениями в 2—4 раза превышает утонение в этом месте стенки трубы, вызванное коррозией.
Водородная коррозия наблюдается на котлах различных конструкций с давлением от 32 до 189 бар, повреждения иногда проявляются в «вырывании» больших полос металла с размерами до 1 200x50 мм. Это обусловлено образованием тонких межкристаллитных трещин, вследствие появления в металле метана — продукта взаимодействия диффундирующего в сталь атомарного водорода с карбидами железа. При этом металл обезуглероживается, а образующийся метан не способен к диффузии и, накапливаясь в отдельных точках структуры металла, создает высокие давления, вызывающие межкристаллитное растрескивание.
Водородная коррозия наблюдается в различных зонах котла, но только на участках, подвергающихся местной коррозии с усиленным выделением водорода (процессы типа 3Fe+4H2O→Fe3O4+8H), часть которого переходит в паровую фазу, а остающийся диффундирует в металл и образует в нем метан (С + 4Н→СН4).
Водородная коррозия происходит при температуре металла от 315 до 510° С и наблюдается при любом водном режиме котла (режимы «чистой воды», чистофосфатной щелочности котловой воды и щелочно-фосфатные режимы при различных значениях pH и концентрации РО), при питании котлов обессоленной воды или дистиллятом испарителей, различных способах деаэрации питательной воды (содержание кислорода от 3 до 30 мкг/кг) и разных реагентах для химического обескислороживания воды. Малоуглеродистые стали подвергаются данной коррозии медленнее при сфероидизации перлита путем соответствующей предварительной термообработки или при наличии в стали повышенного содержания кислорода. Малолегированные стали, содержащие около 3% хрома и присадки молибдена, ванадия и вольфрама, обладают высокой стойкостью против водородной коррозии. Скорость водородной коррозии повышают холодная обработка металла, а также наличие в нем высоких температурных напряжений, достаточных для заметной ползучести металла.
Кислотная очистка котла не может вызвать существенного постоянного насыщения металла водородом и усиления водородной коррозии и поэтому безопасна с данной точки зрения.
Отмечаются большая роль местного усиленного обогрева той или иной части трубы и прекращение водородной коррозии при ограничении теплового напряжения поверхности нагрева котлов. Однако роль высокого теплового напряжения, видимо, заключается не в непосредственном усилении процесса коррозии, а в том, что оно интенсифицирует рост толщины магнетитной пленки и образование окисных отложений, под которыми могут происходить процессы глубокого упаривания котловой воды и перегрев металла.
В вопросе о причинах водородной коррозии и способах ее предотвращения существует много разногласий, однако общее мнение сводится к решающей роли сочетания высоких тепловых нагрузок (на участках вблизи сварных швов и изгибов труб, способствующих местной турбулизации потока) и наноса в котлы окислов железа, меди и других загрязнений питательной водой. Для предотвращения водородных повреждений указан лишь основной принципиальный путь — устранение любых процессов коррозии металла, связанных с образованием водорода. Реализация этой рекомендации достигается различными способами, причем эффективность их на разных электростанциях оказалась неодинаковой.
На одной электростанции водородная коррозия была прекращена путем кислотной очистки котла, снижения содержания в питательной воде окислов металлов и устранения проскоков кислорода; однако второй такой же котел на этой электростанции, работавший в идентичных условиях даже более продолжительное время, водородной коррозии вообще не подвергался.
На другой электростанции для устранения водородной коррозии перешли со щелочно-фосфатного режима котловой воды на модернизированный режим чистофосфатной щелочности (снижение pH с 10,8— 11,0 до 8,5 —9,2 при 2—4 мг/кг 
наряду с кислотной очисткой котла и введением очистки 100%-ного турбинного конденсата.
В некоторых случаях для предотвращения упомянутых выше местных окисных отложений, наряду с другими мероприятиями для сокращения наноса в котлы окислов железа и меди, вводят обработку воды специальным диспергирующим реагентом.
На электростанции, не применявшей коррекционную обработку котловой воды (сухой остаток 10— 16 мг/кг, рН=6,7-7,6, добавка — дистиллят испарителей), устранение коррозии было достигнуто кислотной очисткой котла, усилением борьбы с проскоками кислорода и введением сульфитирования. Для той же цели на одной итальянской электростанции, помимо кислотной очистки котла, пришлось снизить до весьма малых значений содержание фосфатов в котловой воде, чтобы ликвидировать явление «хайд-аута» в наклонных трубах.
