Автор: Липовских В.М. Балабан-Ирменин Ю.В. Рубашов А.М.
Теги: водоснабжение очистка воды водопотребление энергетика строительство строительные конструкции водопроводные сооружения издательство новости теплоснабжения
ISBN: 978-5-94296-018-6
Год: 2008
Текст
Ю.В, БАЛАБАН-ИРМЕНИН
В.М. ЛИПОВСКИХ
А.М. РУБАШОВ
Защита от внутренней коррозии
трубопроводов водяных тепловых сетей
2-ое издание. Переработанное, дополненное
Москва
2008 г.
УДК 628.147,22
ББК 31,38
Б 20
Балабан-Ирменин Ю.В., Липовских BJVL,
Б 20 Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных теп-
ловых сетей, 2-е издание. Переработанное, дополненное —
М,: Издательство «Новости теплоснабжения», 2008, — 288 с,
ISBN 978-5-94296-018-6
Рубашов А,М,
Обобщены результаты исследований процессов внутренней
коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей. Рассмотрены ти-
повые случаи локальной коррозии трубопроводов теплосети, причи-
ны возникновения и развития язвенных повреждений труб. Подроб-
но рассмотрен промышленный опыт антикоррозионных мероприя-
тий в России и за рубежом, способы контроля коррозии.
Книга рассчитана на эксплуатационный инженерно-техни-
ческий персонал предприятий тепловых сетей, электростанций и ко-
тельных, сотрудников наладочных, проектных и научно-исследова-
тельских организаций.
Издательство «НТ» благодарит ООО «Экотех» (г, Екатеринбург)
за содействие в издании книги.
ISBN 978-5-94296-018-6 ©Издательство «Новости теплоснабжения»
Предисловие
Централизованные системы теплоснабжения действуют в Рос-
сии более 80 лет. За это время совершенствовалось оборудование
теплоисточников, улучшалось качество строительства и эксплуата-
ции тепловых сетей, повышалась надежность систем теплоснабже-
ния, Сейчас наименее надежным звеном этих систем является
транспорт тепла. Основная причина повреждений тепловых се-
тей — коррозионные разрушения металла труб. Ранее считалось,
что повреждения связаны только с наружной коррозией трубопро-
водов, Однако в последнее время проблемы внутренней коррозии
трубопроводов теплосети встают все более остро, В среднем по
России 28% всех повреждений тепловых сетей обусловлены внут-
ренней коррозией, В Тепловых сетях Мосэнерго доля этих повреж-
дений составляла в 1985—1990 гг, 35—37%, Практически все пов-
реждения трубопроводов теплосети от внутренней коррозии имеют
локальный характер (язвы, перерастающие в свищи). Специфи-
ческой особенностью условий протекания внутренней коррозии тру-
бопроводов теплосети (температура воды 40—150 °C) является со-
четание двух факторов: 1) практически природной (в большинстве
случаев умягченной) слабощелочной воды, содержащей значитель-
ные концентрации агрессивных ионов, и 2) низких, зачастую пере-
менных, концентраций кислорода. Это сочетание резко отличается
от любых других условий, реализующихся в теплоэнергетике и дру-
гих отраслях промышленности, В отечественной и мировой научной
литературе практически отсутствуют данные по исследованию кор-
розии углеродистых сталей в деаэрированной природной воде, где
закономерности процесса коррозии резко отличаются от коррозии в
аэрированных средах. Не изучены и особенности повреждений теп-
ловых сетей от внутренней коррозии в эксплуатационных условиях,
В книгу вошли материалы стендовых исследований процессов
внутренней коррозии трубопроводов теплосети, обобщение данных
по качеству сетевой воды и повреждаемости трубопроводов, опыту
эксплуатации тепловых сетей, внедрению антикоррозионных
мероприятий, В книге использован опыт работ, проведенных Все-
российским научно-исследовательским теплотехническим институ-
том (ВТИ) совместно с Тепловыми сетями Мосэнерго в г, Москве, а
также результаты работ ВТИ в других городах (Ростове-на-Дону,
3
Ярославле, Саратове, Санкт-Петербурге, Экибастузе и др,). На
базе статистических данных по Тепловым сетям Мосэнерго проана-
лизированы причины увеличения повреждений от внутренней кор-
розии, объяснено отличие повреждаемости подающих и обратных
трубопроводов и влияние состава сетевой воды на повреждаемость.
Стендовые исследования и данные опроса более 140 предприя-
тий тепловых сетей и теплоисточников России и стран СНГ позво-
лили оценить влияние на развитие локальной внутренней коррозии
трубопроводов теплосети основных параметров воды (значения pH,
содержания сульфатов, хлоридов, кислорода, углекислоты). Разра-
ботана методика, позволяющая определять с помощью эксперимен-
тов на малогабаритных стендах коррозионно-безопасные условия
работы трубопроводов теплосети.
Рассмотрены причины возникновения и развития язв на по-
верхности трубопроводов во время отопительного сезона и ремонт-
ного периода.
Изучена зависимость состава отложений на внутренней пове-
рхности труб от водно-химического режима теплосети и показано
влияние состава отложений на коррозию трубопроводов.
На промышленном стенде в Тепловых сетях Мосэнерго иссле-
довано влияние процессов микробиологической коррозии на пов-
реждаемость трубопроводов теплосети,
С учетом промышленного опыта Тепловых сетей Мосэнерго и
предприятий тепловых сетей других городов в книге рассмотрены
способы борьбы с внутренней коррозией теплопроводов, В частнос-
ти, описан опыт внедрения режима с повышенным значением pH
сетевой воды в закрытой теплосети Мосэнерго и опыт внедрения
ингибитора коррозии в открытой теплосети г. Ростов-на-Дону, От-
дельный раздел и приложение 3 посвящены контролю интенсивнос-
ти внутренней коррозии в теплосетях. Приведены данные по спосо-
бам предотвращения внутренней коррозии в тепловых сетях зару-
бежных стран. Авторы считали необходимым достаточно подробно
описать экспериментальный и эксплуатационный опыт в области
внутренней коррозии тепловых сетей, особенно в части, касающей-
ся антикоррозионных мероприятий, и сократить до необходимого
минимума изложение теоретических вопросов коррозии.
Авторы благодарят сотрудников Тепловых сетей, химической
службы и ТЭЦ Мосэнерго, а также сотрудников предприятий теп-
ловых сетей, ТЭЦ и химических служб Ярэнерго, Ростовэнерго, Са-
4
ратовэнерго и других организаций, оказывавших помощь при про-
ведении работ, позволивших написать данную книгу,
Ю.В. Балабан-Ирмениным разработано построение книги и на-
писаны гл. 4, 7, 9; § 1.1 -1.2, 1.4, п. 2.1,2, § 2,2, 2.3, 3.1, п, 5.1 Л —
5.1,3, § 5.2, 6,1, 6.4 8.1, 10.1, 10.3, приложения 1 и 2. Ю.В. Бала-
бан-Ирмениным написаны вместе с|А,М, Рубашовым|, гл, 11 и прило-
жение 3; вместе с Н,Г Фокиной п. 10.2.3 и § 10,5; вместе с В,М. Ли-
повских § 3.2, п. 3.3.2-3.3.4, § 6.2, 6.3, 8.2, п. 10,2,1, 10,4,1, 10,4,2.
В.М, Липовских написаны п. 3.3.1, 10.2.2., 10,2,5; |А.М. Рубашовым
— гл. 12, § 1.3,10,6, п, 2.1,1, 2.1.3, 2.1,4;|РП. Сазоновым! — п. 10.2.4.
Глава первая
Краткие сведения о теории электрохимической
коррозии металлов
1.1. Механизм и кинетика процессов
электрохимической коррозии
Коррозия представляет собой процесс разрушения металла в
результате химических или электрохимических процессов. Химиче-
ская коррозия протекает в сухих газах при высоких температурах и
в неэлектропроводных средах (бензоле, керосине, расплавленной
сере и др,).
Электрохимическая коррозия [1, 2] — коррозия металлов в
электролитах. Она протекает вне зависимости от типа электролита,
будь то сверхчистая вода или расплав соли. Не имеет существенно-
го значения и количество электролита — коррозия возникает даже
в слое влаги толщиной в несколько десятков миллимикрон. Основ-
ное отличие электрохимического механизма коррозии от чисто
химического заключается в том, что взаимодействие раствора с ме-
таллом при электрохимической коррозии разделяется на два самос-
тоятельных, но сопряженных друг с другом процесса. Анодный про-
цесс — непосредственный переход атомов металла в раствор в ви-
де ионов. Возможность протекания этого процесса определяется
взаимодействием атомов металла с молекулами воды, а также с
сольватирующими или комплексообразующими ионами. Анодная
реакция может быть представлена следующим уравнением:
Me + т Н2О---Меп+ * т Н2О+ п е~ (1J)
При этом на анодных участках поверхности металла (Л4е) обра-
зуются избыточные электроны (е_), В катодном процессе происхо-
дит ассимиляция остающихся в металле избыточных электронов
каким-либо окислителем (О/с): атомами, молекулами или ионами
раствора, которые в результате этого процесса подвергаются вос-
становлению, В общем виде катодная реакция выражается следую-
щим уравнением:
6
Ок + пе ----[Ок-пе /
(i>2)
Если бы никаких других, кроме анодного, электродных процес-
сов в системе не происходило, то анодный процесс очень скоро дол-
жен был бы прекратиться. Приближенные расчеты показывают, что
переход всего 1 % монослоя поверхностных атомов металла в виде
ионов в раствор должен остановить анодный процесс при отсут-
ствии в системе катодного процесса.
Процесс электрохимической коррозии при пространственном
разделении катода и анода (растворение гетерогенного металла)
представлен на рис, 1,1, Основными процессами здесь являются:
анодный процесс перехода атомов металла в раствор; катодный про-
цесс ассимиляции электронов на катоде; перенос заряда между
анодными и катодными участками (в металле перенос заряда осуще-
ствляется электронами, а в растворе — ионами). Возможно также
растворение гомогенного металла, но оно здесь не рассматривается.
Система анод—электролит—катод представляет собой корот-
козамкнутый гальванический элемент. Эти элементы могут быть
макрогальваническими, например, при коррозии, возникающей при
контакте латунных трубок и стальной трубной решетки в теплооб-
менниках, Но главную роль в электрохимической коррозии играют
микрогальванические элементы, обнаруживаемые лишь с помощью
микроскопа. Роль катодов и анодов в этих элементах могут выпол-
нять микровключения примесей металла, отдельные атомы и груп-
пы атомов, микропоры оксидной пленки на поверхности металла и
т,д. Даже внешне равномерная коррозия металла является резуль-
татом работы множества микрогальванических элементов.
Рис, 1.1. Схема электрохимического коррозионного процесса
7
Электродные потенциалы. При погружении металла в водный
раствор происходят следующие процессы. Если энергия гидратации
достаточна для перехода атома металла в раствор, то металл начина-
ет растворяться и на его поверхности накапливаются электроны, а в
растворе — катионы металла, В дальнейшем отрицательные заряды
на поверхности притягивают катионы металла из раствора, В резуль-
тате на границе металл-электролит возникает двойной электриче-
ский слой, что вызывает появление скачка потенциала между метал-
лом и электролитом, который называется Нернстовым электродным
потенциалом. Экспериментально этот электродный потенциал опре-
деляется как разность между потенциалами изучаемой реакции и
реакции на стандартном электроде, например на нормальном водород-
ном электроде (н,в,э,), на хлорвдсеребряном электроде (х,с,э,) и т,д.
Для электрохимической коррозии большое значение имеют так
называемые равновесные (обратимые) потенциалы металлов, т,е,
потенциалы, устанавливающиеся на чистой поверхности металла,
когда перенос заряда из металла в раствор и обратно происходит
только с помощью ионов данного металла. Равновесные потен-
циалы определяют вероятность протекания электродных реакций и
могут быть рассчитаны из термодинамических данных.
Анодная реакция на железе и углеродистых сталях, из которых
изготавливаются трубопроводы теплосети, описывается уравнением:
Fe----*~Fe2++ 2е~ (1.3)
Равновесный потенциал этой реакции зависит от температуры,
активности ионов Fe2+, природы растворителя. Скорость реакции (1,3)
практически равна нулю при равновесном электродном потенциале
железа и может увеличиваться только при сдвиге потенциала
в положительную сторону. Если с помощью внешнего источника пос-
тоянного тока сдвинуть потенциал железа к величине, близкой к рав-
новесному потенциалу, то растворение железа прекратится. На этом
принципе основана катодная защита трубопроводов от наружной кор-
розии, Катодная реакция реализуется только при потенциалах более
отрицательных, чем обратимый потенциал этой реакции.
Движущей силой процесса, протекающего в коррозион-
ном гальваническом элементе, является его электродвижущая
сила (ЭДС), Величину ЭДС можно рассчитать, зная обратимые по-
тенциалы анодной (£Jo6p и катодной (£JoCp реакций:
ЭДС = (Ек)абр — (Еа)абр (1.4)
8
Электрохимическая коррозия может протекать только в том
случае, если ЭДС > О, В реальных условиях в процессе обмена за-
рядов на металле участвуют не только собственные ионы металла,
но и другие ионы и атомы. Потенциалы, устанавливающиеся в этом
случае на металле, называются необратимыми. Они не поддаются
расчету и определяются только экспериментально.
Поляризация. Контролирующий фактор коррозии. Для
оценки влияния различных факторов на скорость коррозии необхо-
димо иметь данные о равновесном состоянии системы и учитывать,
что при протекании тока через электрод его равновесное состояние
изменяется. Протекание тока при работе коррозионного гальва-
нического элемента обусловлено начальной разностью потенциа-
лов катода и анода, В момент замыкания микрогальванической
цепи начальное значение коррозионного тока (/нач) по закону Ома
равно:
нач = ((Ек)обр (^а) o6pJ
(1-5)
где — омическое сопротивление системы.
Величина тока после замыкания цепи быстро уменьшается и
через определенное время становится постоянной. Так как величи-
на невелика и постоянна во времени, то уменьшение величины
коррозионного тока можно объяснить только снижением разности
потенциалов катодной и анодной реакций. Изменение (Ек) и (Еа)
связано с отставанием скорости электродных процессов от скорос-
ти протекания тока в металле.
При определенных условиях, например при одинаковой по всей
поверхности металла скорости коррозии углеродистой стали и при
достаточно высокой электропроводности воды, кривые Ек и Еа на
рис, 1,2, а сходятся в одной точке. При этом на всей поверхности
металла устанавливается один и тот же потенциал, называемый
потенциалом коррозии (7?кор), а также стационарным или компро-
миссным потенциалом, В этом случае величины токов (скорости
реакции) на катоде и аноде равны по абсолютной величине току
коррозии (7кор) и противоположны по значению. Внешний ток всей
системы равен нулю (система электронейтральна). Показанное на
рис, 1,2, а изменение потенциалов Ек и Еа называется поляриза-
цией, а вещества, уменьшающие поляризацию, называются деполя-
ризаторами, Уменьшение поляризуемости электродов называют
9
Рис, 1.2. Поляризационные диаграммы:
а — коррозия при анодном контроле (Ра »РК); б — коррозия при катодном
контроле (RK>> Ra)f s — коррозия при смешанном контроле (Ра~ /у;
г — коррозия при омическом контроле
деполяризацией. Кривые Ек и Еа называются поляризационными
кривыми, а диаграммы, изображенные на рис, 1,2, — поляризацион-
ными диаграммами.
Величина коррозионного тока (скорости коррозии) может быть
рассчитана по уравнению:
хор = ((£к)оф - (ДХвр)/ № + + R0M),
(i.6)
где Rau. RK — поляризационные сопротивления (сопротивле-
ния протеканию электродных процессов) на аноде и катоде, соотве-
тственно.
10
Из (1,6) следует, что при и 7?ом « 0, величина коррози-
онного тока определяется анодной поляризацией (рис, 1.2, а), т.е,
анодная реакция является контролирующим фактором процесса
(коррозия с анодным контролем). При (рис, 1,2, 6) корро-
зионный ток прежде всего зависит от поляризации катода (катодный
контроль). На рис. 1.2, в показан случай смешанного контроля при
Ra& RK и RQW « 0, Рис, 1,2, г характеризует коррозию с омическим
контролем, которая может встречаться при язвенной коррозии
углеродистых сталей. Получение зависимостей потенциалов ка-
тодного и анодного процессов от тока является одним из основных
методов изучения электрохимической коррозии. Для снятия поля-
ризационных кривых используют электрохимические ячейки
(см, рис, 4,2), где потенциал металла изменяют путем наложения
внешнего постоянного тока.
Необходимо отметить, что даже изменение величины потенци-
ала коррозии при изменении условий протекания процесса несет
достаточно большую информацию. Например, если условия проте-
кания катодного процесса постоянны, а потенциал коррозии смес-
тился в положительную сторону, то это свидетельствует об умень-
шении скорости анодной реакции, т.е, скорости коррозии (£кор2 >
£корl, /кор2< /кор1, рис, 1,3), Этот принцип применяется, например,
при сравнении коррозионной стойкости различных металлов, так
называемый метод гальванопар
(см. §§ 3,2, 6,2, 6.4), В то же
время облагораживание (смеще-
ние в положительную сторону)
потенциала коррозии не всегда
является показателем уменьше-
ния коррозионного тока. Напри-
мер, увеличение концентрации
О2 в газе, контактирующем с во-
дой, и, соответственно, в воде
приводит к увеличению
(см, табл. 1,1) и при прочих рав-
ных условиях может приводить к
увеличению потенциала коррозии
и одновременно к повышению
скорости коррозии (£кор2>£кор1,
Рис, 1.3, Влияние анодной
поляризации на значения Екор и 1^:
ЛЬ — катодная поляризационная
кривая; СВ и СД — анодные
поляризационные кривые;
Ра(СВ) > Яа(СД)
11
/кор2>/корН рис, 1,4), за исключением случая, когда возникает анод-
ная пассивность (см, § 1,2).
Катодные процессы, В зависимости от типа деполяризатора
(ионы Н+ или О2), принято говорить, что коррозия протекает с во-
дородной или кислородной деполяризацией. Эти катодные реакции
наиболее вероятны, поскольку вода всегда содержит как водород-
ные ионы, так и растворенный кислород. Если эти реакции идут па-
раллельно с соизмеримой скоростью, то коррозионный процесс
протекает со смешанной деполяризацией.
Разряд ионов водорода протекает по реакции:
2Я+ + 2е~-----2Н^С--------Н2 (1.7)
где Надс — атом водорода, адсорбированный на поверхности
металла.
Восстановление кислорода в кислой среде протекает по реакции:
О2 + 4Н+ + 4е~------э- 2Hfi (1.8)
а в нейтральных и щелочных средах по реакции:
О2 + 2Н2О + 4е~-----4ОН- (1.9)
Величины равновесных потенциалов кислородного и водород-
ного электродов при различных значениях pH и парциальных давле-
ниях О2 и Н2 приведены в табл, 1,1,
Из табл, 1,1 видно, что во всем диапазоне значений pH равно-
весный потенциал кислородного электрода более, чем на 1,1 В по-
ложительнее, чем водородного. Исходя из этого с термодинамиче-
ской точки зрения коррозия с водородной деполяризацией менее ве-
роятна, Однако влияние кинетических факторов приводит к тому,
что в кислых средах, где высока активность ионов Н+, протекает в
основном коррозия с водородной деполяризацией.
Коррозионные процессы, протекающие с кислородной деполя-
ризацией, обычно превалируют в средах, близких к нейтральным,
характерных для условий теплосети. Некоторые особенности про-
цессов с кислородной деполяризацией приведены в § 1,3,
Анодный процесс. Анодная реакция растворения железа и угле-
родистых сталей в воде упрощенно описывается уравнением (1,3),
12
Таблица /./.
Равновесные потенциалы водородного и кислородного электродов
при различных значениях pH воды и парциальных давлениях О2 и Н2 [ 1 ]
Деполяриза- ция Парциальное давление газа, Па/атм Равновесный обратимый потенциал при 25 "С, В, н.в.э*
рН=0 рН=7 рН=14
Кислородная 21000/0,21* 1,218 0,805 0,381
—//— 100000/1 1,229 0,815 0,400
Водородная 0,05/5* 10-7 * 0,186 -0,228 -0,641
—//— 100000/1 0 -0,414 -0,828
— парциальное давление О2 и Н2 в воздухе.
По существующим представлениям процесс растворения желе-
за протекает в несколько стадий. Очень важную роль в процессе
растворения играют анионы (А-) раствора, адсорбирующиеся на
активных центрах поверхности металла и образующие с атомами
металла поверхностные комп-
лексы типа (FeAm)rt“, которые за-
тем переходят в раствор и распа-
даются на ионы Fe2+ и А-,
Анионами в этом процессе могут
быть ионы ОН", SOf, Cl" и
другие неорганические и органи-
ческие анионы. Одной из наибо-
лее медленных стадий анодной
реакции считается переход комп-
лекса (FeAm)rt“ в раствор. Важ-
ную роль в анодном процессе иг-
рает конкурирующая адсорбция
различных анионов на поверх-
ности металла. Адсорбционным
вытеснением одного аниона дру-
гим часто объясняется измене-
ние скорости анодной реакции и,
соответственно, скорости корро-
зии металла.
Рис, 1.4, Влияние концентрации
в воде на значения EKi)p и IKGp
(в отсутствии анодной
пассивности):
ЛЬ — анодная поляризационная
кривая; ВГ и ДЕ — катодные
поляризационные кривые;
концентрация Оэ в воде для кривой
ДЕ выше, чем для кривой ВГ
13
1.2. Пассивность металлов
Очень низкая скорость анодной реакции ионизации металла
имеет место при возникновении пассивности, которая, как установ-
лено ВТИ, может возникать и в условиях теплосети. Пассивностью
называют состояние высокой коррозионной стойкости металлов или
сплавов (в условиях, когда с термодинамической точки зрения они
являются вполне реакционно-способными), вызванное торможени-
ем анодного процесса электрохимической коррозии [1], Явление
пассивности изучалось, в основном, на нержавеющих сталях, где
пассивное состояние металла является достаточно типичным явле-
нием, Поэтому все закономерности возникновения и нарушения
Рис, /.5, Области коррозии на
анодной поляризационной при
возникновении анодной
пассивности:
АБ — анодная поляризационная
кривая: ВГ,ДЕ,ЖЗ — катодные
поляризационные кривые;
Eflfl — потенциал начала
пассивации; Епп — потенциал
полной пассивации; I — активное
равномерное растворение;
2 — образование пассивной пленки;
3 — полная пассивация всей
поверхности металла
пассивного состояния, описанные
ниже, были получены на коррози-
онно-стойких сталях и впослед-
ствии подтверждены на железе и
углеродистых сталях.
Типичная анодная поляриза-
ционная кривая приведена на
рис, 1,5, Анодную поляризацион-
ную кривую можно получить, из-
меняя с помощью внешнего ис-
точника тока потенциал металла
в положительном направлении
или изменяя концентрацию окис-
лителя в растворе. При относи-
тельно низких концентрациях
окислителя увеличение его кон-
центрации от К} до К2 приводит к
увеличению коррозионного тока
от/кор1 до /кор2, Это область актив-
ного растворения металла, где
протекает равномерная коррозия
с катодным контролем. При дос-
тижении величины критического
тока /крит (при потенциале начала
пассивации Енп) на металле начи-
нает формироваться пассивирую-
щая пленка. При потенциале
14
полной пассивации металл полностью переходит в пассивное
состояние. Дальнейшее повышение концентрации окислителя и
увеличение потенциала металла до значений более высоких, чем
EmJ в области устойчивого пассивного состояния не приводит к из-
менению плотности коррозионного тока (тока пассивности) /п. При
очень большом облагораживании потенциала металла с помощью
внешнего источника тока или введения сильного окислителя
возможна его перепассивация (резкое увеличение плотности анод-
ного тока).
Предложено много теорий пассивности металлов и в настоящее
время на эту проблему нет единой точки зрения. Можно лишь гово-
рить о том, что замедление анодного процесса при возникновении
пассивности связано с изменением заряда и свойств поверхности
металла, вызванным образованием на ней адсорбционных, фазовых
и адсорбционно-фазовых оксидных пленок или пленок другого сос-
тава, например пленки адсорбированного кислорода [ 1 ].
Наиболее часто причиной пассивации металлов является обра-
зование оксидных пассивных пленок. Возможна также пассивность
за счет формирования на поверхности металла солевых пленок,
например пленки FeSO4 в концентрированной серной кислоте. В
последние десятилетия предложена теория адсорбционной пассив-
ности — пассивности, вызываемой образованием на поверхности
металла адсорбционной пленки органических ингибиторов [3,4],
Если растворы, контактирующие с металлом, содержат ионы,
способные разрушать пассивную пленку (активаторы), то это может
приводить к образованию на поверхности металла питтингов. Для
нержавеющих сталей наиболее опасными активаторами являют-
ся ионы С1“. Нарушение пассивности металла ионами-активатора-
ми обычно происходит локально на тех участках поверхности, где
пассивная пленка ослаблена. Для разрушения пассивной пленки в
каждых конкретных условиях необходима вполне определенная
концентрация иона-активатора, называемая критической.
Локальное разрушение пассивной пленки приводит к образова-
нию анодных микроучастков поверхности металла, где с высокой
скоростью происходит его активное растворение и анодный ток рез-
ко возрастает. Анодные участки окружены катодными участками
пассивного металла, имеющими значительно большую площадь.
Такие элементы называют активно-пассивными. Высокие плотности
тока на аноде могут обуславливать катодную защиту поверхности
15
металла, окружающей анод. Фиксация анодных центров на опреде-
ленных участках поверхности приводит к образованию питтингов.
Чем выше анодный ток и катодная защита вокруг питтинга, тем
меньше вероятность образования нового питтинга вблизи уже су-
ществующего, Поэтому плотность расположения глубоких питтин-
гов обычно меньше, чем мелких.
Анодная потенциодинамическая поляризационная кривая пас-
сивирующегося металла в присутствии в растворе ионов-активато-
ров приведена на рис, 1,6, На этом рисунке показаны кривые уве-
личения и уменьшения анодной поляризации (кривые прямого и
обратного хода). Параметры этих кривых определяются следующи-
ми характерными точками [5], Потенциал питтингообразова-
ния, называемый также потенциалом пробоя пассивной пленки
/?пр — минимальное значение потенциала, при котором возникает
питтинговая коррозия (плотность тока на поляризационной кривой
прямого хода при Е > /?пр резко и устойчиво возрастает), Потенци-
Рис, 1.5, Потенциодинамический
метод определения потенциалов,
характеризующих анодную
пассивность:
/, 2 — повышение и понижение
анодной поляризации
соответственно;
Епр — потенциал
питтингообразования;
Ере — потенциал репассивации,
Еващ — защитный потенциал
ал репассивации £ре, называе-
мый также защитным потен-
циалом, — потенциал, при кото-
ром подавляется развитие пит-
тингов, возникших при Е > ЕИр
(плотность тока на поляризаци-
онной кривой обратного хода ста-
новится равной плотности тока
пассивного состояния). Иногда
защитным называют потенциал,
при котором плотность тока на
кривой обратного хода становит-
ся равной нулю,
В общем случае для возник-
новения питтинговой коррозии
необходимы следующие условия:
пассивирующая среда (металл
должен находиться в пассивном
состоянии), наличие в растворе
ионов-активаторов с концентра-
цией выше критической, наличие
в растворе окислителя, способно-
го смещать потенциал коррозии
16
до значения более положительного, чем потенциала питтингообра-
зования.
Необходимо отметить, что на сталях мы имеем дело с так назы-
ваемым сопряженным питтингом, когда растворение металла про-
исходит внутри питтинга, а сопряженный катодный процесс проте-
кает, в основном, на окружающей питтинг поверхности металла [6],
1.3. Особенности коррозии с кислородной
деполяризацией
При наличии в воде растворенного кислорода процессы корро-
зии с кислородной деполяризацией могут протекать практически
при любой величине pH, даже в растворе НС1 с концентрацией
180 г/кг [7], хотя основным катодным процессом в этих условиях
является восстановление ионов Н+, В условиях теплосети (слабо-
щелочная вода) коррозия протекает, в основном, с кислородной де-
поляризацией [8],
Влияние гидродинамических условий. Скорость диффузии
молекул О2 в воде значительно ниже, чем ионов Н+, Поэтому ско-
рость коррозии с кислородной деполяризацией обычно регулирует-
ся скоростью диффузии О2 к поверхности металла через пристенный
диффузионный слой жидкости. Величина диффузионного слоя при
перемешивании жидкости уменьшается, соответственно, переход от
неподвижного раствора к потоку воды, движущемуся со скоростью
2-4 м/с, почти всегда приводит к увеличению скорости равномер-
ной коррозии железа и углеродистых сталей.
Влияние отложений вторичных продуктов коррозии. При
коррозии с кислородной деполяризацией в слабощелочной воде
первичные продукты коррозии стали — ионы Fe2+ [см, (1,3)] взаи-
модействуют с гидроксильными ионами, образующимися по (1,9) с
образованием вторичных продуктов коррозии. Обычно образуется
гидрозакись железа Fe(OH)^, которая может окисляться растворен-
ным кислородом до гидроокиси Fe(OH)3, Оба этих соединения труд-
норастворимы: nP(Fe(OH)2) = 1,05 ’ 10"1Б, ПР(Ре(ОН)0 = 4' Ю’3*,
В нейтральной и слабощелочной воде подавляющая часть соедине-
ний железа осаждается из раствора. При работе коррозионных
микропар, когда катодные и анодные центры находятся в непосред-
ственной близости, продукты коррозии покрывают всю корроди-
рующую поверхность металла. Осаждение вторичных продуктов
17
Рис, 1.7. Зависимость скорости
коррозии Д' углеродистой стали е
воде от времени при 40 ’С и
концентрации Оэ 5 мг/кг
коррозии оказывает тормозящее
действие на коррозионный про-
цесс. Например, стендовые ис-
следования при температуре 40 °C
и содержании кислорода 5 мг/кг
[9] показали, что скорость корро-
зии стали за 10 суток уменьшает-
ся в 2 раза (рис, 17),
Влияние температуры. При
повышении температуры ско-
рость электрохимических реак-
ций возрастает, следовательно должна возрастать и скорость
коррозии. Однако при коррозии с кислородной деполяризацией на
скорость коррозии оказывает влияние снижение растворимости
кислорода при повышении температуры. Если вода находится в
замкнутом объеме, в котором нет возможности для удаления кисло-
рода, то скорость коррозии стали линейно увеличивается с ростом
температуры. В открытом объеме, например в баках, в которых при
подогреве воды происходит выделение растворенных газов, с рос-
том температуры скорость коррозии сначала увеличивается, а затем
снижается вследствие уменьшения растворимости кислорода и его
удаления из воды [9], В результате противоположного действия этих
факторов кривая зависимости скорости коррозии от температуры
проходит через максимум при температуре 60—70 °C (рис, 1,8). В то
же время снижение скорости коррозии связано также и с изменени-
ем состава продуктов коррозии
Рис. /,8. Зависимость скорости
коррозии железа от температуры
в открытом 1 и закрытом
2 объеме
на поверхности металла при повы-
шении температуры [10], При
температуре, близкой к 100 °C,
скорость коррозии стали в откры-
том объеме может быть даже
меньше, чем при 20 °C,
Пары неравномерной аэра-
ции. Наличие на поверхности
металла пар неравномерной
(дифференциальной) аэрации с
неодинаковой скоростью под-
вода кислорода к различным
участкам поверхности приводит
к возникновению локальных
18
коррозионных поражений. Теория этого процесса разработана
Эвансом [11], сначала применительно к условиям ватерлинии, где
максимальная скорость коррозии была обнаружена не на границе
раздела фаз (при максимальной концентрации кислорода), а на оп-
ределенном расстоянии ниже ватерлинии (при более низкой кон-
центрации кислорода). Хотя уменьшение концентрации О2 в воде
при катодном контроле должно вызывать уменьшение скорости
коррозии на отдельно взятом участке поверхности металла, оно од-
новременно приводит к сдвигу потенциала коррозии этого участка в
отрицательную сторону. Таким образом, возникает микропара: хо-
рошо аэрируемая поверхность металла с более положительным по-
тенциалом (катод) и зона, подвод кислорода к которой затруднен, с
более отрицательным потенциалом (анод), где и происходит интен-
сивное растворение металла.
Наиболее наглядно это иллюстрируется следующим опытом
[11], Каплю 0,1 н, раствора NaCl с добавками индикаторов на ионы
Fe2+ и ОН- наносили на горизонтальную шлифованную стальную
пластинку, В начальный период времени анодное растворение ме-
талла локализовалось, в основном, вдоль линий шлифовки
(рис, 1,9, а). Это первоначальное распределение существовало до
тех пор, пока не израсходовался растворенный в электролите О2,
Через несколько минут картина изменилась. Металл в центральной
части капли, куда вследствие большей глубины слоя жидкости дос-
тавка О2 затруднена, становился анодом. Вокруг него распола-
галось кольцо ржавчины, а за ним кольцеобразный катод (там, где
толщина слоя раствора мала и доступ кислорода облегчен,
рис, 1,9, 6), В этом состоянии механизм коррозии (рис, 1,9, в) опре-
деляется распределением О2 в покоящейся капле (обозначено
штриховкой). Кольцо ржавчины образуется при окислении ионов
Fe2+ до Fe3+ в результате диффузии ионов ОН- и Fe3+ навстречу друг
другу. Размеры пар дифференциальной аэрации в эксплуатацион-
ных условиях значительно меньше капли. Поэтому на углеродистых
сталях кольцо продуктов коррозии вокруг анода (рис, 1,9, в) быстро
превращается в нарост, разделяющий катодное и анодное простра-
нство.
Щелевая коррозия также является одной из причин, вызы-
вающих локальные повреждения металла при коррозии с кислород-
ной деполяризацией (при катодном контроле процесса). Для кор-
розии в щелях характерна пониженная концентрация кислорода
19
^моожелш» б рдесяЛер»
ucwfi W " (Wirn^
/Тродопш
X<?Pj№?W
Рис, 1.9, Коррозия поверхности стали под каплей раствора NaCl:
а — вид сверху, первичное распределение анодных и катодных
поверхностей; б — вид сверху, вторичное распределение; в — вид сбоку,
схема реакций в стационарном состоянии (по Эвансу)
по сравнению с его концентрацией в объеме раствора, В результа-
те, так же, как и в парах дифференциальной аэрации, возникает
гальваническая пара: щель — анод; открытая, омываемая раство-
ром поверхность металла — катод. Разность в скорости коррозии
металла в щели и на открытой поверхности сильно зависит от ско-
рости перемешивания жидкости, т.е. от скорости подвода кислорода
к открытой поверхности. Величина тока между открытой поверх-
ностью и щелью при переходе от неперемешиваемого к интенсивно
перемешиваемому электролиту может возрастать в 70 раз [12].
Другим фактором, определяющим ускоренную коррозию металла в
щели, является затрудненность отвода из нее продуктов коррозии. В
результате постепенного накопления в щели продуктов коррозии и
их гидролиза происходит снижение значения pH раствора внутри
щели, что приводит к растормаживанию анодного процесса.
Необходимо отметить, что описание теоретических вопросов
электрохимической коррозии дано в книге в сокращенном объеме,
достаточном для интерпретации экспериментальных данных и раз-
работки практических рекомендаций, изложенных в последующих
главах.
20
1.4. Виды электрохимической коррозии
и способы ее оценки
По характеру коррозионного разрушения различают следую-
щие виды коррозии [1]: общую или сплошную коррозию, которая
охватывает всю поверхность металла, и локальную (местную) кор-
розию, когда разрушение локализуется на отдельных участках пове-
рхности, а остальная часть поверхности металла остается почти не
затронутой коррозией. Общая коррозия подразделяется на:
равномерную, которая протекает с одинаковой скоростью по
всей поверхности металла (рис. 1.10, tz);
неравномерную, для которой характерна различная скорость
коррозии на разных участках металла (рис, 1,10, 6);
избирательную, при которой разрушается только один компо-
нент сплава и поверхность сплава постепенно обогащается другим
компонентом. Примером последнего вида коррозии может служить
обесцинкование латунных трубок сетевых и абонентских подогрева-
телей, когда цинк переходит в воду, а поверхность латуни вследствие
обогащения ее медью приобретает красноватый оттенок.
Локальная коррозия тоже может быть различных типов:
питтинговая (точечная) или язвенная коррозия. Термино-
логия этого типа коррозии еще не устоялась, но часто считается, что
питтинг — это повреждение малого диаметра (0,1-2 мм) или пов-
реждение, глубина которого значительно больше, чем диаметр
(рис. 1.10, в). Язвой называется локальное повреждение металла
значительного диаметра, при котором глубина повреждения соиз-
мерима с его диаметром (например, повреждения, имеющие вид ра-
ковины, рис, 1,10, г), И питтинговая, и язвенная коррозии могут
быть сквозными. Можно считать, что механизм питтингообразова-
ния и язвообразования на начальных стадиях одинаков;
коррозия пятнами (рис. 1.10, <Э), при которой поражение на
отдельных участках распространяется сравнительно неглубоко, но
занимает значительные участки поверхности. Этот вид коррозии час-
то встречается при наружной коррозии трубопроводов теплосети;
коррозионное растрескивание — коррозия при одновремен-
ном воздействии коррозионной среды и механических напряжений с
образованием трещин на границах кристаллитов (межкристаллит-
ная коррозия) или трещин, проходящих через кристаллиты (транс-
кристалл итная коррозия).
21
б)
Рис, 1.10. Характер коррозионных разрушений:
а — равномерная коррозия: б — неравномерная; в — питтинговая;
г — язвенная: 0 — коррозия пятнами; в — коррозия, характерная для
трубопроводов теплосети
Могут встречаться также такие виды коррозии как нитевидная,
ножевая и другие, но в условиях теплосети они не реализуются. Уг-
леродистые стали в условиях теплосети подвергаются обычно об-
щей неравномерной коррозии. Неравномерность выражена тем
больше, чем выше агрессивность воды. При использовании корро-
зионно-агрессивных вод (см, § 10,1) можно говорить о ярко выра-
женной локальной коррозии сталей, хотя общая коррозия на ос-
тальной поверхности металла также протекает (рис, 1.10, е). Корро-
зионное растрескивание в условиях теплосети может встречаться
только на сильфонных компенсаторах, выполненных из аустенитных
нержавеющих сталей.
Существует классификация видов электрохимической корро-
зии по условиям ее протекания: например, атмосферная коррозия (в
тонких пленках влаги), подземная коррозия (в грунтах) и т.д, В усло-
виях систем теплоснабжения основным видом внутренней коррозии
является коррозия в объеме электролита (воде). Кроме того, встре-
чается контактная коррозия, т,е. электрохимическая коррозия, выз-
ванная контактом металлов, имеющих различные потенциалы кор-
розии в воде. Например, коррозия абонентских подогревателей в
месте контакта латунных трубок и стальной трубной решетки, А так-
же щелевая коррозия — коррозионное разрушение в щелях и зазо-
рах между металлами, например, при непроваре сварных швов или
в местах неплотного контакта металла с неметаллическими корро-
зионно-инертными материалами (прокладками).
22
Хотя напряжения металла трубопроводов, как правило, неве-
лики и не влияют на коррозионные процессы, встречается коррозия
под напряжением, т.е. коррозия при одновременном воздействии
коррозионной среды и механических напряжений (например, корро-
зия головок шпинделей задвижек в месте контакта с клинкетом).
Скорость общей коррозии металлов рассчитывают по поте-
ре массы металла, отнесенной к единице поверхности и единице
времени (весовой показатель скорости коррозии К, г/(м2' ч), или по
средней глубине коррозионного разрушения металла за единицу
времени /7, мм/год, Величина этих показателей определяется следу-
ющими уравнениями:
К=Ат/ (S*T)f (1.10)
n=8,76*K/d, (1.11)
где Ат — потеря массы металла (г), S — общая поверхность
коррозирующего металла (м2), Т— продолжительность коррозион-
ного процесса (ч), d — плотность металла (г/см3).
