Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ процессов коррозии в пароводяном тракте ТЭС с барабанными котлами и постановка задачи исследования 7
1.1. Поведение углеродистой стали в воде высоких параметров 7
1.1.1. Проблемы эксплуатации барабанных котлов при традиционных водно-химичеких режимах 7
1.1.2. Влияние водно-химических параметров на скорость коррозии углеродистой стали в воде высоких параметров 13
1.2. Коррозионные повреждения турбин в зоне фазового перехода 23
1.2.1. Коррозионные повреждения лопаточного аппарата и дисков паровых турбин 23
1.2.2. Образование коррозионно-активных сред в зоне фазового перехода 32
1.3. Применение пленкообразующих аминов на тепловых электрических станциях 38
1.3.1. Опыт применения октадециламина 3 8
1.3.2. Опыт применения хеламина 40
1.4. Постановка задачи исследования 44
2. Экспериментальные установки и методики проведения экспериментов 48
2.1. Экспериментальная установка для изучения скорости коррозии при температурах до 100 С в статических условиях и методика проведения опытов
2.2. Экспериментальная установка для изучения скорости коррозии при высокой температуре 51
2.2.1. Описание экспериментальной установки 51
2.2.2. Методика проведения экспериментов 57
2.2.3. Контроль за теплотехническими и химическими параметрами 58
2.2.4. Расчет погрешности 61
3. Влияние хеламина и состава примесей на скорость коррозии стали 20X13 в жидкой пленке, образующейся на поверхности турбинных лопаток
4. Влияние хеламина на коррозию углеродистой стали применительно к условиям работы барабанных котлов 71
4.1. Определение зависимости удельной электропроводности раствора от концентрации хеламина
4.2. Влияние хеламина на скорость коррозии углеродистой стали при высокой температуре 73
4.2.1.Влияние концентрации хеламина на скорость коррозии углеродистой стали 73
4.2.2. Влияние концентрации кислорода на скорость коррозии углеродистой стали в воде в присутствии хеламина 74
5. Влияние аминов на коррозионные свойства сталей 82
Выводы 93
Список использованной литературы 95
- Проблемы эксплуатации барабанных котлов при традиционных водно-химичеких режимах
- Коррозионные повреждения турбин в зоне фазового перехода
- Экспериментальная установка для изучения скорости коррозии при высокой температуре
- Влияние хеламина на скорость коррозии углеродистой стали при высокой температуре
Введение к работе
Современное общество пришло к зависимости от надежной поставки энергии, которая стала важнейшей составляющей жизнеобеспечения и среды обитания людей в целом. Аварии в системах энергоснабжения по масштабам ущерба могут быть причислены к наиболее разрушительным видам бедствий, наносящим удар по национальной экономике страны.
Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет ее геополитическое влияние.
Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, способствует консолидации субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики страны на путь устойчивого развития.
Для стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии необходима обоснованная и воспринятая обществом и институтами государственной власти долгосрочная энергетическая политика, основанная на принципах энергетической безопасности страны.
Энергетическая безопасность - одна из важнейших составляющих национальной безопасности России, определена Законом Российской Федерации от 22.12.92 № 4235-1 и Указом Президента Российской Федерации от 24.12.93 №2288 "О безопасности". Энергетическую безопасность можно характеризовать как состояние защищенности страны, ее граждан, экономики от угроз надежному топливо- и энергообеспечению.
5 Соответствовать требованиям нового времени может только
качественно новый топливно-энергетический комплекс (ТЭК) — финансово
устойчивый, экономически эффективный и динамично развивающийся,
соответствующий экологическим стандартам, оснащенный передовыми и, в
первую очередь, надежными технологиями.
