Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Факторы, влияющие на коррозию сталей подогревателей сетевой воды и способы защиты их от коррозии
1.1. Проблемы надежности и эффективности работы подогревателей сетевой воды
1.2. Факторы, влияющие на коррозию аустенитных сталей
1.3 .Способы защиты нержавеющих сталей от коррозии
1.4. Постановка задачи исследования
Глава 2 Изучение состояния трубок подогревателей сетевой воды
2.1. Изучение морфологии коррозионных разрушений трубок ПСГ-1 и ПСГ-2
2.2. Изучение состава примесей в греющем паре, поступающем на ПСГ-1 и ПСГ-2
Глава 3 Описание экспериментальной установки и методика проведения опытов металла подогревателей сетевой воды от коррозии
3.1. Обоснование выбора октадециламина для защиты
3.4 Контроль за химическими параметрами рабочей среды
3.5 Определение погрешности и статистическая
Глава 4 Результаты экспериментального исследования по изучению влияния хлоридов на общую коррозию нержавеющей стали
4.1. Влияние концентрации хлоридов в воде на общую коррозию и вынос продуктов коррозии в воду
4.2. Влияние концентрации хлоридов на общую коррозию и вынос продуктов коррозии в воду с поверхности образцов, обработанных ОДА
Глава 5 Изучение устойчивости пленки ОДА на поверхности металла
Глава 6 Анализ результатов экспериментальных исследований,
6.1 Влияние хлоридов на формы существования железа в воде
6.2 Влияние ОДА на формирование защитной пленки на поверхности нержавеющей стали
Заключение
Список принятых сокращений
Список условных обозначений
Список использованной литературы
- Факторы, влияющие на коррозию аустенитных сталей
- Изучение состава примесей в греющем паре, поступающем на ПСГ-1 и ПСГ-2
- Контроль за химическими параметрами рабочей среды
- Влияние концентрации хлоридов на общую коррозию и вынос продуктов коррозии в воду с поверхности образцов, обработанных ОДА
Введение к работе
Надежная и экономичная эксплуатация ТЭС во многом зависит от коррозионной стойкости конструкционных материалов оборудования, которая в значительной мере определяется осуществляемым водно-химическим режимом. Одной из главных задач, которую приходится решать при организации водно-химического режима, является сведение к минимуму процессов коррозии, эрозии-коррозии всех элементов оборудования пароводяного тракта, изготовленных из различных конструкционных материалов, а также снижение образования отложений на теплопередающих поверхностях в котле, в регенеративных подогревателях питательной воды, в подогревателях сетевой воды и в проточной части турбины. Эта проблема может решаться в основном двумя способами;
- первый способ, предусматривает оптимизацию водно-химического режима, т. е. поддержание таких физико-химических параметров водного теплоносителя, при которых снижается интенсивность коррозионных процессов в конденсатно-питательном тракте энергоблока, а также замедляется переход в воду и пар образовавшихся продуктов коррозии;
второй способ состоит в использовании коррозионно-стойких конструкционных материалов.
В последнее время на ряде уже действующих и вновь строящихся энергоблоках с отборами пара на подогрев сетевой воды проводится замена медьсодержащих сплавов в подогревателях сетевой воды на наиболее коррозионно-стойкую нержавеющую сталь. Но этот процесс требует больших материальных и трудовых затрат, а также связан с выводом энергетических установок из эксплуатации на длительный срок и недополучением тепловой и
электрической энергии. Поэтому до сих пор эксплуатируется довольно большое количество электростанций, на которых в теплообменном оборудовании, используемом для подогрева сетевой, технической и т. д. воды используются различные конструкционные материалы: углеродистые, нержавеющие стали и медьсодержащие сплавы. Следовательно, весьма актуальной проблемой является выбор водного режима, удовлетворяющего оптимальным условиям коррозионной устойчивости как углеродистых и нержавеющих сталей, так и медьсодержащих сплавов.