При практических расчетах пользуются следующими соотно-
шениями К/П [13]: для железа и углеродистой стали — 0,9, для
меди и медных сплавов — 1,02, для алюминия и алюминиевых спла-
вов — 0,31.
Скорость электрохимической коррозии равна плотности корро-
зионного (анодного) тока. Плотность анодного тока, называемая
также токовым показателем коррозии, связана с весовым показате-
лем выражением:
ia = KnF'lO-4/ А = 2,68 К п- 10~э/А, (1,12)
где 1а — плотность анодного тока (А/см2), — весовой показа-
тель коррозии (г/ (м2 ч)), и — заряд иона металла, переходящего в
раствор, F — постоянная Фарадея, равная 26,8 А ♦ ч /г-экв, А —
атомный вес металла.
При коррозии углеродистой стали с образованием ионов Fe2+
плотность анодного тока 1 мкА/см2 соответствует /7=1,17’
♦ 10-2 мм/год и /< = 1,04 '1СГ2г/(м2 ’ч).
Опасность питтинговой (язвенной) коррозии оценивают по
максимальной глубине коррозионных разрушений. Помимо глубины
23
коррозии питтинговую коррозию также характеризуют коэффици-
ентом питтингообразования Лттт [14], в западных странах называе-
мого питтинговым фактором [2], Это отношение максимальной глу-
бины питтинга (^акс) к среда ей глубине проникновения корро-
зии, отнесенной ко всей поверхности = h^/П.
Глава вторая
Хи ми ко-технологические параметры
систем теплоснабжения
2.1. Сетевая вода
2.1,1. Основные параметры сетевой воды, влияющие
на коррозию и образование отложений в тепловой сети
Водородный показатель pH. Молекулы воды диссоциируют на
ионы Н+ и ОН- согласно уравнению реакции Н2О-Н+ + ОН-,
Поскольку степень диссоциации молекул воды очень низка, то по
закону действующих масс можно записать:
[Н+] [ОН-] = кш,
(2.1)
где [Н+], [ОН-] — активность водородных и гидроксильных ио-
нов; активность иона равна произведению его концентрации на ко-
эффициент активности, величина которого зависит от температуры
и ионной силы раствора; Kw — ионное произведение воды, завися-
щее от температуры.
Величина pH определяется из уравнения:
pH = — 1g [Н+]
(2.2)
При температуре 22 °C значение равно 1 • 10-14, Поскольку
диссоциация химически чистой воды приводит к образованию оди-
накового количества ионов Н+ и ОН-, то их активности при темпе-
ратуре 22 °C равны 1 ♦ 10-7 и значение pH нейтральной среды равно
7. При pH < 7 вода обладает при комнатной температуре кислотны-
ми свойствами, при pH > 7 — щелочными. Величина pH природных
вод находится в пределах 6-8,
Жесткость воды. Общей жесткостью воды Ж^, мг-экв/кг, на-
зывается суммарная концентрация ионов Са2+ и Mg2*, Общая
жесткость воды подразделяется на карбонатную жесткость Жю свя-
занную с карбонатными ионами СОГ и бикарбонатными ионами
25
НСОз”, и некарбонатную жесткость ЖНк- Некарбонатная жесткость
обусловлена совместным присутствием в воде хлоридов, сульфатов
и других некарбонатных солей кальция и магния. Если [НСО3-] <
{[Са2+] + [Mg2*]), то карбонатная жесткость воды определяется
концентрацией бикарбонатных ионов (щелочностью), В природных
водах, где [НСО3-] > ([ Са2*] + [Mg2*]), карбонатную жесткость при-
нимают равной Жоб’
Щелочность воды. Общей щелочностью воды Щоб, мг-экв/кг,
называется суммарная концентрация анионов слабых кислот: ОН-,
НСО3”, СО Г, HSiO3”, SiO|” (а также анионов органических кислот, в
т,ч, гуминовых кислот и фульвокислот). Наибольший вклад в
щелочность воды вносят бикарбонатные, карбонатные и гидрок-
сильные ионы. Значение Щой определяют как количество кислоты,
пошедшей на титрование воды в присутствии индикатора метилово-
го оранжевого с точкой перехода при pH 4,3, Определяют также
фенол-фталеиновую щелочность воды (Щфф) по расходу кислоты,
пошедшей на титрование воды в присутствии индикатора фе-
нол-фталеина с точкой перехода при pH 8,3-8,4,
Окисляем ость воды. Окисляемость воды — условный показа-
тель, представляющий собой расход какого-либо сильного окисли-
теля на окисление органических примесей воды в стандартных усло-
виях, В зависимости от применяемых для этих целей реагентов
(КМпО4 или К2Сг2О7) определяют перманганатную или бихромат-
ную окисляемость воды. Величина окисляемости характеризует
содержание в воде органических примесей, но не дает информации
об их составе.
Хлориды и сульфаты. Ионы С1- образуют с находящимися в
природных водах катионами хорошо растворимые соединения.
Соединения сульфат-ионов в природных водах также хорошо раст-
воримы, за исключением CaSO4, растворимость которого при тем-
пературах выше 130 °C значительно снижается. Включение конце-
нтрации сульфатов и хлоридов в основные показатели качества
воды связано с тем, что эти анионы являются активаторами корро-
зии углеродистой стали, широко используемой в теплосети.
Растворимость газов в воде. Кислород присутствует в природ-
ной воде в результате его растворения при контакте воды с возду-
хом, Концентрация растворенного О2, как видно из табл, 2,1, резко
снижается с повышением температуры воды, на чем основан метод
термической деаэрации. Данные по содержанию кислорода в воде
26
при повышенных температурах имеют существенное значение для
понимания причин протекания внутренней коррозии в теплосети.
Углекислый газ присутствует в природной воде как в результате его
растворения из воздуха, так и за счет протекания в воде и почве раз-
личных биохимических процессов. Равновесная концентрация СО2
в воде также значительно снижается с ростом температуры (см,
табл, 2,1), поэтому в процессе деаэрации концентрация углекисло-
го газа резко снижается.
Таблица 2.1,
Зависимость растворимости О2 и СО2 в чистой воде от температуры
при атмосферном давлении воздуха [15]
Температура (°C) Растворимость О2 (мкг/кг) Растворимость СО2 (мкг/кг)
20 9080 500
40 6400 300
60 4700 190
70 3700 140
80 1500 100
Углекислотное равновесие воды. Растворенный в воде угле-
кислый газ образует угольную кислоту
СО2 + Н2О Н2СО3, (2.3)
диссоциирующую с образованием бикарбонатных и карбонат-
ных ионов:
Н2СО3 ► Н* +НСО3
(2.4)
HCO~S лг + сог
(2.5)
Соотношение между концентрациями различных форм уголь-
ной кислоты в воде зависит от величины pH и температуры. Зависи-
мость относительного содержания Н2СО3 (СО2), НСО^ и СОГ от
значения pH воды при температуре 25 °C показана на рис, 2,1,
Необходимо отметить, что показанная на рис, 2,1 зависимость
27
только качественно отражает ситуацию. Например, концентрация
ионов СОГ в левой части графика не равна нулю, также, как и кон-
центрация свободной СО2 в правой части графика.
Условия осаждения карбоната кальция. Содержащиеся в воде
карбонатные ионы образуют с ионами Са2+ труднорастворимый Са-
СО3, Условия осаждения карбоната кальция определяются из соот-
ношения:
[Са2+], [СОГ] > ПР(СаСО3),
(2.6)
где [Са2+], [СОГ] — активности соответствующих ионов,
ПР(СаСО3) — произведение растворимости СаСО3,
Произведение растворимости СаСО3 и, соответственно, его
растворимость в воде резко снижаются с ростом температуры. Ни-
же приведены данные по температурной зависимости растворимос-
ти СаСО3 в форме кальцита [16]:
t(°C) ПР(СаСО3) Растворимость (мг/кг)
20 3,34-103 5,8
40 2,2-10"3 4,7
60 1,33- 10 s 3,64
80 6,8 -10-10 2,6
100 3,15 - 101С1 1,77
120 1,52-10"10 1,24
150 4,5 -IO"11 0,67
Рис, 2.1. Зависимость
относительного равновесного
содержания различных форм
угольной кислоты от pH воды
при 25 СС.‘
1 - СО2; 2 - HCOs; 3 - COf
Снижение растворимости СаСО3 с ростом температуры может
приводить к его осаждению на поверхностях нагрева, что наклады-
вает ограничения на величину
жесткости подпиточной и сете-
вой воды. Увеличение pH воды
при неизменном суммарном
содержании углекислотных сое-
динений повышает долю карбо-
натов (см, рис, 2,1) и, соответ-
ственно, может приводить к
пересыщению воды по СаСО3
[см, (2,6)] и накипеобразованию
в водогрейном оборудовании,
ПР (MgCO3) на несколько по-
рядков величины больше, чем
28
ПР (СаСО3), поэтому основным компонентом карбонатных отло-
жений в водогрейном оборудовании является СаСО3.
2.1.2. Характеристики вод, используемых в тепловой сети
В качестве исходной воды для подпитки систем теплоснабже-
ния используются поверхностные воды (из рек, озер, прудов, водо-
хранилищ) и подземные (артезианские) воды. Солевой состав ис-
ходных вод определяется характером почв и грунтов, через которые
они проходят. Большое влияние на состав поверхностных вод ока-
зывают производственно-бытовые стоки, содержащие кислоты,
щелочи, соли, синтетические моющие вещества, удобрения, неф-
тепродукты и т,д. Количественный и качественный состав примесей
поверхностных вод сильно зависит также от метеорологических ус-
ловий и подвержен сезонным колебаниям, В весенний паводковый
период после таяния льда воды содержат минимальное количество
растворенных солей, но характеризуются высоким количеством
взвешенных веществ, увлекаемых с поверхности почвы талыми во-
дами. В зимний период в результате питания речной воды подземны-
ми водами ее солесодержание возрастает.
Исходные данные по составу вод, используемых для подпитки
теплосети в 264 городах бывшего СССР (в т,ч. 195 городов России),
и методам их химводоподготовки на теплоисточниках были собраны
в восьмидесятых годах институтом ВНИПИЭнергопром. ВТИ была
проведена статистическая обработка этих данных по следующим по-
казателям: концентрация сульфатов, концентрация хлоридов, кон-
центрация кремнекислоты, общая щелочность, перманганатная
окисляемость, солесодержание. С учетом метода водоподготовки
статистические данные, относящиеся к исходным водам, корректи-
ровались перед их обработкой следующим образом: 1) при коагуля-
ции исходной воды сульфатом алюминия или железа концентрацию
сульфатов увеличивали на 0,5 мг-экв/кг, 2) при подкислении исход-
ной воды перед декарбонизацией принимали, что снижается до
0,7 мг-экв/кг, а концентрация сульфатов возрастает на величину
(ИЦб — 0,7) мг-экв/кг.
В ходе статистического анализа были построены дифференци-
альные и интегральные кривые распределения концентраций суль-
фатов и хлоридов в сетевой воде по данным ВНИПИЭнергопром
(рис, 2,2—2.5),
29
Рис, 2.2. Дифференциальная кривая распределения концентраций сульфатов
в сетевой воде:
D} — относительное количество объектов, %, с данной (+0,05 мг-экв/кг)
концентрацией аниона
Рис, 2.3. Дифференциальная кривая распределения концентраций хлоридов
в сетевой воде.
Обозначения те же, что на рис. 2,2.
30
Рис, 2.4, Интегральная кривая распределения концентраций сульфатов в
сетевой воде:
D2 — относительное количество объектов, %, с концентрацией аниона не
менее значения по оси абсцисс
Рис. 2,5. Интегральная кривая распределения концентраций хлоридов в
сетевой воде.
Обозначения те же, что на рис. 2,4,
31
В качестве средней концентрации этих анионов принимали зна-
чение, соответствующее максимальной частоте на дифференциаль-
ной кривой распределения, а в качестве максимальной принимали
концентрацию, отвечающую 95%-му значению интегральной функ-
ции распределения. Из полученных данных определяли диапазон из-
менения концентраций сульфатов и хлоридов в обследованных водах
от среднего значения до максимального. Для сульфатов этот диапа-
зон находился в пределах 0,8—7,0 мг-экв/кг (38—336 мг/кг), а для
хлоридов — в пределах 0,25—5,5 мг-экв/кг (9—193 мг/кг).
Поскольку сульфаты и хлориды являются активаторами корро-
зии, сетевые воды с концентрацией этих ионов от средней до макси-
мальной имеют повышенную коррозионную агрессивность. Для та-
ких вод аналогичным методом определяли средние и максимальные
значения общей щелочности, солесодержания, окисляемости и кон-
центрации кремнекислоты (табл, 2,2),
Таблица 2.2.
Средние и максимальные показатели качества сетевой воды
различных теплоисточников
Показатель качества Среднее значение Максимальное (95%-е) значение
Сульфаты, мг/кг 38 336
Хлориды, мг/кг 9 193
Крвмнекислота*, мг/кг 6,5 30
Общая щелочность*, мг-экв/кг 2,8 5,6
Перманганатная окисляемость*, мг О/кг 4,5 16
Солесодержание*, мг/кг 350 810
* — При ограничении по концентрациям сульфатов и хлоридов от средней до
максимальной
2 Л .3, Нормы водно-химического режима тепловой сети
В соответствии с «Правилами технической эксплуатации
электрических станций и сетей РФ» (ПТЭ) [17] качество подпиточ-
ной воды закрытых систем теплоснабжения должно удовлетворять
следующим нормам:
32
Содержание свободной углекислоты.........................О
Значение pH для систем теплоснабжения:
открытых..........................................8,3-9,О*
закрытых......................................8,3-9,5*
Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, ....не более 50
Количество взвешенных веществ, мг/дм3, ...........не более 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, ...............не более 1
* — нижний предел значения pH может корректироваться с разрешения
энергосистемы в зависимости от интенсивности внутренней коррозии в системе
теплоснабжения, верхний предел значения pH воды закрытых систем теп-
лоснабжения с разрешения энергосистемы может быть повышен до значения
не более 1 ОД
Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения
(с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также
требованиям СанПиН 2,1,4,1074-01 к качеству питьевой воды [18]
(табл, 2,3). Непосредственная добавка гидразина и других токсич-
ных веществ в подпиточную и сетевую воду не допускается. При
проведении коррекционной обработки подпиточной воды концен-
трация используемых реагентов в сетевой воде открытых и закры-
тых систем теплоснабжения не должна превышать установленные
для этих реагентов санитарно-гигиенические нормативы. Сани-
тарно-эпидемиологические заключения на право применения реа-
гентов, используемых для обработки питьевой воды, должны выда-
ваться фирме-производителю государственным органом, име-
нуемом в настоящее время Федеральной службой по надзору в
сфере защиты прав потребителей и благополучия человека
(Роспотребнадзор),
Таблица 2.3,
Нормы качества питьевой воды [18]
Показатель Норматив
Значение pH 6,0-9,0
Общая минерализация (сухой остаток), не более 1 000 мг/дм3
Общая жесткость, не более 7,0 мг-экв/дм3
Перманганатная окисляемость, не более 5,0 мгО/дм3
Нефтепродукты, суммарно не более 0,1 мг/дм3
33
Продолжение таблицы 2.3.
Показатель Норматив
Поверхностно-активные вещества, анионоактивные не более 0,5 мг/дм3
Фенольный индекс, не более 0,25 мг/дм3
Алюминий (А13+), не более 0,5 мг/дм3
Железо (Fe, суммарно), не более 0,3 мг/дм3
Марганец (Мп, сумммарно), не более 0,1 мг/дм3
Медь (Си, суммарно), не более 1,0 мг/дм3
Цинк (Zn2+), не более 5,0 мг/дм3
Сульфаты (SO4 ), не более 500 мг/дм3
Хлориды (СГ), не более 350 мг/дм3
Полифосфаты (по РОД не более 3,5 мг/дм3
Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим
нормам:
Содержание свободной углекислоты........................О
Значение pH для систем теплоснабжения
открытых.........................................8,3—9,0*
закрытых.....................................8,3-9,5*
Содержание соединений железа, мг/дм3, не более, для систем
теплоснабжения
открытых ........................................0,3**
закрытых .........................................0,5
Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, ...не более 20
Количество взвешенных веществ, мг/дм3, .........не более 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более, для систем
теплоснабжения
открытых ..........................................0,1
закрытых ..........................................1,0
* — нижний предел значения pH может корректироваться с разрешения
энергосистемы в зависимости от интенсивности внутренней коррозии в системе
теплоснабжения, верхний предел значения pH воды закрытых систем тепло-
снабжения с разрешения энергосистемы может быть повышен до значения не бо-
лее 10,5;
* * — по согласованию с санитарными органами допускается 0,5 мг/дм3.
Карбонатный индекс подпиточной и сетевой воды (Ик ) при
нагреве воды в сетевых подогревателях и водогрейных котлах
34
не должен превышать значений, приведенных в табл, 2,4—2,5,
Карбонатный индекс — предельное значение произведения общей
щелочности и кальциевой жесткости воды в мг-экв/дм3, выше кото-
рого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью
более 0,1 г/(м2 ' ч).
Таблица 2.4,
Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды в сетевых
подогревателях в зависимости от pH воды
Температура нагрева сете- вой воды, "С Ик (мг-экв/дм3)2 при значениях pH
не выше 8,5 8,51-8,8 8,81-9,2 9,21-10
70-100 4,0 2,6 2,0 1,6
101-120 3,0 2,1 1,6 м
121-140 2,5 1,9 1,4 1,2
141-150 2,0 1,5 1,2 0,9
151-200 1,0 0,8 0,6 0,4
Примечание: при значении pH сетевой воды 10,5 величина Як не должна пре-
вышать 0,1 (мг-экв/дм3)2.
Таблица 2.5,
Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды в водогрейных
котлах в зависимости от pH воды
Температура нагрева сете- вой воды, ЙС Ик (мг-экв/дм3)2 при значениях pH
не выше 8,5 8,51-8,8 8,81-9,2 9,21-10
70-100 3,2 2,3 1,3 1,5
101-120 2,0 1,5 1,2 1,0
121-130 1,5 1,2 1,0 0,7
131-140 1,2 1,0 0,8 0,5
141-150 0,8 0,7 0,5 0,3
Примечание: при значении pH сетевой воды 10,5 величина Ик не должна пре-
вышать 0,1 (мг-экв/дм3)2.
Нормативные значения Ик подпиточной воды открытых систем
теплоснабжения должны быть такими же, как для сетевой воды.
35
Нормативные значения Ик подпиточной воды закрытых систем теп-
лоснабжения с учетом возможности присосов в сетевую воду водо-
проводной воды в подогревателях горячего водоснабжения должны
рассчитываться по формуле:
ИКП=И^/(1 +а/100), (2.7)
где — нормативное значение карбонатного индекса подпи-
точной воды закрытых систем теплоснабжения,
Якс — нормативное значение карбонатного индекса сетевой во-
ды по табл. 24 или 2,5 в зависимости от типа водогрейного обору-
дования,
а — доля присосов водопроводной воды (%), определяемая как:
а = (Жс ~Ж„)/(ЖЪ -Жс) ‘ 100 %, (2,8)
гдеХС1 ЖпиЖв- общая жесткость, соответственно, сетевой,
подпиточной и водопроводной воды в мг-экв/дм\
В отсутствии эксплуатационных данных по величине присосов
водопроводной воды долю присосов (а) следует принимать равной
10%.
244, Способы подготовки воды для тепловой сети
Задачей подготовки подпиточной воды теплосети является при-
ведение физико-химических показателей исходной воды к уровню,
удовлетворяющему требованиям ПТЭ, Обработку исходной воды
можно разделить на три основные стадии: 1) предочистка, 2) сниже-
ние жесткости (умягчение) и/или щелочности воды, 3) деаэрация
воды.
Предочистка исходной воды в зависимости от ее качества про-
изводится различными методами. Если содержание взвешенных
веществ в воде не превышает 100 мг/кг, а перманганатная окисля-
емость не выше 15 мгО/кг, то рекомендуется [15] ограничиться
лишь механической фильтрацией воды. В качестве фильтрующего
материала используется дробленый антрацит с размером частиц
0,5 — 1,8 мм, либо кварцевый песок. После прохождения воды через
фильтр количество взвешенных веществ снижается ориентировоч-
но до 1—2 мкг/кг, а окисляемость уменьшается приблизительно
36
в 2 раза. При использовании в качестве исходной водопроводной
воды механическая фильтрация не проводится,
В том случае, если содержание взвешенных веществ в исходной
воде выше 100 мг/кг и ее окисляемость более 15 мгО/кг, вода под-
вергается коагуляции с солями алюминия (сульфатом или оксихло-
ридом), либо известкованию с коагуляцией в осветлителях с после-
дующей фильтрацией в осветлительных фильтрах. Если щелочность
исходной воды менее 2 мг-экв/кг, используется метод коагуляции,
при щелочности 2—2,5 мг-экв/кг можно применять как коагуляцию,
так и известкование, а при щелочности более 2,5 мг-экв/кг исполь-
зуется только известкование с коагуляцией,
В процессе коагуляции вводимые в воду соли алюминия гидро-
лизуются до труднорастворимого А1(ОН)3, вместе с которым осаж-
даются грубодисперсные и коллоидные примеси, содержащиеся в
исходной воде. Для повышения эффективности коагуляции в воду
добавляют флокулянты, наиболее часто используется полиакри-
ламид с концентрацией 0,1 —1,0 мг/кг. Качество коагулированной
воды зависит от состава исходной воды и условий коагуляции в
осветлителе. При нормальной работе осветлителя качество коа-
гулированной воды получается обычно следующим: остаточная
окисляемость— 30—40% от исходной, содержание взвешенных
веществ 5—10 мг/кг, остаточное содержание кремнекислоты
10—40% от исходного, остаточное содержание алюминия не более
0,05 мг/кг.
Известкование исходной воды осуществляется для снижения ще-
лочности воды и частичного ее умягчения. При совмещении процессов
известкования и коагуляции полнее удаляются взвешенные и органи-
ческие вещества, соединения железа и кремния. Известкование вода
проводится при значениях pH 10—10,2, Одновременно с известью в
обрабатываемую воду вводят коагулянт (FeSO4)
и флокулянт (полиакриламид). Доза коагулянта составляет
0,25—0,5 мг-экв/кг, доза флокулянта 0,5—1,0 мг/кг. Остаточная ще-
лочность воды после известкования с коагуляцией находится в преде-
лах 0,5—0,7 мг-экв/кг, остаточная окисляемость, содержание взве-
шенных веществ, железа, кремнекислоты — приблизительно такие
же, как при коагуляции воды солями алюминия.
Используется также известково-едконатровая обработка
исходной воды, при которой остаточная жесткость составляет
1 — 1,5 мг-экв/кг, а остаточная щелочность примерно 1 мг-экв/кг.
37
После известкования с коагуляцией или после известково-ед-
конатровой обработки исходной воды необходимо снизить величину
pH обрабатываемой воды до значений, нормируемых для открытых
или закрытых систем теплоснабжения. Для этого проводится под-
кисление воды серной кислотой,
В том случае, если карбонатный индекс воды после стадии
предочистки превышает нормируемые ПТЭ значения, необходимо
снижение жесткости (умягчение) и/или щелочности воды. Умягче-
ние воды осуществляется в Na-катионитовых фильтрах, Н-катиони-
товых фильтрах с «голодной» регенерацией или с помощью парал-
лельного H-Na-катионирования, когда часть потока обрабатывае-
мой воды пропускается через Na-фильтр, а другая часть потока —
через Н-фильтр,
Na-катионирование основано на пропускании обрабатываемой
воды через фильтр с ионообменной смолой в натриевой форме.
Ионы Са2+ и Mgf+ обмениваются в фильтре на ионы Na+, т,е, проис-
ходит умягчение воды. Для подготовки подпиточной воды теплосети
используется одноступенчатое Na-катионирование, Остаточная
жесткость умягченной воды на выходе из фильтра обычно составля-
ет 50—100 мкг-экв/кг.
Для умягчения вод гидрокарбонатного класса, бикарбонатная
щелочность которых выше концентрации сульфатов и хлоридов в
мг-экв/кг (к этому классу относится большинство речных вод Рос-
сии), более предпочтителен метод Н-катионирования, Н-катиони-
рование основано на пропускании обрабатываемой воды через
фильтр с ионообменной смолой в Н-форме. При «голодной» реге-
нерации Н-фильтров удельный расход кислоты составляет 1 г-экв
на 1 г-экв задержанных на фильтре катионов, В результате регене-
рируется, т,е. переводится в Н-форму, только верхний слой катио-
нита, а нижний слой остается в солевой форме и содержит ионы
Са2+, Mg2* и Na+, Для умягчения подпиточной воды теплосети нет
необходимости в обмене ионов Na+ на ионы Н+ и Н-фильтры рабо-
тают до проскока солей жесткости. Остаточная жесткость подпи-
точной воды теплосети при прохождении через Н-фильтры с
«голодной» регенерацией поддерживается, в основном, на уровне
1—2,5 мг-экв/кг. Важным преимуществом технологии умягчения
воды в Н-фильтрах по сравнению с Na-катионированием является
одновременное уменьшение щелочности воды и ее частичное под-
кисление, что существенно для последующей декарбонизации воды.
38
Щелочность слабо- и среднеминерализованных вод на выходе из
Н-фильтров составляет 0,3—0,5 мг-экв/кг, а щелочность средне- и
высокоминерализованных вод — 0,7—1,5 мг-экв/кг. Частичное
подкисление воды в Н-фильтрах существенно в том случае, когда
подпиточная вода для открытых систем теплоснабжения подверга-
ется известкованию с коагуляцией (величина pH на выходе из ос-
ветлителя 10—10,2) и для выполнения норм качества питьевой во-
ды (pH не более 9,0) pH подпиточной воды нужно снижать до нор-
мативного уровня.
Метод параллельного H-Na-катионирования применяется в
тех случаях, когда по составу исходной воды невозможно исполь-
зовать технологию Н-катионирования с «голодной» регенера-
цией или требуется глубокое снижение щелочности воды до
0,3—0,4 мг-экв/кг. Остаточная жесткость воды при использовании
этого метода обычно поддерживается равной 100 мкг-экв/кг.
Используются также схемы водоподготовки, в которых из эко-
логических соображений умягчения воды не производится, а сниже-
ние величины карбонатного индекса обрабатываемой воды достига-
ется за счет уменьшения щелочности путем ее подкисления. При
применении этой схемы так же, как и при использовании Н-катио-
нирования с «голодной» регенерацией и H-Na-катионирования, в
воде возрастает концентрация свободной углекислоты. Удаление из
воды углекислоты осуществляется в декарбонизаторах, где через
обрабатываемую воду продувается воздух. Оптимальное значение
pH воды для проведения декарбонизации находится в пределах
5,5-6,5, Щелочность обрабатываемой воды в процессе самой де-
карбонизации не изменяется. Декарбонизация необходима для
«фиксации» новых условий углекислотного равновесия воды, воз-
никающих после ее подкисления (см, рис, 2,1), Остаточное содер-
жание свободной углекислоты в воде после декарбонизации обычно
составляет 3—5 мг/кг. Полное удаление свободной углекислоты
достигается в процессе деаэрации воды.
Для удаления кислорода и углекислоты вода подвергается деа-
эрации в атмосферных или вакуумных деаэраторах. Остаточное
содержание кислорода в подпиточной воде теплосети не должно
превышать 50 мкг/кг, а углекислота должна быть полностью удале-
на, Значение pH подпиточной воды за счет удаления углекислоты и
частичного разложения бикарбонатов в деаэраторах повышается.
Увеличение значения pH тем больше, чем выше щелочность воды.
39
В Нормах технологического проектирования тепловых элект-
рических станций ВНТП-81 п,7,10 [19] в зависимости от типа сис-
темы теплоснабжения и состава водогрейного оборудования ТЭЦ
рекомендуются следующие схемы подготовки подпиточной воды
теплосети. Для закрытых систем теплоснабжения может приме-
няться: 1) при наличии на ТЭЦ водогрейных котлов: а) известкова-
ние с коагуляцией или без нее с последующим умягчением (при
наличии ограничений по сбросам минерализованных стоков рас-
сматриваются схемы обработки воды содоизвестковым методом);
б) известкование или в отдельных случаях содоизвесткование для
вод с высокой карбонатной и некарбонатной жесткостью; 2) при по-
догреве сетевой воды только в основных и пиковых сетевых подог-
ревателях используется известкование с коагуляцией или без нее.
Для открытых систем теплоснабжения при наличии на ТЭЦ во-
догрейных котлов могут применяться следующие схемы: 1) Н-кати-
онирование с «голодной» регенерацией для вод с.Хк =Хоб; 2) под-
кисление серной кислотой для вод сЖк = < 3 мг-экв/кг; 3) под-
кисление исходной воды серной кислотой с полным или частичным
Na-катионированием; 4) известкование (при необходимости с коа-
гуляцией) или содоизвесткование с подкислением при наличии ог-
раничений по сбросу минерализованных стоков и невозможностью
ограничиться одним подкислением.
Проведенный ВТИ в 1992 г, опрос 149 теплоисточников России
и стран СНГ позволил определить относительную частоту примене-
ния различных методов подготовки подпиточной воды теплосети
(табл, 2.6),
Таблица 2.6,
Методы подготовки подпиточной воды теплосети в России
и странах СНГ по данным опроса 1992 г.
Метод водоподготовки Относительная частота применения (%)
Na-катионирование 73,2
в том числе с известкованием 18,5
с подкислением 0,6
Н - катионирование 10,1
в том числе с подкислением 0,6
40
Продолжение таблицы 2,6.
Метод водоподготовки Относительная частота применения (%)
H-Na-катионирование 7,6
в том числе с известкованием 1,2
Известкование без умягчения 1,9
Подкисление без умягчения 3,8
Обработка воды фосфонатами, магнитная обработка 9,1
В соответствии с ВНТП-81 [19] производительность химво-
доочистки и соответствующего оборудования для подпитки тепло-
вых сетей принимается: 1) в закрытых системах теплоснабжения —
0,75% от объема воды в тепловых сетях плюс 0,5% от объема тран-
зитных магистралей; 2) в открытых системах теплоснабжения по
расчетному среднечасовому расходу воды на горячее водоснабжение
за отопительный сезон с коэффициентом 1,2 плюс 0,75% суммар-
ного объема воды в тепловых сетях плюс 0,5% от объема воды в
транзитных магистралях. При отсутствии фактических данных объ-
ем воды тепловых сетей принимается из расчета 50 м3/Гкал при на-
личии транзитных магистралей и 65 м3/Гкал при их отсутствии.
Объем воды в транзитных магистралях определяется по фактиче-
ской емкости,
В соответствии с ПТЭ [17] среднегодовая утечка теплоносите-
ля из водяных тепловых сетей не должна превышать 0,25% средне-
годового объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней
системах теплоснабжения, л/(м3' ч), независимо от схемы их присо-
единения (за исключением систем горячего водоснабжения, присо-
единенных через подогреватели). При определении утечек теплоно-
сителя не должен учитываться расход воды на заполнение тепло-
проводов и систем теплопотребления при их ремонте и подключе-
нии новых участков и потребителей.
2.2. Металлы и сплавы, применяемые в системах
теплоснабжения
Находятся в контакте с сетевой и подпиточной водой теплосети
и, следовательно, могут подвергаться коррозии трубы и детали
41
трубопроводов (арматура, компенсаторы, дренажные узлы, грязе-
вики), а также металлы, из которых выполнены насосы, теплооб-
менники (сетевые и абонентские) и водогрейные котлы. Основная
площадь контакта воды и металла — стальные трубы теплосети,
следующий элемент системы, имеющий значительные площади
контакта, — трубки теплообменников, выполненные из медных
сплавов, и стальные трубы водогрейных котлов. Остальные элемен-
ты системы имеют на 1 — 3 порядка меньшую площадь контакта с во-
дой, но от этого опасность коррозионных повреждений этих элемен-
тов не становится менее значимой.
Материал стальных труб для водяных тепловых сетей приведен
в табл, 2.7 [20], Это сталь Вст.Зсп 5, стали 10; 20; 10Г2; 17ГС;
17Г1С; 17Г1С-У и 09Г2С, Последние стали применяются в регио-
нах с низкой температурой наружного воздуха. Для тепловых сетей
с температурой теплоносителя ниже 115 °C и давлением менее
1 МПа допускается применение прямошовных труб из сталей
Ст,3сп 3 и Ст,3сп 4 [21 ], Трубы водогрейных котлов изготавливают-
ся из стали 20, Вышеперечисленные стали, в основном, использу-
ются и при изготовлении деталей трубопроводов, дренажных узлов,
грязевиков, сальниковых компенсаторов, корпусов подогревателей.
Химический состав этих сталей приведен в табл, 2,8 [22],
Таблица 2.7
Трубы стальные для водяных тепловых сетей [20]
Наименование труб ГОСТ, ТУ Марка стали, ГОСТ (ТУ) на сталь Dy, мм Предел п ьные параметры вменения
Ру, МПа Т-ра воды, с Т-ра воздуха, “С
Электросварные прямошовные термообрабо- танные группы В гост 10705-80, ГОСТ 10704-76 10,20 ГОСТ 1050-74; ВстЗсп 5 ГОСТ 380-71 400 200 -40
Электросварные прямошовные термообрабо- танные ТУ 14-3-377- 75 То же 200-400 С6 200 -40
Бесшовные го- рячедеформиро- ванные ТУ 14-3-190- 82 10,20 ГОСТ 1050-74 50-400 2,5 200 -40
42
Продолжение таблицы 2.7.
Наименование труб ГОСТ, ТУ Марка стали, ГОСТ (ТУ) на сталь Dy, мм Предельные параметры применения
Ру, МПа Т-ра воды, с Т-ра воздуха, “С
Бесшовные тер- мообработанные группы Б, горя- чедеформиро- ванные с испы- таниями по п.2.7 ГОСТ 550-75 гост 550-75 10,20 ГОСТ 1050-74; 10Г2 ГОСТ 4543-71 25-300 2,5 200 -40
Бесшовные го- рячедеформиро- ванные ТУ 14-3-1 128-82 09Г2С ГОСТ 19282-73 50-400 2,5 200 -60
Электросварные спиральношов- ные термоупроч- ненные ТУ 14-3-9 54-80 ВстЗсп5 ГОСТ 350-71 и ТУ 14-1-1451-75 500-140 0 2,5 200 -40
Электросварные спиральношов- ные ТУ 14-3-8 08-78 20 ТУ 14-3-808-78 500-140 0 2,5 200 -40
Электросварные прямошовные ТУ 14-3- 1138-82 17Г1С-УТУ 14-3-1138-82 1000, 1200 2,5 200 -50
Электросварные термообрабо- танные прямо- шовные ГОСТ 20295-85 17ГСД7Г1С ГОСТ 19282-73 500-800 2,5 200 -50
Наряду с отечественными сталями для трубопроводов теплосе-
ти в России начинает применяться сталь St. 37,0. Трубы из стали
St.37.0 изготавливаются за рубежом. Эта сталь выпускается в соот-
ветствии с европейским стандартом DIN 1626 и 1629, где нормиро-
вание химического состава стали производится по несколько иному
принципу, чем в отечественных ГОСТах, Химический состав стали
St. 37.0 должен удовлетворять следующим требованиям: углерод не
более 0,17%, фосфор не более 0,04%, сера не более 0,04%, азот не
более 0,009%. В DIN 1626 указана также сталь UST.37.0 (кипя-
щая) в отличие от раскисленной стали St.37.0. В сертификате на
поставляемые трубы дается химический состав стали St,37,0 по
большему количеству элементов, в частности указывается
43
предельное содержание кремния (не более 0,55%) и марганца
(не более 1,6%),
Сильфоны волнистых компенсаторов многослойные. Слои,
контактирующие с водой, выполнены из нержавеющих сталей аус-
тенитного класса: 05X18HI0T, 08X18HI0T, 12X18HI0T В настоя-
щее время нет четких экспериментальных данных о коррозионной
стойкости сильфонных компенсаторов в условиях теплосети. Одна
из возможных опасностей — коррозионное растрескивание нержа-
веющих сталей в воде, содержащей значительные количества хло-
ридов, Опыт Тепловых сетей Мосэнерго, где сильфонные компенса-
торы начали установливать в 1983 г,, не выявил каких-либо корро-
зионных разрушений сильфонов.
Таблица 2.8,
Химический состав сталей, %, примененяемых для изготовления
трубопроводов теплосети [22]
Элемент Обозначение марки стали
ВСтЗсп 10 20 17ГС 17Г1С 09Г2С 10Г2
С 0,14— 0,22 0,07- 0,14 0,17- 0,24 0,14— 0,20 0,15- 0,20 <0,12 0,07- 0,15
Si 0,12— 0,30 0,17- 0,37 0,17- 0,37 0,4-0,6 0,4—0,6 0,5-0,8 0,17— 0,37
Мп 0,40- 0,65 0,35- 0,65 0,35- 0,65 1,0-1,4 1,15-1,6 1,3-1,7 1,2-1,6
Сг* 0,30 0,25 0,25 0,30 0,30 0,30 0,30
Ni* 0,30 0,25 0,25 0,30 0,30 0,30 0,30
Си* 0,30 0,25 0,25 0,30 0,30 0,30 0,30
р* 0,04 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035 0,035
S* 0,05 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04
N* — — — 0,008 0,008 0,008 0,008
As* 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08
* — не более
В тепловых сетях, как правило, применяется стальная запорная
арматура. Чугунная арматура с условным проходом не более 80 мм
может применяться в тепловых сетях с рабочим давлением (Ру)
1,6 МПа, а арматура с условным проходом не более 300 мм —
44
при Ру 1,0 МПа, Для изготовления запорной арматуры допускается
применение серого чугуна в районах с расчетной температурой на-
ружного воздуха выше —10 °C и ковкого чугуна при расчетной тем-
пературе наружного воздуха выше -30 °C, Для регионов с расчет-
ной температурой наружного воздуха ниже -40 °C, в основном, при-
меняют арматуру из низколегированных сталей, а в остальных райо-
нах — арматуру из углеродистых сталей [20], Уплотнительные
поверхности в запорной арматуре могут быть выполнены из латуни,
бронзы и нержавеющей стали, например 13Х25Т, или пластмасс.
Шпиндель задвижек выполняется из хромистых сталей повышенной
прочности, например 20X13 и 14X17Н2,
Сетевые насосы обычно имеют корпус, крышку и рабочее коле-
со из чугуна, вал — из стали повышенной прочности, например
Ст.45 или Ст,95Х18, Уплотняющие кольца и втулки насосов могут
быть выполнены из чугуна или бронзы, например БрОЦСН 3-7-5-1,
Металл трубок теплообменных аппаратов в подпиточном и се-
тевом трактах теплоисточника должен соответствовать рекоменда-
циям табл, 2,9 [23],
Таблица 2.9,
Выбор металла трубок теплообменников в зависимости от типа
подготовки подпиточной воды теплосети [23]
Тип водоподготовки Трубки теплообмен- ников в тракте до деаэратора Трубки сетевых теплообменников
Известкование, pH 9,5 Л 68, ЛА 77-2 Л 68
N а - катионирование ЛА 77-2, МНЖ 5-1 Л 68
Н-катионирование с «голодной» регенерацией То же То же
Подкисление То же То же
Мягкая веда без обработки: Ж 0,5—0,6 мг-экв/кг, Щ 0,2-0,5 мг-экв/кг, pH 6,5—7,5 То же То же
Примечание: при солесодержании подпиточной и сетевой воды выше
200 мг/кг и содержании хлор-ионов выше 10 мг/кг необходимо ограничить исполь-
зование латуни Л 68, особенно при проскоках СО2 выше 1 —2 мг/кг, независимо от
схемы водоподготовки.