Требования к безопасности и надежности работы тепловых электрических станций повышаются с каждым годом; естественно, что одновременно возрастают требования и к оптимальной организации водного режима этих электростанций. Коррозионные процессы являются одной из причин повреждения котлов, причем разрушения, связанные с коррозией, составляют 20% от всех повреждений котельного оборудования. Коррозионные процессы интенсифицируются при наличии отложений, особенно на теплопередающих поверхностях при высоких тепловых потоках. В настоящее время на тепловых электростанциях с барабанными котлами основным водно-химическим режимом является режим с дозированием гидразина и аммиака в конденсатно-питательный тракт и фосфатов в барабан котла. Этот режим не является оптимальным для тепловых электрических станций с разнородными конструкционными материалами, такими как стали и латуни. Кроме того, для его реализации используются три реагента, которые вводятся в разные точки пароводяного тракта, причем один из них -гидразин, является канцерогеном.
При режиме фосфатирования возникает ряд проблем, приводящих к усилению коррозионных процессов, поэтому имеется тенденция перехода к другим способам коррекции качества котловой воды.
На отечественных тепловых электростанциях с барабанными котлами всё более широкое распространение получают водно-химическиие режимы с дозированием пленкообразующих аминов.
Несмотря на высокое качество водоподготовки в проточных частях турбин возможно существование коррозионно-агрессивных сред;
большинство коррозионных повреждений турбин приходятся на зону фазового перехода турбины, где происходит процесс образования влаги, который неразрывно связан с переходом примесей из конденсирующегося пара в первичный конденсат и образующуюся жидкую пленку. Загрязнение первичного конденсата и жидкой пленки приводит к интенсификации коррозионных процессов, которые в свою очередь, могут привести к поломкам рабочих лопаток турбин и растрескиванию дисков цилиндров низкого давления.
По данным отечественных и зарубежных исследователей процессы коррозии и образования отложений в пароводяном тракте тепловых электростанций являются основной причиной снижения экономичности и надежности работы оборудования, поэтому совершенствование и разработка новых водно-химических режимов для ТЭС с барабанными котлами является одной из важнейших проблем в энергетике.
Данная диссертационная работа посвящена изучению влияния пленкообразующего амина типа "хеламин" на скорость коррозии стали в воде при высоких температурах и в зоне фазового перехода паровых турбин.
Проблемы эксплуатации барабанных котлов при традиционных водно-химичеких режимах
В нашей стране большая часть электроэнергии производится на тепловых электростанциях на органическом топливе. Тепловые электростанции (ТЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) в настоящее время работают в основном на высоких и сверхвысоких параметрах, растут единичные мощности агрегатов на ТЭС и ТЭЦ и в целом мощности тепловых электростанций. Все это повышает требования к экономичности и надежности работы основных агрегатов электростанций.
Вода и водяной пар являются теплоносителями в водно-паровом тракте ТЭС, поэтому обеспечение надежного водного режима всех элементов электростанции имеет особое значение. Водный режим влияет на экономичность эксплуатации, однако несравненно важнее влияние водного режима на надежность работы оборудования, т.к. нарушения водного режима могут привести к аварийному или преждевременному останову оборудования, к его неполному использованию.
Экономичность и надежность работы энергетического оборудования тепловых электростанций во многом зависит от качества рабочей среды, т.е. воды и водяного пара, поэтому содержание примесей в воде и паре нормируется [1-3]. Отклонение от установленных норм или превышение концентраций отдельных примесей (хлориды, сульфаты, продукты коррозии железа и меди и др.) могут привести к интенсификации протекания коррозионных процессов и образованию отложений в пароводяном тракте ТЭС.
Основным способом коррекции водного режима на ТЭС с барабанными котлами, как в нашей стране, так и за рубежом является амминирование питательной воды и фосфатирование котловой воды. Обработка аммиаком заключается в непрерывном дозировании его в питательную воду в таком количестве, которое обеспечило бы практически полное связывание углекислоты и поддержание требуемого значения рН питательной воды по нормам ПТЭ до 9,1 ±0,1. Кроме аммиака для регулирования значения рН могут применяться также морфолин, циклогексиламин, пипиридин [4,5]. Для предупреждения коррозии металла под воздействием остаточного кислорода, присутствующего в воде, применяется гидразинная обработка. Для предотвращения образования кальциевой накипи на поверхностях нагрева барабанных котлов на подавляющем большинстве ТЭС используется фосфатирование котловой воды. Ввод фосфатов обеспечивает перевод кальциевых соединений в шламовую форму, гидроксилапатит, и обеспечивает необходимую щелочность котловой воды.