В настоящее время на ряде отечественных ТЭЦ выявлены случаи повреждения трубок горизонтальных подогревателей сетевой воды (ПСГ-1 и ПСГ-2). Массовые разрушения стальных трубок, выполненных из аустенитной нержавеющей стали 12Х18И9Т проработавших более 20 тыс. часов, обнаружены в ПСГ-1 и ПСГ-2, что определяет возрастающую долю присосов сетевой воды в конденсатный тракт энергоблоков, а также приводит к частому отключению ПСГ-1 и ПСГ-2 из работы и выводу их в ремонт. Частые пуски и остановы ПСГ-2 обуславливают снижение экономичности работы турбины, приводят к перерасходу топлива и, как следствие, к снижению экономичности энергоблока в целом.
Литературные данные о характере и периодичности разрушений трубных пучков ПСГ-1 и ПСГ-2 имеются в ограниченном количестве. Можно предположить, что основными факторами, определяющими работоспособность ПСГ-1 и ПСГ-2, являются: а) тип конструкционного материала; б) качество среды контактирующей с этим материалом; в) конструкция подогревателей; г) режим работы. С учетом того, что объем химического контроля за качеством воды и пара на ТЭС достаточно велик, увеличение как числа контролируемых показателей, так и количества пробоотборных точек по водопаровому тракту ТЭС не может повысить эффективности и оперативности химического контроля, т. к. большая часть измерений контролируемых параметров осуществляется «ручными» методами анализа. Для решения этой проблемы
б необходимо выделить, в первую очередь, те показатели, которые могли бы наиболее полно охарактеризовать качество рабочей среды, а также процессы, протекающие при взаимодействии этой среды с конструкционными материалами.
Данная работа посвящена определению причин возникновения повреждений трубок ПСГ-1 и ПСГ-2, связанных с качеством рабочей среды, выработке рекомендаций по защите от коррозионного разрушения трубных пучков ПСГ-1 и ПСГ-2 и увеличению срока службы металла, выбору контролируемых показателей для оценки и предупреждения коррозионных процессов, протекающих при контакте конструкционных материалов с греющим паром.
Факторы, влияющие на коррозию аустенитных сталей
В тепловой схеме турбин типа Т - 250/300 - 240 для двухступенчатого подогрева сетевой воды используются, как правило четырехходовые горизонтальные сетевые подогреватели ПСГ-5000-2,5-1 (ПСГ-1) и ПСГ-5000-3,5-8-2 (ПСГ-2) с прямыми трубками из нержавеющей аустенитной стали марки 12Х18Н10Т.
На многих ТЭЦ характерным видом коррозионных повреждений металла труб горизонтальных подогревателей сетевой воды ПСГ-1 и ПСГ-2 являются хрупкие повреждения в виде трещин без четкой ориентации: вдоль или поперек оси трубы [1,2]. Достаточно типичен в этом отношении пример ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго», где в тепловой схеме турбин блоков СКД используются ПСГ-1 и ПСГ-2 вышеуказанных типов. До 1981 г. на ТЭЦ-22 на блоках СКД осуществлялся гидразинно-аммиачный водно химический режим. С 1981 г. ТЭЦ-22 перешла на нейтрально-кислородный водно-химический режим с содержанием кислорода в питательной воде 200-400 мкг/дм . С января 1995 г. содержание кислорода в питательной воде было снижено до 100 мкг/дм . Несмотря на то, что ПСГ-2 используются на этой ТЭЦ по времени меньше, чем ПСГ-1, в течение всего периода эксплуатации массовые коррозионные повреждения наблюдались практически только на ПСГ-2. В результате этих повреждений один раз в 5-7 лет проводилась полная замена всех трубных пучков. ПСГ-1 работают с 1972-1974 гг. без массовых коррозионных разрушений и в целом состояние трубных пучков не вызывает опасений [3]. На ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго» в 1997году происходили массовые коррозионные повреждения трубок ПСГ-1 энергоблока № 6 [3-5]. Энергоблок работал на нейтрально-кислородном водно-химическом режиме с периодическим дозированием кислорода; с начала 1996 г. блок был переведен на постоянное дозирование кислорода, В периоды опрессовок до 1997г. проводились глушения ограниченного количества поврежденных трубок. В период с 1992 по 1997 год было заглушено 94 трубки, а в 1997 г. - 327 трубок, т.