45
Трубки абонентских кожухотрубных подогревателей выполне-
ны из латуней Л 68 и ЛО 70-1 [24], В зависимости от назначения
этих подогревателей нагреваемая среда может находиться в трубках
(при нагреве воды горячего водоснабжения) или в межтрубном
пространстве (при нагреве воды отопительных систем). Опорные
секции абонентских подогревателей выполняются из латуни
ЛЦЧОС£, корпуса подогревателей — из углеродистой стали.
Коррозионная стойкость различных металлов в условиях теп-
лосети неодинакова, В нейтральной и слабощелочной воде наибо-
лее стойкой является нержавеющая сталь. Высокая стойкость
характерна в этих условиях для чугуна и хромистых сталей, содер-
жащих более 13% хрома. Наименее стойки в условиях теплосети
углеродистые и низколегированные стали. Причем для всех сталей
увеличение значения pH в диапазоне характерном для теплосети
(pH 8,3—10,5) приводит к увеличению их стойкости к общей
коррозии.
Отдельно необходимо остановиться на медных сплавах, К ним
относятся: бронзы (обозначение Бр) — сплавы меди с оловом,
свинцом, железом и другими металлами, латуни — сплавы меди с
цинком и добавками других металлов и медно-никелевые сплавы
(марки МНЖ и МН), Сплавы меди обладают высокой коррозион-
ной стойкостью в нейтральных средах. Опыт, накопленный при
эксплуатации латунных трубок подогревателей низкого давления в
условиях конденсатного тракта энергоблоков, заставлял с осторож-
ностью относиться к повышенным значениям pH сетевой воды. Бы-
ло показано, что в условиях конденсатного тракта повышение зна-
чения pH выше 9,0 приводит к усиленной коррозии латуни за счет
растворения меди в присутствии аммиака и кислорода [25], Однако
повышение значения pH сетевой воды осуществляется не за счет
ввода аммиака, а путем дозирования щелочи или известкования.
Исследование влияния значения pH воды на коррозию латуни Л 68
и сплава МНЖ 5-1 показали, что увеличение pH до 10—10,5 с по-
мощью дозирования NaOH не оказывало отрицательного влияния
на коррозионную стойкость этих сплавов [26], Это подтверждает и
промышленный опыт эксплуатации систем централизованного теп-
лоснабжения, работающих при значениях pH сетевой воды
10—10,5, В то же время вне зависимости от значения pH коррози-
онное разрушение латунных трубок может быть связано с высоким
солесодержанием сетевой воды. Например, при солесодержании
46
воды 1600 мг/кг (концентрация хлоридов 370 мг/кг, сульфатов —
630 мг/кг) наблюдалось быстрое коррозионное разрушение трубок
из латуни Л 68 в подпиточной воде теплосети [27], Подавляющее
количество коррозионных разрушений при контакте металла с се-
тевой водой связано с повреждениями трубопроводов теплосети,
поэтому описываемое в дальнейшем исследование коррозии и раз-
работка антикоррозионных мероприятий связаны с процессами
коррозионных разрушений углеродистых и низколегированных ста-
лей трубопроводов,
2.3. Влияние типа системы теплоснабжения
на параметры сетевой воды и коррозию металла
Централизованные системы теплоснабжения в зависимости от
способа присоединения систем горячего водоснабжения делятся на
закрытые и открытые [28], В открытых системах теплоснабжения
сетевая вода, циркулирующая в тепловой сети, непосредственно
используется абонентами для горячего водоснабжения и одновре-
менно является теплоносителем для систем отопления и вентиля-
ции, В закрытых системах теплоснабжения циркулирующая в теп-
ловой сети вода используется только в качестве теплоносителя как
для отопительно-вентиляционных систем, так и для подогрева во-
допроводной воды, поступающей на горячее водоснабжение в сис-
темы потребителей. Подогрев водопроводной воды для горячего
водоснабжения в закрытых системах теплоснабжения производится
на тепловых пунктах потребителей с помощью водоводяных тепло-
обменников, В закрытых системах теплоснабжения применяются
две различные схемы присоединения теплопотребляющих устано-
вок абонентов к тепловой сети: зависимая и независимая. При зави-
симой схеме присоединения сетевая вода непосредственно поступа-
ет в отопительные системы абонентских установок. При независи-
мой схеме присоединения сетевая вода проходит через водоводяные
теплообменники, в которых используемый в абонентских установ-
ках вторичный теплоноситель нагревается до требуемой температу-
ры (аналогично схеме присоединения подогревателей горячего
водоснабжения). Количество открытых и закрытых систем тепло-
снабжения в России приблизительно одинаково.
Вследствие указанных выше отличий между закрытыми и откры-
тыми системами централизованного теплоснабжения различаются
47
и причины ухудшения качества воды в этих системах, влияющие на
коррозию металла, В отечественных закрытых системах теплоснаб-
жения типичным является нарушение гидравлической плотности
абонентских теплообменников горячего водоснабжения. Это связа-
но с особенностями применяемых в России кожухотрубных абонен-
тских подогревателей с латунными трубками, В результате контакт-
ной коррозии стальных трубных решеток в местах развальцовки
латунных трубок, а также коррозии самих трубок (обычно со сторо-
ны водопроводной воды) герметичность теплообменников наруша-
ется и происходят присосы водопроводной воды. Присосы водопро-
водной воды приводят к повышению концентрации кислорода в
сетевой воде и увеличению ее жесткости. Повышение содержания
кислорода интенсифицирует процессы внутренней коррозии в тру-
бопроводах теплосети, а рост жесткости сетевой воды увеличивает
опасность накипеобразования в теплообменном оборудовании ТЭЦ
и котельных. Проблемы, связанные с нарушением плотности абоне-
нтских подогревателей, могут быть практически полностью сняты
при применении пластинчатых теплообменников из нержавеющей
стали (при достаточно большой ширине зазора между пластинами),
В открытых системах теплоснабжения соотношение подпиточ-
ного и циркуляционного расходов сетевой воды значительно больше,
чем в закрытых системах, поэтому при том же качестве деаэрации
подпиточной воды в открытые теплосети попадает большее количе-
ство коррозионно-агрессивных газов (кислорода, углекислого газа).
Большие расходы вода на подпитку открытых систем теплоснабже-
ния вынуждают устанавливать вакуумные деаэраторы, имеющие
более высокие проектные производительности и более экономич-
ные, чем атмосферные. Данные, собранные ВТИ от более 150
предприятий теплоисточников и тепловых сетей, показали, что ваку-
умные деаэраторы установлены в 40% закрытых систем и в более
чем 70% открытых систем, В соответствии с [29] содержание кисло-
рода в воде за атмосферными деаэраторами должно быть не выше
20 мкг/кг, а за вакуумными деаэраторами — не более 50 мкг/кг. Та-
ким образом, изначально использование вакуумных деаэраторов
предполагает более коррозионно-опасные условия в теплосети.
Для закрытых систем теплоснабжения резкие изменения рас-
хода подпиточной воды нехарактерны. Например, в Тепловых сетях
Мосэнерго увеличение подпитки в стабильных температурных усло-
виях обычно производится в утреннее время и составляет 10—15%.
48
Для открытых систем, наоборот, характерны резкие изменения
расхода подпиточной воды по несколько раз в сутки на 100 и даже
на 200% в течение 1—2 часов максимального водоразбора, особен-
но в случае недостаточного объема баков-аккумуляторов. Это при-
водит к ухудшению работы вакуумных деаэраторов при резких изме-
нениях нагрузки [30],
Кроме того, при отсутствии автоматических узлов подпора в
открытых системах происходит опорожнение местных систем тепло-
потребления в высокоэтажных и высокорасположенных зданиях в
период максимального водоразбора, что приводит к завоздушива-
нию систем и, соответственно, к повышению содержания кислорода
в сетевой воде.
В результате описанных выше причин (более высокое содержа-
ние в воде коррозионно-агрессивных газов), определяющих более
высокую скорость коррозии металла в открытых системах и, соот-
ветственно, накопления соединений железа в сетевой воде, интен-
сивность железооксидного накипеобразования в водогрейных
котлах, работающих в открытых системах, выше, ОРГРЭС и ВТИ
было показано, что водогрейные котлы в открытых системах имели
1200—3900 г/м2 железооксидных отложений, а в закрытых сис-
темах— 1000—2000 г/м2,
Завоздушивание обратных трубопроводов может происходить и
в закрытых системах теплоснабжения при давлениях в обратных
магистралях тепловой сети ниже атмосферного (см. п. 5,1,2). Тре-
бования ПТЭ [ 17] к нормам качества подпиточной и сетевой воды в
открытых и закрытых системах теплоснабжения также отличаются.
Во многих случаях это ограничивает возможность применения тех
или иных противокоррозионных мероприятий. Отличия в требова-
ниях ПТЭ изложены ниже:
1) качество подпиточной и сетевой воды в открытых системах с
непосредственным водоразбором должно удовлетворять требовани-
ям СанПиН 2.1.4,1074-01 [18];
2) максимально допустимое значение pH подпиточной и сете-
вой воды в закрытых системах составляет 10,5, а в открытых систе-
мах — 9,0, Это различие также связано с санитарно-гигиенически-
ми требованиями;
3) предельное допустимое содержание соединений железа в
открытых системах теплоснабжения установлено 0,3 мг/кг, а в зак-
рытых системах — 0,5 мг/кг.
49
Кроме того, предельно допустимые значения карбонатного индек-
са подпиточной вода теплосети для закрытых систем теплоснабжения
ниже, чем для открытых систем. Это различие обусловлено возмож-
ностью присосов в закрытых системах водопроводной воды в сете-
вую, что приводит к повышению жесткости последней. Для сетевой
вода предельные значения Ик в открытых и закрытых системах оди-
наковы.
Для открытых систем теплоснабжения ограничен круг ингиби-
торов коррозии, которые обязательно должны удовлетворять сани-
тарно-гигиеническим требованиям. Точно также, для открытых сис-
тем нельзя реализовать рекомендованное ВТИ в качестве антикор-
розионного мероприятия увеличение pH сетевой воды до величины
9,5-10,0 (см, п, 10,4,1),
Глава третья
Повреждаемость трубопроводов тепловых
сетей от внутренней коррозии
3.1. Типы коррозионных повреждений
трубопроводов
Основным типом повреждения тру-
бопроводов от внутренней коррозии явля-
ются язвы, перерастающие со временем в
свищи. Язвы возникают по всему пери-
метру трубы и не связаны с нарушениями
гидродинамики потока сетевой воды. Этот
тип повреждений подробно рассмотрен в
§ 7,1, Язвы окружены металлом, мало
затронутым коррозией, но покрытым сло-
ем отложений продуктов коррозии
(рис, 3,1), Язвы могут выстраиваться в
цепочки, перерастающие в коррозионные
канавки. Обычно цепочки язв параллель-
ны направлению прокатки листа, из кото-
рого выполнены трубы. Таким образом,
цепочки язв параллельны оси трубы для
параллельношовных труб и параллельны
сварному шву для спиральношовных труб.
Иногда такие цепочки встречаются на
нижней образующей прямошовных труб
(рис, 3,2), Этот тип коррозионного разру-
шения может приводить к снижению
прочности трубы и, следовательно, к раз-
рывам (рис, 3,3),
Встречаются коррозионные повреж-
дения вблизи сварных швов трубопрово-
дов, проявляющиеся в виде цепочек язв
или канавок (рис, 3,4), зачастую приводя-
щие к разрывам металла вплотную ко шву
Рис, 3.1, Вид язв на
внутренней поверхности
трубопровода
Рис, 3.2. Цепочка язв на
нижней поверхности
прямошовной трубы
диаметром 1020x10 мм
Рис, 3.3. Разрыв
трубопровода диаметром
630^3 мм по цепочке
коррозионных язв
51
Рис, 3.4. Вид язв возле заводского
сварного шва на прямошовной трубе
Рис. 3.5, Разрыв трубы по сварному шву
Рис, 3.6, Коррозионная
канавка, возникшая на
месте приварки опоры к
наружной поверхности
трубопровода
(рис, 3.5), Это связано с зоной термического влияния шва, где
структура металла изменяется под действием температуры, и с из-
менением состава металла в зоне сплавления. Оба фактора влияют
на коррозионную стойкость стали. Разрушения металла труб вбли-
зи заводских швов могут быть связаны и с наличием около шва
плотных слоев железооксидной пленки, образующейся при произ-
водстве труб (см. § 6.2),
Другим коррозионным повреждением, связанным со сваркой,
является коррозия в щелях при непроваре шва. Например, в ярос-
лавской теплосети были выявлены многочисленные повреждения
электросварных прямошовных трубопроводов из стали Ст.Зсп диа-
метром 153 х 4,5 мм, которые были связаны с коррозией в дефект-
ных (непроваренных) швах. Достаточно часто встречаются коррози-
онные разрушения на внутренней поверхности трубопроводов в
местах приварки опор к наружной поверхности труб (рис. 3.6), При-
чины таких повреждений рассмотрены в § 6,3.
3.2. Распределение повреждаемости между
внутренней и наружной коррозией*
Причины увеличения доли повреждений
от внутренней коррозии
Длительное время считалось, что подавляющая часть пов-
реждений трубопроводов теплосети связана с наружной коррози-
ей [31, 32]. Для этого были основания. Например, статистика
52
повреждений трубопроводов Тепловой сети Мосэнерго в
1969—1971 гг, выглядела следующим образом (табл, 3,1),
Таблица 3.1.
Статистика повреждений трубопроводов Тепловых сетей Мосэнерго
за 1969-1971 гг. [31]
Вид повреждения 1969 г» 1970 г, 1971 г*
Коли- чество % Коли- чество % Коли- чество %
Наружная коррозия труб 207 93 245 89 281 87
Разрыв сварного шва 1 0,5 3 1 — —
Коррозия стаканов сальниковых компенса- торов 11 5 22 8 32 10
Коррозия спускников и воздушников 4 1,5 7 2 11 3
Общее количество пов- реждений 223 100 227 100 324 100
Удельное количество повреждений в год на 100 км двухтрубной трассы 24 27 30
Даже после реального изменения ситуации влияние внутренней
коррозии на повреждаемость тепловых сетей в какой-то степени
маскировалось тем, что в статистике учитывались обычно только
аварийные случаи. Под определение «авария» попадает далеко не
каждое повреждение. Например, по результатам обследований
ОРГРЭС, проведенным до 1989 г,, в общем количестве аварийных
отключений доля повреждений от внутренней коррозии не превы-
шала 7%. В то же время для выявления степени надежности приме-
няемых конструкций трубопроводов теплосети необходим анализ
всех происшедших повреждений, а не только тех повреждений,
которые произошли в отопительный период и вызвали отключение
потребителей. Поэтому важно включить в анализ все повреждения,
в том числе те повреждения, которые были выявлены при гидрав-
лических и температурных испытаниях тепловых сетей. Проведен-
ное ОРГРЭС и ВТИ в 1988—1989 гг, обследование систем теп-
лоснабжения 12 городов показало, что в Москве, Ярославле, Минске
53
и Ленинграде реальная повреждаемость тепловых сетей от внутрен-
ней коррозии составляет 20—30%,
С целью получения более подробной информации о поврежде-
ниях теплопроводов от внутренней коррозии ВТИ в 1992 г, был
проведен опрос предприятий теплосетей и теплоисточников [33].
Опрос проводился, в основном, с помощью опросных листов, в ко-
торых респонденты указывали среднегодовые данные по парамет-
рам водно-химического режима и повреждаемости трубопроводов
теплосети за последние 5 лет. При обработке материалов данные за
5 лет усреднялись. Повреждаемость труб от внутренней коррозии
рассчитывалась в виде удельной повреждаемости — количества
повреждений на 1 км в год. Была получена информация о 177 объ-
ектах из России, Украины, Белоруссии, Узбекистана, Туркмении,
Киргизии с суммарной протяженностью трубопроводов около
17000 км. Объектом здесь и в дальнейшем называется теплоисточ-
ник с присоединенной к нему теплосетью или районом теплосети. В
некоторых предприятиях тепловых сетей ведется статистика только
аварийных ситуаций и отсутствует статистика всех повреждений
оборудования и трубопроводов, в частности, при опрессовке труб.
Это проявилось и при опросе предприятий тепловых сетей — у
28 объектов полностью отсутствовала информация о вкладе пов-
реждений от внутренней коррозии в общее количество поврежде-
ний. Поэтому здесь рассматриваются только те объекты, от которых
была получена информация о количестве повреждений, произошед-
ших в результате внутренней коррозии (149 объектов с суммарной
протяженностью трубопроводов около 15000 км). Было еще
20 объектов (сверх 177), не передавших никакой информации, кро-
ме водно-химических параметров, или сообщивших, что они не рас-
полагают информацией о повреждаемости от коррозии. Это пока-
зывает, что во многих предприятиях тепловых сетей не уделяется
достаточного внимания сбору статистических данных по повреждае-
мости трубопроводов. Поэтому ВТИ были разработаны норматив-
ные документы, облегчающие определение характера коррозионных
повреждений трубопроводов теплосети (см, приложение 1).
Полученные данные показали следующее. Внутренняя корро-
зия протекает практически во всех тепловых сетях независимо от
физико-химических параметров сетевой воды и прочих условий.
При этом повреждения от внутренней коррозии отмечают только 86
объектов из 149, Это связано, в частности, с тем, что наружная
54
и внутренняя коррозии являются в некотором смысле конкурирую-
щими процессами: при более низкой скорости внутренней коррозии
относительно частая замена труб из-за наружной коррозии позво-
ляет не обращать внимания на внутреннюю коррозию. Следова-
тельно, при улучшении качества антикоррозионных наружных
покрытий, повышении качества строительства и эксплуатации под-
земных трасс доля повреждений от внутренней коррозии будет воз-
растать.
Суммарное количество всех повреждений рассматриваемых
149 объектов составило 7493, из них повреждений от внутренней
коррозии — 1905. Таким образом, внутренняя коррозия является
причиной в среднем 25% повреждений. Для отдельных объектов
доля повреждений от внутренней коррозии достигала 81 % от обще-
го количества повреждений теплопроводов (район № 7 Тепловых
сетей Мосэнерго) и даже 95% (объект в Средней Азии). В
последнем случае это, возможно, связано с песчаными почвами, где
наружная коррозия проявляется в меньшей степени, чем в гли-
нистых грунтах. Средняя удельная повреждаемость трубопро-
водов от внутренней коррозии составляла для всех объектов
0,125 повр./(км * год), при максимальной повреждаемости для од-
ного из объектов 0,94 повр.Дкм ' год). Все вышеприведенные дан-
ные — сумма повреждений за отопительный сезон и период опрес-
совки,
В подавляющем большинстве случаев внутренняя коррозия
имеет локальный характер и проявляется в виде язв, перерастаю-
щих в свищи. Даже небольшие свищи, увлажняя внешнюю изоля-
цию труб, вызывают резкую интенсификацию наружной коррозии
на значительной поверхности. Отсутствие опыта и каких-либо нор-
мативно-методических материалов по классификации коррозион-
ных повреждений приводит к тому, что возникающие аварийные си-
туации зачастую относятся эксплуатационными службами к случаям
наружной коррозии. Поэтому полученные данные по повреждае-
мости от внутренней коррозии можно считать заниженными.
Таким образом, внутренняя коррозия трубопроводов теплосети
в последние десятилетия стала серьезным фактором, определяю-
щим надежность систем теплоснабжения. Рассмотрим причины
этого изменения ситуации. Одним из главных факторов, влияющих
на процесс внутренней коррозии и, соответственно, на повреждае-
мость тепловых сетей, являются параметры водно-химического
55
режима. Анализ изменения норм водно-химического режима в
«Правилах технической эксплуатации электростанций» различных
лет издания (табл, 3,2) показывает, что нормы ПТЭ за последние
40 лет постепенно ужесточались: введено более жесткое нормиро-
вание содержания кислорода в воде, запрещено наличие в воде сво-
бодной углекислоты, нормируется содержание соединений железа.
Следовательно, нельзя говорить о водно-химических причинах уве-
личения повреждаемости тепловых сетей от внутренней коррозии в
последние десятилетия.
Реальной причиной «проявления» внутренней коррозии в пос-
ледние годы является совершенствование конструкции подземной
прокладки трубопроводов теплосети, способов гидроизоляции труб
и т,д. Поэтому повреждаемость трубопроводов теплосети от наруж-
ной коррозии должна уменьшаться.
Таблица 3.2.
Изменение норм водно-химического режима теплосети в ПТЭ
Показатель Величины нормируемых показателей ПТЭ гт, выпуска
1953 1962 1968 1977 1989-1996
Предельное содер- жание О2 для закры- той системы, мкг/кг: - в подпиточной воде - в сетевой воде 100 100 50 30-100* 50 20
Предельное содер- жание О2 для откры- той системы, мкг/кг: - в подпиточной воде - в сетевой воде 100 50 50 30-100* 50 20
Предельная карбо- натная жесткость, мкг-экв/кг 700 700 700 —
Кальциевая жест- кость, мкг-экв/кг — — — —
Предельное содер- жание взвешенных веществ, мг/кг 5 — 5 5 5
Свободная СО2, мг/кг — — отс. отс. отс.
56
Продолжение таблицы 3,2
Показатель Величины нормируемых показателей ПТЭ гг. выпуска
1953 1962 1968 1977 1989-1996
Величина pH - для открытой сис- темы - для закрытой сис- темы По сани- тарным нормам ГОСТ 2874-54 6,5-8,5 6,5-8,5 Можно >8,5 8,3—9,0 8,3-9,5 (10,5)***
Масла и тяжелые нефтепродукты - для открытой сис- темы - для закрытой сис- темы По санитарным нормам СО СО 0,3 со
Предельное содер- жание соединений железа - для открытой сис- темы - для закрытой сис- темы — — — — 0,3 0,5
* — зависит от температуры.
** — зависит от температуры и щелочности.
*** — введено в ПТЭ 1996 г.
Соответственно, при уменьшении количества повреждений от
наружной коррозии доля повреждений от внутренней коррозии бу-
дет возрастать, В будущем при широком внедрении пенополиурета-
новой изоляции теплопроводов и системы контроля ее увлажнения
доля наружной коррозии будет приближаться к нулю, а внутренней
коррозии — к 100%.
Второй причиной увеличения доли внутренней коррозии явля-
ется уменьшение толщины стенок трубопроводов теплосети
(табл, 3,3), При сравнении толщины стенок труб по нормам 1938 и
1981 гг, видно, что толщина самых распространенных в тепловых
сетях труб (диаметром 200-800 мм) уменьшилась на 25-50%,
Естественно, что при постоянной скорости коррозии повреждае-
мость труб с более тонкой стенкой должна быть выше, А так как
доля «конкурирующей» наружной коррозии уменьшилась, то доля
внутренней коррозии должна увеличиться.
57
Таблица 3.3,
Толщина стенок труб, мм, Тепловых сетей Мосэнерго по нормам
проектирования различных лет
Условный диаметр трубопрово- да, мм Толщина стенки, мм, по нормам
1938 п* 1956 г* 1959 г,* 1971 гЛ 1981 п
50 2,75 3,5 3,5 3 3
80 3,25 4 3,5 3 3
100 4 4 4 3,5 3,5
125 4 4 4 3,5 —
150 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5
200 6,5 8 6 5 5
250 7 9 7 7 5
300 8 10 8 7 6
350 8 10 9 — —
400 9 9 6 6 6
450 10 9 6 6 —
500 11 9 6 6 7
600 13 10 7 7 8
700 15 11 7 8 8
800 16 12 8 9 8
000 — 13 9 10 9
1000 — 14 10 И 10
1200 — — — 12 11
1400 — — — 14 14
— поданным [31 ]
Третьим фактором является изменение качества металла, ис-
пользуемого для трубопроводов теплосети, В Тепловых сетях Мос-
энерго до сих пор эксплуатируются трубы монтажа 1936 г,, в то вре-
мя как трубы монтажа 1985 г, в ряде случаев уже требуют замены
из-за внутренней коррозии. Высокая коррозионная стойкость «ста-
рых» сталей по имеющейся информации отмечается специалистами
и при транспортировке газа. Для оценки коррозионной стойкости
углеродистых сталей, применяемых для изготовления теплопрово-
58
дов, ВТИ были проведены исследования по упрощенной методике
[33]. Из эксплуатируемых трубопроводов Тепловых сетей Мосэнер-
го были вырезаны участки труб различных лет строительства, из ко-
торых были изготовлены образцы размером 50x10x10 мм. В связи
с тем, что в условиях теплосети основным деполяризатором являет-
ся растворенный кислород, была смонтирована лабораторная уста-
новка для ускоренного исследования сравнительной коррозионной
стойкости различных сталей в условиях коррозии с кислородной
деполяризацией методом гальванопар. Установка состояла из тер-
мостатированного стеклянного сосуда с мешалкой (рис. 3.7). В со-
суд, заполненный сетевой водой, помещали два образца сталей, под-
соединенные через нормально разомкнутый переключатель к микро-
гальванометру. Образцы перед опытом зачищали и обезжиривали.
Место контакта образца с электрическим проводом изолировали
эпоксидной смолой. Продолжительность опытов определялась вре-
менем увеличения концентрации железа в сетевой воде до
1500 мкг/кг. Последняя величина была выбрана исходя из реальных
условий эксплуатации Теплосети Мосэнерго. Образцы помещали та-
ким образом, чтобы скорость омывания их водой и, соответственно,
Рис, 3.7. Схема установки для ускоренного исследования сравнительной
коррозионной стойкости различных металлов:
1 — образцы металлов; 2 — термостатированный стакан; 3 — крышка
стакана; 4 — шланги; 5 — термостат; 6 — мешалка; 7 — мотор;
8 — электропровода; 9 — переключатель; 10 — микроамперметр
59
скорость подвода кислорода были одинаковыми. Через определен-
ные промежутки времени переключатель на короткое время замы-
кали и микрогальванометром измеряли величину и направление то-
ка между образцами. На образце, обладающем более низкой корро-
зионной стойкостью, создавался более отрицательный потенциал.
Соответственно, при замыкании переключателя ток протекал от ме-
нее коррозионно-стойкого образца к более коррозионно-стойкому.
Измеряли начальное (максимальное) и стационарное значение то-
ка. По величине тока между образцами можно было судить о разли-
чии в коррозионной стойкости сравниваемых металлов.
Первую серию испытаний проводили при температуре 70 °C в
сетевой воде районов № 5 (ТЭЦ-9) и № 7 (ТЭЦ-12) Тепловых се-
тей Мосэнерго. Результаты испытаний показаны в табл, 3.4, где об-
разцы выстроены в ряд от 1 до 6 по мере убывания коррозионной
стойкости (№ 1 имел максимальную коррозионную стойкость).
Таблица 3.4.
Результаты испытаний и состав металла (1-я серия)
об- раз- цов ГЬд строи- тельства Химический состав металла (%) Предпо- ложи- тельная марка стали
С Мп Si S Р Mn+S
1 1936 0,22 0,40 0 0,044 0,017 0,444 Ст.Зкп
2 1936 0,34 0,45 0,03 0,049 0,030 0,499 Ст.йпс
3 1985 0,19 0,52 0,26 0,040 0,023 0,560 Ст.Зсп
4 1974 0,17 0,48 0 0,049 0,039 0,578 Ст.Зкп
5 1984 0,14 0,58 0,28 0,029 0,025 0,609 Ст.Зсп
6 1983 0,18 0,58 0,22 0,029 0,017 0,609 Ст.Зсп
Необходимо отметить, что хотя направление тока между образ-
цами в сетевой воде районов № 5 и № 7 было одинаковым, значе-
ние тока при переходе от воды района № 5 к воде района № 7
возрастало от 2 до 6 раз. Это согласуется со значительно более
высокой повреждаемостью от внутренней коррозии в районе № 7
(см. п. 3,3.4).
60
Вторую серию испытаний проводили при температуре 95 °C на
сетевой воде района № 5, Температура была увеличена для снижения
содержания кислорода в воде и, таким образом, для большего приб-
лижения к условиям теплосети. Результаты этой серии, проведен-
ные на других образцах, вырезанных из теплопроводов строитель-
ства 1987—1988 ге, показаны в табл, 3,5, где выстроен такой же
ряд убывания коррозионной стойкости сталей.
Таблица 3.5.
Результаты испытаний и состав металла (2-я серия)
образ- цов Химический состав металла (%) Предполо- жительная марка, стали
С Мп Si S Р Mn+S
1 0,16 0,70 0,18 0,018 0,011 0,718 Ст.Зсп*
2 0,20 0,73 0,27 0,032 0,021 0,762 17Г1С
3 0,13 1,98 0,32 0,013 0,016 1,993 Ст.Зсп*
4 0,12 1,87 0,73 0,027 0,019 1,897 17Г1С
5 0,18 0,68 0,27 0,023 0,029 0,703 Ст.Зсп*
6 0,17 1,25 0,50 0,025 0,015 1,275 17Г1С
7 0,18 1,34 0,40 0,014 0,018 1,358 17Г1С
* — данные стали в соответствии с сертификатом маркированы, как Ст.Зсп,
по механическим свойствам -
Затем в тех же условиях было проведено сравнение лучших об-
разцов первой и второй серий. Образец 1936 г, (Ст.Зкп) оказался
наиболее коррозионно-стойким. Обращает на себя внимание тот
факт, что и в первой, и во второй серии испытаний более высокую
коррозионную стойкость показали стали с низким содержанием
кремния. То, что кипящая сталь может быть более стойкой к ло-
кальной коррозии, чем раскисленная, подтверждается литератур-
ными данными [34], В то же время это не является главным факто-
ром, определяющим коррозионную стойкость: в первой серии испы-
таний сталь производства 1974 г. с очень низким содержанием
кремния оказалась значительно менее стойкой, чем сталь поставки
1936 г. Более детально влияние состава стали на ее коррозионную
стойкость рассмотрено в §§ 6.4 и 10.6.
61
Таким образом, была подтверждена более высокая коррозион-
ная стойкость стали поставки 1936 г. по сравнению со сталями
выпуска 70—80 гг. По-видимому, это связано с изменением техно-
логии выплавки стали. Ранее выплавка стали проводилась в марте-
новских печах и время выплавки составляло 48 ч, что обеспечивало
достаточно полное удаление неметаллических включений. Неметал-
лические включения, как показано далее (см, §§ 6,4 и 10,6), явля-
ются стимуляторами развития язвенной коррозии в условиях тепло-
сети, В последние десятилетия на металлургических комбинатах
устанавливаются только конвертеры, время выплавки стали в кото-
рых составляет лишь несколько часов, и за это время качественно-
го удаления неметаллических примесей из стали не происходит.
3.3. Повреждаемость трубопроводов Тепловых сетей
Мосэнерго
3.3 J. Тепловые сети Мосэнерго, система сбора данных
по повреждаемости трубопроводов
Тепловые сети Мосэнерго являются крупнейшим теплоснаб-
жающим предприятием и обеспечивают централизованное тепло-
снабжение 12444 абонентов от 16 ТЭЦ с суммарной присоединен-
ной тепловой нагрузкой 30300 Гкал/ч (поданным 1997 г.). Система
централизованного теплоснабжения г. Москвы закрытого типа с за-
висимым и независимым присоединением систем отопления. Про-
тяженность тепловых сетей, находящихся на балансе Тепловых се-
тей Мосэнерго на 01.01,1997, составила 2285,8 км (в двухтрубном
исчислении), в том числе водяных сетей 2252,9 км и паровых сетей
32,9 км, средний диаметр трубопроводов 560 мм. Основной тип
прокладки трубопроводов — подземная, составляющая более 95%
общей протяженности тепловых сетей. На тепловых сетях установ-
лена 21 крупная насосная перекачивающая станция, 227 дренаж-
ных насосных, свыше 16000 подземных камер, где размещено более
52000 единиц запорной арматуры и другое оборудование, К тепло-
вым сетям присоединено 47432 здания, среди которых 21595 жи-
лых, 1586 детских учреждений, 1279 школ и интернатов, 1619 ле-
чебных учреждений и 21353 организаций, учреждений и промыш-
ленных предприятий. Тепловые сети Мосэнерго покрывают 82%
потребности в тепле жилищно-коммунального сектора г, Москвы
62
Рис, 3.8, Основные показатели развития. Теплосети Мосэнерго:
-О - —протяженность сетей в двухтрубном исполнении, км; — отпуск
тепловой энергии, млн /кал; - о- — присоединенная нагрузка, тыс. Гкал/ч
и обеспечивают теплоснабжение около 700 промышленных предп-
риятий (все данные относятся к 1997 г,).
На рис, 3,8 изображены основные показатели развития Тепло-
вых сетей Мосэнерго [35], Основной производственной единицей
является эксплуатационный район, который обслуживает 130—270
км тепловых сетей. Каждый район, как правило, базируется на теп-
ловых сетях одного теплоисточника. Всего таких районов двенад-
цать, Персонал районов контролирует гидравлический и темпера-
турный режимы сетей, управляет работой насосных станций, осу-
ществляет эксплуатационное и ремонтное обслуживание тепловых
сетей, контролирует работу тепловых потребителей (данные за
1997 г,),
Из рис, 3,9, где показана динамика повреждаемости тепловых
сетей, видно, что длительное время в Тепловых сетях Мосэнерго про-
исходил интенсивный рост повреждаемости трубопроводов от внут-
ренней коррозии и только с 1996 г, эту тенденцию удалось изменить.
Это явилось результатом внедрения разработок ВТИ и огромных
усилий персонала Мосэнерго, в первую очередь предприятия тепло-
вых сетей. Повреждаемость трубопроводов Тепловых сетей Мос-
энерго от внутренней коррозии превышает среднестатистиче-
скую по опросу 1992 г, (25% от общего количества повреждений), В
период с 1985 по 1995 гг, она колебалась в пределах 31 - 37%,
В 1977 г, в Тепловых сетях Мосэнерго организована служба
сбора статистических данных по повреждениям трубопроводов и
63
Рис, 3,9. Динамика повреждаемости
тепловых сетей Мосэнерго за 1990—1993 г&:
□ 00- количество повреждений
соответственно от наружной коррозии,
от внутренней коррозии, по другим
причинам
другого оборудования теп-
лосети, в том числе и от
внутренней коррозии. Для
сбора статистики поврежде-
ний разработана специаль-
ная карта повреждения, поз-
воляющая минимизировать
время ее заполнения, уско-
рить обработку данных и
ввод их в ЭВМ, Каждый
район Тепловых сетей Мос-
энерго разделен на участки,
обслуживаемые бригадами
во главе с мастером участка,
В управлении района тепло-
сети выделен специальный
сотрудник, занимающийся
вместе с мастером участка
заполнением карт повреждений (после их ликвидации) и передачей их
в службу технической диагностики, которая вводит данные о повреж-
дениях в ЭВМ, С 1977 по 1998 гг, в банк данных введена информация
примерно о 7000 повреждений. Одним из важных направлений служ-
бы технической диагностики является обучение эксплуатационного
персонала районов определению причин (внутренняя или наружная
коррозия) и характера (разрывы, свищи) повреждений. Для этого ис-
пользуются, в частности, «Методические указания по определению
характера коррозионного повреждения металла трубопроводов
тепловых сетей» РД 34Д7Л30-94 (см, приложение 1), В настоящее
время эксплуатационным персоналом Тепловых сетей Мосэнерго на-
коплен большой опыт, поэтому данные по статистике повреждений
теплосети в г, Москве можно считать надежными.
3,3.2. Распределение повреждений по элементам теплосети
и диаметрам трубопроводов
Для определения повреждаемости отдельных элементов тепло-
сети от внутренней коррозии ВТИ была обработана статистика
повреждений в Тепловых сетях Мосэнерго за 1985—1987 гг, [36],
Результаты обработки приведены в табл, 3,6,
64
Таблица 3.6*
Данные по повреждаемости трубопроводов Теплосети Мосэнерго
от внутренней коррозии
Элемент Количество повреждений, %
Повреждения от внутренней коррозии на:
- прямых участках труб 74,2
- неподвижных опорах * 2,4
- скользящих опорах * 2,7
- отводах 5,7
- сальниковых компенсаторах 2,4
- задвижках 1,0
- воздушниках, спускниках 4,5
- штуцерах манометров, импульсных линиях 0,7
- гильзах термометров 0,2
- заглушках 0,2
- компенсаторах линзовых 0,0
- перемычках 1,2
- клапанах 0,0
- фланцевых соединениях 0,0
- байпасах 3,0
- сварных соединениях 0,7
- стаканах компенсаторов 1,1
* — повреждения возникают на внутренней стенке труб в месте приварки
опор (см* рис* 3*6)*
Данные, приведенные в табл* 3*6, включают в себя коррозион-
ные повреждения, выявленные как в период опрессовок, так и в
отопительный сезон. Общее количество повреждений в Тепловых
сетях Мосэнерго от внутренней коррозии за год превышало 1500*
При этом основное количество повреждений происходило на пря-
мых участках трубопроводов (74%), т*е, повреждения не связаны с
какими-либо изменениями гидродинамики потока воды или макро-
изменениями свойств металла, например в сварных швах. Оче-
видно, что коррозионные повреждения могут быть объяснены неод-
нородностью металла труб и оксидных пленок на их внутренней
65
поверхности (см, § 6,2), Изменениями структуры оксидных пленок
объясняются также и повреждения вблизи опор трубопроводов
(см, § 6,3), Удельное количество повреждений на трубопроводах
при прочих равных условиях зависит от диаметра, т,е, практически
от толщины стенки труб, подвергающихся коррозии. На рис, 3,10
показано изменение толщины стенок труб в зависимости от их диа-
метра в соответствии с действующими отечественными нормами.
Обобщение данных по повреждениям трубопроводов различного
диаметра за период 1989—1995 гг, показало, что кривая зависимос-
ти удельного количества повреждений (повр,/(км ’ год)) от диамет-
ра труб имеет форму, близкую к гиперболической (рис, 3,11), Чем
меньше диаметр и, соответственно, толщина стенки трубы, тем
быстрее возникает сквозное повреждение при одинаковой скорости
проникновения коррозии вглубь металла, В то же время абсолют-
ное количество повреждений на трубопроводах малого диаметра в
Тепловых сетях Мосэнерго невелико, так как протяженность таких
трубопроводов мала (рис, 3,12),
3.3.3, Отличия в повреждаемости подающих и обратных
трубопроводов
Обработка статистических данных по повреждаемости Тепло-
вых сетей Мосэнерго от внутренней коррозии за 1986—1990 гг, по-
казала, что 85% всех повреждений происходит на подающих тру-
бопроводах, Аналогичные данные были получены при опросе других
предприятий тепловых сетей, В целом по 149 объектам опроса доля
повреждений от внутренней коррозии, приходящаяся на подающие
трубопроводы, составила 69%, а на ряде объектов — до 100%,
Одним из факторов, определяющих эти отличия в повреждае-
мости, является температура сетевой вода. Для Москвы, например,
температура сетевой воды в подающих трубопроводах 70-80 °C в лет-
ний сезон и 100—130 °C в отопительный сезон, В обратных трубопро-
водах температура сетевой воды 40—50 °C в летний сезон и 70—80 °C
в отопительный сезон. Однако различие в температуре сетевой воды
в подающих и обратных трубопроводах не настолько велико, чтобы
быть единственной причиной отличия в их повреждаемости.