Однако режим фосфатирования имеет ряд существенных недостатков, т.к. разработанный для средних давлений при большой жесткости питательной воды режим фосфатирования необоснованно переносится на высокие (9,8 МПа) и сверхвысокие (13,8 МПа) давления с малой жесткостью питательной воды. Преимущества фосфатного режима для котлов высоких давлений проявляются только в периоды резкого повышенных присосов охлаждающей воды в конденсаторах. Эти преимущества заключаются в предотвращении кальциевого накипеобразования в условиях, близких к аварийным. Несмотря на большой опыт эксплуатации котлов при фосфатном водно-химическом режиме, на большом количестве электростанций имеются проблемы при реализации этого режима, а именно: хайд-аут фосфатов при изменении нагрузки; образование отложений на теплопередающих поверхностях; кислотно-фосфатная коррозия и водородное охрупчивание.
Известно, что при изменении нагрузки котла наблюдается процесс хайд-аута фосфатов, который сопровождается изменением концентрации фосфатов в котловой воде, рН и удельной электропроводности [6,7]. Для того, чтобы поддерживать рН и концентрацию фосфатов в диапазоне значений, соответствующих нормативным документам, при переменных нагрузках на ряде ТЭС производится дозирование одной из кислых солей, в основном, Na2HP04. В ходе обследования барабанных котлов, работающих при фосфатном водно-химическом режиме в США, было установлено, что основной причиной разрушения котельных труб является кислотно-фосфатная коррозия, развитие которой является следствием процессов хайд-аута и дозирования кислых фосфатов при увеличении нагрузки [8,9].
В процессе всей эксплуатации при тепловых нагрузках, характерных для котлов высоких давлений, фосфатный режим имеет большие недостатки, усугубляемые высокими температурами: ионы РО4 проникают в дефекты решетки магнетита, замещая атомы кислорода и разрыхляя защитную пленку на стали. Это способствует развитию коррозии с проникновением в металл выделяющегося водорода. В результате на котлах сверхвысоких давлений и особенно при работе на жидком топливе (высокие тепловые нагрузки) наблюдаются хрупкие, бездеформационные разрушения наиболее теплонапряженных экранных труб. Кроме того, при питании котлов конденсатом с добавком обессоленной воды в зонах высоких тепловых нагрузок и начиная с температур 250 С, т.е. для условий барабанных котлов высоких давлений, образуются малотеплопроводные пористые железофосфатные отложения, так как при высоких давлениях (температурах), особенно при переходе к давлениям 15,5 МПа, растворимость солей ортофосфорной кислоты резко снижается. Поэтому дозируемые фосфаты оказываются в отложениях и нормируемый избыток фосфатов не удается поддерживать; попытки восстановить необходимый избыток фосфатов увеличением их дозирования приводят к их увеличению в отложениях. Особенно неблагоприятны отложения кислых фосфатов, т.к. они взаимодействуют с защитной магнетитовой пленкой, разрушая ее и интенсифицируя коррозию. Эти недостатки режима фосфатирования для высоких температур заставили проверить для этих условий другие водные режимы.
Коррозионные повреждения турбин в зоне фазового перехода
По данным зарубежных и отечественных исследователей, одной из причин, приводящих к снижению эффективности и надежности работы энергетического оборудования на ТЭС, являются коррозионные процессы, протекающие в пароводяном тракте электростанции. Проблема коррозионных повреждений паровых турбин на тепловых и атомных электростанциях стала актуальной с начала 1980-х годов в нашей стране и за рубежом (США, Великобритания, ЮАР и др.) Обследование оборудования тепловых электростанций, проведенное в США ассоциацией ASME, показало, что 67% обследованных турбин имеют коррозионные повреждения; 50% всех повреждений паровых турбин в мире приходится на повреждения лопаток, причем 80% из них возникают в цилиндрах низкого давления [32,33].