е. менее чем за один год вышло из строя более 200 трубок ПСГ-1 этого блока. До мая 1997 г. общая наработка ПСГ-1 составила 38260 часов а энергоблока -49834 ч. На Киевской ТЭЦ-5 (КТЭЦ-5) энергоблоки СКД с турбинами Т-250/300-240 работают на нейтрально-кислородном водно-химическом режиме. В тепловой схеме этих блоков эксплуатируются четырехходовые подогреватели типа ПСГ-5000-2,5-8-1 (ПСГ-1) и ПСГ-5000-3,5-8-1 (ПСГ-2) для двухступенчатого подогрева сетевой воды, состоящие из 7208 - 7211 трубок. Наработка по ПСГ-1 на 1 сентября 1997г. составляла: блок ст.№ 3 - 158704 ч,, блок ст. № 4 - 150206 ч. Полная замена трубной системы проводилась только на ПСГ-2 блока ст. № 3 в 1991г. В том же году была выполнена и реконструкция ПСГ-1 и ПСГ-2 блока ст.№ 3, заключавшаяся в переходе с четырехходовой на двухходовую схему [4]. В таблице 1 приведены сведения о количестве и местах расположения отглушенных труб ПСГ-1 и ПСГ-2 (по ходам и секторам) на КТЭЦ-5. На Киевской ТЭЦ - 6 (КТЭЦ - 6) энергоблоки сверхкритических давлений с турбинами Т-250/300-240 (ст. №№ 1,2) также работают на нейтрально-кислородном водно-химическом режиме, ПСГ этих блоков, эксплуатирующиеся с 1982 - 1983 гг., были переведены на двухходовую схему в 1990 - 1994 гг. Полная замена трубной системы на ПСГ-1 блока (ст. № 1)была проведена уже в 1986г., а ПСГ-2 - в 1991г. В ПСГ блока ст. № 2 проводилась только отглушка неплотных труб. Общее количество отглушеных труб по состоянию на 1 сентября 1997 г. на блоке ст.№ 1 для ПСГ-1 составило 20, ПСГ-2 - 17; на блоке ст.№ 2 для ПСГ-1 - 63, а ПСГ-2 - 17. Из опыта эксплуатации ПСГ-1 и ПСГ-2 на КТЭЦ-6 следует, что на ней менее надежной оказалась трубная система ПСГ-1 энергоблока № 1, а для энергоблока №2 трубная система ПСГ-2. Ее наработка до замены не привысила 20 тысяч часов [4]. Из всего выше сказанного следует, что отсутствует какая - либо закономерность в повреждаемости труб различных ПСГ и труб различных ходов (секторов) одного и того же ПСГ. Массовые разрушения трубок приводят к присосам сетевой воды в конденсат ПСГ. Этот конденсат после ПСГ подается в конденсаторы турбин, что приводит к увеличению нагрузки на блочную обессоливающую установку. Проведение ремонтов требует отключения ПСГ-1 и ПСГ-2 из работы и существенных затрат на замену трубок. Частые остановы ПСГ на ремонт снижают экономичность работы турбины и, как следствие этого, снижается экономичность энергоблока в целом. Сведения о причинах и механизме разрушений труб ПСГ ограничены [1,2 и 6,1]. Применительно к ПСГ в тепловой схеме энергоблоков с турбинами Т-250/300-240 отмечается наличие двух основных зон образования трещин на трубках: в последнем ходе воды в районе натекания на них греющего пара и в конце первого хода воды на участке, близком к отводу из аппарата неконденсирующихся газов. На рисунке 1 представлен подогреватель сетевой воды горизонтальный типа ПСГ-5000-3,5-8-2. Можно предположить, что зона в конце первого хода воды аналогична подобной зоне в конденсаторах турбин. Сложнее обстоит дело с зоной натекания пара в последнем ходе воды.
Предполагается, что существенное влияние на разрушение металла труб ПСГ в зоне натекания пара в последнем ходе воды может оказывать наличие в паре, поступающем на ПСГ, сепарата этого пара, содержащего коррозионно-активные примеси в повышенных концентрациях [8,9], а также высоких компенсационных напряжений вблизи трубных досок [7].