Другим важным фактором могут являться отличия в структуре ок-
сидных пленок на внутренней поверхности подающих и обратных теп-
лопроводов, ВТИ были проведены измерения электросопротивления
66
Рис, 3.10. Зависимость толщины стенки труб S от
диаметра d трубопровода
Рис. 3,11, Зависимость удельного количества повреждений от
внутренней коррозии Пу от диаметра трубопроводов по данным
12районов Теплосети Мосэнерго за 1989—9$ ее,:
1,2 — по максимальной и минимальной повреждаемости
соответственно
67
Рис, 3.12. Протяженность L трубопроводов
различных диаметров d в тепловых сетях Мосэнерго
(L в двухтрубном исчислении)
оксидных пленок, образовавшихся на цилиндрических стальных
датчиках системы УК [37], установленных в подающем и обратном
теплопроводах одного из районов Тепловых сетей Мосэнерго, Из-
мерялось сопротивление протеканию слабого постоянного тока
между датчиком и графитовым электродом в ячейке с 5%-м раство-
ром NaCl [36], Электросопротивление ячейки сдатчиками, у кото-
рых оксидная пленка образовалась в условиях обратного теплопро-
вода, было в 2 раза ниже. Измеренное этим методом электросопро-
тивление можно рассматривать как интегральный показатель,
характеризующий одновременно плотность и электропроводность
оксидных пленок.
Это позволяет объяснить очень большую разницу в поврежда-
емости подающих и обратных трубопроводов теплосети от внутрен-
ней коррозии. Образование в подающем теплопроводе, имеющем
более высокую температуру, плотных оксидных пленок приводит к
тому, что при локальном нарушении их сплошности на поверхности
стали образуются язвы в соответствии с механизмом, описанным в
§7,1, Соотношение площадей язвы (анода) и окружающей язву
поверхности металла с плотной оксидной пленкой (катода) велико,
поэтому время развития язв и превращения их в свищи может
составлять реально 5—8 лет. Для обратных теплопроводов харак-
терна рыхлая оксидная пленка с низкими защитными свойствами,
68
Растворение металла трубы происходит во многих местах и процесс
близок к равномерной коррозии. Это может быть проиллюстриро-
вано внешним видом индикаторов коррозии (после удаления про-
дуктов коррозии), установленных в отопительном сезоне
1988-1989 гг, в подающих и обратных трубопроводах одной из маги-
стралей района № 7 Тепловых сетей Мосэнерго (рис. 3,13, at б). На
индикаторах, находившихся в подающем трубопроводе, четко видны
язвы, в том числе сквозные. Поверхность стали вокруг язв коррози-
ей почти не затронута. На индикаторах, находившихся в обратном
трубопроводе, язвы отсутствуют, но интенсивная достаточно равно-
мерная коррозия наблюдается по всей поверхности металла.
Упрощенные расчеты показывают, что равномерная коррозия
не должна влиять на механическую прочность труб. Исходя из опы-
та Тепловых сетей Мосэнерго можно считать, что язвенное повреж-
дение (анод) площадью 1 см2 функционирует в подающем теплопро-
воде на площади - 2500 см2 (катод) и в самом худшем случае прояв-
ляется за 5 лет. Для трубы толщиной 7 мм средняя скорость проник-
новения язвы в стенку трубы составит в этом случае 1,4 мм/год. Ес-
ли приближенно считать, что скорость общей коррозии в обратном
теплопроводе такая же, как и в прямом, то и потери массы металла
должны быть одинаковыми. Но в случае равномерной коррозии сум-
марная поверхность корродирующего металла в обратном трубо-
проводе будет равна не 1 см2, как в прямом трубопроводе, а 2500 см2,
т.е. в 2500 раз больше. Соответственно, глубина проникновения
Рис, 3.13. Внешний вид индикаторов коррозии после года выдержки
(отопительный сезон 1933—89 гг.) в сетевой воде
района № 7 Теплосети Мосэнерго:
а, б — в подающем и обратном трубопроводах соответственно
69
коррозии в обратном трубопроводе будет в 2500 раз меньше, чем в
прямом, и составит 0,56 ' 10-3 мм/год, За нормативный срок служ-
бы трубопроводов теплосети (25 лет) утонение трубы составит все-
го 0,14 мм, В настоящее время при расчетах на прочность трубо-
проводов теплосети допуск на коррозию принимается равным 1 мм,
Таким образом, металл трубопровода при равномерной коррозии
даже за 70 лет эксплуатации не потеряет проектной прочности.
Приведенные расчеты достаточно условны, так как в реальных
условиях коррозия обратных теплопроводов теплосети занимает
промежуточное положение между равномерной и сугубо локальной,
типичной для подающих теплопроводов.
Таким образом, основными причинами отличий повреждаемос-
ти подающих и обратных теплопроводов от внутренней коррозии яв-
ляются температура и различия в свойствах оксидных пленок на
внутренней поверхности труб: более плотные в подающих тепло-
проводах и рыхлые в обратных. Необходимо отметить, что иногда
встречается противоположная картина, когда в обратных трубопро-
водах, имеющих более низкую температуру, повреждаемость выше,
чем в подающих. Эти достаточно редкие случаи, по-видимому, опре-
деляются микробиологической коррозией. Здесь локальная корро-
зия развивается под наростами, состоящими из сообществ бакте-
рий, деятельность которых резко повышает скорость коррозии
металла. Микробиологическая коррозия в подающих теплопрово-
дах значительно менее вероятна, так как повышение температуры
воды подавляет жизнедеятельность бактерий (см, гл, 8),
3,3Л, Анализ статистических данных по повреждаемости
районов Тепловых сетей Мосэнерго,
Влияние водоисточника
Развитие процессов внутренней коррозии в Тепловых сетях
Мосэнерго привело к высокой повреждаемости трубопроводов, В
1985—1990 гг, она составляла 35—37% от общего количества пов-
реждений, Причем повреждаемость от внутренней коррозии раз-
личных районов Теплосети Мосэнерго очень сильно отличалась.
Для исследования влияния различных факторов на повреждаемость
металла 12 районов Тепловых сетей Мосэнерго ВТИ в 1988 г, был
проведен анализ статистических данных по повреждаемости от
внутренней коррозии за 1985—1987 гг, (достаточно полная база
70
данных по повреждаемости появилась в Теплосети Мосэнерго в
1985 г,), Подборка данных производилась ИВЦ Мосэнерго по спе-
циально разработанной ВТИ схеме. При обработке распечаток
ИВЦ повреждения от внутренней коррозии суммировались ВТИ для
каждого календарного года по каждому району отдельно. В пределах
года выделялись ремонтный и отопительный периоды, а в пределах
этих периодов — повреждения на подающих и обратных магистра-
лях, В пределах каждого района выделялись отдельные магистрали
с указанием сроков их монтажа и далее повреждения делились на
2 класса: на свищи и разрывы, причем каждый класс повреждений
делился по элементам оборудования (прямые участки, опоры и т,д),
Ниже приведено распределение количества повреждений от
внутренней коррозии по районам Тепловых сетей Мосэнерго за
1985-1987 гг.
№№ района Тепловых сетей Мосэнерго 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Удельное количе- ство повреждений на 100 км двух- трубной проклад- ки за 3 года 108 28,3 131 0,9 8,1 2,0 548 361 0 58,4 67,5 0,8
Из этих данных видно, что по повреждаемости от внутренней
коррозии районы можно разделить на три группы: коррозионно-
опасная группа 1 с высокой скоростью коррозии — районы №№ 7,
8,3, 1; группа 2 с пониженной скоростью внутренней коррозии —
районы №№ 11, 10, 2; группа 3 с низкой скоростью внутренней
коррозии — районы №№ 5, 6, 4, 12, 9, При дальнейшем анализе
рассматривались, в основном, районы 1 - й и 2-й групп, так как коли-
чество повреждений в районах 3-й группы очень мало.
Как дополнительный показатель, определяющий интенсив-
ность внутренней коррозии, было рассчитано соотношение между
количеством повреждений во время ремонтного периода (опрессов-
ка и температурные испытания) и отопительного периода за
1985-1987 гг.
Район № 3 не рассматривался, так как опрессовки в этом районе
проводились при давлениях более высоких, чем в других районах. Сред-
нее значение данного соотношения для всей выборки составляет 0,4,
71
№ района Тепловых сетей Мосэнерго 1 2 7 8 10 11
Отношение количества повреждений при эксплуатации к количеству повреж- дений в ремонтный период 0,63 0,31 0,51 0,54 0,21 0,075
Здесь так же, как и ранее, в 1 -ой группе районов (№№ 1,7,8),
величина рассматриваемого соотношения выше средней, а во 2-й
группе районов (№№ 2, 10, 11) ниже средней. Таким образом, при
высокой скорости локальной коррозии относительное количество
повреждений, проявляющихся в отопительный период, значительно
увеличивается.
Повреждения на прямых участках составляют большую часть
общего количества повреждений от внутренней коррозии (см.
табл, 3.6), Поэтому можно считать, что количество разрушений
металла прямых участков трубопроводов служит показателем,
определяющим интенсивность внутренней коррозии. Результаты
расчетов доли повреждений на прямых участках приведены в
табл, 3.7,
Таблица 3.7,
Соотношение между числом повреждений на прямых участках и общим
числом повреждений от внутренней коррозии за 1985—1987 гг.
№№ района Теплосети Соотношение по числу всех повреждений Соотношение по числу разрывов труб Соотношение по числу свищей
1 0,85 0,60 0,86
2 0,47 0,40 0,50
3 0,58 0,67 0,57
7 0,79 0,80 0,80
8 0,75 0,78 0,75
10 0,69 0,80 0,67
11 0,65 0,82 0,63
Усредненные данные по всем районам, перечис- ленным в таблице 0,74 0,74 0,74
72
Анализ этих данных показывает, что в районах №№ 1,7,8 рас-
сматриваемое соотношение выше среднего, а в районах №№ 10 и
11 (0,69 и 0,65) ниже среднего, но близко к нему. Еще ниже этот по-
казатель в районах №№ 2 и 3, Увеличенное количество разрывов
прямых участков по сравнению с общим количеством этих повреж-
дений свидетельствовало об общей «изношенности» металла тру-
бопроводов, Это естественно для районов №№ 7 и 8, где общее ко-
личество повреждений очень велико, но ненормально для районов
№№ 10 и 11, повреждаемость которых значительно меньше.
Более детальный анализ показал, что 79% всех повреждений в
районе № 11 выявлено на магистралях №№ 2 и8, Эти же магист-
рали «дают» около 80% разрывов на прямых участках труб. Обе
магистрали были переданы из коррозионно-опасного района № 8, В
районе № 10 также 67% всех повреждений обнаружено на магист-
ралях №№ 6 и 16, переданных из района № 8, Причем 100% раз-
рывов прямых участков сконцентрировано на этих магистралях. Та-
ким образом, повреждаемость от разрывов труб в районах №№ 10
и 11 была высока из-за трубопроводов, ранее работавших в услови-
ях коррозионно-опасного района № 8 и имевших к моменту их пе-
редачи большое количество язв.
Из табл, 3,7 следует, что коррозионные условия в районах
№№ 2 и 3 отличались от условий в остальных районах 1-й и 2-й
групп. Если в остальных районах основную долю повреждений сос-
тавляют разрывы и свищи на прямых участках труб (65—85%), то в
районе № 3 более 40% составляют повреждения на других элемен-
тах теплосети, а в районе № 2 повреждений, не связанных с прямы-
ми участками, более 50%, Для уточнения этой ситуации была рас-
считана повреждаемость по элементам магистралей. Результаты
расчета приведены в табл, 3.8,
Анализ данных табл, 3,8 показывает, что по большинству пози-
ций показатели районов №№ 7, 8, 1,10,11 близки. Достаточно рез-
ко отличаются от них данные по району № 3 и особенно по району
№ 2, Для района № 3, в частности, характерна высокая поврежда-
емость в зоне приварки опор, причем за 3 года из 31 повреждения
на скользящих опорах 16 повреждений произошло на магистрали
№ 1, что, возможно, связано с некачественным выполнением свар-
ки, Вопросы, связанные с коррозионным повреждением опор теп-
лопроводов, рассмотрены в § 6,3,
73
Таблица 3.8,
Количество повреждений на различных элементах магистралей,
отнесенное к количеству повреждений на прямых участках,
за 1985-1987 гг.
Наименование элемента Количество повреждений, отнесенное к количеству повреждений на прямых участках, %, для района
№1 №2 >3 №7 №8 №10 №11
Неподвижные опоры 1,69 11,75 8,26 2,42 2,39 1,62 6,83
Скользящие опоры 0,85 2,94 21,4 0,92 3,57 10,0 1,37
Сальниковые компенсаторы 0 5,9 0,69 2,19 7,87 0 1,37
Задвижки 0,85 8,82 2,07 1,38 0,24 1,62 1,37
Спускники, воздушники 5,08 26,5 6,22 2,76 7,16 6,2 5,5
Штуцера, импульсные линии 0,85 8,82 1,38 0,57 0,24 1,62 2,74
Гильзы термометров 0,85 0 2,07 0 0 0 0
Заглушки 0 0 1,38 0,23 0 0 0
Перемычки 2,54 11,75 2,07 1,10 1,67 0 1,37
Байпасы 0,85 11,75 2,76 3,92 0,72 1,62 2,6
Сварные соединения 0,85 0 0 0,69 0,48 1,62 2,83
Стакан компенсатора 0 0 0,69 0,92 3,82 1,62 0
Для всех районов достаточно высока повреждаемость элемен-
тов с пониженной или нулевой скоростью движения воды (спускни-
ки, воздушники, штуцера манометров, перемычки, байпасы). Резко
выделяется по этому показателю район № 2, где доля таких элемен-
тов в общей повреждаемости составляет более 50% (хотя абсолют-
ное количество повреждений этих элементов в районе № 2 меньше,
чем, например, в районах №№ 3, 7, 8), Высокая повреждаемость
этих элементов в целом по всем районам связана с тем, что в боль-
шинстве случаев они выполнены из труб малого диаметра с неболь-
шой толщиной стенки, что при прочих равных условиях ускоряет
появление сквозных разрушений. Но главная причина, по-видимому,
заключается в том, что в этих элементах могут протекать коррози-
онные процессы, аналогичные коррозии в щели (см, § 1.3), и тогда
коррозия в застойной зоне может интенсифицироваться.
Дополнительно была рассмотрена динамика изменения общей
повреждаемости от внутренней коррозии по районам (табл. 3.9).
74
Обращает на себя внимание тот факт, что магистрали района № 8,
переданные в районы № 10 и 11, вели себя по-разному, В районе
№ 10 в целом с меньшим сроком эксплуатации, чем район № 8,
повреждаемость магистралей, переданных из района № 8, со вре-
менем увеличивалась, а в районе № 11 повреждаемость переданных
магистралей уменьшалась. Именно повреждаемость этих магистра-
лей определяла динамику изменения повреждаемости в районах
№№ 10 и И, Следовательно, в районе № 10 условия были более
коррозионно-опасными, чем в районе № 11, и способствовали
дальнейшему развитию язв, образовавшихся еще в период работы
магистралей в районе № 8,
Таблица 3.9,
Динамика изменения повреждаемости по районам
Тепловых сетей Мосэнерго за 1985—1987 гг.
№№ района Количество поврежде- ний на 100 км двух- трубной прокладки за 3 года Изменение повреждае- мости 1985 -1987 гг* Условия коррозии с учетом статистики повреждений
1 108 Увеличение повреждае- мости в 4,5 раза за 3 года Кор розионно - опасные
2 28,3 Отсутствие стабильного роста пов- реждаемости Умеренно-опасные
3 131 Увеличение в 2,7 раза за 3 года Кор розионно - опасные
4 0,9 Отсутствие роста пов- реждаемости Безопасные
5 8,1 Небольшой рост коли- чества повреждений Безопасные
6 2,0 Отсутствие стабильного роста повреждаемости Безопасные
7 548 Отсутствие стабильного роста повреждаемости Кор розионно - опасные
8 361 Уменьшение поврежда- емости в 1,8 раза за 3 года с увеличением в 1988 г. Кор розионно - опасные
75
Продолжение таблицы 3.9
№№ района Количество поврежде- ний на 100 км двух- трубной прокладки за 3 года Изменение повреждае- мости 1985 -1987 гг* Условия коррозии с учетом статистики повреждений
9 0 Безопасные
10 58,4 Увеличение повреждае- мости в 13 раз Кор розионно - опасные
11 67,5 Уменьшение поврежда- емости в 3,5 раза Безопасные
12 0,8 Отсутствие роста пов- реждаемости Безопасные
Таким образом, анализ статистических данных повреждений от
внутренней коррозии 12-ти районов Тепловых сетей Мосэнерго за
1985—1987 гг, показал, что коррозионно-опасные условия работы
металла характерны для районов №№ 7, 8, 1, 3, 2, 10. Остальные
районы работали в достаточно безопасных с точки зрения внутрен-
ней коррозии условиях,
В общем случае на развитие процессов внутренней коррозии ме-
талла теплосети влияют три фактора: физико-химические параметры
воды, физико-химические характеристики металла и конструкция
элементов оборудования (механические напряжения и их характер;
термическое влияние сварки и т,д.), В связи с постоянной переклад-
кой участков магистралей полноценных статистических данных по
составу металла трубопроводов районов Тепловых сетей Мосэнерго
не имелось. Однако, учитывая большой объем металла, заложенного
в тепловые сети, длительный период развития теплосети и другие
факторы, можно было считать, что усредненные характеристики
металла труб во всех районах Тепловых сетей Мосэнерго одинаковы.
На статистику повреждений влияет более высокая коррозионная
стойкость металла магистралей прокладки 1930—1940 гг., но в дан-
ном случае это не имело значения, так как эти магистрали расположе-
ны в районах с повышенной общей повреждаемостью (районы
№№ 7, 1, 3), Влияние конструкции элементов теплосети также
можно было считать одинаковым для всех районов (за исключением
района № 3, где на одной из магистралей имела место повышенная
повреждаемость в зоне опор). Таким образом, причину различия в
повреждаемости районов Тепловой сети Мосэнерго следовало искать
в первую очередь в разной коррозионной агрессивности сетевой воды.
76
Подготовка подпиточной воды для всех районов была организо-
вана одинаково: очистка воды на механических фильтрах, умяг-
чение воды в Na-катионитовых фильтрах, деаэрация (в районе № 2
Теплосети Мосэнерго подпиточная вода дополнительно проходила
предварительное известкование в осветлителях),
ВТИ был проведен анализ сетевой воды по 12 районам тепло-
сети, в различные сезоны, а также рассмотрены данные химслужбы
Мосэнерго, Было показано, что влияние таких показателей, как со-
держание кислорода, жесткость, щелочность, концентрации сили-
катов, нитритов, нитратов, фосфатов, значения окисляемости и
электропроводности воды не могут объяснить отличий в поврежда-
емости между коррозионно-опасными районами №№ 7, 8, 1, 3, 10,
2 и остальными районами Тепловых сетей Мосэнерго. Данные по
pH сетевой воды также не позволяли выделить коррозионно-опас-
ные районы в одну группу: например в сетевой воде районов №№ 3,
8 и 6, относящихся к различным группам по коррозионной опаснос-
ти, значение pH практически одинаково.
Было рассмотрено влияние водоисточников подпиточной воды
районов Тепловых сетей Мосэнерго (табл, 3,10). В табл, 3,10 райо-
ны выстроены в порядке уменьшения коррозионной опасности, (см.
табл, 3.9). Отдельно необходимо сказать о районе № 5. Этот район
подпитывался водой от ТЭЦ-9 (-200 т/ч) и ТЭЦ-8 (-600 т/ч).
ТЭЦ-8 использовала воду для подпитки теплосети из своей оборот-
ной системы водоснабжения, подпитывающейся москворецкой во-
дой, ТЭЦ-9 для подпитки теплосети использовала воду городского
водопровода. В сетях района № 5 эти воды практически не переме-
шиваются. 90% повреждений в районе № 5 произошло на магист-
ралях, подпитываемых от ТЭЦ-8.
Сравнение данных по повреждаемости районов Теплосети
Мосэнерго и водоисточника подпитки (см. табл, 3.10) показывает
четкую связь между наличием коррозионно-опасных условий в
районах №№ 7, 8, 1, 3, 2, 10 и использованием для подпитки тепло-
сети москворецкой воды. Одним из объяснений более высокой кор-
розионной агрессивности москворецкой воды является микробио-
логическая коррозия. Возможность протекания этого вида коррозии
в условиях теплосети исследовалась в 1996—1998 гг, на специально
сооруженном стенде (см, § 8.2), Другим объяснением является по-
вышенное солесодержание москворецкой воды, в частности, более
высокая концентрация сульфатов и хлоридов (табл. 3,11),
77
Таблица 3.10,
Влияние источника подпиточной воды на повреждаемость районов
Теплосети Мосэнерго от внутренней коррозии (данные 1988 г.)
№№ райо- нов Количество повреждений на 100 км за 1985—87 гт. Источники подпиточной воды Величина pH в 1983-1987 гг.
7 548 р. Москва + воды очистных сооружений ТЭЦ* 8,75-9,0
8 361 р. Москва + циркуляционная вода оборотной системы водоснабжения ТЭЦ**+ воды очистных сооружений ТЭЦ (периодически) 8,55-8,6
3 131 р+ Москва + воды очистных соору- жений ТЭЦ*+ сброс нейтрализо- ванных отмывочных вод ХВО 8,3-8,7
1 108 р. Москва 8,2-8,4
10 58,4 р. Москва + циркуляционная вода оборотной системы водоснабжения ТЭЦ** 8,6-8,9
2 28,3 р. Москва + вода, очищенная от нефтепродуктов 9,4-9,5
11 67,5 водопровод 8,2-8,4
5 (ТЭЦ-8) 7,3 циркуляционная вода оборотной системы водоснабжения ТЭЦ**+ отмывочные воды анионитных фильтров 8,9-9,2
5 (ТЭЦ-9) 0,8 водопровод + продувка котлов + отмывочные воды анионитных фильтров 8,6-9,2
6 2,0 Пироговское водохранилище 8,5-8,6
4 0,9 водопровод + воды очистных сооружений ТЭЦ* 8,4-8,6
12 0,8 Канал Москва—Волга 8,5-8,6
9 0 Канал Москва—Волга 8,5-8,6
* — замасленные воды, проходящие очистку по схеме: нефтеловушка, меха-
нические фильтры (антрацит), натрий-кати онирование (сульфоуголь)
** — подпитывается из р+ Москвы.
78
Таблица 3.11,
Содержание сульфатов и хлоридов в воде различных водоисточников
в течение 1994—1996 гг, (по данным ТЭЦ)
Водоисточники Усредненные данные по содержанию
SO4 , мг/кг С1 , мг/кг
Водопровод (район № 5) 21 13,0
Канал Москва—Волга (районы №№ 9, 12) 21 10,5
Водохранилище (район № 6) 20 10,0
р, Москва (верхнее течение) 34 20,0
р, Москва (нижнее течение) 75 60,0
Даже незначительное повышение концентрации сульфатов
приводит к существенному увеличению скорости локальной корро-
зии углеродистых сталей (см, § 4,3), К сожалению, данные
табл, 3,11 полностью не отражали реальную ситуацию. Весной при
сбросе содержащего большое количество соли снега в р, Москву
концентрация хлоридов в москворецкой воде могла повышаться в
месте сброса до нескольких сотен мг/кг.
На общем фоне высокой повреждаемости районов, подпитыва-
емых москворецкой водой, выделялась низкая повреждаемость
района № 2, где проводилось известкование подпиточной воды и
pH 9,4—9,5, Причем подпиточная вода теплосети этого района име-
ла самое большое количество сульфатов и хлоридов (нижнее тече-
ние р, Москвы, табл, 3,11),
В соответствии с экспериментальными данными ВТИ по влия-
нию величины pH на коррозию углеродистой стали при использова-
нии для подпитки теплосети москворецкой воды и результатами ста-
тистики повреждаемости районов Тепловых сетей Мосэнерго, для
уменьшения повреждаемости трубопроводов теплосети было пред-
ложено увеличение значения pH сетевой воды. Применение этого
метода должно было снизить скорость как электрохимической, так и
микробиологической коррозии. Более детально влияние pH сетевой
воды на локальную коррозию теплосети рассмотрено в пп, 4,1,1 и в
§10,4, в котором описано внедрение этого мероприятия в Теплосе-
ти Мосэнерго,
Необходимо отметить, что обнаруженная взаимосвязь повреж-
даемости от внутренней коррозии и типом водоисточника позволила
79
прогнозировать изменение повреждаемости некоторых районов
Тепловых сетей Мосэнерго. Так, район № 11 в конце 1988 г. был пе-
реведен на подпитку москворецкой водой (вместо водопроводной),
что должно было привести к резкому увеличению повреждаемости
трубопроводов этого района от внутренней коррозии. В результате
количество повреждений от внутренней коррозии в районе № 11 в
течение 1988—1991 гг. было приблизительно постоянным, а затем,
как и ожидалось, с 1991 по 1995 г. увеличилось более, чем в 6 раз.
Глава 4
Влияние анионного состава сетевой воды
на локальную коррозию трубопроводов
4.1. Результаты статистической обработки
эксплуатационных данных по повреждаемости
4.1,1. Влияние значения pH
Рис, 4.1, Влияние pH на скорость
общей коррозии углеродистых
сталей в аэрированной воде
Значение pH воды является одним из важнейших параметров,
определяющих скорость коррозии углеродистых и низколегирован-
ных сталей. Известна зависимость между значением pH и ско-
ростью общей коррозии этих сталей в аэрированной воде при ком-
натной температуре (рис.4,1) [1, 2], Форма этой кривой зависит от
состава железооксидной пленки, покрывающей металл в процессе
коррозии. Резкое уменьшение скорости коррозии при pH > 10 свя-
зывается с образованием на стали защитных гидрооксидных пленок
железа [ 1 ]. Необходимо отметить, что эти данные получены для
воды, постоянно контактирующей с кислородом воздуха. В этом
случае содержание О2 в воде определяется ее температурой
(см, табл. 2.1). Например, в воде
систем горячего водоснабжения с
температурой 60 °C содержание
О2 составляет 4,7 мг/кг.
Существенно, что значение
pH влияет не только на скорость
коррозии, но и на ее локализа-
цию, В ранних работах ВТИ было
показано [9], что при повышении
значения pH аэрированной воды
с 7 до 9-9,5 возможен переход от
равномерной коррозии к локаль-
ной, Аналогичные данные были
получены и за рубежом [38], Пов-
реждения трубопроводов теплосе-
ти связаны с локальной коррозией,
81
поэтому вышеприведенные данные были причиной осторожного от-
ношения специалистов к повышению pH воды в тепловых сетях
[23]. Однако трубопроводы тепловой сети контактируют с деаэриро-
ванной водой, где эти закономерности не выполняются.
Таблица 4.1,
Влияние pH сетевой воды на удельную повреждаемость трубопроводов
(выборка объектов с содержанием О2 в подпиточной воде < 50 мкг/кг
или в сетевой воде < 30 мкг/кг)
Параметр Усредненные по выборке параметры для объектов, с pH сетевой воды
>9,25 8,3-9,25 <8,3
Удельная повреждаемость от внут- ренней коррозии, повр./ (км год) 0,0134 0,0935 0,0949
Разность меищу содержанием желе- за в сетевой и подпиточной воде, мкг/кг 113 224 660
Содержание хлоридов, мг/кг 39,4 37,5 20,3
Содержание сульфатов, мг/кг 77,5 53,0 56,1
Общая щелочность, мг-экв/кг 1,5 2,2 17
Количество объектов в выборке 11 50 17
Проведенный ВТИ опрос предприятий тепловых сетей и теп-
лоисточников позволил получить достаточно детальную статисти-
ческую информацию о влиянии на внутреннюю коррозию и пов-
реждаемость тепловых сетей значения pH сетевой воды в пределах:
6,6—10,8 [39], Из информации от 149 объектов (теплосеть + теп-
лоисточник) были произведены выборки объектов со значениями
pH сетевой воды в следующих диапазонах: менее 8,3; 8,3—9,25 и
более 9,25, Использовались усредненные данные за пятилетний пе-
риод эксплуатации. Как видно из табл, 4.1, увеличение pH более
9,25 резко влияет на повреждаемость теплосетей. Обращает на
себя внимание увеличение разности содержания железа в сетевой и
подпиточной воде (AFe) в различных диапазонах изменения pH.
Увеличение AFe при переходе от наиболее высокого диапазона зна-
чений pH к среднему (8,3—9,25) может быть связано с интенсифи-
кацией язвенной коррозии и, соответственно, повреждаемости.
Резкое увеличение AFe при переходе к нижнему диапазону значений
82
pH при малом изменении повреждаемости объясняется возрастани-
ем скорости равномерной коррозии стали.
Таким образом, повышение pH сетевой воды более 9,25 при
прочих равных условиях обеспечивает значительное (примерно в
7 раз) снижение повреждаемости трубопроводов теплосети от внут-
ренней коррозии.
Значение pH сетевой воды определяет и характер внутренней
коррозии в теплосети. При pH более 9,25 коррозия, в основном,
локальная, но интенсивность ее очень мала; при pH менее 9,25 воз-
растает скорость общей коррозии, а скорость локальной коррозии по
сравнению с более высоким диапазоном значений pH увеличивается
почти в 7 раз; снижение pH до уровня менее 8,3 еще более усилива-
ет равномерную коррозию стали и резко увеличивает содержание
железа в сетевой воде, что является одной из причин интенсивного
железооксидного накипеобразования в теплообменном оборудова-
нии (скорость локальной коррозии также несколько возрастает),
4 Л .2, Влияние содержания сульфатов и хлоридов
Содержание в воде анионов-активаторов (сульфатов, хлори-
дов) является одним из наиболее важных факторов, определяющих
интенсивность локальной коррозии металла. Попытка выявить за-
висимость «концентрация аниона — повреждаемость» по всему
массиву данных проведенного ВТИ опроса не дала результата. Поэ-
тому влияние хлоридов и сульфатов рассматривалось с учетом зна-
чения pH воды [39],
Были произведены выборки, включающие объекты с пов-
реждаемостью менее 0,01, 0,01-0,059; 0,06-0,25 и более
0,25 повр,/(км * год) с учетом приведенных выше диапазонов значе-
ний pH (см, п, 4,1,1), В связи с тем, что в настоящее время при вы-
боре систем теплоснабжения используется сумма концентраций
хлоридов и сульфатов [27], рассчитывали усредненные по выборке
содержания хлоридов и сульфатов в сетевой воде и их суммарное со-
держание, Полученные данные показывают (табл, 4,2), что при pH
сетевой воды более 9,25 прослеживается увеличение повреждае-
мости с ростом содержания в воде сульфатов. При более низких pH
такой зависимости нет.
Аналогичные выборки были произведены для объектов, имею-
щих содержание О2 в подпиточной воде менее 50 мкг/кг и в сетевой
83
воде менее 30 мкг/кг. Статистическая обработка этих выборок дала
аналогичные зависимости влияния хлоридов и сульфатов на пов-
реждаемость, несмотря на значительное уменьшение количества
объектов в выборках и, соответственно, их меньшую представи-
тельность, Для более грубой оценки влияния хлоридов и сульфатов
были произведены укрупненные выборки по диапазонам повреждае-
мости 0—0,059 и > 0,06 повр/(км ' год) (табл, 4,3), При укрупнении
диапазонов была получена корреляция между содержанием в сете-
вой воде сульфатов или суммарным содержанием хлоридов и суль-
фатов и повреждаемостью трубопроводов теплосети. Влияния
содержания хлоридов на повреждаемость не обнаружено. Аналогич-
ные данные о влиянии сульфатов и хлоридов были получены при
выборках объектов с ограничением по содержанию кислорода.
Таблица 4.2,
Влияние содержания сульфатов и хлоридов в сетевой воде
на повреждаемость тепловой сети от внутренней коррозии
Анион-актив а- тор, мг/кг Усредненная по выборке концентрация аниона в сетевой воде для объектов с удельной повреждаемостью, повр*/(км ' год)
<0,01 0,01-0,059 0,06-0,25 >0,25
Для объектов с pH < 8,3
Сульфаты 56,4 26,4 59,0 48,0
Хлориды 28,6 8,3 16,3 16,7
Сумма сульфа- тов и хлоридов 85,0 34,7 75,3 64,7
Для объектов с pH 8,3—9,25
Сульфаты 43,4 66,4 117,6 41,4
Хлориды 37,6 32,1 46,3 16,7
Сумма сульфа- тов и хлоридов 81,0 98,5 163,9 58,1
Для объектов с pH > 9,25
Сульфаты 56,1 114,8 127,0 —
Хлориды 73,1 78,3 15,0 —
Сумма сульфа- тов и хлоридов 129,2 193,1 142,0 —
Полученные в результате опроса данные следует рассматри-
вать не как количественные, а как качественные характеристики,
84
Это связано, в частности, с тем, что область изменения параметров
была ограничена, например, редко встречается состав природных
вод с низким содержанием хлоридов и высоким содержанием суль-
фатов или наоборот.
Таблица 4.3,
Влияние содержания сульфатов и хлоридов в сетевой воде на удельную
повреждаемость трубопроводов теплосети (при укрупнении
диапазонов повреждаемости)
Анион-активатор, мг/кг Усредненная по выборке концентрация аниона в сетевой воде для объектов с удельной повреж- даемостью, повр./(км ’ год)
<0,06 >0,06
Для объектов с pH < 8,3
Сульфаты 39,0 57,6
Хлориды 17,5 16,3
Сумма сульфатов и хлорцдов 56,5 73,9
Для объектов с pH 8,3—9,25
Сульфаты 48,0 72,5
Хлориды 40,0 29,6
Сумма сульфатов и хлорцдов 88,0 102,1
4.2. Результаты экспериментального определения
влияния анионного состава сетевой воды
на склонность углеродистой стали к локальной
коррозии
Результаты опроса (см, пп, 4,1,1, 4,1,2) показывают, что меж-
ду повреждаемостью и анионным составом сетевой воды существу-
ет достаточно сложная взаимосвязь, в которой кроме вышеуказан-
ных параметров (pH, содержания сульфатов и хлоридов) могут
играть роль и другие параметры, не поддающиеся анализу при обра-
ботке полученных эксплуатационных данных. Поэтому для получе-
ния экспериментальных зависимостей в ВТИ на специальных стен-
довых установках было проведено электрохимическое исследование
85
коррозии углеродистых сталей в сетевой воде различного состава
[40]. Экспериментальные условия моделировали условия эксплуа-
тации тепловых сетей.
Установка для проведения поляризационных измерений при
температурах ниже 100 °C показана на рис. 4.2, Рабочий электрод
изготовлен из стали Ст.Зсп в виде цилиндра диаметром 10 мм и вы-
сотой рабочей поверхности 40 мм, Нижний торец электрода изоли-
ровали эпоксидной смолой. Частота вращения электрода была рав-
ной 1370 об,/мин. Электрохимическая ячейка изготовлена из нер-
Рис. 4.2, Установка для проведения
поляризационных измерений:
1 — ячейка с термообогревом;
2 — образец; 3 — водоизолирующая
втулка; 4 — медный токопровод;
5 — токосъемник;
6 — вспомогательный платиновый
электрод; 7 — капилляр Луггина;
3 — хлоридсеребряный электрод
сравнения; 9 — потенциостат;
10 — токоизолирующая втулка;
И — подвод смеси N2-CO2I
12 — подвод аргона;
13 — ротаметры; 14 — насадка для
распыления газа;
15 — гидрозатвор; 16 — мотор
жавеющей стали 08X18HI0T.
Обескислороживание воды осу-
ществляли путем продувки через
ячейку аргона или азота, очищен-
ного от примесей кислорода в ко-
лонке с никель-хромовым ката-
лизатором, Для регулирования
значения pH через ячейку проду-
вали также смесь N2 и СО2. Уста-
новка для проведения электрохи-
мических измерений при темпера-
турах 100—150 °C была аналогич-
на вышеописанной, за исключе-
нием того, что электродвигатель и
электрод сравнения вместе с
электрохимической ячейкой нахо-
дились в общем корпусе автокла-
ва, Таким образом, на этих уста-
новках воспроизводились состав
воды тепловой сети, температура,
гидродинамика (за счет вращения
электрода) и деаэрация.
При снятии поляризацион-
ных кривых (после установления
потенциала коррозии при задан-
ной концентрации кислорода и
значения pH) сначала проводили
катодную поляризацию рабочего
электрода, изменяя его потен-
циал от потенциала коррозии до
86
потенциала —1500 мВ (значения потенциалов в книге даны относи-
тельно хлоридсеребряного электрода — х,с,э,) и в обратном нап-
равлении со скоростью 0,8 мВ/с до потенциала нулевого тока. Пос-
ле этого снимали кривую повышения анодной поляризации, поля-
ризуя электрод от этого потенциала до потенциала 300 мВ со ско-
ростью 0,2 мВ/с, При потенциале 300 мВ для развития процессов
питтинговой коррозии делали выдержку 30 мин и снимали кривую
уменьшения анодной поляризации до установления нулевого тока.
Во всех опытах содержание О2 в воде поддерживали на уровне,
близком к нормативному (30—40 мкг/кг). Концентрация кислорода
в установке определялась стандартным методом (с индикатором
метиленовым голубым). Остальные параметры варьировали в сле-
дующих пределах: температура 55-120 °C, содержание сульфатов
0—300 мг/кг, содержание хлоридов от 0—180 мг/кг, общая щелоч-
ность 0,3—6,7 мг-экв/кг, значение pH 6,5—10,9, Основной объем
экспериментов был проведен при температуре 70 °C,
Анодные поляризационные кривые в большинстве случаев
имели вид, типичный для пассивации металла. Поэтому при оценке
склонности углеродистой стали к локальной коррозии были исполь-
зованы электрохимические параметры, характерные для анодных
поляризационных кривых пассивирующихся металлов (см, § 1,2),
При обработке данных поляризационных измерений использовали:
потенциал коррозии Екор — потенциал, устанавливающийся на об-
разце до начала поляризационных измерений; Ео — потенциал,
устанавливающий после снятия катодных кривых прямого и обрат-
ного хода; Еир — потенциал пробоя пассивной пленки (питтингооб-
разования) иЕре — потенциал репассивации (см, рис, 1,6),
Полученные поляризационные кривые по своему виду были
разделены на четыре группы (рис, 4,3), Вид поляризационных кри-
вых, внешний вид образцов после опыта и кривые стабилизации по-
тенциала коррозии в начале опыта показали, что тип А относится к
случаю, когда при потенциале коррозии происходит достаточно рав-
номерное растворение металла. Однако при облагораживании
потенциала стали возможен переход процесса коррозии в область
пробоя защитной пленки с образованием питтингов и резким увели-
чением тока. Для типа В характерна возможность стабильного суще-
ствования питтингов уже при потенциале коррозии. Особенностью
типа С является отсутствие области пассивности на анодных кривых.
Здесь потери металла равномерно распределены по поверхности
87
Рис, 4.3. Зависимость величины тока I от потенциала Е (поляризационные
кривые): 1,2 — катодные кривые прямого и обратного хода;
3,4 — анодные кривые прямого и обратного хода соответственно
88
металла или протекает язвенная коррозия по всей поверхности. По-
ляризационные кривые типа С обычно получались в опытах при
значениях pH сетевой воды менее 8,0 или при значениях pH
8,0—8,8 и высоких концентрациях сульфатов и хлоридов. Поляриза-
ционные кривые типа D характерны для состояния металла, близко-
го к полной пассивности. Кривые этого типа получены в опытах,
когда исследуемая вода имела очень низкие концентрации хлоридов
(до 10 мг/кг) и не содержала сульфатов. Возможно, кривые типа D
могли бы быть получены в воде озера Байкал, где очень мало хлори-
дов и сульфатов.
Подавляющее большинство сочетаний физико-химических па-
раметров вод, встречающихся в тепловых сетях, относятся к типам
А и В, причем с повышением температуры при одинаковом химиче-
ском составе агрессивность воды может меняться: характер корро-
зии изменяется от относительно равномерного (тип А) до язвенного
(тип В), В дальнейшем рассматриваются поляризационные кривые
этих двух типов.