Практические примеры описания водородной коррозии котельных труб и мероприятия для ее устранения приводятся много раз. В большинстве случаев они сводятся к химической очистке котла, ослаблению наноса в котлы окислов железа и меди (предотвращению коррозии конденсатопроводов и прочего докотлового оборудования) и устранению условий для глубокого упаривания воды (снижению тепловых напряжений, уменьшению нагрузки котла, улучшению циркуляции воды, применению органических реагентов, диспергирующих продукты коррозии и устраняющих местные отложения их, и т. п.).
В отношении же влияния режима котловой воды на водородную коррозию труб единого мнения пока не имеется. Все же, хотя водородная коррозия наблюдается и при режиме чистой воды («нулевого сухого остатка»), в большинстве случаев считается эффективным максимальное снижение солесодержания котловой воды и обессоливание турбинного конденсата.
Наличие в котловой воде «свободного» едкого натра усиливает водородную коррозию, хотя и не является обязательным для ее протекания. В связи с этим заслуживают внимания результаты экспериментальных работ по сравнению коррозионной агрессивности гидроокисей К, Na и Li, а также фосфатов калия и натрия. Показано, что КОН агрессивнее, чем NaOH; этим обусловлено различное поведение фосфатов натрия и калия в условиях глубокого упаривания котловой воды.
При температуре 316° С NaOH (40%) и КОН (48%) способны вызывать язвенную коррозию стали с образованием магнетита и выделением водорода. При воздействии гидроокиси лития начальная скорость коррозии того же порядка, но коррозия имеет равномерный характер, а твердые продукты коррозии состоят преимущественно из феррита лития. Вследствие расходования LiOH в процессе коррозии концентрация его уменьшается до тех пор, пока не образуется стабильная пленка Fe3O4, а скорость коррозии не снизится до малой величины. Вследствие этого, а также значительно более слабой коррозии нержавеющей стали и никеля гидроокись лития можно считать более безопасным реагентом для подщелачивания котловой воды, чем NaOH и КОН.
В области коррозии оборудования тракта питательной воды основное внимание уделяется поведению медно-никелевых и стальных трубок регенеративных подогревателей. Как и в отношении остального оборудования питательного тракта, здесь подчеркивается опасность наноса в котлы окислов железа и меди, а отнюдь не сокращения срока службы самих труб.
В последние 10 лет на зарубежных электростанциях часто наблюдается коррозия труб из медно-никелевых сплавов в подогревателях в. д. (с паровой стороны), в основном при двухсменной работе электростанции (остановки на ночное время и в конце недели). На поверхности труб образуется серочерная окалина, периодически отслаивающаяся после достижения некоторой критической толщины (0,25—0,50 мм); вследствие этого данную коррозию называют «шелушением».
Указанная слоистая окалина состоит в основном из окислов меди и никеля в том же соотношении, что и в основном сплаве, т. е. селективная коррозия, характерная для многих медных сплавов, здесь не имеет места. Иногда окалина имеет вкрапления частиц Fe3O4 или металлической меди. Часто одни слои окалины обогащены никелем, а другие — медью. Отмечаются также небольшие примеси окислов других металлов, хлоридов и сульфатов. Наиболее сильно корродируют сплавы с отношением Cu/Ni=70/30, значительно слабее — сплавы типа 80/20, а сплав типа 90/10 корродирует очень слабо или абсолютно стоек. Основная причина данной коррозии — периодическое попадание воздуха в паровое пространство подогревателей во время нерабочей 3-й смены, а также связанное с простоями циклическое нагревание — охлаждение труб. На электростанциях с базовой нагрузкой указанной коррозии нет, но через 1—2 года после перехода на двухсменную работу коррозия появляется. При длительном развитии циклического процесса коррозии утонение стенок трубы достигает таких размеров, что она разрывается под действием внутреннего давления воды. Наиболее сильно корродируют трубы подогревателя последней ступени в месте выхода воды, т. е. в зоне максимальных температур. Наличие окалины часто вызывает существенное повышение температурного перепада (с 3—5 до 10—12°С и больше).