Принято считать, что существенное влияние на повреждаемость труб ПСГ могут оказывать конструктивные недостатки системы компенсации температурных расширений трубной системы и корпуса подогревателя. Есть вероятность защемления отдельных прутков-рассекателей, образующих первый защитный противоэрозионньш ряд, и возникновения в связи с этим чрезмерных растягивающих напряжений. Возможной формой разрушения по данному механизму считается возникновение единичных поперечных трещин, которых в трубах ПСГ очень мало, и найти среди них сквозную трещину весьма затруднительно. Если же такая трещина возникает, то, предположительно, последующие трещины произвольной конфигурации образуются из-за попадания на наружную поверхность труб сетевой воды, и ее испарения на них.
Изучение состава примесей в греющем паре, поступающем на ПСГ-1 и ПСГ-2
Имеющиеся экспериментальные данные [33-39] показывают, что предупреждение коррозии под напряжением аустенитных сталей в теплоэнергетических установках должно проводиться как по линии применения надлежащих средств подготовки добавочиой воды, так и улучшения условий работы металла, его качества, сварки, термообработки и Таким образом, анализ литературных данных показывает, что на коррозию нержавеющих аустенитных сталей влияет качество среды и особенно хлориды. В сочетании с тепломеханическими условиями работы оборудования наличие этих примесей может значительно интенсифицировать протекание коррозионных процессов. Однако в паре, поступающем на ПСГ-1 и ПСГ-2, содержание хлоридов должно соответствовать их концентрациям в паре перед турбиной. Поэтому представляет значительный интерес, как с научной, так и с практической точки зрения, установить причины, приводящие к коррозионным разрушениям ПСГ-1 и ПСГ-2 с целью выбора способа защиты металла.
Выше была показано, что, несмотря на то, что нержавеющие стали наименее подвержены коррозии, при определенных условиях работы теплообменного оборудования они подвергаются коррозионному разрушению.
Выбор вида защиты оборудования, изготовленного из сталей, зависит от конструктивных особенностей и условий работы аппаратов, состава среды, с которой соприкасается металл, температурного режима, рабочего давления, возможности, образования отложений и т.д.
На практике используют различные способы, приводящие к снижению коррозионных процессов, в частности, уменьшение внутренних растягивающих и поверхностных сжимающих напряжений, изменение состава поверхностного слоя, нанесение защитных покрытий [40-42], и др.
Изменение состава поверхностного слоя основано на изменении химического состава этого слоя или нанесение защитных покрытий. Например, азотирование стали 18CrlONiO,05C повышает время до растрескивания в 2,5 раза [43-45]. Сплошные или почти сплошные никелевые покрытия, как гальванические, так и полученные контактным осаждением, обеспечивают защиту от хлоридного и щелочного растрескивания аустенитных сталей. Так время до коррозионного растрескивания стали Х15 в 3% растворе NaCl, возрастает в б раз [44].
В настоящее время, к сожалению, нет более или менее надежных способов защиты нержавеющих сталей от коррозии применительно к условиям работы ПСГ, Основная причина состоит в том, что условия работы данного оборудования, выполненного из нержавеющих сталей, не позволяют существенно влиять на протекание коррозионных процессов. В основном это связанно с режимом работы ПСГ, в частности, параметры греющего пара, поступающего на ПСГ (давление и температура), имеют значения, близкие к параметрам начала конденсации пара (пар имеет небольшой перегрев). С другой стороны, существуют потери давления и снижение температуры пара в подводящих к ПСГ паропроводах. Все это может приводить к возникновению условий, когда возможно образование в паре первичного конденсата [46-47], При конденсации греющего пара образуется двухфазная среда, в результате чего, на поверхности трубок ПСГ могут образовываться жтдкие пленки с высоким содержанием коррозионно-активных примесей в концентрациях, намного превышающих концентрации в паре, поступающем на турбину. Концентрации таких примесей, как хлориды, сульфаты могут достигать значений нескольких мг/дм3. Так при влажности пара 0,8 % концентрации хлоридов и сульфатов в жидкой пленке, образующейся на поверхности турбинных лопаток, составляли 1,6 и 0,9 мг/дм3 соответственно [48]. Кроме того, рН образующихся пленок был значительно ниже рН пара перед турбиной и колебался в диапазоне 5,2-5,4 [48]. Реагенты, используемые для корроекции водно-химического режима, на ТЭС (аммиак, морфолин и т.д.) не обеспечивают рН 7 т.к. коэффициент распределения этих веществ между водой и насыщенным паром больше единицы. Поэтому эти соединения будут находиться в паре, а не в воде, которая непосредственно контактирует со сталью [50].