Для анализа влияния химических параметров воды на коррози-
онное поведение стали необходимо сравнивать поляризационные
кривые по характерным для всех кривых параметрам. Исходя из
опыта, уже имеющегося по нержавеющим сталям [41,42], в качест-
ве такого параметра было выбрано значение = Епр — Ео, харак-
теризующее вероятность возникновения локальной коррозии на
восстановленной поверхности стали. Чем больше АЕпр, тем меньше
вероятность локальной коррозии, В качестве второго параметра,
определяющего характер коррозионного процесса, была использо-
вана разность потенциалов АЕре = Ере — Екор, Положительное зна-
чение АЕре указывает на равномерную коррозию, а отрицательное
значение этого параметра — на возможность существования язв
при Екар.
Скорость коррозии и ее характер во многом определяется сос-
тавом и структурой продуктов коррозии, образующихся на поверх-
ности металла при контакте его с агрессивной средой, В зависимос-
ти от значения pH воды и потенциала стали могут быть термодина-
мически устойчивы различные формы продуктов коррозии. При на-
личии в воде углекислоты на диаграмме Пурбэ (потенциал — pH)
тройной системы Fe-H2O-CO2 существует область, где устойчив
только сидерит FeCO3 [43], На рис, 4,4 приведена диаграмма Пурбэ
этой системы при температуре 25 °C [44], из которой видно, что
89
Рис, 4.4. Диаграмма Пурбэ (Е-pH) системы Fe-H2O-CO2 при 25 ’С:
а, б — нижний и верхний пределы устойчивости воды
при одинаковых значениях потенциала при более низких значениях
pH устойчив сидерит, при более высоких значениях pH — гидроза-
кись железа Fe(OH)2, Размеры областей устойчивости сидерита и
гидрозакиси железа зависят от суммы концентраций компонентов
карбонатного равновесия воды [43] и от температуры. Граница меж-
ду областями устойчивости сидерита и гидрозакиси железа опреде-
ляется значением рНгр Если pH воды меньше значения рНгр, гид-
розакисная пленка на стали неустойчива и возможно образование
сидерита. При pH > рНгр устойчива гидрозакись железа. Граничное
значение pH между областями устойчивости Fe(OH)2 и FeCO3 соот-
ветствует pH между полями устойчивости сидерита и магнетита.
При обработке экспериментальных данных рассматриваемые
воды были разделены на две группы: в первой группе в условиях
эксперимента pH < рНгр (область устойчивости сидерита); во вто-
рой — pH > рНгр (область устойчивости гидрозакиси железа). Для
каждой из групп были получены корреляционные зависимости
электрохимических параметров АЕир и А£ре от физико-химических
параметров: pH, температуры, щелочности, содержания сульфатов
и хлоридов, электропроводности воды.
Данные экспериментов совпали с данными опроса: увеличение
pH уменьшает вероятность локальной коррозии (увеличение АЕпр);
рост концентрации сульфатов и хлоридов увеличивает вероятность
локальной коррозии (уменьшение Причем сульфаты в усло-
виях теплосети более коррозионно-агрессивны, чем хлориды.
90
Аналогичные данные были получены ранее для систем горячего
водоснабжения [45]. Это, по-видимому, связано с более сильной
адсорбцией сульфатов на углеродистой стали при относительно низ-
ких температурах. Например, адсорбция хлоридов на стали Ст,3 мо-
жет быть в 8 раз меньше, чем адсорбция сульфатов при одинаковой
концентрации этих ионов в воде [46].
Совместное использование экспериментальных зависимостей,
данных по химическому составу воды и повреждаемости 149 объек-
тов опроса позволило создать систему номограмм, с помощью кото-
рых можно определить сочетания показателей сетевой воды, харак-
терных для коррозионно-опасных условий работы теплосети при
нормируемом содержании кислорода.
Проведенная работа была одобрена на научно-техническом со-
вете РАО «ЕЭС России». Номограммы для определения областей
коррозионно-безопасных составов сетевой воды с соответствующи-
ми пояснениями к ним включены в последнюю редакцию «Методи-
ческих указаний по водоподготовке и водно-химическому режиму
водогрейного оборудования и тепловых сетей» [47] и приведены в
приложении 2. Необходимо подчеркнуть, что номограммы рассчи-
таны для нормативных содержаний кислорода в сетевой воде, т,е.
создавались в первую очередь для проектных организаций. К сожа-
лению, в отечественных теплосетях эти нормы, как показывают ре-
зультаты опроса, часто не выдерживаются. Даже кратковременное
увеличение концентрации кислорода в воде, как показано в п. 5.1.3,
приводит к возникновению на поверхности металла язв, которые
продолжают функционировать и после снижения концентрации
кислорода до нормируемого уровня. Кроме того, полученные зави-
симости были построены для очень широкого диапазона изменений
водно-химических параметров, что неизбежно привело к опреде-
ленному их огрублению. Но очень важно, что эта работа позволила
выбрать электрохимические параметры, определяющие повреждае-
мость трубопроводов теплосети в эксплуатационных условиях. Это
дает возможность оценки в стендовых условиях коррозионной аг-
рессивности сетевой воды любого конкретного объекта, а также
разработки противокоррозионных мероприятий, таких как измене-
ние водно-химического режима теплосети или применение ингиби-
торов коррозии. Ниже приведен пример определения оптимального
антикоррозионного водного режима для одного из районов Тепло-
вых сетей Мосэнерго.
91
4.3. Экспериментальное определение влияния
хлоридов, сульфатов и pH на внутреннюю
коррозию на примере одного из районов
Тепловых сетей Мосэнерго
В процессе перехода Тепловых сетей Мосэнерго на режим по-
вышенного pH сетевой воды встал вопрос о значении pH в тех райо-
нах, где содержание сульфатов и хлоридов значительно ниже, чем в
москворецкой воде (см. табл. 3.11). В связи с этим ВТИ были про-
ведены отдельные исследования для района № 6.
Опыты проводились на описанной выше установке (см.
рис. 4,2). Различие использованной методики измерений от методи-
ки, приведенной в § 4.2, заключалось в том, что образцы перед
началом опыта подвергали катодному восстановлению при потенци-
але —1000 мВ в течение 5 мин, а затем снимали только анодные по-
ляризационные кривые прямого и обратного хода при скорости раз-
вертки 0,2 мВ/с, Концентрация О2 в воде составляла 30—40 мкг/кг,
температура воды 90 °C. Частота вращения электрода из стали
Ст.Зсп соответствовала скорости движения воды 1,5 м/с в трубо-
проводе диаметром 800 мм. Для опытов использовали прямую сете-
вую воду района № 6, Вода имела общую жесткость 150 мкг-экв/кг,
общую щелочность 2,4 мг-экв/кг, концентрация хлоридов 6,0 мг/кг,
концентрация сульфатов 8,2 мг/кг. Поскольку содержание сульфа-
тов и хлоридов в отобранной сетевой воде было более низким, чем
среднегодовые значения для сетевой воды района № 6, измерения
проводили также при максимальных среднемесячных (сульфаты 30
мг/кг, хлориды 12 мг/кг) и среднегодовых (сульфаты 20 мг/кг, хло-
риды 10 мг/кг) концентрациях этих анионов. Для этого в сетевую во-
ду добавляли хлорид и сульфат натрия. В последние года в районе
№ 6 pH сетевой воды поддерживалось на уровне 8,5—8,6. Поэтому
минимальное значение pH в опытах было принято равным 8,6. Испы-
тания проводились также при значениях pH 9,25 и 9,5.
Во всех опытах были получены поляризационные кривые типа
А (см, рис, 4,3). В соответствии с § 4,2 из поляризационных кривых
рассчитывали величины ДДф и AZ?pe. Зависимость значения ЛЕир
от водно-химических параметров воды показана на рис. 4,5. При pH
9,25 увеличение концентрации сульфатов с 10 до 30 мг/кг снижало
ЛЕир с 495 до 335 мВ, т.е, приводило к увеличению склонности ста-
92
Рис, 4.3, Зависимость ДЕпр от pH и концентрации сульфатов и хлоридов:
1 - pH 8,6: 2 - pH 9,25; 3 - pH 9,5
ли к локальной коррозии. Увеличение pH от 8,6 до 9,5, напротив,
снижало вероятность повреждений (параметр АЕпр возрастал). В
качестве критерия, определяющего необходимое значение АЕир,
были выбраны условия района № 7 Тепловых сетей Мосэнерго,
После увеличения pH сетевой воды до 9,8—9,9 повреждаемость
трубопроводов от внутренней коррозии снизилась в этом районе за
4 года в 3 раза (см. п, 10.4,1), Это показывает, что коррозионная аг-
рессивность сетевой воды в районе № 7 находилась на достаточно
низком уровне, который обеспечивает не только предотвращение
образования новых коррозионных язв, но и «залечивание» уже име-
ющихся язв. Параметр АЕпр в измерениях на сетевой воде района
№ 7 на электродах из той же стали, при такой температуре и содер-
жании кислорода составлял 380 мВ. Сравнение полученных на се-
тевой воде района № 6 данных с этим параметром (см, рис, 4,5) по-
казало, что при низких содержаниях сульфатов и хлоридов вода не-
агрессивна, причем не только при pH 9,25, но, по-видимому, и при
pH 8,6 (предполагаемые зависимости при pH 8,6 и 9,5 проведены на
рис 4.5 пунктиром). При среднегодовом содержании сульфатов и
хлоридов и pH 9,25 значение АЕпр составляло 410 мВ, т.е. в этих
условиях обеспечивается низкая агрессивность сетевой воды. При
максимальных концентрациях сульфатов и хлоридов необходимо
повышение pH сетевой воды до уровня более 9,5. Но в связи с тем,
93
что максимальные среднемесячные содержания сульфатов и хлори-
дов наблюдались в сетевой воде района № 6 только в течение 4 ме-
сяцев за 3 года, можно ориентироваться на среднегодовые концент-
рации этих анионов. Поэтому для района № 6 было рекомендовано
поддержание pH на уровне 9,25 (с помощью дозировки раствора
щелочи в подпиточную воду).
Глава пятая
Влияние растворенных в сетевой воде газов
на локальную коррозию трубопроводов
5.1. Влияние кислорода
5.1J, Общие данные
Внутренняя коррозия в теплосети протекает с кислородной де-
поляризацией, Поэтому содержание О2 в сетевой воде непосред-
ственно влияет на скорость коррозии металла. Считается, что для
водных систем, не контактирующих с воздухом, скорость общей
коррозии должна быть пропорциональна концентрации О2 (см.
§ 1,3), Но при содержаниях О2 менее 2 мг/кгхарактер этой зависи-
мости несколько иной [9], Присутствие углекислоты значительно
усиливает коррозию с кислородной деполяризацией (см, § 5,2),
Исследования, проведенные в ВТИ (под руководством Р,П,Са-
зонова) [48], позволяют оценить комплексное влияние температуры
и концентрации кислорода применительно к реальным условиям
теплосети, С помощью коррозиметра УК-1 измеряли мгновенную
скорость коррозии (датчики коррозии перед измерениями зачища-
ли, т,е, измеренная скорость коррозии была выше, чем в реальных
условиях теплосети). Датчики были установлены в 3-м районе Теп-
ловых сетей Мосэнерго, работающем на москворецкой Na-катио-
нированной воде. Полученные данные представлены в табл, 5,1,
Скорость коррозии рассчитывали по данным [48] в соответствии с
константой измерительного преобразователя прибора УК-1,
Таблица 5.1.
Зависимость скорости коррозии стали в сетевой воде от концентрации
О 2 и температуры
Температура, ’С Скорость коррозии, мм/год, при концентрации О2, мкг/кг
40 70 120 170
40-57 ОД 63 0,400 0,441 0,480
80-86 ОД 77 0,450 0,504 0,588
95
В работах [9,48] приведены скорости общей коррозии стали, в
то время как основной причиной повреждений внутренней поверх-
ности трубопроводов является локальная коррозия. Поэтому стро-
гая пропорциональность между скоростью коррозии по данным [48]
и повреждаемости трубопроводов теплосети может не выполняться.
Эти данные могут быть использованы только как ориентировочные.
Но даже в этом качестве они указывают на резкую интенсификацию
процесса коррозии в диапазоне изменения концентрации кислорода
в сетевой воде от 40 до 70 мкг/кг. Важно, что в отличие от ионных
составляющих воды, кислород интенсивно расходуется в процессе
коррозии металла. Скорость его расходования тем выше, чем боль-
ше концентрация. Но в общем случае в процессе коррозии при рас-
ходовании 1 г кислорода растворяется 3,5 г железа,
5 J ,2. Завоздушивание тепловых сетей
Большое влияние на содержание кислорода в сетевой воде ока-
зывает завоздушивание — присос воздуха через неплотности обору-
дования теплосети в сетевую воду при уменьшении давления в об-
ратных магистралях ниже атмосферного. Для оценки коррозионной
опасности присоса воздуха в тепловые сети ВТИ совместно с Тепло-
выми сетями Мосэнерго и предприятием «Мосэнергоналадка» бы-
ли проведены испытания по завоздушиванию участка обратного теп-
лопровода [49], Испытания проводили на обратном трубопроводе
9-й магистрали 8-го района Тепловых сетей Мосэнерго, питающего-
ся водой от ТЭЦ-20, Профиль теплотрассы показан на рис, 5,1, Пе-
репад высот между верхней и нижней точками контрольного участка
RjcXtfKWH'ue от точки, w
Рис, 5.1. Профиль контрольного участка теплотрассы района № 8
Теплосети Мосэнерго:
1 - павильон № 1245; 2 — камера № 941 /в; 3 — ЦТП № 89/115
96
был равен 19 м, а длина теплотрассы на этом участке составляла
1116 м, Для анализа концентрации кислорода в обратной сетевой
воде были подготовлены пробоотборные точки в павильоне 1245 и
в камере 941/6, а для анализа содержания кислорода в прямой и
обратной сетевой воде — пробоотборная точка на ЦТП 89/50, Од-
новременно измерения концентрации кислорода проводились на
ТЭЦ-20, отстоящей от павильона 1245 на расстоянии 6,5 км. Для
оценки скорости коррозии в обратный теплопровод (в нижнюю
часть трубы) в павильоне 1245 были врезаны датчики поляризаци-
онного сопротивления,
В эксплуатационном режиме давление в контрольном участке
было ниже атмосферного, часть его объема была заполнена возду-
хом, За сутки до начала испытаний контрольный участок заполнили
водой с вытеснением из него воздуха. Для этого давление в павиль-
оне 1245 повысили до 3,2 ати и открыли воздушные краны на або-
ненте 89/115 и в камере 941/6, После удаления воздуха краны бы-
ли закрыты. Через 6 часов после подъема давления концентрация
кислорода в обратной сетевой воде составляла 20 мкг/кг. Непосре-
дственно перед началом испытаний давление в нижней точке конт-
рольного участка поддерживалось в пределах 2,6—3,3 ати. При этом
давлении, надежно обеспечивающем отсутствие присоса воздуха,
были проведены замеры концентрации кислорода в сетевой воде и
величины поляризационного сопротивления. Концентрация кисло-
рода в подающем теплопроводе составляла 10—15 мкг/кг (те же
значения в период испытаний были измерены и на ТЭЦ-20), а в
обратном теплопроводе — 10 мкг/кг. Величина обратного поляри-
зационного сопротивления (прямо пропорциональная скорости кор-
розии) датчика в павильоне 1245 составляла 2—2,2 1/кОм,
Для организации присоса воздуха давление в нижней точке
контрольного участка (павильон 1245) снизили до 1 ати; при этом в
верхней точке участка (ЦТП 85/115) давление опустилось ниже ат-
мосферного, Затем на один час открыли воздушный кран в ЦТП
89/115, Уровень воды в обратном теплопроводе установился между
уровнями ЦТП 89/115 и камеры 941/6, Концентрация кислорода в
обеих пробоотборных точках после завоздушивания повысилась до
450 мкг/кг и сохраняла это значение до конца испытаний, В течение
последних 1,5 часов испытаний величина обратного поляризацион-
ного сопротивления имела стабильное значение 3,1—3,2 1/кОм, что
приблизительно в 1,5 раза выше, чем до начала завоздушивания
97
магистрали. Установленный в ходе испытаний гидравлический
режим сохранили еще на 3 суток. Концентрация кислорода в обрат-
ной сетевой воде за этот период практически не изменялась, а
величина обратного поляризационного сопротивления несколько
снизилась, но оставалась более высокой, чем до начала завозду-
шивания.
Отсутствие изменения концентрации кислорода в течение это-
го периода времени может объясняться постоянным присосом воз-
духа через запорную арматуру, так как давление в верхней точке
контрольного участка было ниже атмосферного. Содержание кис-
лорода в сетевой воде ТЭЦ-20 в ходе испытаний не изменялось. Это
указывает на практически полное расходование кислорода, посту-
павшего в обратную сетевую воду магистрали № 9, на участке меж-
ду павильоном 1245 и ТЭЦ-20,
Проведенные испытания показали, что при завоздушивании
обратной магистрали концентрация кислорода в сетевой воде может
повышаться до 450 мкг/кг. По данным измерений поляризационно-
го сопротивления скорость общей коррозии в результате завозду-
шивания магистрали возрастала приблизительно в 1,5 раза. Таким
образом следует ожидать, что срок службы трубопроводов теплосе-
ти обследованной магистрали в условиях завоздушивания может
снижаться ориентировочно в 1,5 раза. Мероприятия для предуп-
реждения завоздушивания обратных магистралей изложены в
п, 10,2,2,
5,1.3. Влияние «проскока» кислорода на возникновение язв
Необходимо отметить еще один аспект данной проблемы. Это
влияние кратковременного увеличения концентрации О2 в сетевой
воде, «Проскоки» кислорода могут быть связаны с кратковремен-
ным аварийным отключением деаэраторов подпитки или аварийной
подпиткой теплосети сырой водой, содержание О2 в которой в хо-
лодный период времени может достигать 12 мг/кг. Для теплосетей
закрытого типа «проскок» кислорода может быть связан также с
присосом водопроводной воды в абонентских подогревателях, а так-
же с завоздушиванием, В большинстве случаев «проскоки» кисло-
рода в сетевую воду кратковременны и поэтому считалось, что они
не оказывают существенного влияния на повреждаемость трубо-
проводов теплосети.
98
Для оценки опасности «проскоков» кислорода ВТИ были про-
ведены электрохимические исследования [50] по методике, изло-
женной в § 4,2, Опыты проводили на Na-катионированной воде
Теплосети Мосэнерго (pH 9,2, содержание хлоридов 30 мг/кг, со-
держание сульфатов 40 мг/кг, общая щелочность 3,0 мг-экв/кг,
кальциевая жесткость 0,3 мг-экв/кг) при температуре 70 "С, Форма
анодных поляризационных кривых стали Ст,3 в деаэрированной
воде с содержанием кислорода 30—40 мкг/кг была характерна для
пассивирующихся металлов (рис, 5,2), На анодных кривых наблю-
далась область потенциалов с низкой и постоянной плотностью то-
ка, где металл покрыт защитной оксидной пленкой. При смещении
потенциала стали в положительном направлении до потенциала
пробоя происходило локальное разрушение защитной пленки и об-
разование питтингов в местах ее разрушения, что приводило к рез-
кому возрастанию анодного тока. Увеличение тока на анодной кри-
вой обратного хода (снижения анодной поляризации) по сравнению
с кривой прямого хода (повышения анодной поляризации) показы-
вает, что образовавшиеся питтинги не «залечивались» при уменьше-
нии поляризации и продолжали функционировать, К тому же выводу
приводит положение потенциала репассивации стали, который был
более отрицательным, чем
потенциал коррозии, находив-
шийся в пассивной области.
Продукты коррозии были чер-
ного цвета, немагнитные и
состояли, по - видимому, из
гидрозакиси железа [51 ],
В аэрированной воде
с содержанием кислорода
3,7 мг/кг были получены
анодные кривые гладкой фор-
мы (рис, 5,2), Для анодной
кривой обратного хода так
же, как и в предыдущем слу-
чае, были характерны более
высокие токи, чем на кривой
прямого хода. На поверхности
электрода после опыта были
обнаружены более глубокие
Рис, 3.2, Поляризационные кривые
повышения (1, 3) и понижения (2, 4)
анодной поляризации углеродистой
стали в сетевой воде Теплосети
Мосэнерго с концентрацией О240 (1,2)
и 3700 (3, 4) мкг/кг
99
питтинги, чем в опытах, проведенных в деаэрированной воде. Пит-
тинги, по-видимому, возникали уже при потенциале коррозии. Про-
дукты коррозии были бурого цвета и обладали магнитными свой-
ствами (по-видимому, содержали гидратированный y-Fe2O3 [51]),
Из рис, 5,2 видно, что потенциал коррозии стали в аэрированной во-
де был более положительным, чем потенциал пробоя в деаэриро-
ванной воде. Анодная кривая прямого хода в аэрированной воде
практически совпадала с участком кривой, снятой в деаэрированной
воде при Е > Епр, Следовательно, при высоких содержаниях кисло-
рода в сетевой воде локальные поражения металла могут возникать
при потенциале коррозии.
Для непосредственной проверки влияния «проскоков» кисло-
рода на коррозию металла теплосети на той же установке при тем-
пературе 70 °C были проведены эксперименты, моделирующие
«проскок». Эксперимент состоял из трех этапов. На первом этапе
(рис, 5,3) стальной электрод подвергался катодной поляризации,
как и в предыдущих опытах, затем с помощью потенциостата на об-
разце устанавливался потенциал, близкий к потенциалу коррозии
невосстановленной поверхности металла (—480 мВ), При этом
плотность анодного тока стабилизировалась на уровне 7 мкА/см2,
После стабилизации тока потенциостат и продувку ячейки
инертным газом отключали и через ячейку продували воздух (второй
этап). Одновременно измеряли потенциал коррозии электрода.
Рис, 5.3, Влияние впроскокая кислорода в сетевую воду:
1 -и этап — деаэрация (О2 40мкг/кг), поддерживался потенциал —480 мВ
(х.с,э,); 2-й этап — аэрация (О2 3,7 мг/кг), потенциостат отключен;
3-й этап — условия те же, что ина 1-м этапе
100
При продувке воздуха вода насыщалась кислородом до уровня
3,7 мг/кг (устройство ячейки исключало омывание образца пузырь-
ками воздуха). При насыщении воды кислородом потенциал стали
сначала становился значительно положительнее, чем Еир, затем
снижался и устанавливался при значении, близком к Следова-
тельно, на втором этапе опыта на поверхности металла должны воз-
никать питтинги. После установления постоянного значения потен-
циала начинался третий этап. Через ячейку снова начинали проду-
вать аргон и на образце задавали тот же потенциал, что и на первом
этапе, В начале третьего этапа ток был катодным, затем при посте-
пенном уменьшении концентрации кислорода в ходе деаэрации ток
становился анодным и устанавливался на уровне 25 мкА/см2, что
более, чем в 3 раза, превышает значение, установившееся на пер-
вом этапе. Это свидетельствует о том, что даже после снижения
концентрации кислорода на поверхности металла остаются действу-
ющие питтинги.
Таким образом, даже кратковременные «проскоки» кислорода
в сетевую воду приводят к появлению питтингов на поверхности ме-
талла труб, которые продолжают развиваться в деаэрированной во-
де после ликвидации «проскока», резко увеличивая повреждае-
мость трубопроводов теплосети от внутренней коррозии.
5.2. Влияние свободной углекислоты
В воде, находящейся в контакте с воздухом, концентрация сво-
бодной углекислоты определяется общей щелочностью воды, зна-
чением pH и температурой, В настоящее время все показатели
качества сетевой воды определяются после ее охлаждения до ком-
натной температуры. При температуре 25 °C и pH 8,3 свободная уг-
лекислота в сетевой воде с помощью обычно применяемого в энер-
гетике метода химического анализа не определяется. Поэтому ее
влияние на коррозию магистральных трубопроводов детально не
изучалось. В условиях эксплуатации сетевая вода имеет достаточно
высокую температуру (до 150 °C) и при этом изменяются ионное
произведение воды, константы диссоциации угольной кислоты,
растворимость СаСО3. В последние годы начали рассчитывать сос-
тав воды при повышенных температурах. Расчеты показывают, что
при температурах, характерных для подающих трубопроводов теп-
лосети, в сетевой воде может находиться свободная углекислота.
101
Влияние углекислоты на процесс язвенной коррозии теплопро-
водов может быть рассмотрено на примере теплосети открытого
типа г. Ярославля [52]. Основными источниками тепла в городе яв-
ляются ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. Все ТЭЦ получают воду из р. Волга,
но на ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 волжская вода проходит подготовку на стан-
ции городского водопровода, а ТЭЦ-1 использует неподготовлен-
ную воду. Исходная вода всех ТЭЦ имеет солесодержание
115—130 мг/кг, окисляемость 4—8 мг/кг, содержит 10—17 мг/кг
хлоридов, 0,3—1,2 мг/кг нитратов, 0,03 мг/кг нитритов, 5—7 мг/кг
силикатов. Содержание сульфатов изменяется в пределах от
27 мг/кг (ТЭЦ-1) до 52 мг/кг (ТЭЦ-2 и 3), Среднегодовые показа-
тели качества подпиточной (за деаэраторами) и прямой сетевой во-
ды за 1988 г, приведены в табл, 5.2,
Таблица 5.2,
Среднегодовые показатели качества подпиточной и прямой
сетевой воды г, Ярославля за 1988 г.
Показатель ТЭЦ-1 ТЭЦ-2 ТЭЦ-3
Содержание О2 в подпиточ- ной воде, мкг/кг 10 47 48
pH подпиточной воды 8,5 8,6 8,8
Содержание О2 в прямой се- тевой воде, мкг/кг 5 17 28
pH прямой сетевой воды 8,5 8,6 8,8
Жесткость прямой сетевой воды, мг-экв/кг 1,8 2,2 2,3
Щелочность прямой сетевой воды в зимний период, мг-экв/кг 1,3 0,6 0,7
Повреждаемость трубопроводов районов теплосети г, Ярослав-
ля от внутренней коррозии, подключенным к разным ТЭЦ, различ-
на: трубопроводы района № 1, подключенного к ТЭЦ-1, не имели
повреждений; трубопроводы района № 2, подключенного к ТЭЦ-2,
за 1987—1989 гг, имели 96 повреждений; в районе № 3, подключен-
ном к ТЭЦ-3, за тот же период времени имелось 36 повреждений.
Более 80% повреждений были обнаружены на подающих теплопро-
водах, Отсутствие повреждений от внутренней коррозии в районе
№ 1 и наличие повреждений в районах №№ 2, 3 объясняется
102
значительным различием в концентра-
ции кислорода и сульфатов в сетевой во-
де этих районов. Из всех ТЭЦ только на
ТЭЦ-1 стабильно поддерживался низ-
кий уровень содержания кислорода в
прямой сетевой воде (табл, 5,2),
Анализ повреждаемости от внутрен-
ней коррозии с учетом срока эксплуата-
ции трубопроводов (рис, 5,4) показал,
что районы №№ 2 и 3 отличались не
только по общему количеству поврежде-
ний, но и по срокам их проявления, т,е,
по скорости развития язв, В районе № 2
язвы превращались в свищи в течение
6—10 лет, а в районе № 3 — в течение
16—20 лет. Содержание О2 в сетевой во-
де района № 3 было в среднем даже нес-
колько выше, чем в районе № 2, качест-
во сетевой воды в этих районах по боль-
шинству физико-химических параметров
одинаково, поэтому отличия в поврежда-
емости трубопроводов должны опреде-
Срак службы металла
труба до появления
сбишеб
Рис, 5.4. Зависимость
количества повреждений
от срока службы
трубопроводов районов
теплосети г. Ярославля:
1 —район№ 2;2 —район№ 3
ляться другой причиной, а именно коррозионным воздействием уг-
лекислоты, протекающим при повышенных температурах.
Для оценки концентрации СО2 были проведены расчеты соста-
ва сетевой воды при температурах 70 и 120 °C, соответствующих
летнему и зимнему режиму работы теплосети г, Ярославля (расчеты
проводились по программе, разработанной Ю,Ф, Бондарем, Урал
ВТИ), Результаты расчетов (табл, 5,3) показывают, что величина
pH сетевой воды при повышении температуры существенно умень-
шается, хотя остается выше нейтрального значения для данной тем-
пературы, Нейтральное значение pH при температурах 70 и 120 °C
составляет, соответственно, 6,9 и 6,0 [53], Содержание СО2 при по-
вышении температуры воды резко увеличивается.
На рис, 5.5 показана зависимость концентрации свободной уг-
лекислоты от значения рН25 для температур 25, 70, ПО, 150 °C и
состава воды ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 в зимний период эксплуатации. Вели-
чину рН25 в расчетах изменяли в пределах 7,7—9,0, Величина общей
щелочности принята равной 0,65 мг-экв/кг. Из рис, 5,5 видно,
103
что при снижении значения pH сетевой воды содержание СО2 суще-
ственно увеличивается, причем тем значительнее, чем выше темпе-
ратура.
Таблица 5.3,
Д анные расчета состава сетевой воды г. Ярославля
при повышенных температурах
Показатель ТЭЦ-1 ТЭЦ-2 ТЭЦ-3
pH при 25 "С 8,5 8,6 8,8
Содержание свободной СО2 при 25 "С, мг/кг 0,32 0,20 0,14
pH при 70 °C (летний режим) 8,0 8,1 8,2
Содержание свободной СО2 при 70 "С, мг/кг 0,77 0,50 0,37
pH при 120 °C (зимний режим) 7,6 7,6 7,7
Содержание свободной СО2 при 120 °C, мг/кг 1,47 0,61 0,52
Известно, что при концентрации СО2 в умягченной питатель-
ной котловой воде (близкой по составу к сетевой) менее 2 мг/кг
коррозии котельного оборудования при температуре 260 °C можно
не опасаться [54]. Если принять эту концентрацию как предельно
допустимую, то в условиях теплосети г, Ярославля углекислотная
коррозия трубопроводов при температурах 110 и 150 °C может про-
текать при значениях рН25 ниже, соответственно, 7,8 и 8,1
(рис. 5.5). Такие низкие значения pH прямой сетевой воды ТЭЦ-2
наблюдались в течение достаточно длительного времени. Следова-
тельно, в условиях эксплуатации теплосети, питающейся от ТЭЦ-2,
влияние свободной углекислоты может быть очень значительным.
Время развития язв на внутренней поверхности трубопроводов
теплосети определяется интенсивностью анодного процесса раство-
рения металла в язве. Скорость анодной реакции зависит от скорос-
ти катодного процесса, протекающего на прилегающих к язве участ-
ках поверхности металла, В связи с тем, что значение pH сетевой
воды и при повышенных температурах остается выше нейтрального,
основной катодной реакцией остается кислородная деполяризация.
Скорость этого процесса пропорциональна концентрации О2, поэ-
тому при прочих равных условиях, чем выше его содержание в воде,
тем больше скорость развития коррозионных язв,
104
Влияние углекислоты на процессы коррозии (тем более ло-
кальной) при повышенных температурах до настоящего времени не
исследовалось. Но процессы коррозии в воде, содержащей О2 и
СО2, при температурах до 100 °C подробно изучались П,А. Акользи-
ным [55—57], Полученные им данные, по-видимому, могут быть
распространены и на более высокие температуры. Влияние свобод-
ной углекислоты на процессы, протекающие на катодных участках
поверхности, сводится к противодействию образования на поверх-
ности стали плотной защитной пленки за счет отслаивающего
действия выделяющегося при водородной деполяризации водорода
и непрерывной нейтрализации в пристеночном слое ионов ОН-,
образующихся в ходе ионизации кислорода (см. 1.9), При низких
концентрациях СО2 в сетевой воде за счет подщелачивания присте-
ночного слоя ионами ОН- на стали образуется плотная оксидная
пленка, препятствующая проникновению кислорода к поверхности
металла и тормозящая, тем самым, катодный процесс. Соответ-
ственно, замедляется сопряженный с ним анодный процесс раство-
рения стали в язве. Чем выше содержание СО2 в сетевой воде, тем
ниже защитные свойства образующейся на поверхности стали ок-
сидной пленки.
Высказано также предположение, что углекислота может
участвовать в процессе электрохимической коррозии, непосред-
ственно восстанавливаясь на по-
верхности стали при достаточно
отрицательных потенциалах, т.е.
деполяризатором в этом случае
являются не ионы Н+, а сама уг-
лекислота [58]. Однако этот про-
цесс может происходить только
при достаточно низких значениях
pH, когда в растворе присутству-
ет свободная углекислота.
В сетевой воды ТЭЦ-2 вели-
чина pH в 1985—1987 гг, перио-
дически снижалось до 8,0 (рис, 5.6),
а в 1978-1982 гг, среднегодо-
вое значение pH сетевой воды
составляло 8,0. Это вызывало
увеличение концентрации СО2
Рис, Содержание СО2 в сетевой,
воде в зависимости от
температуры и pH: 1 — 26* С:
2—70 ’С; 3 - НО ’С; 4 - 150 ’С
105
Рис, 5.6. Значения pH и концентрации. 02з прямой сетевой воде ТЭЦ
г. Ярославля: 1 - ТЭЦ-1; 2 - ТЭЦ-2; 3 - ТЭЦ-3
до значения более 2 мг/кг. Поэтому скорость развития язв в трубоп-
роводах района № 2 была выше, чем в районе № 3, где значения pH
сетевой воды не опускалось ниже 8,3, Необходимо отметить, что
влияние углекислоты зависит от содержания кислорода в сетевой
воде: на ТЭЦ-1 при концентрации кислорода 5 мкг/кг влияние СО2
на повреждаемость отсутствовало, несмотря на более высокие, чем
на ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, расчетные концентрации СО2 (см, табл, 5,3),
Статистические данные, полученные при опросе предприятий
тепловых сетей, не показали существенного влияния значения pH
на повреждаемость теплопроводов при изменении величины pH в
диапазоне 7,0—9,0, Но вышеописанный случай показывает, что при
пониженных (особенно менее 8,3) значениях pH сетевой воды срав-
нительно небольшое повышение pH может позволить уменьшить
повреждаемость трубопроводов теплосети за счет снижения содер-
жания СО2 в сетевой воде (см, также п, 10,4,2),
Глава шестая
Причины возникновения язв на углеродистой
стали в условиях теплосети
6.1. Особенности механизма возникновения
локальной коррозии сталей в условиях
теплосети
Ярко выраженная неравномерная или локальная электрохими-
ческая коррозия характерна для углеродистых сталей во многих
производственных процессах, где металл контактирует с аэрирован-
ной природной водой (системы холодного и горячего водоснабже-
ния, охлаждения и т,д,), Суммарное содержание в природных водах
коррозионно-агрессивных ионов (сульфатов и хлоридов) не менее
5 мг/кг, а для наиболее часто встречающихся вод составляет в сред-
нем 47 мг/кг (см, п, 2,1,2), Коррозия в этих системах протекает с ка-
тодным контролем [2,9], а влияние состава стали на скорость корро-
зии минимально или вообще отсутствует [59], Считается, что в та-
ких условиях скорости коррозии углеродистых сталей и низколеги-
рованных сталей, содержащих суммарно не более 2—3% Cr, Ni, Мп,
Мо, достаточно близки [2,9], а процесс коррозии металла находится
в области активного растворения [2], Поэтому локальные повреж-
дения перлитных сталей в системах холодного водоснабжения [60],
горячего водоснабжения [61], в холодной натрий-катионированной
воде [62] и в сетевой воде [8] связывались с возникновением пар не-
равномерной аэрации (см, § 1,3), а также другими случаями макро-
неоднородности поверхности металла или условий коррозии. Необ-
ходимо отметить, что углеродистая сталь может пассивироваться в
высокочистой нейтральной воде (дистиллят и бидистиллат) [63, 64],
Но такая чистая вода в отечественных теплосетях не используется, а
наличие в воде сульфатов и хлоридов вызывает депассивацию стали,
В тепловых сетях используется практически природная вода,
так как анионный состав исходной воды при подготовке подпиточ-
ной воды теплосети изменяется несущественно. Однако условия в
теплосети резко отличаются от условий в вышеперечисленных
технологических процессах, В системах водопровода, горячего
107
водоснабжении (для закрытых систем теплоснабжения) и охлажде-
ния используется аэрированная вода с содержанием кислорода от
9,1 мг/кг при температуре 20 °C до 3,7 мг/кг при температуре 70 °C.
Содержание О2 в сетевой воде не должно превышать 20 мкг/кг, хо-
тя на практике оно несколько выше.
Исследования коррозии углеродистых сталей в условиях тепло-
сети при содержании кислорода 30—40 мкг/кг и значениях pH выше 7
(см. § 4.2) показали, что на анодных поляризационных кривых, сня-
тых в отсутствие сульфатов и хлоридов, наблюдается область пассив-
ного состояния металла (рис, 6.1), При повышении концентрации
хлоридов до 10 мг/кг и отсутствии сульфатов на кривых появлялась
б)
Рис, 5J. Схематическое изображение анодных поляризационных кривых
углеродистой стали в сетевой воде при различных значениях pH
и суммарной концентрации сульфатов и хлоридов (С):
а — pH 8,3—8,5; б — pH 9,5; С/ — менее 10 мг/кг хлоридов, в отсутствии
сульфатов; С} < С2< С3< С4< С5; 1 — активное равномерное растворение,
2 — образование пассивной железооксидной пленки; 3 — пассивное
состояние металла; 4 — область питтингообразования
108
область питтингообразования, При увеличении содержания в воде
сульфатов и хлоридов ширина диапазона потенциалов, отвечающих
пассивному состоянию металла, снижалась за счет смещения
потенциала пробоя пленки в отрицательную сторону. Причем депас-
сивирующее действие сульфатов было намного больше, чем хлори-
дов, При достаточно высоких концентрациях сульфатов и хлоридов
(в зависимости от значения pH и температуры) область пассивнос-
ти на анодных кривых исчезала и они имели гладкую форму (в этих
условиях питтингообразование могло начинаться уже при потенци-
але коррозии). Повышение значения pH расширяло диапазон кон-
центраций сульфатов и хлоридов, при которых на анодных кривых
сохранялась область пассивности (рис, 6,1,6), что связано с увели-
чением защитных свойств железооксидных пленок, В большинстве
случаев при наличии на анодных кривых области пассивного состо-
яния металла потенциал коррозии стали находился в области актив-
ного, равномерного растворения, где скорость коррозии была очень
низкой (6-часовая выдержка образца стали в деаэрированной воде
при pH 8,6 и температуре 90 °C не вызывала даже потускнения по-
верхности стали). При малых концентрациях хлоридов, сульфатов и
значениях pH выше 9,2 потенциал коррозии находился в области
пассивности (самопассивация).
Содержание кислорода в воде систем водоснабжения и охлаж-
дения в ходе их эксплуатации практически не изменяется. Напро-
тив, для сетевой воды характерны периодические резкие изменения
концентрации О2 за счет нарушения режима деаэрации. Например,
на одной крупной ТЭЦ в 1992—1994 гг, содержание кислорода в
прямой сетевой воде превышало 200 мкг/кг в течение 500—600 ча-
сов в году. Известны случаи, когда на некоторых ТЭЦ России в
1997 г, периодически подавали в теплосеть недеаэрированную под-
питочную воду с содержанием О2 более 9,0 мг/кг.