Отмечены три стадии процесса, различающиеся свойствами образовавшейся окисной пленки (сначала тонкая и пластичная, потом — двухслойная, затем — легко растрескивающаяся). Возможно, что под действием окисления металла в среде смеси конденсирующегося пара с воздухом на первой стадии коррозии в конденсат переходят одновременно никель и медь с последующим выделением последней на поверхности труб. Коррозии способствует наличие продуктов коррозии стали, а также контакт Си—Ni- труб со стальной трубной доской. Защита от указанной коррозии возможна путем создания в паровом пространстве ПВД инертной атмосферы (азот) или поддержания избыточного давления пара для предотвращения проникновения в подогреватели атмосферного воздуха.
Описан успешный опыт химической очистки п. в. д. с прокорродировавшими медно-никелевыми трубами путем двукратного заполнения парового пространства теплообменника 10%-ным раствором ингибированной соляной кислоты (без подогрева и циркуляции жидкости); при этом было удалено около 718 кг окислов, в том числе окислов меди 473 кг, окислов никеля 170 кг и окислов железа 75 кг.
В настоящее время на многих электростанциях США успешно применяются стальные трубы в регенеративных подогревателях питательной воды (в ПНД — вместо латунных и в ПВД — вместо медно- никелевых). Кроме того, с целью полного устранения медных сплавов из цикла электростанций в ряде случаев в конденсаторах турбин применяются трубы из нержавеющей стали. Эти мероприятия считаются весьма полезными для предотвращения наноса в котлы энергоблоков (как прямоточные, так и барабанные) с давлением 168 бар окислов металлов, ибо они позволяют поддерживать в паре и конденсате достаточно высокую концентрацию аммиака, необходимую для подавления коррозии стали (повышение pH до 9,5—9,6 и выше), не опасаясь агрессивного действия NH3 на медные сплавы.
Имеющийся опыт показывает значительные преимущества ПВД со стальными трубками перед ПВД с медно-никелевыми трубками в отношении поддержания низкого (расчетного и даже ниже) перепада температур. Применение паровых подушек ослабляет шелушение Си—Ni-труб, но полностью его не устраняет, а стальные трубы остаются чистыми.
Очень интересен опыт, полученный на электростанции Крейн (США) (два блока с давлением 168 бар, 538/565° С: один — с прямоточным, а другой — с барабанным котлом). На обоих блоках этой электростанции на всех пяти комплектах регенеративных подогревателей установлены U-образ- ные стальные трубы. Перед ПНД в воду непрерывно дозируют аммиак и гидразин; фосфатирование не применяется
Для защиты подогревателей со стальными трубами от коррозии во время хранения до монтажа рекомендуются герметизация их по водяной и паровой сторонам и устройство штуцеров для заполнения азотом под давлением не менее 0,14 бар, которое должно контролироваться и поддерживаться в теплообменниках вплоть до включения их в эксплуатацию.
Исследования показали, что загрязнение питательной воды окислами железа происходит при наличии стальных труб, в основном в ПВД, а не в ПНД, причем имеется прямое соответствие между приростом содержания железа в ПВД и pH питательной воды. При pH >9,6, концентрация Fe перед экономайзером составляет не более 2 мкг/кг. Для предотвращения отложения в котлах окислов железа, вызывающего увеличение потери давления в агрегате (от входа в экономайзер до выхода из пароперегревателя), содержание железа в питательной воде не должно превышать 5 мкг/кг. При концентрации Fe 8— 10 мкг/кг потери давления с нормальных 40 бар довольно быстро (за 20—30 дней) возрастают до 60 бар. При нормальном качестве питательной воды устанавливается «равновесная» потеря давления 50 бар, которая потом почти не увеличивается (за 8 мес. — на 1,4 бар).
Оптимальное значение pH, достаточно подавляющее растворение стали, но не вызывающее увеличения содержания меди, для данной электростанции (170 бар) составляет 9,6; при коэффициенте распределения аммиака между паровой и жидкой фазами порядка 10 питательная вода и пар должны содержать около 2 мг/кг аммиака (рН=9,6), чтобы в первичном конденсате обеспечивалось pH = 9,0 (0,2 мг/кг NH3), достаточное для подавления коррозии железа. При более низком давлении и других обстоятельствах иногда бывает достаточно поддерживать рН=9,0 + 9,3.
Кроме того, при оснащении регенеративных подогревателей стальными трубами рекомендуются: глубокое обессоливание добавочной питательной воды; фильтрование 50— 100% конденсата через намывные фильтры (слой чистой целлюлозы или порошкообразные иониты на целлюлозном подслое); снижение содержания O2 в питательной воде до величины порядка 7 мкг/кг.