Анализ результатов обследований металла дисков и лопаточных аппаратов турбин показал, что коррозионные повреждения в процессе эксплуатации происходят только на ступенях, работающих в зоне фазового перехода (ЗФП), — в зоне перехода пара от состояния сухого насыщенного пара до влажного влажностью около 2 % [34-36].
Коррозионные повреждения рабочих лопаток различной интенсивности в виде язвенной коррозии, коррозионной усталости и коррозионного растрескивания под напряжением (часто вызывающих поломки лопаток) выявлены в зоне фазового перехода практически на всех типах конденсационных и теплофикационных турбин как без промперегрева, так и с промперегревом, работающих с барабанными и прямоточными котлами. Повреждения дисков в виде коррозионного растрескивания под напряжением различной интенсивности проявляются в основном на теплофикационных и конденсатных турбинах без промперегрева. Коррозионные повреждения лопаточного аппарата обычно локализуются в начальной зоне фазового перехода. При существенном ухудшении качества свежего пара перед турбиной могут подвергаться коррозионным повреждениям рабочие лопатки всех ступеней, работающих в области влажного пара.
Совместное воздействие коррозионной среды и напряжений приводит к образованию трещин в лопатках и дисках. Другое серьезное повреждение элементов паровых турбин, часто предшествующее растрескиванию — язвенная коррозия. Так, из 38 случаев поломок лопаток третьей ступени роторов низкого давления турбин К-3 00-240 в 33 случаях лопатки повреждались при наличии на профиле коррозионных язв или питтингов.
Проблема коррозионных повреждений турбин стала обостряться к началу 80-х годов. В 1981 и 1982 гг. произошли аварии с двумя конденсационными турбинами мощностью по 300 МВт на Сырдарьинской ГРЭС вследствие групповой поломки коррозионно-поврежденных рабочих лопаток последних ступеней. В 1983 г. ситуация серьезно обострилась в связи с выявлением на турбинах коррозионного растрескивания насадных дисков ступеней в зоне фазового перехода. Следует отметить, что к этому времени уже начала поступать информация о довольно массовых случаях коррозионных повреждений рабочих лопаток и дисков турбин на ТЭС и АЭС США, Англии, ЮАР и др. Имелись сообщения о разрушениях насадных дисков из-за их коррозионного растрескивания [37,38].
В нашей стране изучение проблемы надежности элементов проточной части турбин координировалось Межведомственной комиссией и сопровождалось разработкой рекомендаций, результаты внедрения которых позволили в последние годы существенно уменьшить количество коррозионных повреждений дисков и рабочих лопаток турбин, однако острота проблемы не снята. По поручению МВК был проведен анализ результатов расследований повреждений и состояния металла дисков и рабочих лопаток большого количества турбин за период 1983—1990 гг., что позволило выявить и оценить коррозионные повреждения рабочих лопаток на 130 турбинах и дисков — на 70 турбинах.
Часто коррозионные повреждения выявлялись одновременно на двух, а то и трех ступенях в зоне фазового перехода. За рассматриваемый период выявлены коррозионные повреждения рабочих лопаток у 65% обследованных турбин К-300-240 ПОТ ХТЗ, у 30% турбин К-300-240 и К-200-130 ПОТ ЛМЗ и у 20% турбин Т-100-130 ПО ТМЗ, К-160-130 ПОАТ ХТЗ и ПТ-60-90 ПОТ ЛМЗ. На турбинах других типов отмечены практически единичные случаи таких повреждений.
Следует отметить, что коррозионные повреждения рабочих лопаток конкретного типа турбин зафиксированы не на всех ТЭС. Так, все известные случаи коррозионных повреждений рабочих лопаток турбин К-300-240 ПОТ ЛМЗ произошли только на Сырдарьинской и Лукомльской ГРЭС, а турбин К-200-130 ПОТ ЛМЗ — на Заинской, Джамбульской и Змиевской ГРЭС.