Увеличение концентрации О2 в воде приводит к растормажива-
нию катодного процесса (см, гл, 1) и смещению потенциала корро-
зии стали в положительном направлении (рис, 6,2), Небольшое уве-
личение концентрации кислорода может привести к сдвигу потенци-
ала коррозии из области активного растворения (£кор1) в область
пассивного состояния металла (Д^э), а значительное увеличение
концентрации О2 смещает потенциал коррозии в область питтинго-
образования (£кор3) (см, п. 5,1,3), Даже небольшие, но частые увели-
чения содержания О2 в сетевой воде, приводящие к постоянным
109
Рис, 6.2. Схематическое
изображение анодной
поляризационной кривой
углеродистой стали (4) и
катодных поляризационных
кривых ионизации О2 при его
концентрации в сетевой
воде (С): 1 — = 20 мкг/кг;
2 ~ С2, 3 ~ С$ (Cf < С2 < С$);
кор If EfcapSf Е/сорЗ ~
потенциалы коррозии
изменениям потенциала коррозии между Екор1 и £кор2, повышают
опасность образования питттингов, развивающихся далее в язвы,
В условиях теплосети локальное разрушение пассивной пленки
на стали обычно происходит под воздействием ионов-активаторов
(см, § 1,2), в первую очередь сульфатов, при увеличении содержа-
ния кислорода. Чем выше концентрация активаторов, тем меньшая
концентрация кислорода вызывает образование питтингов, Питтин-
гообразование может протекать и при нормативной концентрации
О2 в сетевой воде в случае очень высоких концентраций хлоридов и
сульфатов.
Разрушение пассивной пленки происходит в первую очередь в
ее дефектах, которые часто связаны с нарушениями в поверхност-
ном слое металла: неметаллическими
включениями и дислокациями [6],
Связь между наличием неметалличе-
ских включений и образованием язв в
условиях теплосети рассмотрена в
§ 6.4, 10,6,
При нормативном содержании
кислорода в воде коррозия металла
трубопроводов теплосети протекает
обычно в области активного, равно-
мерного растворения с кислородной
деполяризацией. Поэтому возникнове-
ние локальных поражений металла
может быть связано с наличием пар не-
равномерной аэрации (см, § 1,3), неод-
нородностью железооксидных пленок
на поверхности стали. Связь между
неоднородностью оксидных пленок и
образованием коррозионных язв рас-
смотрена в
6.2. Влияние состояния труб
перед монтажом
Проведенный в 1988 г, осмотр
большого количества труб, эксплуати-
ровавшихся в районах Тепловых сетей
§ 6.2, 6,3.
ПО
Мосэнерго, показал, что достаточно
часто наросты продуктов коррозии и
язвы под ними располагаются линей-
но и ориентированы параллельно
сварному шву На рис, 6.3 показаны
цепочки язв, расположенных парал-
лельно сварному шву, на спирально-
шовной трубе диаметром 1400 мм.
Линейно расположенные коррозион-
ные поражения были отмечены в раз-
личных районах Тепловых сетей Мос-
энерго на 10—30% труб. В то же
время на ряде труб были обнаружены
полосы другого типа. Например, на
Рис, 6.3. Расположенные
параллельно сварному шву
цепочки язв на
спиральношовной трубе
диаметром 1420*14 мм после ее
эксплуатации
(длина линейки 40 см)
параллельношовной трубе диаметром 500 мм на внутренней пове-
рхности параллельно оси трубы находилась полоса темного гладко-
го плотного оксидного слоя, похожего на окалину, шириной 6—8 мм.
Вся остальная поверхность трубы была покрыта более толстым сло-
ем рыхлых (особенно по краям полосы) бугристых отложений тем-
но-бурого цвета. Подобная полоса не могла образоваться в процес-
се эксплуатации, а явно существовала на новой трубе. Для изучения
ситуации с состоянием новых труб были обследованы трубопроводы
на центральном складе Тепловых сетей Мосэнерго. На внутренней
поверхности подавляющего большинства сварных труб диаметром
более 500 мм, как прямошовных, так и спиральношовных, визуаль-
но наблюдались линейные участки, отличающиеся по своему внеш-
нему виду от остальной поверхности трубы. На наружной поверх-
ности новых труб такие полосы не были обнаружены. Поставщиком
прямошовных труб являлся Челябинский трубопрокатный завод,
спиральношовных труб — Волжский трубопрокатный завод.
Полоски проходили параллельно сварному шву трубопровода
как вплотную к шву, так и вдали от него. Они имели цвет и структу-
ру, значительно отличающуюся от остальной поверхности. Если вся
поверхность трубы покрыта рыхлым слоем оксидов железа рыжего
или темно-бурого цвета, то поверхность металла на этих полосах
покрыта тонким плотным оксидным слоем, как правило, более тем-
ного цвета по сравнению с окружающей поверхностью (рис, 6.4,
6,5). Ширина полос составляла 10—20 мм. При осмотре прямошов-
ной трубы «на просвет» они выглядели как блестящие полосы
111
на темном фоне (рис, 6,6). Слои окислов на этих полосах могут нес-
колько различаться по толщине, прочности сцепления с металлом,
цвету, пористости (в некоторых случаях на полосах обнаруживались
точки рыхлой ржавчины), но во всех случаях оксидная пленка на по-
Рис. 6,4, Полоса оксидов железа
на новой спиральношовной
трубе (длина линейки 40 см)
Рис, 6,5, Полосы уплотненных
оксидов железа на новой
параллельношовной трубе
диаметром 720*6 мм
вплотную к сварному шву и
вдали от него
Рис, 6.6, Фотография
внутренней поверхности
трубы диаметром 620*6 мм
(фотоаппарат расположен
внутри трубы)
лосах имела более гладкую поверх-
ность по сравнению с окружающей
поверхностью трубы, покрытой рых-
лым слоем ржавчины. Иногда на кра-
ях полос рыхлая ржавчина как бы
подползала под плотную гладкую
оксидную пленку полос, которая при
этом отслаивалась в виде мелких
чешуек.
Соответствие расположения ли-
нейных участков неоднородности
внутренней поверхности труб местам
коррозионных повреждений позволи-
ло предположить наличие связи меж-
ду ними. Поэтому в дальнейшем были
проведены прямые эксперименты по
определению коррозионной стойкос-
ти различных участков внутренней
поверхности труб, а также металло-
графические исследования [65],
Металлографические исследо-
вания темплетов, вырезанных из но-
вых труб (под руководством Бок-
ша А,П.), показали, что темный цвет
полос определяется наличием на
поверхности металла окалины, а на
остальной части трубы окалина отсу-
тствует и оксидный слой состоит из
продуктов атмосферной коррозии.
Отличий в структуре металла на
различных участках труб не обнару-
жено (рис. 6.7, а и 6.7, б). Подслоем
окалины зафиксирована повышенная
микротвердость металла (наклеп),
обычно приводящий к снижению
112
Рис, 6.7, Характер коррозии внутренней поверхности новой трубы
(увеличение х 100): а — под слоем ржавчины; б — под слоем окалины
коррозионной стойкости. Характер коррозионного разрушения труб
под рыхлой ржавчиной объемно-кристаллический, т,е, разрушение
протекало равномерно, в результате чего получалась рельефная ме-
таллическая поверхность (рис, 6,7, а). На образцах с гладкой тем-
ной окалиной локальные коррозионные разрушения наблюдались
только в местах нарушения ее сплошности (рис, 6,7, б).
Для исследования влияния состояния поверхности труб на их
коррозионное поведение из новой прямошовной трубы диаметром
820 мм вырезали образцы, содержавшие темную полосу окалины, и
образцы, покрытые ржавчиной. На поверхности образцов остав-
ляли характерные участки размером 20x20 мм, а остальную поверх-
ность изолировали, В первой серии измерений пары образцов с ока-
линой и ржавчиной погружали в аэрированную сетевую воду с тем-
пературой 70 °C и методом гальванопар определяли направление и
величину тока, протекающего между образцами (см, § 3,2), Схема
установки показана на рис, 3,7, Лишь в течение первых 1—2 мин ток
протекал от образцов с окалиной к образцам с ржавчиной, а затем
направление тока изменялось (рис, 6,8), В другой серии опытов из-
меряли потенциал коррозии тех же образцов в свежей сетевой воде
при температуре 70 °C, Аналогично, в течение первых 30 мин потен-
циал коррозии образцов с окалиной был более отрицательным, а
затем становился менее отрицательным, чем потенциал коррозии
образцов со ржавчиной, В третьей серии опытов по методике, изло-
женной в § 4,2, снимали потенциодинамические поляризационные
кривые тех же образцов в аэрированной сетевой воде при темпера-
туре 70 °C, На образцах со ржавчиной поляризационные кривые
прямого и обратного хода были близки друг к другу, в то время как
на образцах с окалиной кривая обратного хода сильно сдвигалась в
сторону более высоких плотностей тока, В обоих случаях потенциал
коррозии образцов после снятия анодных кривых прямого и обратного
113
хода и возвращения к нулевому току оказывался ниже исходного, но
для образцов с окалиной это снижение было в 2 раза больше.
Измерения потенциалов коррозии и направления тока между
образцами свидетельствуют о защитных свойствах плотного слоя
окалины, но согласно поляризационным измерениям образцы с ока-
линой более склонны к язвенной коррозии. Локализация коррозии
трубопроводов теплосети под полосами окалины объясняется тем,
что в окалине имеются отдельные дефекты (поры, микротрещины и
т,д,), через которые к поверхности металла проникает вода, содер-
жащая растворенный О2, Так как доступ О2 в щель затруднен, а в
процессе кислородной деполяризации он расходуется, концентра-
ция О2, а с нею и потенциал стали в щели локально снижаются. Воз-
никает пара дифференциальной аэрации: анод — дно щели с огра-
ниченным доступом О2; катод — поверхность окалины, омываемая
потоком воды, содержащей О2, Заполнение щели рыхлыми продук-
тами коррозии увеличивает различие в условиях аэрации. Плотный
слой окалины вследствие высокой электронной проводимости явля-
ется эффективным катодом, В ходе коррозии полосы окалины в ре-
зультате отслаивания могут исчезать, но образовавшиеся в дефек-
тах окалины язвы продолжают развиваться. Вследствие влияния на
интенсивность анодного процесса соотношения площадей анодного
и катодного участков поверхности металла наибольшую опасность
представляют полосы окалины с небольшим количеством дефектов.
Рис, 6.8. Изменение во времени значений тока между образцами с окалиной
и ржавчиной
114
Не исключается и возникновение локальных коррозионных пораже-
ний на границе полос окалины с поверхностью металла, покрытой
ржавчиной.
Характерным примером разрушения трубопроводов, связанным
с наличием на их внутренней поверхности полос окалины, является
разрыв спиральношовного трубопровода по цепочке язв, располо-
женной параллельно сварному шву (но не вплотную к нему), В то же
время разрушения вдоль сварного шва могут быть связаны как с зо-
ной термического влияния сварки, так и с полосами окалины, рас-
положенными вплотную к шву (рис. 6,5), Для определения причин
появления полос окалины на внутренней поверхности новых свар-
ных труб большого диаметра была изучена технология производства
труб на Челябинском и Волжском трубопрокатных заводах. Для
обоих производителей труб выяснилось, что полосы на внутренней
поверхности трубопроводов являются следами валков, формирую-
щих трубы. Таким образом, наличие на внутренней поверхности
труб полос окислов с различной защитной способностью, возника-
ющих в процессе производства труб, во многом определяет зарож-
дение и развитие язвенной коррозии металла в эксплуатационных
условиях теплосети,
6.3. Влияние приварки опор
Статистический анализ повреждаемости оборудования Тепло-
вых сетей Мосэнерго за 1985—1987 гг, (см, п, 3,3,2) выявил доста-
точно высокий уровень повреждений от внутренней коррозии в мес-
тах приварки как скользящих, так и неподвижных опор (см,
табл, 3,8), Коррозионное разрушение металла в этом случае выгля-
дит как канавка на внутренней поверхности точно напротив места
наружной приварки опоры (см, рис, 3,6),
Металлографические исследования, проведенные ВТИ на
вырезках из трубопроводов теплосети в месте приварки опор, не по-
казали изменения структуры металла внутренней поверхности труб.
Исходя из имеющихся данных по влиянию оксидных слоев на внут-
реннюю коррозию трубопроводов теплосети (см, § 6,2) можно пред-
положить, что и в данном случае одной из причин локальной корро-
зии является неоднородность оксидной пленки. Термическое влия-
ние сварки, в особенности при больших значениях тока сварки,
может приводить к изменению структуры и защитных свойств
115
оксидной пленки на внутренней поверхности труб за счет ее нагре-
ва. Повышение неоднородности поверхности стали в месте сварки
может вызывать интенсификацию локальной коррозии. Для про-
верки этого предположения ВТИ совместно с Тепловыми сетями
Мосэнерго было проведено исследование термического влияния
приварки опор на локальную коррозию трубопроводов [66].
Из труб, изготовленных из сталей марки Ст, Зсп, 10 и 17Г1С,
вырезали сегменты размером 300х 300 мм. К сегментам угловым
швом приваривали имитирующую опору полосу из той же стали
длиной 200 мм, шириной 50 мм и толщиной, равной толщине трубы.
Длина сварного шва на сегментах составляла около 200 мм. При-
варку «имитации опоры» проводили двумя способами: 1) толщина
электрода 4 мм, ток сварки 175 А, катет равен толщине стенки
трубы (нормированный метод) и 2) толщина электрода 4 мм, завы-
шенный ток сварки 200 А, катет увеличен по сравнению с нормиро-
ванным методом на 10%. Были изготовлены сегменты с имитацией
опоры из стали Ст. Зсп с толщиной стенки 4,2, 5,7 и 7,2 мм, из ста-
ли 10 с толщиной стенки 8 мм и из стали 17Г1С с толщиной стенки
8,7 и 10 мм. Из каждого сегмента вырезали по 3 темплета размером
50*50 мм (рис, 6,9). Два темплета включали сварной шов, а третий
темплет был вырезан на расстоянии -75 мм от сварного шва. Всю
поверхность темплетов, кроме участка размером 35*15 мм, распо-
ложенного на внутренней стороне трубы напротив сварного шва,
изолировали, и методом гальванопар (см. § 3,2) измеряли величину
и направление тока между образцами из одной и той же стали, пог-
руженными в аэрированную перемешиваемую сетевую воду при
температуре 70 °C. В 10 парах образцов из 12 при нормированном
токе сварки ток протекал от образца без шва к образцу со швом.
При завышенном токе сварки это наблюдалось для всех пар образ-
цов, Потенциал коррозии сварных образцов в аэрированной пере-
мешиваемой сетевой воде всегда был выше, чем потенциал корро-
зии образцов, не подвергавшихся воздействию сварки. Например,
образцы стали Ст. Зсп толщиной 4,2 мм имели потенциал коррозии
(—290) мВ, а образцы со сварным швом независимо от тока сварки
( —150) мВ, Таким образом, в эксплуатационных условиях на участ-
ках внутренней поверхности трубы напротив наружного сварного
шва (особенно при завышенном токе сварки) потенциал коррозии
будет выше, чем на остальной поверхности, и это должно приводить
к возникновению коррозионных элементов.
116
50 мм
Рис, 6.9, Темплет с имитацией приварки опоры к трубе:
1 — часть трубопровода; 2 — полоса, имитирующая опору;
3 — сварной шов; 4 — неизолированная поверхность
Влияние сварки на склонность к локализации коррозии оцени-
вали с помощью потенциодинамических поляризационных измере-
ний в аэрированной перемешиваемой сетевой воде при температуре
22 °C, учитывая взаимное расположение анодных кривых прямого и
обратного хода и разность потенциалов коррозии ДЕ до и после сня-
тия поляризационных кривых. Кривым обратного хода образцов
стали 17Г1С толщиной 10 мм без сварного шва и со швом, выпол-
ненным при нормированном токе сварки, соответствовала при оди-
наковом потенциале меньшая плотность анодного тока, чем кривым
прямого хода, что свидетельствует об анодном упрочнении оксидной
пленки и невысокой склонности образцов к язвенной коррозии. На
образце с завышенным током сварки наблюдалась обратная карти-
на, что указывает на развитие локальной коррозии. Потенциал кор-
розии всех образцов с завышенным током сварки после снятия
анодных кривых прямого и обратного хода снижался (табл, 6,1), что
свидетельствует о высокой склонности к язвенной коррозии. Образ-
цы с нормированным током сварки вели себя в этом отношении го-
раздо ближе к образцам, не имеющим шва. Лишь в случае самой
тонкой стенки 4,2 мм нормированный ток сварки действовал также,
как завышенный. Соответственно, только при этой толщине на
внутренней поверхности сварных образцов в месте наружной свар-
ки появлялась темная полоса окалины, т,е, обнаруживалось явное
термическое влияние сварки. На образцах большей толщины после
нормированной сварки этого не наблюдалось.
117
Язвенная коррозия на внутренней поверхности труб в местах
приварки опор объясняется следующими причинами. Термическое
влияние сварки приводит к тому, что оксидная пленка на внутренней
поверхности трубы напротив шва уплотняется и, в целом, становит-
ся более защитной, чем вне зоны термического влияния.
Таблица 6.1.
Влияние исследуемых параметров на разность потенциалов иЕ2*
Марка стали Толщина стенки, мм Ток сварки Разность потенциалов, Л£ = £2 — (мВ)
Ст.Зсп 4,2 Отсутствует -10
Ст.Зсп 4,2 Нормированный -50
Ст.Зсп 4,2 Завышенный -50
Ст.Зсп Отсутствует + 140
Ст.Зсп 5,7 Нормированный +80
Ст.Зсп 5,7 Завышенный +35
Ст.Зсп 7,2 Отсутствует +00
Ст.Зсп 7,2 Нормированный +80
Ст.Зсп 7,2 Завышенный +20
Ст. 10 8,0 Отсутствует +40
Ст. 10 8,0 Нормированный +35
Ст. 10 8,0 Завышенный -40
17Г1С 8,7 Отсутствует + 120
17Г1С 8,7 Нормированный + 105
17Г1С 8,7 Завышенный +30
17Г1С 10,0 Отсутствует +80
17Г1С 10,0 Нормированный +60
17Г1С 10,0 Завышенный -70
* — потенциал коррозии перед поляризационными измерениями; Е% —
потенциал коррозии после снятия анодных поляризационных кривых прямого и об-
ратного хода.
В то же время резкий нагрев и последующее охлаждение места
приварки вследствие различия коэффициентов теплового расшире-
ния металла и его оксидов создает в пленке внутренние напряжения
[ 1 ], вызывающие ее растрескивание, В возникающих коррозионных
118
элементах поверхность с плотной оксидной пленкой становится ка-
тодом, а участки металла в ее дефектах — анодами. Нагрузки на ме-
талл в местах приварки опор усиливают деформацию нагреваемого
металла. Поэтому совмещение термического влияния сварки с ме-
ханическими нагрузками значительно ускоряет зарождение и разви-
тие язвенной коррозии в местах приварки опор.
Конструкция опор, где при наличии неоднородности внутренней
поверхности, вызываемой сваркой, могут возникать значительные
нерасчетные механические напряжения, является коррозион-
но-опасной, Для предотвращения внутренней коррозии трубопрово-
дов в месте приварки скользящих опор необходимо применение
конструкции без сварки, В связи с этим в Тепловых сетях Мосэнерго
при реконструкции и перекладке трубопроводов устанавливают
скользящие опоры, в конструкции которых не применяется приварка
опор к трубопроводу. Эта конструкция несколько отличается от стан-
дартной [20]. Использующаяся в западных странах конструкция не-
подвижных и скользящих опор трубопроводов не содержит сварных
соединений и все усилия от трубопровода к опоре передаются через
стяжные конструкции («хомуты»). Эти конструкции скользящих опор
предусматривают также минимизацию осевых усилий, возникающих
из-за трения. Для этого применяются роликовые (катковые) опоры,
где оси катков опираются на подшипниковые конструкции или сколь-
зящие опоры, где трущиеся поверхности покрыты тефлоном,
6.4. Влияние состава стали. Неметаллические
включения
Влияние состава углеродистых и низколегированных сталей на
их локальную коррозию в условиях теплосети связано с возникнове-
нием пассивности металла в деаэрированной воде. Коррозия желе-
за, углеродистых и низколегированных сталей в состоянии пассив-
ности в нейтральной воде практически почти не исследовалась. По-
давляющее число российских и зарубежных публикаций посвящено
возникновению локальной коррозии на пассивирующихся сталях
ферритного и аустенитного класса. Поэтому приведенные ниже
данные о механизме влияния состава стали и неметаллических
включений на питтинговую коррозию перлитных сталей базируются
на экспериментальных материалах, полученных в основном на пас-
сивирующихся нержавеющих сталях [67] в условиях, отличающихся
119
от условий теплосети, В то же время в теплосети углеродистая сталь
также может находиться в пассивном состоянии при наличии на по-
верхности металла защитной пленки. Поэтому влияние неметалли-
ческих включений в обоих случаях может быть одинаковым.
Примеси в углеродистых сталях могут участвовать в образова-
нии частиц неметаллических включений (НВ), выделяющихся в ме-
таллической фазе, НВ могут попадать в металл также из огнеупоров
и шлака, К НВ в сталях относят оксиды, сульфиды и нитриды [67],
Наиболее опасными считаются сульфидные или оксисульфидные
включения сложного состава. Длительное время считалось, что в
первую очередь опасны НВ, основу которых составляет MnS, Об-
легчение зарождения питтингов сульфидными включениями вызва-
но ухудшением свойств пассивирующей пленки, в местах выхода НВ
на поверхность металла, и образованием микрощелей на границе
металл/сульфидное включение. Затруднение репассивации и увели-
чение скорости растворения металла в зарождающемся питтинге
обусловлено накоплением в нем и его окрестностях высокоэффек-
тивных стимуляторов коррозии — H2S или ионов HS-, образую-
щихся при растворении сульфидного включения.
На рис, 6.10 показан процесс развития питтинга на нержавею-
щей стали около оксидно-сульфидно-марганцевого включения, изу-
ченный с помощью электронного микроскопа. Процесс начинался с
зарождения узкой канавки вокруг включения, В дальнейшем проис-
ходило расширение и углубление канавки с одновременным разру-
шением НВ на составные части, растворением их и удалением из
питтинга. Повышенная скорость растворения металла может наб-
людаться около НВ в области активного растворения и в области
пассивности (при потенциалах более отрицательных, чем потенциал
питтингообразования). Наличие НВ в металле может увеличивать и
общую равномерную коррозию углеродистых сталей и железа [68],
Рис. 6.10. Инициирование питтинга на двойных оксидно-сульфидно-
марганцевых включениях в стали [5J: 1 — оксид; 2 — MnS;
Л — анод; Л' — катод; П — пассивная пленка
120
Имеется информация о влиянии на питтингообразование угле-
родистой стали шлаковых включений алюминатов кальция, окру-
женных кольцевой зоной из сложных сульфидов кальция и марган-
ца с высокой концентрацией кальция [69]. Для углеродистых сталей
показано, что форма НВ в кипящей и раскисленной стали может
быть различной [34], В результате глубина питтингов в кипящей
стали была значительно меньше, чем в раскисленной [34], Возмож-
но этим объясняется более высокая коррозионная стойкость в усло-
виях Теплосети Мосэнерго кипящей стали (см, § 3,2). При наруж-
ной коррозии газопровода из стали 17ГС в поверхностном слое
металла были обнаружены строчечные выделения MnS [70], Этот
факт заслуживает внимания, так как строчечным расположением
включений MnS могут быть объяснены цепочки язв на трубопрово-
дах теплосети.
Одной из первых публикаций по влиянию НВ на коррозию
металла в условиях, сравнительно близких к условиям теплосети,
является работа НИФХИ им, Л,Я, Карпова [71], Исследовали пит-
тинговую коррозию железа в неперемешиваемом деаэрированном
боратном буферном растворе с pH 7,5-8,5 и при температуре 40 °C
в присутствии хлоридов. Рассматривалось влияние включений SiO2,
А12О3, MnS и карбидов железа. Было показано, что карбидная фаза
в железе уменьшает склонность металла к пассивации (расширяет-
ся область потенциалов активного растворения), но слабо влияет на
процессы питтингообразования и репассивацию питтингов. Вклю-
чения MnS облегчают образование питтингов: потенциал пробоя
становится более отрицательным, следовательно питтинги могут
возникать при меньших концентрациях О2 (рис, 6,11), При одном и
том же содержании О2 в воде потенциал коррозии железа, не содер-
жавшего включений MnS, может находиться в области пассивности
(рис, 6.11, а, б), а при наличии в железе включений MnS — в облас-
ти питтингообразования (рис, 6.11, £), Одновременно в присутствии
включений MnS резко уменьшается возможность репассивации же-
леза. Влияние этих включений на электрохимические параметры
аустенитных и ферритных нержавеющих сталей зависит от величины
произведения концентраций в стали марганца и серы [72],
Влияние состава стали и возможно НВ на коррозионные про-
цессы в условиях теплосети подтверждается следующими данными.
При исследовании процессов локальной коррозии металла труб в за-
падном районе теплосети г. Ростов-на-Дону ВТИ были обнаружены
121
Рис, 6.11. Влияние избыточных фаз и неметаллических включений на вид
анодных поляризационных кривых железа в деаэрированном
неперемешиваемом боратном буферном растворе (pH 8,5) при
температуре 40 * С и концентрации хлоридов 105 мг/кг:
А — анодные кривые; К — катодные кривые; а — железо, содержащее
только оксидные (Al^O3uSiO2) включения; б — железо, содержащее
помимо оксидных включений карбид железа; в — железо, содержащее
оксидные и сульфидные (MnS) включения
резкие отличия в поведении сталей, имеющих суммарное содержа-
ние примесей не более 2% [73]. Длительная (более 18 лет) работа
подающего трубопровода диаметром 1020х10 мм при различных
водно-химических режимах западного района ростовской теплосети
(см, § 9.2) привела к тому, что на нижней образующей трубы обра-
зовалась дорожка шириной 200—300 мм, отложения на которой
состояли из оксидов железа. Остальная часть периметра трубы име-
ла отложения сложного состава, включающие СаСО3. На нижней
образующей трубы были обнаружены язвы. При этом на рядеучаст-
Рис. 6,12, Вид внутренней
поверхности трубопроводов
теплосети с глубокими
воронкообразными язвами
ков локальные поражения выгля-
дели как одна или две цепочки во-
ронкообразных язв глубиной до
7 мм (рис. 6.12), иногда переходя-
щих в свищи (рис, 3.2). На других
участках трубы вместо глубоких
язв образовывалась россыпь мел-
ких (глубиной 1—2 мм) «блюд-
цеобразных» язв (рис. 6.13). Нес-
мотря на то, что в обоих случаях
122
внутренняя поверхность трубопроводов имела коррозионные ло-
кальные поражения, опасность глубоких язв значительно выше
вследствие повышения вероятности образования свищей.
Для определения влияния состава стали на процессы локаль-
ной коррозии из трубопроводов были вырезаны образцы труб и оп-
ределены основные компоненты химического состава металла:
Образец металла Химический состав стали, масс, %
С Si Мп S Р
С глубокими язвами № 1 0,15 0,25 0,44 0,032 0,024
№ 2 0,17 0,17 0,55 0,019 0,022
С мелкими язвами 0,20 0,41 1,46 0,028 0,033
Сравнение результатов анализа с химическим составом стали
по ГОСТ (см, табл, 2,8) показало, что участки с глубокими язвами
были выполнены из сталей 10 и 20, а участок трубы с мелкими яз-
вами — из стали 17Г1С, Перечисленные стали входят в сортамент
труб для строительства трубопроводов теплосети. Для эксперимен-
тальной проверки коррозионного поведения различных сталей в
условиях теплосети из трубопроводов диаметром 1020хЮ мм были
вырезаны образцы сталей 20 и 17Г1С, из которых были приготов-
лены электроды для электрохимических измерений. Электрохи-
мические измерения проводили на вращающихся электродах на
установке, описанной в § 4,2, при температуре 90 °C (средняя тем-
пература сетевой воды в отопительном сезоне теплосети г, Ростова)
и содержании кислорода в воде 30—40 мкг/кг,
В соответствии с ранее разрабо-
танной методикой (см, § 4,3) снима-
ли только анодные поляризационные
кривые путем смещения потенциала
рабочего электрода от потенциала
коррозии до (—200) мВ и в обратном
направлении до потенциала нулевого
тока при скорости развертки 0,2 мВ/с,
Для стимулирования процесса пит-
тинговой коррозии при потенциале
(—200) мВ делали 30-минутную выде-
ржку, Поляризационные измерения
Рис. 6,13, Вид внутренней
поверхности трубопроводов
теплосети с мелкими
хблюдцеобразными» язвами
123
проводились в деаэрированных растворах, моделирующих сетевую
воду ростовской теплосети (ранее было установлено, что поляриза-
ционные кривые, снятые в реальной сетевой воде и модельных раст-
ворах, очень близки). Модельные растворы имели следующий сос-
тав: содержание сульфатов 300 мг/кг, содержание хлоридов
170 мг/кг, pH 9,3, общая щелочность 0,3 мг-экв/кг, общая жест-
кость 4,0 мг-экв/кг, кальциевая жесткость 2,7 мг-экв/кг.
На анодной кривой прямого хода стали 17Г1С (рис, 6,14)
наблюдался слабый пик активного растворения, затем плотность
тока за счет образования защитной пленки уменьшалась и после
достижения потенциала питтингообразования наблюдалось резкое
увеличение анодного тока. Об образовании питтингов при значи-
тельном облагораживаниии потенциала стали свидетельствует
сдвиг анодной кривой обратного хода в сторону более высоких плот-
ностей тока. Положение потенциала коррозии стали в области
активного растворения указывает на то, что при потенциале корро-
зии идет процесс достаточно равномерного растворения металла.
Но даже небольшое смещение потенциала в положительном нап-
равлении, например, при увеличении концентрации кислорода в
сетевой воде, сдвигает коррозионный процесс в область питтинго-
образования.
Рис, 6.14. Анодные поляризационные кривые стали 17Г1С и стали 20 в
сетевой воде:---------— сталь 20:------~ сталь 17Г1С;
1 — кривые прямого хода, 2 — кривые обратного хода
124
На образцах стали 20 были получены гладкие поляризацион-
ные кривые, характерные для сетевой воды с pH менее 8,0 или при
достаточно больших pH и высоких содержаниях сульфатов и хлори-
дов (см, § 4,2), В последнем случае протекает так называемая дело-
кализованная коррозия, когда практически уже при потенциале
коррозии на поверхности металла могут возникать питтинги. Дан-
ные поляризационных измерений показывают, что использование
стали 17Г1С в высокоагрессивной сетевой воде с большими кон-
центрациями сульфатов и хлоридов при достаточно низком содер-
жании кислорода может обеспечить отсутствие аварийных локаль-
ных повреждений трубопроводов теплосети (в отличие от стали 20),
При увеличении концентрации кислорода на стали 17Г1С также мо-
гут образовываться локальные повреждения.
Сравнение коррозионной стойкости сталей 20 и 17Г1С произ-
водили также методом гальванопар (см, § 3,2), Измерения проводи-
ли при температуре 90 °C и содержании О2 в воде 30—40 мкг/кг в
тех же растворах, что и при снятии поляризационных кривых, но с
варьированием содержания сульфатов и хлоридов. При одинаковой
скорости подвода кислорода к металлу на образцах из стали 20 ус-
танавливался более отрицательный потенциал, т,е, скорость общей
коррозии этой стали выше, чем стали 17Г1С, Причем максималь-
ный ток в гальванопаре был тем выше, чем больше содержание в
воде сульфатов и хлоридов, т,е, различие в коррозионном поведении
металлов в этом случае увеличивалось.
Проведенные эксперименты указывают на то, что отличие в
коррозионной стойкости сталей 20 и 17Г1С в эксплуатационных
условиях не было случайным. Металлографическое исследование
образцов сталей 20 и 17Г1С, вырезанных из трубопроводов с ло-
кальными коррозионными повреждениями (под руководством
М,М, Меламед), показало, что структура металлов типична для уг-
леродистых сталей и состоит из ферритной и перлитной фаз. Для
структуры стали 20 характерны хаотически распределенные зерна
феррита и перлита. При длительной эксплуатации появлялись приз-
наки сфероидизации перлита. Микроструктура стали 17Г1С харак-
теризовалась чередованием полос зерен феррита и перлита вдоль
направления прокатки. Количество неметаллических включений в
сталях 20 и 17Г1С не превышало допускаемых значений. На дне
глубоких коррозионных язв на трубах из стали 20 наблюдалось мно-
жественное растрескивание; ветвящиеся трещины, заполненные
125
продуктами коррозии, уходили глубоко в металл. Вблизи плоских
язв на трубах из стали 17Г1С встречались только единичные тонкие
подповерхностные трещины. Стандартные металлографические ис-
следования не позволили вскрыть причины отличий в коррозионном
поведении сталей 20 и 17Г1С,
Можно предположить, что отличие в характере локальной кор-
розии этих сталей связано с различиями их химического состава, оп-
ределяющего наличие на поверхности металла коррозионно-опас-
ных микровключений. Основным отличием стали 17Г1С от сталей
10 и 20 является повышенное содержание кремния и марганца. Как
уже указывалось, влияние НВ на локальную коррозию сталей
различного класса, имеющих на поверхности пассивирующую ок-
сидную пленку, должно быть одинаково. Общей закономерностью
является возможность локального разрушения защитной пленки в
месте расположения коррозионно-опасных включений. Поэтому
экспериментальные данные, полученные при исследовании локаль-
ной коррозии нержавеющих сталей, могут быть использованы при
рассмотрении процесса локальной коррозии трубопроводов теп-
лосети.
Для нержавеющих сталей аустенитного и ферритного класса на
основе большого объема исследований показано, что существует
критическое произведение концентраций в стали марганца и серы
/7кр, составляющее (2-5) ♦ 10“3 (%у, При П = [Мп] ♦ [S] < /7кр
количество коррозионно-активных включений MnS настолько ма-
ло, что практически не влияет на локальную коррозию металла [72],
При /7 > /7кр происходит увеличение количества микровключений
MnS, Одновременно ухудшаются коррозионно-электрохимические
характеристики сталей (приблизительно пропорционально возрас-
танию значения П), Можно предположить, что в стали 17Г1С (77 =
0,041 (%)2) количество коррозионно-активных включений MnS
значительно выше, чем в сталях 10 и 20 (77 = 0,01—0,014 (%)2), что
соответствует картине, наблюдаемой на рис, 6,12 и 6,13,
В то же время в соответствии с правилом «поверхности, дос-
тупной для восстановления О2» [38], скорость анодного растворе-
ния металла внутри питтинга при прочих равных условиях пропор-
циональна величине поверхности, на которой протекает катодный
процесс кислородной деполяризации, т,е, при постоянной суммар-
ной скорости растворения металла, определяемой количеством вос-
станавливающегося кислорода, увеличение количества питтингов
126
приводит к уменьшению скорости роста питтингов и их глубины.
Именно эта картина наблюдается при сравнении рис, 6,12 и 6,13,
Аналогичные явления наблюдались при увеличении количества
включений MnS в нержавеющих сталях.
Эксплуатационный опыт теплосети г, Ярославля, использую-
щей менее агрессивную, чем донская, волжскую воду, также пока-
зывает, что сталь 17Г1С имеет значительно более высокую корро-
зионную стойкость, чем стали 10 и 20,
Известно, что стойкость опытных плавок стали 20 к локальной
коррозии в условиях теплосети повышается при снижении содержа-
ния в ней серы [74],
Приведенные примеры свидетельствуют, что состав стали и
неметаллические включения могут очень сильно влиять на коррози-
онную стойкость углеродистых сталей в условиях теплосети. Об
исследованиях в этой области, проведенных в последние годы,
см, § 10,6,
Глава седьмая
Особенности повреждений трубопроводов
теплосети от внутренней коррозии
7.1. Язвенная коррозия по всему периметру трубы
Этот тип повреждений трубопроводов теплосети встречается
наиболее часто. В отдельных случаях коррозионные язвы могут сли-
ваться в сплошную канавку, например, в местах приварки опор (рис.
3.6) или вблизи сварного шва (рис, 3.4), Но, в основном, внутрен-
няя коррозия трубопроводов проявляется в виде одиночных язв, ко-
торые могут располагаться достаточно близко друг к другу и при
Рис, 7.1. Bud трубы со
сквозной язвой от
внутренней коррозии
Рис, 7.2. Вид наростов над
язвами, возникающими при
внутренней коррозии
трубопроводов теплосети
увеличении их размеров сливаться в ка-
навку, обычно параллельную заводскому
сварному шву
Повреждения металла этого типа,
как правило, выглядят как воронкооб-
разные (часто ступенчатые) язвы, пере-
ходящие со временем в свищи (рис, 7.1).
Наличие язвенного повреждения метал-
ла легко определяется при осмотре труб,
так как над язвой находится нарост про-
дуктов коррозии (рис. 7.2). Обычно
наросты (и язвы под ними) распределе-
ны по всему периметру трубы достаточ-
но равномерно. Размеры наростов для
отдельной магистрали, как правило,
пропорциональны ширине верхней
части язвы и ее глубине. Нарост имеет
форму, близкую к сферической, и может
быть несколько смещен относительно
язвы в сторону течения воды. С уве-
личением размеров нароста его форма
может искажаться. Высота наростов
может достигать нескольких сантимет-
ров, Наличие нароста над язвой имеет
128
принципиальное значение для этого типа коррозии: при разрушении
нароста язва репассивируется и прекращает расти. Структура на-
ростов многослойная: верхний слой плотный, а слои, расположен-
ные под ним, — рыхлые с концентрическими сферическими уплот-
нениями, Химический анализ состава наростов на трубах в коррози-
онно-опасных районах Тепловых сетей Мосэнерго показал, что они
состоят, в основном, из оксидов железа.
При обследовании поврежденных участков магистральных тру-
бопроводов ряда теплосетей ВТИ было обнаружено, что жидкость,
находящаяся внутри язвы под наростом продуктов коррозии, имеет
кислую реакцию [65], несмотря на то, что в теплосети поддержива-
ется щелочной водный режим (pH >7), Это не было случайностью.
Еще в 1925 г, было показано, что жидкость в язвах, образующихся
на углеродистой стали в водопроводной воде, имеет повышенное со-
держание хлоридов и сульфатов и пониженную величину pH [11],
Снижение величины pH связывалось с гидролизом:
2FeSO4 + 2Н2О----(FeOH)2SO4 + H2SO4 (7.1)
(FeOH)£O4 + 2Н2О-----2Fe(OH)2 + H2SO4 (7,2)
Исходя из имеющейся информации, а также обнаруженной
ВТИ структуры наростов, образование воронкообразных язв может
объясняться следующим образом. При наличии неоднородности по-
верхности металла (неметаллические включения, дислокации) или
неоднородности оксидных пленок на поверхности трубопроводов
(см, гл, 6) на трубах могут возникать участки, где локализуется
анодный процесс. Окружающая анод поверхность трубы является
катодом (рис, 7,3), где преимущественно проходит процесс кисло-
родной деполяризации (1,9), Продукты коррозии, образующиеся в
анодном пристеночном слое (Fe(OH)2), осаждаются непосредствен-
но на аноде и рядом с ним, но при фактических температурах воды
теплосети (большую часть времени не более 80 °C) они не образуют
плотной пленки, а длительное время остаются достаточно рыхлыми.