Важность защиты от коррозии во время простоев особенно подчеркивается для современных котлов в. д., конструкции которых часто не обеспечивают полного дренирования всех трубных контуров. Для таких котлоагрегатов наиболее рациональным способом консервации является заполнение их (вместе со вспомогательным оборудованием) обессоленной водой с добавкой ингибиторов коррозии, преимущественно аммиака и гидразина.
Медленное взаимодействие гидразина с кислородом при обычной (комнатной) температуре сильно ускоряется наличием ряда катализирующих эту реакцию веществ (кварцевый песок, активированный уголь, прокаленная SiO2), которые могут находиться в смонтированном котле. Это обстоятельство позволяет получать в промышленных условиях результаты не хуже, чем при лабораторных опытах в стеклянной посуде.
Наилучшую защиту в серии специальных лабораторных исследований дали растворы тринатрий- фосфата и гидразина (по 100 мг/кг) в обессоленной воде с добавлением аммиака для повышения pH до 10,5. Приготовление раствора на сырой жесткой воде усиливает остаточную коррозию стали.
Интересные результаты получены при лабораторном исследовании торможения стояночной коррозии углеродистой и ферритно-хромистой сталей, а также их сварных соединений (между собой и с аустенитной сталью) растворами различных ингибиторов, приготовленными на полностью обессоленной насыщенной воздухом воде. Без добавления ингибиторов указанные стали в данной воде через 24 ч подвергались значительной коррозии. В растворах, содержащих 100, 200 и 300 мг/кг N2H4 (pH соответственно 9,2; 9,6 и 9,9), поверхность металла через 24 ч покрывалась черной оксидной пленкой; через 5 дней в местах контакта образцов со стеклянным стаканом отмечалась значительная щелевая коррозия, но при 300 мг/кг N2H4 образцы не изменяли цвета через 90 дней и признаков щелевой коррозии не было обнаружено. Аналогичные результаты получались, если раствор, содержащий всего 200 мг/кг N2H4, подщелачивали до pH=10,0. В этом случае образцы не изменяли окраски в течение 2 лет, а щелевая коррозия стала заметной лишь через 6 мес.
Коррозии сварных соединений (кроме слабого изменения окраски) не было в течение 4 мес. Постоянный контакт с воздухом вызывал снижение pH среды и концентрации гидразина.
Растворы аммиака и аминов с pH=11,0-11,4, даже без добавления гидразина, также предотвращают коррозию. Раствор сульфита натрия (100—500 мг/кг) при рН<12,0 вызывает сильную коррозию углеродистой стали.
Увеличение единичной мощности паровых турбин отразилось на конструкции конденсаторов, что повысило опасность коррозии конденсаторных труб из-за увеличения теплонапряжения их поверхности (скорости движения воды сохранились равными 1,5—2,0 м/сек), а также корпуса и трубных досок конденсатора, которые вместо чугуна изготавливаются из стали.
На английских турбостроительных заводах в зависимости от качества охлаждающей воды применяют шесть различных сплавов для изготовления конденсаторных труб; мышьяковистую латунь типа 70/30 — для пресной воды с солесодержанием не более 2 000 мг/кг, мышьяковистую оловянистую латунь типа 70/30 — для пресной воды с повышенным солесодержанием и слабо загрязненной стоками; мышьяковистую алюминиевую латунь — для устьевой или морской воды, не содержащей грубых абразивных примесей и сероводорода; медно-никелевый сплав типа 90/10 с добавкой 1—2% железа и 1% марганца, который устойчивее Al-латуни, но требует отсутствия абразивных примесей типа песка; Ni-сплав типа 70/30 с добавкой 1% Fe и 1% Мn — для морской или устьевой воды с умеренным содержанием абразивных примесей; такой же сплав с удвоенными присадками железа и марганца, который стоек против действия грубых абразивных примесей, но чувствительнее к коррозии под отложениями.
Указывается на эффективность сочетания защитных покрытий с катодной защитой (протекторами или током от внешнего источника); трубы при этом защищаются на участках длиной 150—200 мм от концов.
В ряде случаев применяют обработку охлаждающей воды сульфатом железа и хлорирование ее (непрерывное или периодическое). Отмечается эффективность непрерывной очистки труб резиновыми шариками во время работы конденсатора. Все эти мероприятия способствуют предотвращению коррозии труб, обеспечивая чистую поверхность металла.