Нет повреждений рабочих лопаток турбин К-300-240 ПОАТ ХТЗ на Ставропольской и Запорожской ГРЭС. Однако для турбины этого типа при получении от ГРЭС общей информации трудно дать четкое разграничение причин повреждений рабочих лопаток 2, 3 и 4-й ступеней цилиндров низкого давления, поскольку в эти годы наблюдались, кроме коррозионных повреждений, также повреждения рабочих лопаток этих ступеней из-за недостатков их конструкции и изготовления.
У турбин Т-100-130 ПО ТМЗ 85% случаев коррозионных повреждений рабочих лопаток выявлены на дисках, которые имели коррозионное растрескивание под напряжением.
Можно констатировать, что коррозионные повреждения рабочих лопаток турбин в зоне фазового перехода появляются на тех тепловых электростанциях, где по разным причинам не обеспечивается необходимый уровень качества свежего пара перед турбинами.
Из общего числа поломок рабочих лопаток турбин вследствие коррозионных повреждений в зоне фазового перехода за рассматриваемый период в двух указанных случаях произошли аварии турбин. В остальных случаях при поломках лопаток промежуточных ступеней удавалось остановить турбины из-за повышения вибрации без разрушения турбин.
Повреждения дисков в виде коррозионного растрескивания под напряжением различной интенсивности выявлены в основном на турбинах без промперегрева.
На турбинах с промперегревом отмечены только два случая локального растрескивания дисков предпоследней 4-й ступени у двух турбин К-3 00-240 ПОАТ ХТЗ в зоне елочных креплений лопаток (Новочеркасская и Ладыжинская ГРЭС), на которых одновременно была зафиксирована и интенсивная язвенная коррозия рабочих лопаток 3-й и 4-й ступеней части низкого давления. Наибольшее количество случаев коррозионного растрескивания дисков зафиксировано на теплофикационных турбинах Т-100-130, Т-50-130 и ПТ-50-130 ПО ТМЗ и на конденсационных турбинах К-100-90 ПОТ ЛМЗ. На других типах турбин — единичные случаи растрескивания дисков. Зарегистрировано одно разрушение диска — обрыв части обода диска 3-й ступени ЦНД турбины К-100-90-3 ПОТ ЛМЗ на Прибалтийской ГРЭС (наработка около 200 тыс. ч). Особенность эксплуатации — низкое качество пара и работа турбины с пониженной на 30 С температурой свежего пара и, следовательно, с более высокой на 20 С температурой начала зоны фазового перехода — до 150—160 С. В 1954 г. впервые на двух турбинах К-100-90-2 ПОТ ЛМЗ на Щекинской ГРЭС произошли обрывы до разгрузочных отверстий части обода насадного диска 12-й ступени ЦВД в зоне начала фазового перехода вследствие коррозионного растрескивания под напряжением. Эти две турбины работали паром от первых прямоточных котлов на давление 10 МПа с низким качеством свежего пара.
Экспериментальная установка для изучения скорости коррозии при высокой температуре
Для проведения опытов по изучению влияния хеламина на скорость коррозии углеродистой стали в воде при высокой температуре использовалась экспериментальная установка, позволяющая моделировать процессы, протекающие в барабанных котлах, в частности, в подъёмных трубах барабанных котлов тепловых электростанций. Схема и общий вид экспериментальной установки представлена на рис. 2.3. и 2.4.
Установка состоит: из системы для подготовки обессоленной воды; насосов; системы теплообменников для нагрева воды до заданной температуры; экспериментального участка; системы для дозирования реагентов в тракт экспериментальной установки; пробоотборников для отбора проб из тракта экспериментальной установки.
Все элементы оборудования экспериментальной установки, за исключением экспериментального участка, были изготовлены из нержавеющей стали. Установка рассчитана для работы при давлениях до 25 МПа и температурах до 500С.