Соответственно происходит постепенное накопление продуктов
коррозии над анодом. При повышении температуры происходит де-
гидратация гидроксидов железа. По данным [75] скорость дегидра-
тациии резко увеличивается с ростом температуры с 80 до 100 °C,
По другим данным [76] дегидратация гидроксидов железа протекает
129
Рис, 7.3, Процессы, протекающие при язвенной коррозии трубопроводов
теплосети:
1 — стенка трубы; 2 — нарост продуктов коррозии над язвой;
3 — сетевая вода; 4 — пассивирующий оксидный слой
при температурах выше 121 °C, В ходе дегидратации рыхлые гид-
роксиды железа уплотняются. Поэтому увеличение температуры
сетевой воды в зимний период приводит к уплотнению наружной
части пленки над анодом, которая при этом остается слабопроница-
емой для ионов и молекул кислорода. Работа анода в этом полузамк-
нутом пространстве приводит к возникновению в объеме над анодом
избытка катионов железа и нарушению электронейтральности
раствора. Последнее, в свою очередь, является причиной миграции
анионов, в том числе сульфатов и хлоридов из объема воды в надъ-
язвенное пространство, В результате в этом пространстве образует-
ся избыток анионов по сравнению с остальным объемом воды теп-
лосети, Образование комплексов железа с анионами (А-) типа
[FeA* (Н2О)У]П“ и последующий их гидролиз приводит к подкислению
жидкости в язве. Подкисление может быть связано также с проте-
канием гидролиза:
Fe2+ + Н2О
FeOH+ + Я+
(7.3)
По-видимому, ионы ОН- на поверхности и в верхней части на-
роста взаимодействуют с ионами железа с образованием гидроокси-
дов и поэтому их проникновения внутрь язвы и нейтрализации в яз-
ве подкисленного раствора не происходит.
Наряду с миграцией анионов внутрь нароста из-за нарушения
электронейтральности раствора происходит миграция ионов железа
130
из надъязвенного пространства в раствор. Попадая в щелочную
среду с постоянным подводом кислорода, ионы железа в виде гидро-
оксидов осаждаются на оболочке нароста, постепенно надстраивая
ее в виде полусферы, несколько сдвинутой по ходу течения жидкос-
ти. Резкие температурные перепады могут приводить к возникнове-
нию трещин в оболочке и быстрому росту нароста около трещин,
что искажает его форму Оставшиеся внутри прочной оболочки ок-
сидные слои в кислой среде частично растворяются, приобретая бо-
лее рыхлую структуру и увеличивая, таким образом, площадь анода.
Это приводит к образованию воронкообразных язв (рис. 7.4),
Подтверждением этой модели являются данные о подкислении
раствора в питтингах при коррозии железа в слабощелочной среде.
Величина pH внутри питтинга снижалась до 3,5, в то время как в
объеме раствора значение pH было равным 10, Одновременно в
питтинге была обнаружена повышенная концентрация сульфатов и
хлоридов [77],
Рис, 7.4. Упрощенная схема развития коррозионной, воронкообразной язвы в
условиях теплосети:
а — ранняя стадия развития язвы; б — более поздняя стадия развития
язвы; в — язвы на поздней стадии развития с трещиной в уплотненном
слое; 1 — стенка трубы; 2 —заполненное продуктами коррозии
надъязвенное пространство; 3 — уплотненный слой продуктов коррозии;
4 — рыхлый наружный слой продуктов коррозии; 5 — остатки
разрыхленных ранее плотных слоев продуктов коррозии;
6 — трещина в уплотненном слое продуктов коррозии
131
Механизм развития питтинга очень близок к механизму щеле-
вой коррозии, так как в обоих случаях затруднен доступ кислорода
к аноду и происходит подкисление среды вблизи анода, В обоих слу-
чаях на аноде в кислой среде протекает процесс водородной деполя-
ризации (1,7), однако его вклад в суммарный катодный ток невелик.
Основной катодной реакцией в этом случае является процесс
кислородной деполяризации на поверхности металла вне язвы. Ско-
рость растворения металла в щели и в питтинге, в основном, опре-
деляется скоростью реакции (1,9), Например, для щелевой корро-
зии было показано экспериментально, что величина тока между
катодом (открытой поверхностью металла) и анодом (щелью) при
переходе от неперемешиваемого электролита к интенсивно пере-
мешиваемому, т,е, при увеличении скорости подвода кислорода к
открытой поверхности металла, возрастала в 70 раз [12], Таким об-
разом, одним из важнейших факторов, влияющих на скорость яз-
венной коррозии под наростами, является содержание О2 в воде.
Кроме того, кислород, проникая внутрь нароста и окисляя ионы Fe2+
до Fe3+, способствует резкому увеличению кислотности среды в яз-
ве, так как при гидролизе соединений двухвалентного железа вели-
чина pH может снижаться лишь до 6,64, а при гидролизе соедине-
ний трехвалентного железа значение pH снижается до 1,61 (для
децинормальных растворов) [ 1 ],
Участие сульфатов и хлоридов в локальной коррозии не ограни-
чивается подкислением среды в язве. Эти анионы непосредственно
участвуют в анодном процессе, адсорбируясь на поверхности метал-
ла и образуя с железом растворимые комплексные соединения.
Значительно более высокая агрессивность сульфатов по сравнению
с хлоридами возможно объясняется их более сильной адсорбцией на
углеродистых сталях [46], Поэтому при обычно имеющихся в сете-
вой воде концентрациях сульфатов и хлоридов сульфаты вытесняют
хлориды с поверхности и влияние хлоридов на скорость анодной ре-
акции уменьшается. Необходимо отметить, что для описанной выше
модели не имеет значения причина образования локализованных
анодных центров: за счет наличия на поверхности металла неметал-
лических включений или пар дифференциальной аэрации.
Скорость роста язв зависит не столько от величины тока корро-
зионного гальванического элемента анод-катод, сколько от плот-
ности тока на единицу площади анода, т,е, от соотношения площа-
дей анодных и катодных участков поверхности. При постоянстве
132
площади катодных участков и прочих равных условиях постепенный
рост площади анода (язвы) должен приводить к замедлению ее роста.
Характерные особенности имеет процесс развития язв на ниж-
ней образующей труб. Зачастую язвы на нижней образующей труб
имеют большую глубину и размеры, чем язвы, расположенные на ос-
тальных сегментах периметра. Это можно связать с периодом простоя
теплосети во время ремонта при неполном дренировании воды из тру-
бопроводов, В эти периоды на нижней образующей труб часто оста-
ется холодная вода с высоким содержанием кислорода (см, табл, 2,1),
То есть язвы на нижней образующей продолжают функционировать
достаточно интенсивно, несмотря на снижение температуры воды.
Язвы на сухой поверхности остального периметра трубы, по-видимо-
му, в это время не развиваются. Иногда наросты над язвами на ниж-
ней образующей «срезаются» шламом, переносимым потоком воды,
В этом случае развитие язв зачастую прекращается,
7.2. Подшламовая коррозия на нижней образующей
Труб
Этот тип повреждений встречается в теплосети достаточно ред-
ко, Для него характерна коррозия на нижней образующей труб в ви-
де глубоких пятен или «промоин», вытянутых вдоль трубы. Ниже
описывается этот случай коррозионного повреждения, который
привел к разрыву трубопровода в районе № 8 Тепловых сетей
Мосэнерго, Металлографические исследования проводились под
руководством Лагутиной Л,В, (ВТИ), рентгенофазовый анализ про-
дуктов коррозии — под руководством Дика Э,П, (ВТИ),
Хрупкое продольное разрушение по нижней образующей прои-
зошло на прямошовной электросварной трубе диаметром 630х 8 мм.
Это был подающий трубопровод, эксплуатировавшийся 24 года.
Максимальная температура сетевой воды в зимний период состав-
ляла 130 °C, давление — 1,2 МПа, Разрыв произошел на горизон-
тальном участке, где на нижней образующей трубы имелся шлам.
Вблизи повреждения нарушений гидродинамики потока воды не
имелось. Все коррозионные повреждения трубопровода были скон-
центрированы на внутренней поверхности. Вид внутренней поверх-
ности трубы представлен на рис, 7,5, В правой части рисунка видна
часть трубы с хрупким разрушением (большая часть разрыва пока-
зана на рис, 3,3),
133
Рис, 7.5. Вид внутренней
поверхности трубы с разрывом
по нижней образующей
На поверхности трубы име-
лись локальные коррозионные
повреждения металла в виде язв,
частично слившихся в канавку, по
которой произошел разрыв
металла. Глубина коррозионных
язв на нижней образующей трубы
достигала 7,5 мм при толщи-
не кромки в месте разрыва
0,5—4,5 мм. Ширина язв состав-
ляла 20—35 мм. На протяжении
100 мм по нижней образующей
трубы глубокие язвы отсутство-
вали, канавки как таковой не было, коррозионные разрушения
представляли собой вытянутое вдоль трубы пятно коррозии шири-
ной 60 мм и глубиной 1—3 мм. Глубинная часть язв была свободна
от продуктов коррозии, В верхней части язв находились достаточно
плотные, хорошо сцепленные с металлом слои продуктов коррозии.
Аналогичные продукты коррозии находились вблизи язв на нижней
образующей трубы. Они имели слоистую структуру со сколами час-
ти слоя толщиной до 1,5 мм. Остальная часть поверхности была
покрыта достаточно типичным для теплосети тонким (0,2—0,3 мм)
слоем продуктов коррозии с наростами,
Под отдельными наиболее крупными наростами находились кор-
розионные язвы полусферической формы глубиной до 3 мм и диамет-
ром до 14 мм с достаточно четко выраженными краями и рыхлыми
продуктами коррозии внутри язв. Над некоторыми язвами наросты
продуктов коррозии были разрушены, что привело к репассивации язв
(см, верхнюю часть рис, 7.5). Химическим анализом установлено, что
металл трубы соответствует углеродистой стали обыкновенного каче-
ства ВСтЗпс (табл, 7.1), но с пониженным содержанием марганца.
Таблица 7.1,
Химический состав стали
Марка стали Содержание элементов, %
С Мп Si S Р
ГОСТ 380-71 0,14-0,22 0,40-0,65 0,05-0,17 <0,05 ^0,04
Исследуемый металл 0,22 0,37 0,00 0,027 0,013
134
Рис, 7.6, Микроструктура металла разрушенной трубы:
а — увеличение *100; б — увеличение *600
Для металлографических исследований из трубы было выреза-
но два темплета: один непосредственно в зоне хрупкого разрушения,
другой — в зоне отсутствия интенсивной коррозии, В обоих случа-
ях сталь имела характерное для углеродистых сталей строение и
состояла из зерен феррита и перлита (рис, 7,6, а, б). Микрострук-
тура имела характерную для листа строчечность (рис, 7,6, а). При
этом вблизи трещины коррозионное разрушение происходило по
границам зерен (рис, 7,7, а), вдали от трещины разрушение имело
смешанный характер, а сами зерна феррита и перлита переходили в
равновесное состояние (рис, 7,7, б). Можно предположить, что та-
кая перестройка микроструктуры происходила под воздействием
растягивающих напряжений.
Микроструктура металла вдали от язв показана на рис, 7,7, г.
На рис, 7,7, в показана микроструктура металла на наружной пове-
рхности трубы, где коррозия полностью отсутствовала и сохранился
тонкий слой окалины. Сравнение рис, 7,7, в и г показывает, что да-
же в отсутствии язв на внутренней поверхности трубы протекала
общая коррозия. Твердость стали изменялась от 88 НВ (по шкале
Бриннеля) вдали от разрыва трубы, где глубокие язвы отсутствова-
ли, до 117 НВ непосредственно в зоне разрыва. Обнаруженное по-
вышение твердости, возможно, объясняется наводороживанием ме-
талла.
Продукты коррозии стали вдали от места разрушения состояли
по данным рентгенофазового анализа только из магнетита, а плот-
ные слои продуктов коррозии, отобранные вплотную к границе язв,
содержали помимо магнетита 5,4% FeCO3 (сидерита).
Район № 8 является одним из наиболее коррозионно-опасных
в Тепловых сетях Мосэнерго (см, п, 3,3,4), Кроме того, сетевая вода
района № 8 имела в течение длительного времени повышенное
135
Рис, 7.7, Характер коррозионного
разрушения поверхности металла
(увеличение *100)'.
а — вблизи трещииы: б — вдали
от трещины; в — наружная
поверхность трубы; г-на
поверхности металла без язе
содержание О2, что увеличивает
ее коррозионную агрессивность.
Однако несмотря на высокую пов-
реждаемость трубопроводов райо-
на № 8 от внутренней коррозии,
коррозионных канавок на нижней
образующей труб ранее обнару-
жено не было. Наличия сидерита в
типичных для трубопроводов теп-
лосети язвах также ранее не отме-
чалось, В данном случае сидерит
был обнаружен на плоском пятне
коррозии, расположенном между
глубокими язвами (в средней час-
ти рис, 7,5),
Наблюдавшееся разрушение
металла по нижней образующей
трубы было результатом влияния
нескольких факторов. Первона-
чальной причиной возникновения
язв послужило, по-видимому,
наличие остатков полосы окалины
на нижней образующей трубы
(см, § 6,2) или строчечное распо-
ложение неметаллических вклю-
чений в поверхностном слое
металла (см, § 6,4), Механизм
развития таких язв (см, § 7,1)
предполагает значительное под-
кисление среды в язве за счет
гидролиза соединений железа. Тот
факт, что жидкость в глубоких язвах имела достаточно низкое
значение pH, подтверждается и наводороживанием металла
вблизи язв.
Вторым фактором, вступившим в действие после первого, яв-
лялось накопление шлама на нижней образующей трубы. Под шла-
мом происходило развитие подшламовой коррозии по механизму,
предложенному А,Ф, Богачевым [78], По этому механизму под-
кисление среды в язве связано не с гидролизом соединений железа,
136
а с взаимодействием ионов Fe2+ с бикарбонатными ионами с обра-
зованием сидерита по реакции:
Fe2+ + НСО~3
FeCO3 + Н+
(7.4)
Для образования сидерита необходимы высокая бикарбонатная
щелочность воды и низкий окислительно-восстановительный
потенциал, т,е, низкая концентрация О2, Сидерит осаждается при
значениях pH выше 6,4 (его произведение растворимости равно
3,47 -10-11), При подкислении среды сидерит частично растворяется
с образованием Fe(HCO3)2, который легко (особенно при нагрева-
нии) разлагается с образованием ионов Fe2+ и СО2, В результате в
язве происходит накопление свободной углекислоты до появления
такой кислотности, при которой происходит коррозия водородной
деполяризацией. По мнению автора [78], скорость роста язвы на
металле относительно слабо зависит от скорости восстановления
кислорода на окружающих язву участках поверхности. Основным
сопряженным катодным процессом в этом случае является восста-
новление ионов водорода. Регенерация ионов Н+ обеспечивается за
счет реакции (7,4),
В соответствии с этим механизмом в процессе коррозии обра-
зуется плотно сцепленный с поверхностью стали сидерит, который и
был обнаружен в слое продуктов коррозии, отобранных вблизи глу-
боких язв на плоском коррозионном пятне. Поэтому пятно, где
находился сидерит, связано с подшламовой коррозией металла, В
самих язвах сидерит не был обнаружен. По-видимому, рассматрива-
емое повреждение началось в виде язв без участия сидерита, а пос-
ледующее образование шлама на нижней образующей трубы приве-
ло к изменению механизма процесса и развитию подшламовой кор-
розии, На сочетание сразу двух вышеописанных факторов указыва-
ет и расположение канавки из язв. Она находилась не в центре
области, где был обнаружен сидерит, как это должно быть при
подшламовой коррозии, а была сильно сдвинута от центра (рис, 7,8),
Для реализации механизма подшламовой коррозии с образованием
сидерита [78] необходима высокая бикарбонатная щелочность и низ-
кая концентрация кислорода в полости язвы. Поэтому можно пред-
положить, что такого типа коррозионные повреждения могут разви-
ваться под достаточно плотным слоем шлама в натрий-катиониро-
ванной воде (имеющей высокую щелочность) при достаточно низком
137
значении pH, когда основная доля щелочности воды определяется
ионами HCOj(cm. рис. 2.1). Этот тип повреждений, по-видимому,
близок к коррозии пятнами.
7.3. Коррозия при простое теплосети
Во время простоя вода из трубопроводов теплосети дренирует-
ся. Большая часть периметра трубы высыхает, но на нижней обра-
зующей может сохраняться влага, В ряде случаев по нижней обра-
зующей труб даже течет слабый поток воды. Температура воды в
этих условиях примерно 20 °C, а содержание кислорода в воде око-
ло 9 мг/кг. Считается, что процесс коррозии металлов в аэрирован-
ных растворах протекает в области активного равномерного раство-
рения [2]. Локальные коррозионные повреждения металла связаны
с наличием на его поверхности пар неравномерной аэрации (см.
§ 1,3). ВТИ было установлено, что скорость общей коррозии стали
Ст,Зсп в сетевой воде различных тепловых сетей в условиях, близ-
ких к эксплуатационным (интенсивное движение воды, температу-
ра, близкая к 100 °C, концентрация О2 200—300 мкг/кг), была
выше, чем в неподвижной аэрированной сетевой воде при темпера-
туре 20 °C, несмотря на значительно более низкое содержание кис-
лорода в воде при высоких температурах.
В то же время при исследовании «проскока» кислорода в деаэ-
рированную сетевую воду при температуре 70 °C ВТИ было обнару-
жено, что повышение содержания кислорода в воде до уровня есте-
ственного насыщения приводит к резкому увеличению потенциала
коррозии стали и, соответственно, к переходу процесса из области
пассивности металла в область питтингообразования (см. п. 5,1,3).
В деаэрированных растворах железо может пассивироваться при
температурах 20—40 °C [71,79], Это позволяет предположить, что
Рис, 7.8, Схематическое изображение места разрыва трубы:
1 — металл трубы: 2 — коррозионная язва; 3 — место разрыва; 4 — слой
сидерита; 5 — уровень шлама
138
процесс коррозии стали в аэрированной воде при температуре
20—70 °C находится не в области активного растворения, а в области
питтингообразования [80]. В этом случае возникновение локальных
коррозионных поражений металла может быть связано не только с
парами неравномерной аэрации, но и с причинами, определяющими
питтингообразвание в условиях пассивности: выходом на поверхность
металла дислокаций, наличием на поверхности неметаллических
включений и т,п.
Для оценки влияния условий простоя на возникновение локаль-
ных поражений металла были проведены электрохимические изме-
рения на стали Ст.Зсп в неперемешиваемой сетевой воде района
№ 5 Тепловых сетей Мосэнерго при температуре 20 °C (начальное
значение pH 9,2, конечное — 8,6), Потенциал коррозии стали в на-
чале опыта был равен (—300) мВ, а затем снижался и через 6 часов
составлял (—525) мВ, но еще не достигал стационарного значения.
Скорость изменения потенциала коррозии со временем снижалась.
На поверхности образцов после опыта наблюдались большие по
площади наросты продуктов коррозии, под которыми после их удале-
ния были обнаружены коррозионные пятна. Внутри пятен были вид-
ны питтинги, которые, исходя из характера изменения потенциала
коррозии, начали образовываться в самом начале опыта. Продукты
коррозии питтингов, распространяясь на окружающую их поверх-
ность металла, вызывали образование пятен коррозии. Глубина и ди-
аметр образовавшихся в опыте питтингов были значительно больше,
чем питтингов, возникающих в опытах с деаэрированной водой того
же состава (pH 8,6) при снятии анодных поляризационных кривых.
Исходя из полученных данных стояночная коррозия в условиях
теплосети представляет серьезную опасность. Во время простоя
возможно появление локальных коррозионных поражений в первую
очередь на нижней образующей труб, связанное, в частности, с на-
личием неметаллических включений в поверхностном слое металла.
По-видимому, расположение язв в виде цепочек, иногда сливающи-
еся в упорядоченное поле язв на нижней образующей труб, связано
со строчечным расположением неметаллических включений в ме-
талле (см, § 6,4). Для предотвращения появления язв во время
простоя теплосети необходимо минимизировать продолжительность
этого периода. Чем выше агрессивность сетевой воды (содержание
сульфатов и хлоридов), тем больше опасность простоя трубопрово-
дов теплосети при неполном ее дренировании.
139
Для предотвращения коррозии трубопроводов теплосети в пе-
риод длительного простоя целесообразно проводить их консерва-
цию, В г, Волгодонске Ростовской области в 1998 г, проводилась
консервация трубопроводов открытой теплосети. До начала консер-
вации более двух месяцев трубопроводы находились без циркуляции
в частично заполненном состоянии. Для проведения консервации
магистральные трубопроводы были заполнены водопроводной во-
дой (содержание сульфатов 80 мг/кг, хлоридов 60 мг/кг, pH
7,7—7,8) с одновременным дозированием раствора NaOH, Абонен-
тские системы отопления и горячего водоснабжения отключили.
Циркуляция осуществлялась по нескольким контурам через пере-
мычки в тупиковых участках трубопроводов. При достижении вели-
чины pH 9,5—10,5 во всей теплосети циркуляцию прекращали и
проводили подпитку теплосети щелочной водопроводной водой для
поддержания в ней требуемого давления. После прекращения
циркуляции величина pH воды начинала снижаться. При снижении
значения pH до 9,0 происходило достаточно резкое увеличение кон-
центрации железа в воде. Поэтому циркуляцию по всем контурам
теплосети повторяли с периодичностью один раз в неделю с добав-
лением в воду едкого натра. Общая продолжительность консерва-
ции составляла приблизительно один месяц.
Показателем уровня скорости коррозии труб при их простое
служит содержание железа в сетевой воде, В начале консервации
концентрация железа составляла в отдельных пробоотборных точках
3,4 мг/кг. После консервации и пуска теплосети содержание железа
в сетевой воде не превышало 0,4 мг/кг и через двое суток снизилось
до 0,2 мг/кг, несмотря на снижение значения pH сетевой воды до
8,7—9,0, Результаты проведенной консервации теплосети позволя-
ют сделать следующие предварительные выводы. Представляется
целесообразным при проведении консервации недеаэрированной
водой поддерживать значение pH воды не менее 10, С учетом боль-
шого количества железооксидных отложений на внутренней поверх-
ности труб, разветвленности теплосети и сложной гидродинамики
системы желательно в ходе консервации поддерживать постоянную
циркуляцию щелочного раствора хотя бы в течение первых двух не-
дель консервации до достижения устойчивого значения pH во всей
теплосети. После этого можно переходить на периодическую цирку-
ляцию с постоянной подпиткой теплосети для поддержания в систе-
ме требуемого давления. Гидравлические характеристики консерва-
140
ции должны зависеть от объема и разветвленности теплосети. Для
разработки общих рекомендаций необходимо накопление опыта
консервации,
Коррозиционные проблемы, возникающие при заполнении
водой трубопроводов после ремонтных работ в теплосети,
рассмотрены в п, 10,2,3,
Глава восьмая
Микробиологическая коррозия
8.1. Виды микроорганизмов, участвующих
в коррозии
Все случаи повреждения металла, в которых участвуют микро-
организмы, могут быть отнесены к микробиологической коррозии.
Особенностью микробиологической коррозии является ее локаль-
ный характер, связанный с тем, что сообщества микроорганизмов
обычно занимают не всю поверхность металла, а локализуются на от-
дельных участках, Воздействие микроорганизмов на процессы элект-
рохимической коррозии определяется следующим [81 ]: а) микроорга-
низмы могут образовывать агрессивные соединения (минеральные и
органические кислоты), резко ускоряющие коррозию металла;
б) микроорганизмы могут способствовать образованию потенциаль-
ных центров коррозии на поверхности металла (пары неравномерной
аэрации; пленки продуктов метаболизма, которые могут быть эф-
фективными катодами); в) микроорганизмы могут участвовать в про-
цессах катодной деполяризации, повышая скорость процесса. Воз-
действие микроорганизмов на процессы коррозии может быть очень
большим. Известны случаи, когда скорость коррозии сварных швов
на оборудовании из нержавеющей стали в присутствии бактерий дос-
тигала 30 мм/год [82], Наиболее опасными микроорганизмами явля-
ются бактерии, так как они быстро размножаются и легко приспо-
сабливаются к изменяющимся условиям среды.
Микроорганизмы подразделяют по условиям развития на 2
группы — аэробные организмы, развивающиеся в присутствии мо-
лекулярного кислорода в воде, и анаэробные, не нуждающиеся в
свободном кислороде. Существуют и микроаэрофильные организ-
мы, которым достаточно очень небольших количеств кислорода, В то
же время анаэробы могут быть облигатными, т,е, растущими только
в отсутствии кислорода, и факультативными, развивающимися как в
присутствии кислорода, так и без него. Обычно в коррозионных про-
цессах участвуют организмы нескольких видов, связанных между
142
собой, и совместно обуславливающих коррозионные разрушения.
Анаэробные бактерии могут развиваться на поверхности металла в
воде с высоким содержанием кислорода (стояночные условия теп-
лосети), если они находятся под слизистыми скоплениями аэробных
бактерий. Для жизнедеятельности бактерий необходима питатель-
ная среда (углерод, азот и другие элементы). По типу питания мик-
роорганизмы подразделяют на автотрофные, усваивающие углерод
из неорганических соединений (например карбонатов и бикарбона-
тов) и гетеротрофные, использующие органические соединения, В
подавляющем большинстве тепловых сетей сетевая вода содержит
вещества, необходимые для питания бактерий. Для жизнедеятель-
ности бактерий необходимо создание определенных условий их раз-
вития: наличие воды, оптимальная температура, величина pH и т,д.
По отношению к температурным условиям микроорганизмы разде-
ляют на психофилы, развивающиеся при температуре О °C; мезофи-
лы, растущие при температурах 30—40 °C, и термофилы, способные
расти при температурах выше 55 °C, Наиболее коррозионно-опас-
ными являются 3 группы бактерий: железобактерии и бактерии,
участвующие в преобразовании соединений серы — тионовые и
сульфатвосстанавливающие бактерии. Железобактерии поглоща-
ют железо в ионном состоянии и выделяют его в виде нераствори-
мых соединений. Например, бактерии рода Gallionella поглощают
ионы Fe3+ и выделяют Fe(OH)3 в виде спиральных нитей. Образую-
щиеся при этом локальные обрастания поверхности металла приво-
дят к появлению пар неравномерной аэрации и, следовательно, к
возникновению язв. Эти бактерии — аэробы, т,е, они развиваются
только в присутствии кислорода, но для их развития достаточно даже
небольших концентраций О2, Если развитие бактерий происходит в
щели или питтинге, где возможно образование кислой среды (осо-
бенно для нержавеющих сталей), то образуются растворимые про-
дукты окисления железа бактериями. Ионы Fe3+ являются в кислой
среде эффективными деполяризаторами, В их присутствии коррозия
усиливается [83], Эти бактерии развиваются в воде с pH 4—7 и тем-
пературой от 5—40 °C, Это типичные условия теплосети во время
ремонтных работ. Железобактерии в основном являются автотрофа-
ми, но существуют и гетеротрофные бактерии, потребляющие орга-
нические вещества,
Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) восстанавливают
ионы SOf ДО сероводорода H2S и сульфидов. Считается, что при этом
143
СВБ потребляют водород [84], хотя существуют и другие мнения.
Для жизнедеятельности СВБ необходимо наличие сульфатов в воде,
СВБ — анаэробы, но они могут существовать под осадками и при
небольшом содержании кислорода в воде. Влияние СВБ на процес-
сы коррозии связано с выделением H2S, реагирующего с продукта-
ми коррозии с образованием FeS, Образующаяся пленка FeS имеет
структуру пирита и является защитной, но со временем меняет
структуру и переходит в рыхлый кансит, который не только не защи-
щает металл от коррозии, но образует с железом микрогальвани-
ческую пару, где кансит является эффективным катодом, а железо
быстроразрушающимся анодом. Кроме того, при наличии в воде
ионов Fe2+ сероводород, образующийся при восстановлении серы,
создает непосредственно в объеме среды тонкодисперсную взвесь
сульфида железа. Эта взвесь резко растормаживает протекание
кислородной деполяризации [84], В то же время в деаэрированной
воде влияния сульфидов не обнаруживается, и коррозионное
действие СВБ обусловлено окислением выделяющегося в ходе ка-
тодной реакции водорода [85],
Тионовые (сероокисляющие) бактерии могут существовать и
при очень малых содержаниях кислорода в воде. Энергию для пост-
роения клеточного вещества эти бактерии получают в процессе
окисления серы или серосодержащих соединений до сульфат-ионов
и H2SO4, которая вызывает сильное подкисление окружающей бак-
терии среды. Концентрация вырабатываемой бактериями H2SO4
может составлять до 10%, Некоторые тионовые бактерии окисляют
FeSO4 до Fe2(SO4)3, который выступает как активный окислитель в
катодных процессах. Ионы Fe3+, принимая электроны в катодном
процессе, восстанавливаются до ионов Fe2+, которые затем снова
окисляются тионовыми бактериями до ионов Fe3+, За счет этого в
присутствии тионовых бактерий катодный процесс может протекать
с высокой скоростью. Нитрифицирующие бактерии в процессе сво-
ей жизнедеятельности используют NH3, образуя HNO2, Перечень
основных типов коррозионно-опасных бактерий с указанием опти-
мальных условий их жизнедеятельности приведен в табл, 8,1, сос-
тавленной по литературным данным 70-х — начала 80-х годов [86],
Из таблицы видно, что уровень знаний о температурных условиях
метаболизма бактерий, который существовал в конце 70-х годов, не
позволяет относить повреждения теплосети (особенно в подающих
трубопроводах) к микробиологической коррозии,
144
Таблица 8.1,
Условия физиологической активности микроорганизмов [86]
Физиологическая группа и тип бактерий Основной продукт восстановления (окисления) Условия жизнедеятельности
pH* Температура*, X
Сул ьфатво сстанав л ив а - ющие, анаэробные Сероводород, сульфиды СЛ СТ5 1 1 со -ч 25-40 2-65
Тионовые Серная кислота 2-4 5-9 28-30 18-37
Желез о ба ктерии, аэробные Гидроксид железа 4-10 4-10 24 5-40
Нитрифицирую щие бактерии Азотистая и азотная кислоты 7-8 5,5—8,2 26-40 4-60
Тиосульфатоки сляю щие, аэробные Сера, сульфат-ионы 7 7-9 30 29-31
Сапрофитные микроор- ганизмы СО2, органические кислоты 5-8 6-7,5 25-37 4-41
* — Верхняя строка — оптимальный интервал жизнедеятельности бактерий,
нижняя строка — допустимый интервал их жизнедеятельности.
8.2. Исследования микробиологической коррозии
в условиях теплосети
Микробиологические процессы в системах теплоснабжения в
последние годы начали изучать в связи с возможным их влиянием на
качество горячей воды у потребителей. В основном это касается
открытых систем теплоснабжения с непосредственным отбором во-
ды из теплосети на горячее водоснабжение. Было показано, что
присутствие бактерий влияет на органолептические свойства воды
(запах, цветность), лимитирующиеся действующими нормами каче-
ства питьевой воды [18], Самарским городским центром Санэпи-
демнадзора при участии ВТИ (Пшеменский А.А,) проводилось ис-
следование показателей качества горячей воды в г, Самаре, Запах
сероводорода (результат деятельности СВБ) часто появлялся в воде
при осеннем включении систем отопления. Анализы сетевой воды
показали, что содержание H2S в квартальных тепловых сетях сос-
тавляло в среднем 0,06 мг/кг, В воде, находящейся в холодных ото-
пительных батареях, содержание H2S в летний период было на
порядок выше: 0,26—0,69 мг/кг. По данным ТЭЦ ВАЗ (г. Тольятти)
145
запах сероводорода также, в основном, появлялся при включении
отопления, В г, Ростов-на-До ну в летний период вода в батареях
отопления имела запах H2S, Это показывает, что в застойных зонах
теплосети при относительно низких температурах могут реально су-
ществовать и развиваться СВБ,
Бактериям для своего развития необходимо закрепиться на по-
верхности металла. Интенсивное движение воды может этому пре-
пятствовать [87], Поэтому микробиологическая коррозия часто про-
текает в застойных зонах. Мешает бактериям развиваться и плотно
прилегающий к поверхности металла слой продуктов коррозии [87],
В 1983—1985 гг, институтом микробиологии АН СССР было
проведено исследование продуктов коррозии на внутренней поверх-
ности трубопроводов Тепловых сетей Мосэнерго [88], В продуктах
коррозии были обнаружены сульфатвосстанавливающие микроор-
ганизмы Desulfotomaculum nigrificans и серовосстанавливающие
бактерии рода Thermoproteus. По зарубежным данным, опублико-
ванным в последние годы, в тепловых сетях также были обнаруже-
ны микроорганизмы, В обзоре [89] указывается, что в сетевой воде
датских систем теплоснабжения количество бактерий по данным
метода флуоресцентной микроскопии находилось в пределах
8,5’ 103—9,7' 10Б клеток/см3, Существенно, что количество бакте-
рий в воде разных систем теплоснабжения может различаться
более, чем в 100 раз. Большая часть бактерий не находится в воде,
а образует на поверхности металла биопленки. Биопленки были
экспериментально обнаружены при микроскопическом анализе
труб систем теплоснабжения. Микробиологической коррозии под-
вергаются в датских системах теплоснабжения такие металлы как
чугун, низкоуглеродистая сталь, алюминий и медь, хотя ранее счита-
лось, что медь является ядом для микроорганизмов, В ходе микро-
биологического обследования в 6 из 9 датских систем теплоснабже-
ния были обнаружены СВБ, в т,ч, термофильные и мезофильные
бактерии. Тот факт, что СВБ не были обнаружены в трех остальных
системах, не доказывает, по мнению авторов, их отсутствия; воз-
можно не удалось извлечь из трубопроводов достаточное количест-
во СВБ для их определения, В то же время в [89] не приведены
конкретные данные о связи между наличием в теплосети микроор-
ганизмов и коррозией металла.
Работа, проведенная ВТИ совместно с Тепловыми сетями Мос-
энерго, показала, что высокая повреждаемость трубопроводов
146
теплосети от внутренней коррозии связана с использованием для
подпитки теплосети москворецкой воды. Предполагалось, что одной
из возможных причин повреждаемости является микробиологиче-
ская коррозия. Жизнедеятельность многих микроорганизмов угне-
тается при повышенных значениях pH воды [84], Поэтому как метод
борьбы с микробиологической коррозией ВТИ было рекомендовано
увеличение значения pH сетевой воды.
Более детальное исследование микроорганизмов, которые мог-
ли быть причиной внутренней коррозии трубопроводов теплосети,
проводилось в 1991 — 1997 гг, институтом микробиологии РАН при
участии Тепловых сетей Мосэнерго [90], Элементный и минерало-
гический анализы продуктов коррозии внутренней поверхности труб
показали, что верхние слои отложений преимущественно состояли
из аморфных и кристаллических оксидов железа разной структуры.
Под ними располагались темные слои магнетита, В воде и в отложе-
ниях были найдены группы термофильных коррозионно-опасных
микроорганизмов круговорота железа и серы. По мнению авторов
[90] в отложениях присутствовали железобактерии, разлагающие
органические вещества с образованием Н2О2, В нижних слоях отло-
жений были обнаружены также анаэробные СВБ, Отборы проб от-
ложений производились летом, когда вода в подающих магистралях
имела температуру - 80 °C, а в обратных ~ 40 °C, Подающие маги-
страли района № 2 Тепловых сетей Мосэнерго, вода которых имела
pH 9,6, характеризовались меньшим распространением бактерий,
чем в других районах, в то время как обратные магистрали этого
района имели ту же частоту распространения микроорганизмов, что
и в магистралях других районов с более низкой величиной pH сете-
вой воды.
Наличие бактерий и микроорганизмов в отложениях еще не да-
вало ответа на вопрос о влиянии микробиологической коррозии на
повреждаемость трубопроводов теплосети, С практической точки
зрения важно не участие микроорганизмов в процессе коррозии, а
эффект ускорения коррозионных процессов в присутствии микро-
организмов, Например, жизнедеятельность СВБ в чугунных радиа-
торах отопления практически не приводит к увеличению поврежда-
емости систем отопления, так как чугун обладает значительно более
высокой коррозионной стойкостью, чем углеродистая сталь.
Необходимо было оценить влияние микроорганизмов на процес-
сы коррозии в Тепловых сетях Мосэнерго и найти технологические
147
решения для минимизации их влияния. Известно достаточно много
методов борьбы с микробиологической коррозией в водных средах.
Среди них физические методы: радиация, ультрафиолетовое и
электромагнитное излучение; химические методы: стерилизация во-
ды хлором; озонирование; щелочение едким натром (для увеличения
pH воды), использование гексаметафосфата и органических бакте-
рицидов, Большинство этих методов в условиях Тепловых сетей
Мосэнерго, суммарный расход подпиточной воды которой превы-
шает 7000 м3/ч, реализовать невозможно. Наиболее простым
решением в данной ситуации было повышение величины pH сете-
вой воды с помощью дозирования едкого натра, которое было пред-
ложено ранее ВТИ,
Опубликованные в последние годы данные показывают, что
рост и размножение СВБ может происходить при значениях pH
сетевой воды 4—10, Однако постоянное увеличение значения pH
сетевой воды выше 10 является очень сложным мероприятием.
Институтом микробиологии РАН была предложена периодическая
дозировка щелочи в сетевую воду, что связано с приспособляе-
мостью бактерий к повышенным значениям pH сетевой воды. Под-
держание постоянно высокого значения pH сетевой воды
(9,5—10,0) может привести к появлению в теплосети стойких в ще-
лочной среде алкалофильных бактерий. На это указывает и наличие
бактерий в трубопроводах района № 2 Тепловых сетей Мосэнерго,
Периодическая дозировка щелочи должна была предотвратить
адаптацию бактерий к повышенным значениям pH,
Изучение процессов микробиологической коррозии в натурных
условиях на стендах ВТИ было затруднено, так как для жизнедея-
тельности микроорганизмов необходим постоянный подвод свежей
воды, содержащей питательные вещества. Поэтому для оценки вли-
яния микроорганизмов на процессы коррозии в Тепловых сетях Мос-
энерго и отработки антикоррозионных мероприятий на Сретенской
насосной станции был сооружен проточный промышленный стенд
(рис, 8,1), В стенде использовалась сетевая вода района № 1 Тепло-
сети Мосэнерго, Подпиточная вода для этого района готовится из
москворецкой воды с помощью Na-катионирования, Проток сете-
вой воды через стенд осуществлялся за счет перепада давлений
между подающей и обратной магистралями, В каждый контейнер
помещали по 12 кассет, в каждой из которых находилось по 5 образ-
цов из стали Ст,3 размером 50x20x2 мм, Скорость движения воды
148
4
Рис, 8.1. Схема промышленного стенда для исследования влияния
микробиологической коррозии:
1 — подающая магистраль; 2 — обратная магистраль; 3 — контейнеры с
образцами; 4 — бак раствора NaOH (2f5 ms); 5 — фильтры очистки
раствора NaOH; 6 — гидроструйные насосы подачи раствора NaOH в
контейнеры; 7 — охладитель рабочей воды насосов; 8 — охладитель
пробоотборных точек; 9 — расходомеры
через кассеты с образцами составляла -1,0 м/с. Контейнер № 1
являлся контрольным. Значение pH воды в этом контейнере не ре-
гулировалось, На вход в контейнеры №№ 2 и 3 подавался раствор
едкого натра для регулирования pH сетевой воды.
Было проведено три этапа стендовых испытаний. Перед каждой
серией образцы маркировали, шлифовали, обезжиривали, взвеши-
вали и устанавливали в кассеты. После окончания каждого этапа
образцы извлекали из контейнеров, очищали их от продуктов корро-
зии в ингибированной НС1 и взвешивали. Рассчитывали скорость
общей коррозии каждого из образцов и среднюю скорость общей
коррозии для всех образцов в кассете. Также определялась скорость
язвенной коррозии образцов. Для этого с помощью игольчатого ча-
сового индикатора на каждом образце измеряли глубину не менее 10
самых глубоких питтингов и полученные данные усредняли.
Первый этап испытаний проводился в марте-мае 1997 г. Его
продолжительность составила 1704 часа при температуре сетевой
воды не выше 82 °C, Основные параметры сетевой воды, протекав-
шей через контейнер № 1, приведены в табл, 8,2, Концентрация
149
хлоридов в воде составляла 20—40 мг/кг, концентрация сульфатов
25—40 мг/кг. Значение pH сетевой воды в период испытаний было
непостоянным (рис. 8,2), В контейнере № 2 с помощью дозирова-
ния из бака раствора едкого натра (10 г/кг) постоянно поддержива-
лась величина pH 9,2. В контейнере № 3 постоянно поддержива-
лась величина pH близкая к 9,5 (рис. 8,2.).