В настоящее время одним из способов защиты теплоэнергетического оборудования от коррозии, является использование на время простоев поверхностно-активного вещества октадециламин (ОДА). Известно, что применение ОДА для консервации снижает скорость коррозии оборудования не только во время простоев, но и в процессе работы оборудования [51].
Из литературных данных известно [51,52], что ОДА способен образовывать на поверхностях конструкционных материалов пленку, способную защищать металл от коррозии. Сорбция ОДА зависит от следующих основных параметров: температуры среды; концентрации ОДА в растворе, контактирующем с металлом; продолжительности контакта; типа металла; значения рН среды и типа среды (вода, водяной пар). На рисунках 8 - 10 представлены зависимости удельной сорбции ОДА от различных факторов. Из приведенных данных [50,51], можно сделать следующие выводы: с повышением температуры удельная сорбция ОДА иа металле снижается; в паровой среде сорбция меньше, чем в водной; из всех исследованных металлов (нержавеющая и углеродистая стали, латунь) наибольшая сорбция наблюдалась в интервале значений рН = 7.7 - 9.5; при одних и тех же параметрах наибольшая сорбция ОДА на латуни была выше, чем на углеродистой и нержавеющей стали.
Контроль за химическими параметрами рабочей среды
Коррозия металла трубок ПСГ может проходить, как в процессе работы энергоблока, так и во время простоя. Во многих случаях при простоях металл энергетического оборудования подвергается существенно более интенсивной коррозии (стояночная коррозия), чем в рабочем состоянии. В частности, для подогревателей сетевой воды следует учитывать их значительную наработку в условиях, неблагоприятных с точки зрения коррозии металла, из-за наличия на поверхности металла водных пленок с большим содержанием коррозионно-активных примесей, как во время работы, так и при простоях. Стояночная коррозия металла трубок ПСГ вызывается одновременным сочетанием таких факторов, как наличие жидкой фазы, содержащей углекислоту и кислород, отложения ыа поверхности металла. Таким образом, для выбора способа защиты металла трубок подогревателей сетевой воды, необходимо учитывать коррозионные процессы, которые протекают, как в условиях работы ПСГ, так и во время их простоя.
В условиях, когда энергоблок работает, повлиять на процессы, происходящие в ПСГ без дополнительных материальных и трудовых затрат, не представляется возможным. При работе энергоблока корректирующие реагенты, используемые для защиты оборудования от коррозии, в частности аммиак, вводят в конденсатно-питательный тракт. В настоящее время существует много способов консервации оборудования на время простоев, однако большинство методов консервации недостаточно эффективны, т. к. не обеспечивают надежной защиты от коррозии металла [61, 62].
В течение многих лет на ТЭЦ все более широкое применение находит консервация энергетического оборудования с помощью пленкообразующих аминов, в частности октадециламина (ОДА). Сущность этого метода заключается в том, чтобы создать на поверхности металла защитную гидрофобную пленку, которая препятствует контакту влаги, содержащей коррозионио - активные примеси, с металлом. Необходимо отметить, что после консервации с помощью ОДА оборудование, введенное в эксплуатацию, менее подвержено коррозионным разрушениям, чем оборудование, которое не подвергалось обработке ОДА [62]. Поэтому применительно к условиям работы подогревателей сетевой воды перспективным способом защиты металла от коррозии в агрессивных средах является использование ОДА.
Изучение процессов коррозии конструкционных материалов в пароводяном тракте энергоблоков, происходящих вследствие химических и электрохимических процессов на границе металл - среда, требует тщательного анализа выбора критериев оценки протекающих процессов и способов их определения.
Для оценки интенсивности коррозионных процессов можно исходить из оценки эффекта анодного процесса электрохимической коррозии. В качестве количественного выражения средней (за время х) скорости электрохимической коррозии общепринятыми являются показатель изменения массы экспериментального образца, показатель изменения электрического сопротивления среды, количественный анализ пробы раствора, в котором определяются концентрации продуктов коррозии. Для прогнозирования устойчивости к коррозии аустенитньгх нержавеющих сталей можно использовать потенциал металла (ПМ) й окислительно-восстановительный потенциал среды (ОВП).