Система для обработки воды, принципиальная схема которой приведена на рис. 2.2., состоит из теплообменника 1, бака 2 и ионообменных фильтров 7,8. При проведении опытов в качестве рабочей среды использовался конденсат отборного пара, поступавшего с ТЭЦ МЭИ.
При необходимости бак 2 может выполнять функции атмосферного деаэратора. Поэтому в нижнюю часть бака предусмотрен подвод пара от паропровода ТЭЦ МЭИ. Образующаяся паровоздушная смесь удалялась в атмосферу через выхлопную трубку 6, связанную с атмосферой. В схеме предусмотрен подвод конденсата пара ТЭЦ МЭИ к системе ионообменных Рис. 2.5. Установка обработки воды 1 - теплообменник; 2 - бак; 3 - уровнемер; 4 - манометр; 5 -холодильник; 6 - Н-катионитные фильтры; 7 - ФСД (фильтр смешанного действия); 8 - пар с ТЭЦ МЭИ фильтров 7,8 (рис. 2.4.), после которой обессоленная вода подаётся в бак 2. Для обработки конденсата установлены две группы ионообменных фильтров, каждая из которых состоит из двух последовательно расположенных катионитных фильтров 7 в Н-форме и одного фильтра смешанного действия 8. Такая схема позволяет получать воду с электропроводностью 0.15 мкСм/см и рН 6.8-5-7.1.
Экспериментальный участок (рис.2.5.) представляет собой вертикально расположенную трубку длиной 150 мм, с внешним диаметром 11.8 мм и внутренним диаметром 9.8 мм, изготовленную из углеродистой стали (Ст.20).
По высоте экспериментального участка - в нижней и верхней частях, были установлены две хромель-алюмелевые термопары 5,6 (рис. 2.5., 2.6.), которые позволяли измерять температуру стенки. Для измерения температуры воды внутри экспериментального участка было установлено по 2 термопары: 3 и 4 на входе в экспериментальный участок и 7,8 на выходе из него.
При проведении экспериментов предусматривалось дозирование хеламина в воду, поступающую на экспериментальный участок. Для этого использовалась специальная система, которая состояла из насоса-дозатора 12 и ёмкостей 11 с реагентами (рис. 23.).
В качестве емкостей были использованы две бутыли, которые содержали реагенты, использовавшиеся для коррекции воды в соответствии с режимом эксперимента. Эти емкости были подсоединены к насосу-дозатору 12, посредством которого раствор хеламина вводился в воду перед экспериментальным участком.
Для создания необходимого давления в тракте экспериментальной установки использовались плунжерные насосы 4 типа НД, проточная часть которых изготовлена из нержавеющей стали.
Влияние хеламина на скорость коррозии углеродистой стали при высокой температуре
Опыты по изучению влияния концентрации хеламина на скорость коррозии углеродистой стали в воде проводились при давлении 18 МПа и температуре 330 С при концентрации хеламина 0-5 мг/дм . Концентрация кислорода в этих опытах составляла 20-30 мкг/дм3. Для образования на поверхности образцов пленки из хеламина образцы предварительно выдерживались в растворе хеламина 90HTurbo с концентрацией 5 мг/дм3 при температуре 25-30 С в течении трех суток. Продолжительность каждого опыта была равна -250 часов. При проведении этих опытов контролировались как теплотехнические, так и химические параметры. Измерялись давление и температура воды в различных точках экспериментальной установки, а также расход воды через экспериментальный участок. В течение каждого опыта все теплотехнические и химические параметры поддерживались постоянными. В качестве режима сравнения использовался аммиачный водно-химический режим (АВР).
Данные о влиянии концентрации хеламина на скорость коррозии углеродистой стали приведены в табл. 4.2. и на рис.4.2.
Из экспериментальных данных следует, что скорость коррозии углеродистой стали в воде с увеличением концентрации хеламина снижалась с 0,69 г/м сут при концентрации хеламина равной 0, до 0,49 г/м сут при концентрации хеламина 5,0 мг/дм .