Испытания ряда сплавов для конденсаторных труб в ОША, проведенные в лабораторных условиях в растворах аммиака и карбоната аммония (250—1 400 мг/кг), показали, что средняя скорость общей коррозии латуней, меди, бронзы и Сu—Ni-сплавов в этой среде изменяется от 0,004 до 1,4 мм/год.
Наиболее стойкими против коррозионного растрескивания являются Ni-сплавы типов 90/10 и 70/30 и мышьяковистая медь; промежуточной стойкостью обладает Al- бронза, а наименьшей Al-латунь и мышьяковистая адмиралтейская латунь.
В растворах аммиака и карбоната аммония оба медно-никелевых сплава и Al-латунь более стойки, чем Al-бронза, адмиралтейская латунь и мышьяковистая медь. Для зоны охлаждения паровоздушной смеси, содержащей высокие концентрации аммиака, таким образом, лучше всего применять трубы из медно-никелевых сплавов.
Заслуживает внимания новая система катодной защиты от коррозии конденсаторов турбин и другого оборудования (насосы, крупная арматура, трубопроводы), при которой в качестве анодов используются платинированные стержни из титана с медным сердечником, заключенные в полипропиленовую сетчатую оболочку, укладываемые не обычным «консольным» способом, а вдоль защищаемой поверхности металла. Контроль защиты осуществляется путем измерения потенциала между металлом и водой с помощью хлор-серебряного полуэлемента.
Основные методы борьбы с коррозией (а также накипеобразованием) в системах водяного охлаждения конденсаторов турбин и другого технологического оборудования сводятся к повышению pH воды в сочетании с обработкой ее замедлителями накипеобразования; стабилизации воды для устранения ее как накипеобразующих, так и агрессивных свойств; понижению pH воды в сочетании с обработкой замедлителями коррозии.
На зарубежных электростанциях наиболее распространен третий способ. Хорошие замедлители коррозии снижают скорость коррозии до 0—0,1 мм/год, менее эффективные — до 0,1—0,25 мм/год. На их эффективность влияют солевой состав охлаждающей воды, ее мутность, загрязнение стоками, скорость движения и температура, а также наличие в системе охлаждения элементов из различных металлов.
Во время первого периода обработки воды применяют повышенную дозу замедлителей (60 мг/кг РO4 или СrO4) в течение четырех дней, а затем снижают ее до 15— 20 мг/кг.
В отдельных случаях ингибиторы коррозии применимы и для систем с прямоточным охлаждением при повышенной агрессивности охлаждающей воды. В этом случае приходится выбирать ингибитор и его дозу с учетом затрат на реагенты.
Так, по данным испытаний на агрессивной артезианской воде, наиболее эффективной оказалась доза 9 мг/кг цинк-фосфат-хроматного ингибитора, активированного добавками органических веществ, но по экономическим соображениям дозу этого ингибитора пришлось снизить до 5 мг/кг. Замена этого ингибитора гексаметафосфатом натрия при дозе 10 мг/кг связана с такими же затратами, но торможение коррозии несколько меньше. Увеличение дозы гексаметафосфата натрия до 20 мг/кг дает хорошую защиту металла, но удваивает эксплуатационные расходы на этот реагент.
Успешные результаты получены при защите от коррозии конденсаторных труб путем покрытия их поверхности, контактирующей с охлаждающей водой, тонкой (порядка 60 мк) пленкой дюропластовой композиции (например, сакафен-силиконовая фенолформальдегидная смола), обладающей высокой стойкостью в воде и гидрофобными свойствами. Сопротивление этой пленки теплопередаче сравнительно невелико и им можно пренебречь, учитывая обеспечение постоянной чистоты поверхности металла. Полимерная пленка наносится специальным способом «горячего вакуума». Наличие гладкой гидрофобной пленки существенно снижает также потери напора.
В завершение данного обзора необходимо осветить ряд отдельных вопросов коррозии и защиты энергетического оборудования, непосредственно не связанных между собой.
Представляют интерес статистические данные, полученные путем обследования 50 электростанций общего пользования, на которых установлено 116 котлов с рабочим давлением пара перед турбиной 91— 126 бар (46%), а также выше (25%) и ниже (29%) этой величины.