Возможность применения ОВП и ПМ для оценки протекания коррозионных процессов обоснованы, в работах [63-67]. Показано, что ОВП и ПМ зависят от концентрации окислителей и восстановителей в водном растворе; введение в воду окислителей (кислорода, перекиси водорода) приводит к увеличению значений ОВП и ПМ, а введение восстановителей (водорода, гидразина) - к их снижению.
Экспериментально было получено, что ОВП обессоленной деаэрированной воды с концентрацией кислорода w 10 мкг/дм и значением рН 6,8 -:- 6,9 равен примерно + 0,6 В (относительно н.в.э.) [66]. При этих же параметрах воды величина потенциала металла нержавеющих аустенитных сталей находится в пределах 0 -г 0,2 В [67], При введении в воду водорода ОВП снижается и приобретает отрицательные значения [63].
Из литературных данных следует, что оценить устойчивость нержавеющей аустенитной стали к коррозии можно с использованием ПМ [22,23,65], различные значения которого соответствуют пассивному, псевдопассивному и активному состоянию сталей.
Таким образом, зная значения ОВП и ПМ можно осуществлять контроль за качеством рабочей среды и прогнозировать, устойчива ли данная сталь к коррозии в определенных условиях.
Скорость коррозии чаще всего определяется весовым методом. Для оценки количества продуктов коррозии, перешедших с поверхности металла в рабочую среду, измеряется концентрация продуктов коррозии в среде, которая контактировала с поверхностью металла, и по разности концентраций продуктов коррозии в воде, поступающей на образец и после него, определяется вынос продуктов коррозии с поверхности металла.
Известно, что одной из основных характеристик электрохимического поведения сталей являются вольтамперные кривые (зависимость плотности тока j от приложенного потенциала). Эти кривые характеризуют скорость электрохимического процесса в зависимости от задаваемого потенциала Е.
В данной работе использовался потенциометрический метод, который основан на фиксировании изменения тока во времени при постоянной скорости смещения потенциала в катодную или анодную область.
Исследования проводились в потенциостатическом режиме на потенциостате П-5827М с потенциомером ПДП-2 с применением ячейки ЯСЭ-2. Через ячейку подавался раствор электролита. Электролитом служил раствор NaCl различных концентраций. Рабочим электродом являлся исследуемый образец, изготовленный из стали 12Х18Н10Т. В качестве вспомогательного электрода использовался платиновый электрод, входящий в комплект электрохимической ячейки ЯСЭ-2, а в качестве электрода сравнения -стандартный насыщенный хлорсеребрянный электрод ЭВЛ-1 М 1, имеющий потенциал относительно нормального водородного электрода при 20 С +222,4 мВ [77].
Падение напряжения между поверхностью исследуемого электрода и капилляром электрода сравнения является функцией расстояния, поэтому большое значение при снятии вольтамперных кривых имеет положение электрода сравнения относительно рабочего электрода. Чтобы уменьшить падение напряжения в электролите и избежать попадания насыщенного раствора КС1 в раствор, в данных исследованиях конец электролитического ключа устанавливался вплотную к поверхности исследуемого электрода.
Влияние концентрации хлоридов на общую коррозию и вынос продуктов коррозии в воду с поверхности образцов, обработанных ОДА
Выше отмечалось, что коррозия металла трубок ПСГ начинается с паровой стороны, т. е. со стороны греющего пара; характер коррозии -межкристаллитное растрескивание металла. Известно, что одним из основных факторов, вызывающих повреждение металла по данному механизму, является наличие хлоридов в среде, непосредственно контактирующей с поверхностью металла. Как показали предыдущие исследования (глава 2), наличие повышенных концентраций хлоридов может быть объяснено либо за счет присосов сетевой воды через неплотности трубной доски, либо за счет их высоких концентраций в сепарате греющего пара, поступающего на ПСГ-1 и ПСГ-2. Из полученных данных видно, что сепарат греющего пара, поступающий на ПСГ-1 и ПСГ-2, имеет более высокие концентрации коррозионно-активных примесей, чем перегретый пар, поступающий на турбину. С другой стороны, концентрации примесей в конденсате ПСГ-1 ниже, чем в сепарате пара, отбираемом на ПСГ-1, что указывает на незначительные присосы сетевой воды. Для ПСГ-2 картина несколько другая: концентрации примесей в конденсате ПСГ-2 выше, чем в сепарате пара, отбираемом на ПСГ-2; поэтому можно сделать вывод, что присосы сетевой воды в ПСГ-2 на момент испытаний были значительно выше, чем в ПСГ-1 и на коррозию ПСГ-2 оказывает влияние не только влажный пар, содержащий капли влаги с высокой концентрацией коррозионно-активных примесей, но и сетевая вода, которая при попадании на трубную доску в виде тонких пленок может упариваться, вследствие чего примеси, содержащиеся в ней, могут концентрироваться, и достигать достаточно высоких значений вплоть до концентраций насыщения.