Визуальный осмотр образцов после каждого эксперимента показал, что на их поверхности были отложения. Поэтому было определено количество рыхлых отложений, образовавшихся в процессе коррозии. Установлено, что скорость образования рыхлых отложений также снижалась с увеличением концентрации хеламина в воде; без хеламина она была равна 0,43 г/м сут, а в присутствии хеламина в концентрации 2,5 - 5 мг/дм3 при концентрации кислорода 20-40 мкг/дм их количество в среднем составляло 0,34 г/м сут.
При переходе от аммиачного к хеламинному водно-химическому режиму было отмечено снижение значений окислительно-восстановительного потенциала: при аммиачном водно-химическом режиме они имели положительное значение, а при хеламинном - стремились к отрицательной области.
Таким образом, проведенные опыты позволили установить, что в присутствии хеламина при концентрации кислорода 20-40 мкг/дм скорость коррозии углеродистой стали снижалась; уменьшалось и количество рыхлых отложений на поверхности образцов.
Следует отметить, что концентрация железа в воде после экспериментальных образцов как при АВР, так и при дозировании в воду хеламина была 5 мкг/дм , однако при АВР наблюдалось периодическое повышение концентрации продуктов коррозии железа, что свидетельствует о большей доле рыхлых, легко переходящих в поток теплоносителя отложений.
Анализ образцов, вырезанных после окончания каждого опыта из экспериментального участка (рис. 4.4 и 4.5) показал, что как при аммиачном, так и хеламинном водно-химических режимах поверхность образцов была покрыта слоем отложений продуктов коррозии железа. Слой отложений на поверхности образцов при аммиачном водно-химическом режиме был неоднороден по структуре; при хеламинном водно-химическом режиме пленка на поверхности образцов была однородной. При всех водно-химических режимах наружная часть слоя состояла из рыхлых отложений, которые легко удалялись механически. Внутренний слой был плотно сцеплен с поверхностью металла.
Известно, что одним из основных факторов, влияющих на надежность работы оборудования, является водно-химический режим, который определяется параметрами и типом конструкционных материалов. При проведении исследований предполагалось, что коррекция водно-химического режима на ТЭС с барабанными котлами будет осуществляться с помощью пленкообразующих органических соединений, называемых "хеламин".
Одним из факторов, определяющих пригодность использования пленкообразующих аминов в теплоэнергетике, является их термическая стойкость и состав продуктов разложения, образующихся в пароводяном тракте под влиянием температуры. Это связано с тем, что продукты разложения могут влиять на качество воды и пара.
Из литературных данных следует [89], что при повышенных температурах ( 350 С) происходит термолиз хеламина с выделением водорода. Отмечено также [90], что при дозировании только хеламина в 2 барабанных котла с давлением р = 11,0 и 14,0 МПа (ts = 318,04 и 336,63 С соответственно), в котловой воде было установлено наличие аммиака в концентрации до 1,5 мг/дм3. Поэтому можно сделать вывод, что термолиз хеламина протекает с образованием аммиака, причем количество образующегосся аммиака зависит от параметров котла: чем они выше, тем большее количество аммиака образуется. Следует отметить, что в данной публикации не указано, в какой концентрации происходило дозирование хеламина в пароводяной тракт. Было установлено также, что при термолизе хеламина образуются органические кислоты, такие как уксусная и муравьиная.
В связи с тем, что органические примеси, в частности, уксусная и муравьиная кислоты, способны интенсифицировать коррозионные процессы, на зарубежных тепловых электростанциях производится нормирование качества воды и пара на содержание в них органических соединений (по общему органическому углероду) [96-99].
Несмотря на многочисленные данные, имеющиеся в литературе о поведении и составе органических примесей в пароводяном тракте тепловых электростанций, сведения об их влиянии на скорость коррозии конструкционных материалов ограничены и относятся в основном к области температур до 150С [100-102].