Сквозная язвенная коррозия отмечена на 28% котлов, коррозия вследствие застоя пара — на 4%, коррозия подогревателей — на 11%. Кроме того, во многих случаях отмечена не сквозная, или не прогрессирующая язвенная коррозия. Эта язвенная коррозия по описанию сходна с описанными выше «водородными» повреждениями. Установлена связь этих повреждений с гидратной щелочностью котловой воды: чем выше температура (давление) в котле, тем при меньшей щелочности воды возникает коррозия. Отмечены отложения в дроссельных шайбах котлов с принудительной циркуляцией воды, состоящие на 85—95% из меди.
В другом обзоре рассмотрены условия стойкости и разрушения защитной магнетитной пленки как основного фактора всех основных видов котельной коррозии (в воде с температурой менее 150° С, в воде при 150—250° С, в воде при температуре более 250° С, в перегретом паре при температуре более 300° С).
Существенный интерес представляют практические данные по контролю процессов коррозии, связанных с выделением водорода, а также явлений формирования защитной окисной пленки при различных условиях эксплуатации паровых котлов путем измерения содержания в паре или воде водорода. При наличии прочной защитной пленки на поверхности металла содержание водорода в паре обычно составляет от 2 до 10 мкг/кг. Повышение концентрации Н2 свидетельствует о повреждении защитной пленки и протекании коррозионных процессов. Определение Н2 осуществляется с помощью газовой хроматографии или (гораздо быстрее) прибором фирмы Кембридж (Англия), в котором Н2 вытесняется из пробы воды пли конденсата пара кислородом и сравниваются теплопроводности чистого O2 и газа, содержащего водород. Пределы измерений этим прибором от 0 до 20 и от 0 до 200 мкг/кг.
Измеряемая концентрация Н2 зависит от паропроизводительности котла, размеров поверхности нагрева и ее теплового напряжения. Для возможности сравнения данных по содержанию водорода в паре различных установок применяется так называемое «водородное число», измеряемое в мкг/м2-ч. С помощью водородомера можно оценить скорость процесса образования защитной пленки под действием горячей воды после кислотной промывки котла, продувки паром и включения в эксплуатацию; выяснить поведение котла при пониженных нагрузках; определить зону развития коррозии в отдельных трубных пакетах, обусловленную, например, неравномерным распределением среды по отдельным трубам или чрезмерным теплонапряжением поверхности нагрева; оценить поведение котла при растопках и остановках.
Таким образом, измерения содержания водорода в паре позволяют оценить рациональность конструкции котла, а также подобрать топочный режим, соответствующий данным условиям эксплуатации котлоагрегата.
Результаты исследований, проведенных на экспериментальном котле, показали существенное влияние теплового потока на язвенную коррозию котельного металла. Во всех опытах количество и глубина язвин на «горячей» стороне образца были гораздо больше, чем на необогреваемой его стороне. Высокая интенсивность теплового потока (во всех опытах 540 000 ккал/м2-ч) значительно усиливала язвенную коррозию всех трех испытывавшихся сталей (малоуглеродистой, среднеуглеродистой и молибденовой). Отмечено влияние на этот процесс направления движения воды по парогенерирующей трубе и обращено большое внимание на возможную роль в данном процессе термогальванических элементов, возникающих вследствие разности температур «холодной» и «горячей» (анодной, т. е. корродирующей) сторон трубы.
Интересно отметить, что по действующим в США санитарным нормам пар, содержащий амины и гидразин, не допускается использовать для прямого нагревания только молока и молочных продуктов. Для остальных пищевых продуктов не допускается наличие в паре гидразина; содержание нейтрализирующих аминов может достигать 10 мг/кг, а пленкообразующих аминов 2—3 мг/кг, если не превышаются обычные значения дозировки этих аминов и расхода пара на нагревание указанных продуктов.
Представляют интерес методы защиты от коррозии баков для хранения Воды и конденсата. Имеются указания на успешное применение для этой цели покрытий из неопрена, винила, хлоркаучука и эпоксидных смол. Рассматривается целесообразность изготовления таких баков из нержавеющей стали, пластмасс и алюминия. Последний материал считается особенно перспективным, но его применение затрудняется при наличии в воде следов меди и повышенном значении pH среды.
При содержании меди не более 0,1 мг/кг язвенной коррозии алюминия не возникает. В США успешно применяются алюминиевые баки для хранения обессоленной воды.