Однако металлографический анализ указывает на то, что коррозия металла трубок ПСГ-1 и ПСГ-2 все же начинается с паровой стороны, причем и на других тепловых электростанциях ПСГ-2 значительно быстрее подвергаются коррозионному разрушению, чем ПСГ-1, хотя и работают по времени меньше. Поэтому, анализируя данные по другим электростанциям можно утверждать, что первопричиной являются коррозионные разрушения, которые зависят от качества среды, контактирующей с металлом трубок ПСГ-1 и ПСГ-2 с паровой стороны. Далее на разрушение металла действуют напряжения, возникающие в металле, и лишь после того, как образовались сквозные трещины, начинают оказывать влияние на коррозию примеси, поступающие с присосами сетевой воды.
Большинство примесей теплоносителя обладают способностью участвовать в процессах окисления - восстановления; это относится и к продуктам коррозии энергетического оборудования таким, например, как железо и хром. Любой теплоноситель, с точки зрения вероятности протекания коррозионных процессов, может быть охарактеризован такими параметрами, как ОВП и значение рН. В термодинамически равновесных условиях в системе НгО - металл существует вполне определенная взаимосвязь между формой существования металла, значением ОВП и рН [79].
Диаграммы состояний, т. н. диаграммы Пурбэ, позволяют оценить только вероятность протекания коррозионных процессов при определенных термодинамических параметрах Для оценки форм существования продуктов коррозии железа в воде в условиях проведения эксперимента были рассчитаны диаграммы Пурбэ для соединений железа при температуре 100 С. В связи с тем, что в состав нержавеющей стали входят легирующие добавки, в частности хром, который тоже может участвовать в процессах окисления - восстановления была рассчитана диаграмма Пурбэ и для хрома. Расчет диаграмм проводился по методике изложенной в [77]. При построении диаграммы для соединений железа учитывалось, прежде всего, образование оксидов Fe304 и Fe203 и ионов Fe + и Fe +. При построении диаграммы Пурбэ для хрома предполагалось образование следующих соединений:. Из экспериментальных данных следует, что в условиях проведения опытов ОВП водных растворов, содержащих хлориды, был равен примерно 355 мВ (относительно хлорсеребряного электрода), а рН изменялся в диапазоне 6,4 -6,8. При указанных значениях ОВП и рН соединения железа могут находиться только в форме оксида Fe2C 3, а соединения хрома - форме Сг203, Следует отметить, что диаграммы Пурбэ построены для системы Н20 - Fe и Н20 - Сг, в которой другие примеси отсутствуют. Можно предположить, что в присутствии таких примесей, как хлориды, сульфаты, карбонаты в указанных системах ситуация изменится. На рисунках 34 и 35 приведены диаграммы для системы Fe - Н20 - С03" при температуре воды 25 С [79]. Из анализа этих диаграмм следует, что при наличии в воде С032" при отрицательных значениях ОВП в широком диапазоне рН образуется FeC03. По аналогии с этими диаграммами можно предположить образование в воде хлорсодержащих соединений железа, поведение которых будет отличаться от Fe304 и Fe203. К сожалению, вследствие отсутствия термодинамических данных не представляется возможным рассчитать диаграмму Пурбэ для системы Fe - Н20 -С1. Для обоснования влияния хлоридов на процессы коррозии нержавеющей стали необходимо проанализировать, каким образом присутствующие в воде хлориды влияют, на коррозионное разрушение стали, и по какому механизму проходит этот процесс.