Таблица 8.2.
Показатели качества и температура сетевой воды района № 1
Теплосети Мосэнерго (эксплуатационные данные)
Месяц, год Температура прямой сетевой воды, “С Содержание кислорода, мкг/кг Общая жесткость, мкг-экв/кг Общая щелочность, мг-экв/кг
Мак- сималь- ная Сред- няя Мак- сималь- ная Сред- НЯЯ Мак- сималь ная Сред- няя Мак- сим аль ная Сред- НЯЯ
13-31.03.97 82,0 80,6 18 12 340 270 4,0 3,7
1-30.04.97 75,0 71,4 13 10 280 190 3,9 3,4
1-22.05.97 80,0 73,4 30 12 230 190 3,5 3,0
8-31.07.97 80,0 74,9 50 14 350 260 3,1 2,9
1-31.08.97 75,0 73,1 50 21 330 270 3,3 3,0
1-30.09.97 75,1 75,0 50 15 320 260 3,4 3,0
1-7.10.97 73,8 73,4 160 15 270 210 3,6 3,1
10-30,11.97 86,4 80,0 15 10 190 160 3,6 3,3
1-31.12.97 108,0 93,0 10 10 200 170 4,0 3,6
1-31.01.98 98,0 88,7 17 10 180 140 4,1 3,7
1-18.02.98 105,0 101,5 12 10 190 140 4,2 3,9
Внешний вид продуктов коррозии на образцах после испытаний
зависел от величины pH воды. В контейнере № 1 (без дозировки ед-
кого натра) продукты коррозии имели коричневатый цвет. Почти
вся поверхность образцов была покрыта небольшими наростами
высотой до 1,5 мм. В контейнере № 2 (pH 9,2) наросты занимали
меньшую площадь, чем на образцах из контейнера № 1, но высота
крупных наростов также достигала 1,5 мм. Цвет отложений, в ос-
новном, коричневатый, но на части площади образцов появлялись
участки гладкой поверхности синеватого и зеленоватого цветов, В
контейнере № 3 (pH 9,5) образцы, в основном, были покрыты
150
тонким слоем продуктов коррозии синеватого и зеленоватого цвета
(цвет отложений определялся интерференцией света в тонких
оксидных пленках). Наростов наблюдалось мало и высота их не пре-
вышала 0,5 мм.
После обработки образцов были рассчитаны величины средней
скорости общей и локальной коррозии образцов по каждому кон-
тейнеру Результаты определения скорости коррозии (табл. 8.3) со-
ответствовали результатам осмотра.
Таблица 8.3,
Скорость общей и локальной коррозии, мм/год, образцов
на различных этапах испытаний на промышленном стенде
Время испытаний Скорость коррозии Контейнер № 1 Контейнер №2 Контейнер №3
1-й этап март—май 1997 г. 1704 ч Общей Локальной Сетевая вода 0,1960 0,5744 pH 9,2* 0,1707 0,5942 pH 9,5* 0,1294 0,4969
2-й этап июль—октябрь 1997 г. 2208 ч Общей Локальной Сетевая вода 0,2117 0,3661 pH 9,5** 0,3202 0,3950 pH 9,5* 0,1740 0,2748
3-й этап ноябрь 1997 г.—февраль 1998 г. 2400 ч Общей Локальной Сетевая вода 0,1537 0,6160 pH 9,5** 0,1349 0,4858 pH 9,5* 0,0899 0,4407
— постоянное значение pH, ** — переменное значение pH.
На первом этапе уменьшение количества питтингов привело к
уменьшению скорости общей коррозии образцов в контейнере № 2
по сравнению с образцами в контейнере № 1, но не уменьшило ско-
рость локальной коррозии. Повышение величины pH до 9,5 привело
к снижению скорости как локальной коррозии (уменьшению глуби-
ны питтингов), так и общей коррозии (уменьшению глубины и коли-
чества питтингов на образцах).
На втором и третьем этапах испытаний проверялось влияние
постоянного и переменного повышения значения pH воды. Во всех
случаях значение pH воды было равным - 9,5. Продолжительность
второго этапа составляла 2208 часов (8.07—7.10 1997 г.) при тем-
пературе воды не более 80 °C. Продолжительность третьего этапа
составляла 2400 часов (10.11,97—18,02.98) и среднемесячная тем-
пература достигала 101,5 °C при максимальной среднесуточной
151
/ft 0J 2ft (Jj Jftft? /ft(M 20,0* MO* /ftO5 20,05 M.O5
prt
pH
Puc, 8.2. Изменение pH сетевой воды в контейнерах стенда:
1 — контейнер № 1 (контрольный); 2 — контейнер № 2; 3 — контейнер № 3
152
температуре 108 °C (в течение 2 суток). На втором и третьем этапах
величину pH воды в контейнере № 2 поддерживали переменной,
включая и отключая подачу раствора едкого натра (рис, 8,2), В кон-
тейнере № 3 значение pH поддерживали на уровне 9,5,
Результаты обработки образцов показали, что во всех случаях
при значении pH сетевой воды 9,5 (контейнер № 3) скорость и
локальной, и общей коррозии была ниже, чем в контейнере № 1 с
необработанной щелочью водой. Результаты, полученные в контей-
нере № 2 с переменным значением pH, не показали преимуществ
этого режима по сравнению с режимом постоянного щелочения до
pH 9,5, Скорость общей и локальной коррозии образцов в контей-
нере № 2 была выше, чем в контейнере № 3, Более того, во второй
серии испытаний скорость коррозии образцов в контейнере № 2
оказалась выше, чем в не обработанной щелочью сетевой воде.
Возможно это связано с остановкой стенда на втором этапе испыта-
ний, В результате во всех контейнерах более 10 суток находилась
необработанная щелочью вода с неизвестным содержанием кисло-
рода, Кроме того, на 2-м этапе концентрация О2 в сетевой воде
возрастала до 160 мкг/кг (см, табл, 8,2), Поэтому сравнение
результатов 2-го этапа с результатами других этапов испытаний не-
корректно.
Сравнение результатов первого и третьего этапов испытаний,
проведенных при различных температурах сетевой воды, показало
следующее, В контейнере № 1 увеличение температуры сетевой во-
ды на 3-м этапе привело к уменьшению скорости общей коррозии
образцов на 30% скорости общей коррозии и к небольшому увели-
чению по сравнению с первым этапом скорости локальной корро-
зии, Это связано с описанным в п, 3,3,3 влиянием дегидратации и
упрочнением железооксидных пленок при увеличении температуры,
В контейнере № 3 (при постоянном pH 9,5) увеличение температу-
ры на 3-м этапе приводило к дегидратации уже упрочненных за счет
влияния pH железооксидных пленок. Поэтому, в отличие от ситуа-
ции в контейнере № 1, увеличение температуры уменьшало
скорость как общей, так и локальной коррозии.
Необходимо отметить высокую воспроизводимость результатов
определения скорости общей коррозии образцов: только 2% изме-
рений имели отклонение от средней величины более 30%,
Все полученные в промышленном эксперименте результаты
объясняются закономерностями электрохимической коррозии.
153
Режим периодического дозирования едкого натра в сетевую воду не
выявил преимуществ этого технологического решения по сравне-
нию с режимом поддержания постоянно высокого значения pH
сетевой воды, В соответствии с предложенной микробиологами
постановкой данного исследования это свидетельствует о незначи-
тельном влиянии микробиологической коррозии на повреждаемость
подающих трубопроводов Тепловых сетей Мосэнерго, Следователь-
но, повреждаемость подающих трубопроводов, составляющая 85%
всех повреждений от внутренней коррозии, связана с электрохими-
ческой коррозией.
Глава девятая
Образование отложений на внутренней
поверхности трубопроводов теплосети
9.1. Причины образования отложений
и их защитные свойства
Одной из причин образования отложений на внутренней пове-
рхности труб является коррозия металла. Оборудование систем
теплоснабжения, контактирующее с сетевой водой, выполнено,
преимущественно, из углеродистых сталей и латуней. Скорость
коррозии латуни в условиях теплосети значительно ниже, чем угле-
родистой стали. Содержание легирующих добавок в углеродистых
сталях невелико и поэтому продукты коррозии металла в системах
теплоснабжения состоят, в основном, из оксидов железа.
Коррозионное воздействие воды на металлы сильно зависит от
свойств пленок на поверхности металла. Даже обычная пленка про-
дуктов коррозии железа, образующаяся при комнатной температу-
ре в природной воде, является в некоторой степени защитной (см.
§ 1,3). При повышении температуры воды защитные свойства таких
пленок увеличиваются, но в реальных условиях теплосети они дале-
ко не всегда могут обеспечивать действенную защиту металла от
коррозии.
Свойства железооксидных пленок зависят также от значения
pH воды, В условиях теплосети их защитные свойства резко повы-
шаются с увеличением значения pH, Это связано с влиянием pH на
структуру и состав железооксидных слоев продуктов коррозии на
поверхности металла [1], Стендовые исследования ВТИ показали,
что на углеродистых сталях в деаэрированной сетевой воде при раз-
ных значениях pH над язвами образуются продукты коррозии с раз-
личными свойствами. Продукты коррозии, образованные при значе-
ниях pH 9,5, не обладают магнитной восприимчивостью, в то время
как при pH 8,5—9,0 продукты коррозии имеют магнитные свойства.
Кроме того, изменяется и прочность слоев продуктов коррозии, обра-
зующих наросты над язвами. При значениях pH воды ниже 9,0 нарос-
ты прочно удерживались на поверхности электрода, а при значении
155
pH 9,5 наросты при вращении электрода расплывались и выглядели
как параллельные друг другу отдельные кольца на цилиндрической
поверхности образца. Изменение структуры продуктов коррозии
подтверждается и опытом района № 11 Тепловых сетей Мосэнерго.
После введения подщелачивания сетевой воды и увеличения значе-
ния pH с 8,5-8,7 ДО 9,5 прочность наростов продуктов коррозии на
поверхности трубопроводов значительно уменьшилась.
Помимо соединений железа в пленках на внутренней поверх-
ности труб теплосети могут находиться практически все слабораст-
воримые соединения, которые также могут влиять на защитные
свойства пленок. Однако до настоящего времени не было попыток
систематического исследования состава отложений. Одной из при-
чин этого, по-видимому, являлось представление о том, что подав-
ляющая часть труднорастворимых при повышенных температурах
соединений, например СаСО3, осаждается, в основном, на поверх-
ностях нагрева теплообменного оборудования, В действительности
это неверно. Осаждение СаСО3 на металле происходит вследствие
пересыщения воды относительно этого соединения при нагреве ее в
теплообменном оборудовании. При этом величина пересыщения с
увеличением значения pH возрастает вследствие повышения конце-
нтрации карбонатных ионов (см. рис, 2,1), Для оценки возможнос-
ти образования карбонатных отложений в трубопроводах теплосети
важна не только накипеобразующая способность сетевой воды, но и
скорость процесса осаждения СаСО3. Применительно к процессам,
протекающим в выпарных аппаратах, показано [91], что скорость
образования твердой фазы СаСО3 в воде мала. Процесс кристалли-
зации СаСО3 протекает при температуре 70 °C в течение несколь-
ких часов, а при температуре 135 °C — приблизительно 15 мин, В
то же время продолжительность пребывания воды в трубках сете-
вых подогревателей составляет не более 16 с [92], а в водогрейных
котлах — несколько минут. Например, для котла ПТВМ-100 при
работе по основной схеме (расход воды 1200 м3/ч) время пребыва-
ния воды в котле равно 1,75 мин, а при работе по пиковой схеме
(расход воды 2400 м3/ч) — 52 с. Можно предположить, что только
небольшая часть от общего количества карбоната кальция, которое
может выпасть из пересыщенной этим соединением воды, осажда-
ется в теплообменном оборудовании.
Для проверки этого предположения ВТИ совместно с хими-
ческой лабораторией предприятия «Ростовэнергоналадка» были
156
проведены следующие опыты [93]. В ростовской теплосети, имею-
щей на внутренней поверхности труб слой кальциевокарбонатных
отложений, определялось изменение общей и кальциевой жесткос-
ти сетевой воды при различных параметрах водно-химического ре-
жима, Известно, что с помощью применяемого в энергетике метода
трилонометрического анализа не удается определить изменение
жесткости воды, проходящей через сетевые подогреватели, несмот-
ря на происходящие в них процессы образования накипи. Поэтому
анализ жесткости воды проводился в прямой сетевой воде на ТЭЦ и
в подающем трубопроводе теплосети на расстоянии 8,5 и 14,3 км от
теплоисточника (соответственно 1,5 и 3,2 часа движения воды от
ТЭЦ), Анализы воды проводились в двух режимах (приводятся ус-
редненные данные): а) температура 67 °C, общая щелочность
0,275 мг-экв/кг, общая жесткость 3,2 мг-экв/кг, кальциевая жест-
кость 2,0 мг-экв/кг, сульфаты 300 мг/кг, хлориды 150 мг/кг, сили-
каты 4 мг/кг, pH 9,15; б) температура 82 °C, общая щелочность
0,36 мг-экв/кг, общая жесткость 3,6 мг-экв/кг, кальциевая жест-
кость 2,5 мг-экв/кг, pH 9,7, содержание сульфатов, хлоридов и си-
ликатов то же. В первом случае было зафиксировано увеличение
общей и кальциевой жесткости сетевой воды на 0,1—0,2 мг-экв/кг
по сравнению с жесткостью воды на выходе из ТЭЦ, во втором слу-
чае — уменьшение жесткости на ту же величину. Причем надежно
эти изменения были зафиксированы только на расстоянии 14,3 км
от ТЭЦ. При измерениях на расстоянии 8,5 км от ТЭЦ изменение
кальциевой жесткости было близко к ошибке анализа. Следова-
тельно, процессы осаждения СаСО3 в системах теплоснабжения
значительно растянуты во времени и большая часть карбоната
кальция образует отложения в трубопроводах теплосети. Наличие
пленок СаСО3 на внутренней поверхности трубопроводов способно
оказывать большое влияние на коррозионные процессы, так как эти
пленки могут являться барьером, препятствующим доступу кисло-
рода к металлу и, соответственно, тормозить скорость катодного
процесса коррозии стали. Например, давно используется защита от
коррозии водопроводных труб с помощью образования на их внут-
ренней поверхности пленки СаСО3 [94], но в условиях теплосети
это антикоррозионное мероприятие не применялось.
Возможность пересыщения сетевой воды карбонатом кальция и,
соответственно, осаждения СаСО3 на внутренней поверхности тру-
бопроводов зависит при прочих равных условиях от ее кальциевой
157
жесткости. Поэтому далее отдельно рассматриваются эксплуатаци-
онные данные по составу пленок на поверхности труб, образован-
ных при Na-катионировании подпиточной воды теплосети (кальци-
евая жесткость не более 0,2 мг-экв/кг) и при применении других
методов водоподготовки, когда кальциевая жесткость воды может
достигать нескольких мг-экв/кг.
9.2. Состав отложений в сетевой воде с высокой
жесткостью
Состав отложений, образующихся в сетевой воде с высокой жест-
костью, исследовался в теплосети г. Ростов-на-Дону в 1994—1995 гг,
[93], Для сравнения были выбраны два района теплосети, имеющие
различные водно-химические режимы (табл, 9,1) и один водоисточник
— река Дон. Для исходной воды характерно высокое содержание
сульфатов (250—350 мг/кг) и хлоридов (170—230 мг/кг).
Исследование состава отложений на внутренней поверхности
труб теплосети проводилось с помощью химического анализа. Од-
новременно определялось удельное количество отложений и их
плотность, В связи с тем, что подавляющее количество поврежде-
ний металла от внутренней коррозии происходит на подающих тру-
бопроводах теплосети, отложения отбирали на вырезках из подаю-
щих трубопроводов. Отбор проб отложений производился с верхней
или боковой части внутренней поверхности труб, кроме одного слу-
чая, оговоренного особо (табл. 9,2),
Таблица 9.1,
Методы подготовки и показатели качества сетевой воды в различных
районах ростовской теплосети
Район Метод водоподготовки pH Щоб, мг-экв/кг Жоб, мг-экв/кг ЖСя, мг-экв/кг
Западный Известкование с подкислением (подкисление с 1986 г.) + деаэ- рация) 10/} (1975-1985 гг.) 8,4-8,73 (1986-1990 гг.) 8,9-9,34 (1990-1995 гг.) 0,3 4,3 2,5
Цент- ральный Известкование 4- деаэрация 9,3-10,5 0,7 4,2 2,7
158
Результаты анализа ряда проб однотипных отложений приведе-
ны в табл. 9.2, Вырезки из трубопроводов центрального района про-
изводились на расстоянии не более 2 км от ТЭЦ. Как видно из табл.
9.2, поз. 1, длительный контакт теплопроводов с водой, имеющей
высокое значение pH, привел к образованию двухслойных отложе-
ний, Удельное количество отложений в верхнем слое белого цвета
составляло 6000—7000 г/м2, в отдельных случаях достигало
13860 г/м2. Рентгенофазовый анализ показал, что верхний слой
состоял, в основном, из карбоната кальция в форме кальцита. На-
личие магния и кремния в этом слое связано с осаждением на пове-
рхности труб совместно с карбонатом кальция гидроксида и силика-
та магния.
Таблица 9.2.
Химический состав отложений на внутренней поверхности подающих
трубопроводов ростовской теплосети
№ поз. Район Период работы Слой отло- женнй Состав отложений, %
Fe2O3 СаО СаО+ MgO SiO2 so3 (общ) ппп*
1 Цент- ральный 1970- 1994 Суммарный Верхний Нижний 32,6 3,1-53 52-69 11,3 14-18 6,5-7 20,1 22-31 7,6-10 10,4 11-25 2-9,6 0,81 0,4-1,1 0,3-0,8 20,5 25-30 8-11
2 Запад- ный 1975- 1993 Суммарный Верхний Нижний 64,5 21-30 72-90 5,9 22-24 0 7,7 35-38 2,6-5 8,1 14-20 3-3,6 2,3 1,8-2,7 1,5-1,7 9,4 22-23 4-6,6
3 Запад- ный** 1975- 1993 Суммарный 93,0 0 1,7 L8 1,3 2,9
4 Запад- ный 1989— 1995 Суммарный 85,6 3,5 5,0 5,1 OJ 0,6
* — потери при прокаливании.
** — отложения отобраны с нижней образующей трубы, в остальных случа-
ях (поз. 1,2,4) отложения отбирали с верхней или боковой поверхности труб.
Количество оксидов железа в верхнем слое отложений не пре-
вышало 6%, Плотность этого слоя составляла 1,7—2 г/см3. Под
верхним слоем отложений находился слой, в основном, коричневого
цвета (рис, 9.1, а). На части поверхности трубы он полностью отсу-
тствовал. Толщина слоя не превышала 1,5 мм, но в некоторых мес-
тах в нижнем слое образовывались наросты черного цвета высотой
до 5 мм. Удельное количество отложений в нижнем слое составляло
159
~ 800 г/м2, плотность отложений - 2,8 г/см\ Основным компонен-
том этого слоя являлись ферромагнитные соединения железа
(по-видимому, магнетит). Вид нижнего слоя отложений определял
состояние металла под ним, В тех местах, где темный слой отсут-
ствовал, поверхность металла не была затронута коррозией, в то
время как при наличии темного слоя на поверхности стали наблюда-
лись следы коррозионных поражений. Под наростами черного цве-
та, «проросшими» внутри верхнего слоя отложений, располагались
язвы глубиной до 1,5 мм. Внешний вид отложений в трубопроводах
центрального района представлял волнистую поверхность. Мини-
мальная толщина суммарного слоя в зависимости от количества
отложений в верхнем слое колебалась от 3—6 до 9—10 мм, макси-
мальная высота наростов (от поверхности металла) составляла,
соответственно, 12 и 25 мм. Расположение наростов верхнего слоя
и расположение коррозионных язв не совпадало. Структура отло-
жений не зависела от срока службы труб. Мощные толщиной 10 мм
и более слои СаСО3 характерны и для теплосетей других городов,
Рис, 9.1, Схематическое изображение слоев отложений на внутренней
поверхности трубопроводов теплосети Центрального (а)
и Западного (б) районов г. Ростов-на-Дону:
1 — металл трубы; 2 — слой, состоящий в основном из оксидов железа;
3 — светлый слой соединений кальция и магния
160
в которых подпиточная вода подвергается известкованию без пос-
ледующего подкисления.
Наибольший интерес представляют данные, полученные при
изучении состава пленок на внутренней поверхности труб западного
района ростовской теплосети, где через 11 лет работы при высоком
значении pH сетевой воды было введено подкисление подпиточной
воды теплосети (см, табл, 9,1) и в течение 5 лет величина pH сете-
вой воды составляла 8,4—8,7, а затем была увеличена до 8,9—9,3,
Анализ отложений производился, в основном, на вырезках из труб
диаметром 1000 мм на расстоянии приблизительно 3 км от теплоис-
точника, На большей части периметра трубы отложения были
двухслойными, как и в центральном районе (верхний слой — свет-
лый с высоким содержанием карбоната кальция, нижний слой сос-
тоял из продуктов коррозии). Суммарная толщина слоя отложений
составляла 2—4 мм, высота наростов достигала 12 мм, удельное ко-
личество отложений было равным - 7000 г/м2 при плотности приб-
лизительно 3 г/см3. Структура суммарного слоя отложений в запад-
ном и центральном районах резко отличалась друг от друга (см,
табл, 9,2, поз, 2, рис, 9,1, б).
Верхний слой отложений из западного района, состоявший в
основном из СаСО3, имел рыжий цвет из-за легкого налета нанос-
ных оксидов железа. Толщина верхнего слоя составляла всего
1—3 мм. Слой был плотным и монолитным без видимых трещин и
разрывов. Под этим слоем находился мощный слой черного цвета,
состоявший, в основном, из ферромагнитных продуктов коррозии
стали (по-видимому, магнетита). Наросты в суммарном слое отло-
жений всегда совпадали с наростами в нижнем слое. Под наростами
находились язвы глубиной до 4 мм.
Очевидно, что до 1986 г, состав и структура слоя отложений на
внутренней поверхности труб западного района были такими же,
как и в центральном районе. Можно предположить, что снижение
величины pH сетевой воды в 1986 г, привело к частичному раство-
рению верхнего кальциевокарбонатного слоя. Прекращение нарас-
тания толщины слоя СаСО3 при снижении величины pH сетевой во-
ды подтверждается анализом отложений с участка трубы западного
района, эксплуатировавшейся с 1989 по 1995 гг, (табл, 9,2, поз, 4)
при pH 8,4—9,3 (см, табл, 9,1), Пленка на внутренней поверхности
трубы содержала 85% оксидов железа и менее 4% кальция.
161
Эта ситуация характерна и для других теплосетей с аналогич-
ными показателями водного режима. Например, в теплосети, пита-
ющейся от Саратовской ТЭЦ-5, длительное время поддерживается
водный режим со следующими параметрами: общая щелочность
2—2,6 мг-экв/кг, кальциевая жесткость - 2 мг-экв/кг, pH 8,4—8,6
(ранее значение pH было меньше). Отложения в трубопроводах
теплосети, в основном, железооксидные с содержанием кальция
не более 6%.
При сравнении структуры слоев отложений в центральном и
западном районах ростовской теплосети обращает на себя внима-
ние резкое увеличение глубины и количества язв на металле, а так-
же величины и количества наростов на внутреннем железооксидном
слое отложений внутри суммарного слоя. Такое отличие было ха-
рактерно для всех многочисленных вырезок из труб западного райо-
на, Причиной этого, очевидно, является развитие коррозионных
процессов на поверхности металла.
В процессе язвенной коррозии происходит подкисление среды
под наростом. Взаимодействие карбоната кальция с кислой средой в
надъязвенном пространстве приводило к постепенному растворе-
нию СаСО3 и образованию в глубине слоя карбоната кальция на-
ростов железооксидных продуктов коррозии. Это показывает, что в
условиях теплосети при пониженных значениях pH (например, для
регламентируемого ПТЭ для открытых теплосетей диапазона
8,3—9,0) уже имеющийся на металле слой кальциево-карбонатных
отложений не создает условий для надежной защиты стали от внут-
ренней коррозии.
На ряде труб западного района ростовской теплосети много-
слойная пленка, содержащая карбонат кальция, не полностью пок-
рывала периметр труб. На нижней образующей труб образовыва-
лась «дорожка» шириной 200—300 мм, где карбонатный слой отсу-
тствовал, Отложения на этой «дорожке» почти полностью состояли
из продуктов коррозии (табл, 9.2, поз. 3). В условиях западного
района в первую очередь на «дорожке», не имевшей слоя карбона-
та кальция, на поверхности металла возникали глубокие язвы,
перераставшие в свищи. Коррозионные язвы образовывали цепоч-
ки (см. рис, 6.12), при этом на «дорожке» могли быть одна или две
цепочки язв. Следовательно, зарождение язв не было связано
с подшламовой коррозией (хотя шлам на нижней образующей
присутствовал), а с нахождением в этом месте труб полос окалины
162
в состоянии поставки (см, § 6.2) или со строчечным выделением не-
металлических включений в поверхностном слое стали (см. § 6.4),
Само расположение цепочек язв именно на «дорожке», не име-
ющей защитного слоя карбонатных отложений, закономерно.
Представляют интерес причины образования таких «дорожек».
При простое оборудования теплосети в ремонтный период на ниж-
ней образующей труб остается вода. Поэтому можно предполагать,
что появление «дорожки», свободной от карбонатных отложений,
связано со стояночными режимами теплосети. Для проверки этого
предположения отложения из труб западного района (табл. 9.2,
поз, 2) поместили на два месяца в холодную сетевую воду этого
района теплосети. Вода контактировала с воздухом, что соответ-
ствует реальным условиям стояночного режима. В процессе выде-
ржки отложения растворялись. Постепенное растворение отложе-
ний связано со снижением значения pH воды за счет растворения
СО2 из воздуха. Скорость растворения была невелика и составила
за 2 месяца приблизительно 1% от количества отложений.
Таким образом, появление «дорожек» чисто железооксидных
отложений в трубах западного района связано с наложением двух
процессов: постепенного растворения слоя отложений карбоната
кальция по всему периметру трубы в рабочем режиме и растворени-
ем СаСО3 на нижней образующей трубы в стояночном режиме
(рис. 9,2), В то же время по данным осмотров трубопроводов, про-
водившихся сотрудниками ростовской теплосети, образование
«дорожки» могло быть связано и
с истирающим воздействием
шлама, транспортируемого сете-
вой водой, В условиях частичной
защиты остального периметра
трубы оставшимся на нем слоем
кальциево-карбонатных отложе-
ний вполне естественно усиление
процесса коррозии на нижней
образующей трубы, где такая
защита отсутствует. Некоторое
утонение слоя отложений СаСО3
в период простоя наблюдалось и
на нижней образующей трубо-
проводов теплосети центрального
Рис, 9.2, Схема, иллюстрирующая
влияние простоя трубопровода в
ремонтный период на растворение
кальциево-карбонатных
отложений:
1 — внутренняя поверхность
трубы; 2 — слой кальциево-
карбонатных отложений;
3 — вода
163
района. Однако в условиях постоянного наращивания слоя каль-
циево-карбонатных отложений в период работы теплосети при вы-
соком значении pH сетевой воды это не приводило к полному
удалению отложений СаСО3 на нижней образующей труб во время
простоя.
Данные по составу отложений в трубопроводах центрального и
западного районов ростовской теплосети позволяют предположить,
что кальциево-карбонатная пленка на внутренней поверхности труб
играет определенную роль в защите труб от внутренней коррозии.
Однако главным фактором, определяющим различие в развитии
коррозионных процессов в условиях теплосети, остается влияние
pH сетевой воды на защитные свойства железооксидных пленок
(см, также п, 10,4,1),
9.3. Состав отложений в натрий-катионированной
воде
В теплосети г. Ростов-на-До ну, кроме вышеописанных тепло-
вых районов, существуют районы, подпитывающиеся натрий-кати-
онированной водой (водоисточик — река Дон), Сетевая вода этих
районов имела в 1993 г. следующие показатели: pH 8,4—8,9; общая
щелочность 3,5 мг-экв/кг, общая жесткость 0,2 мг-экв/кг, кальци-
евая жесткость 0,1 мг-экв/кг. По описанной в § 9,2 методике отби-
рали и анализировали отложения из подающих трубопроводов этих
районов со сроком эксплуатации 17 лет (диаметр 300—500 мм).
Химический анализ состава отложений дал следующие результаты:
Fe2O3 73,7-75,3%; СаО + MgO 3,36-4,48%; СаО 2,1-3,5%;
SiO2 8,9—13,4%; SO3 1,5 —1,7%; потери при прокаливании
3,5—8,0%, При толщине слоя отложений 1—2 мм высота наростов
составляла до 10 мм. Плотность отложений была равной 3,5 г/см3.
Верхний слой отложений толщиной 0,1 мм имел темно-коричневую
окраску. Под ним находился черный слой ферромагнитных про-
дуктов коррозии (по-видимому, магнетита), толщина которого
определяла бугристость всего слоя отложений, В данном случае
пленка состояла, в основном, из продуктов коррозии данного участ-
ка металла. Под наростами оксидной пленки находились язвы
глубиной до 5 мм, В ряде случаев язвы различной глубины слива-
лись в сплошную область изъязвленного металла. Аналогичные
данные дал химический анализ отложений теплосети г, Экибастуза,
164
где теплосеть также подпитывалась натрий-катионированной во-
дой: соединения железа 80—95%, СаО 2—4%,
Все районы Тепловых сетей Мосэнерго используют натрий-ка-
тионированную подпиточную воду. Состав отложений на внутренней
поверхности подающих трубопроводов районов московской тепло-
сети изучался ВТИ в 1990—1991 гг. Исследования состава и струк-
туры отложений проводились методами рентгенофазового анализа
(РФА) и электронно-зондового микроанализа (ЭЗМА), Отложения
на внутренней поверхности труб имели рыжевато-коричневую ок-
раску, их толщина составляла 0,1 — 1 мм, но наблюдались отдельные
наросты высотой до 15 мм, под которыми находились коррозионные
язвы. Результаты РФА показали, что отложения имели низкую сте-
пень кристаллизации и состояли, в основном, из рентгеноаморфных
соединений железа. Во всех образцах отложений присутствовала
кристаллическая фаза Fe3O4, почти все образцы содержали рентге-
ноаморфную фазу Fe2O3 ’ пН2О, В отдельных образцах была обна-
ружена фаза FeOOH, Существенных отличий в составе соединений
железа на трубах различных районов обнаружено не было. Вероят-
но, это было связано с тем, что отбор образцов отложений произво-
дился зачастую через несколько недель после вырезки труб и в те-
чение этого времени могла происходить трансформация соединений
железа в отложениях, в частности их окисление кислородом возду-
ха, ЭЗМА осуществлялся на микроанализаторе «САМЕВАХ», сов-
мещающем сканирующий электронный микроскоп с анализатором
рентгеновского излучения. При анализе химического состава отло-
жений использовалось сканирование электронным лучом поверх-
ности образцов по площадям порядка 0,5x0,5 мм. Глубина проник-
новения электронов в образец была порядка 1 — 10 мкм. Таким об-
разом, исследовался элементный состав очень тонкого поверхност-
ного слоя,
С помощью электронно-зондового микроанализа изучали темп-
леты размером 17х 17 мм, вырезанные из трубопроводов теплосети,
ЭЗМА поверхности труб, очищенной от продуктов коррозии, пока-
зал значительные отличия в составе сталей. Содержание марганца
изменялось от 0,16 до 1,74%, а содержание кремния от нуля до
1,72%, Сравнение состава сталей труб, проложенных в довоенные
годы, с составом металла трубопроводов, смонтированных в 60—70-х
годах, показало, что содержание марганца в них практически одина-
ково, но содержание кремния в довоенных трубах было более низким.
165
низким. Это согласуется с полученными нами данными химического
анализа металла труб различного года выпуска (см, § 3,2), Результа-
ты ЭЗМА отложений показаны в табл, 9,3, Состав отложений на
различных образцах одного и того же района теплосети несколько
различался, поэтому в таблице для каждого элемента указан диапа-
зон изменения его содержания. Как видно из табл, 9,3, состав отло-
жений связан с протекающими в теплосети процессами. Отложения
состояли как из продуктов коррозии стали, протекающей непосред-
ственно в месте отбора проб (железо, частично марганец), так и из
наносных продуктов коррозии (железо, марганец, цинк, медь).
Часть отложений составляли содержащиеся в воде соединения,
осаждающиеся на поверхности труб вследствие своей низкой раст-
воримости или за счет соосаждения с другими веществами. Высокий
разброс содержаний различных элементов в пленке свидетельству-
ет о неоднородности ее поверхностного слоя.
Таблица 9.3,
Химический состав верхнего слоя отложений на внутренней
поверхности подающих трубопроводов Тепловых сетей Мосэнерго
по данным ЭЗМА (%)
Компонент отложений № района
1 2 3 7 8
Fe2O3 91,1-95,3 4,6-15,1 59,8—88,2 72,6-92,0 65,0-89,0
МпО Следы — 2,0 1,8-2,6 0,3-0,6 0,9-4,5 1,7-2,9
ZnO Следы — 2,5 Следы — 0,6 Следы - 1,4 0,6-5,8 0-4,5
СаО 0-0,6 32,8-47,0 0,1-5,0 1,0-1,8 0,4-4,5
СиО 0-0,2 0-0,7 0,9-1,1 0,3-0,8 0,3-0,5
MgO 0 3,1-13,6 0 0 0
РаОэ 0—1,4 2,4-36,2 0 0-1,5 0-1,9
SiO, 1,6-3,5 9,0-28,2 1,1-25,6 4,3-11,1 3,0-11,4
Ala О3 0—1,8 0-2,9 0-10,4 0 0-13,9
S Следы Следы Следы — 2,5 0,02-0,5 0-0,06
Cl 0 0-0,4 Следы — 0,4 0-0,16 Следы —1,2
Примечания: Значения pH сетевой воды в районах Теплосети Мосэнерго
(данные 1989 г,): район №1 — 8,2—8,4, район №2 — 9,4—9,5, район №3 —
8,3-8,7, район №7 — 8,7-9,0, район №8 — 8,5-8,6.
166
При анализе данных табл, 9,3 районы Тепловых сетей Мос-
энерго были разделены на две группы: в первую группу входят райо-
ны №№ 1,3,7,8, где значение pH сетевой воды поддерживается на
уровне 8,2—9,0; а во вторую группу — район № 2 с pH сетевой во-
ды 9,4—9,5, В районах с относительно низкими значениями pH се-
тевой воды отложения, в основном, состояли из оксидов железа с
содержанием кальция не более 4,5% и фосфора менее 2%, В райо-
не № 2 с pH сетевой воды 9,4—9,5 образуется смешанная пленка из
оксидов железа и соединений кальция, содержащая также значи-
тельное количество магния, фосфора и кремния. Если СаСО3 осаж-
дался на поверхности труб вследствие своей низкой растворимости,
то остальные соединения, по-видимому, осаждались совместно с
карбонатом кальция, С помощью ЭЗМА изучался также состав на-
ростов продуктов коррозии над язвами на наружной (обращенной к
воде) и на внутренней (обращенной к металлу) сторонах. При этом
внутренняя выпуклая поверхность наростов была только краем
надъязвенного пространства. Результаты анализов приведены в
табл, 9,4, В районе № 2 внешний слой наростов, также каки пове-
рхность трубопроводов (табл, 9,3), содержал значительное количе-
ство кальция и магния. Магистрали района № 2, из которых выре-
зались образцы для ЭЗМА, были смонтированы в 1970—1974 гг,, в
то время как остальные вырезки образцов производились из маги-
стралей сооружения 1937—1970 гг. Поэтому накопление соедине-
ний кальция и магния на внешней стороне наростов на трубах райо-
на № 2 не связано с продолжительностью эксплуатации трубопро-
водов. На внутренней стороне наростов соединения кальция и маг-
ния практически отсутствовали, а содержание оксидов железа было
не менее 92%, В районе № 7 (pH сетевой воды 8,7—9,0) соедине-
ния железа превалировали и на внешней стороне наростов,
В предшествовавшие обследованию годы (1985—1989 гг,) во
всех районах Тепловых сетей Мосэнерго общая жесткость сетевой
воды постоянно находилась на уровне 270—450 мкг-экв/кг. Общая
щелочность сетевой воды в районах №№ 1,3,7,8, была почти оди-
наковой (2,7—3,1 мг-экв/кг), в то время как в районе № 2 щелоч-
ность сетевой воды составляла 1,3 мг-экв/кг. Следовательно, кар-
бонатный индекс сетевой воды был в районе № 2 ниже, чем в
остальных районах. Однако за счет более высокого значения pH се-
тевой воды в районе № 2, вода становилась пересыщенной относи-
тельно СаСО3 и на поверхности труб образовывалась смешанная
167
железооксидная кальциево-карбонатная пленка. Таким образом,
высокие значения pH даже в условиях натрий-катионирования под-
питочной воды теплосети могут приводить к осаждению карбоната
кальция на внутренней поверхности подающих трубопроводов теп-
лосети (см, также п, 10*4,1),
Таблица 9.4,
Химический состав внешнего и внутреннего слоев наростов продуктов
коррозии на внутренней поверхности труб Теплосети Мосэнерго
по данным ЭЗМА
№ рай- она Слой нароста Состав отложений, %
е*5 О сч V [L МпО ZnO СнО СаО MgO ю О о <л о" <л □
Внешний 62,0 0,6 Сл, 0 20,5 7,8 2,1 6,2 2,6 Сл, Сл*
2 Внут- ренний 92,4 0,4 0 0 0,5 0,4 1,1 3,0 0,5 1,1 0,4
Внешний 97,6 L0 0,6 0 0 0,3 0 0,3 0 Сл. 0
7 Внут- ренний 98,3 0,5 0,4 Сл, 0 0 0 0,3 0 Сл, Сл*
Примечание: Сл* — следы.
Изложенные в § 9,2, 9,3 данные показывают, что состав обра-
зующихся на внутренней поверхности подающих трубопроводов
теплосети отложений определяется кальциевой жесткостью, общей
щелочностью и значением pH сетевой воды. Однако, если соотно-
шение жесткости и щелочности сетевой воды удовлетворяет нормам
ПТЭ 1996 г,, то основным фактором является значение pH, При
подпитке теплосети водой с pH 8,3—9,0 отложения, в основном,
состоят из соединений железа (продуктов коррозии стали). При
подпитке теплосети водой с pH 9,5—10 отложения содержат кроме
оксидов железа значительные количества СаСО3, а также другие
соединения. Для натрий-катионированной сетевой воды с жест-
костью около 0,5 мг-экв/кг количество СаСО3 в отложениях может
достигать 50%, При использовании сетевой воды с жесткостью нес-
колько мг-экв/кг отложения, в основном, состоят из СаСО3 и об-
щее количество отложений может достигать - 14 кг/м2.
Глава десятая
Способы борьбы с внутренней коррозией
трубопроводов
10.1. Коррозионно-агрессивные и коррозионно-
безопасные воды
Приведенные в гл. 4 результаты исследований показывают, что
основными водно-химическими параметрами, влияющими на пов-
реждаемость трубопроводов теплосети от внутренней коррозии,
являются: содержание кислорода, значение pH, содержание сульфа-
тов и (в меньшей степени) хлоридов, щелочность воды. Абсолютная
величина каждого из этих параметров и их сочетание определяют аг-
рессивность сетевой воды по отношению к металлу труб теплосети.
Накопленный ВТИ промышленный и экспериментальный опыт, а
также результаты опроса предприятий тепловых сетей позволяет с
уверенностью говорить о наличии коррозионно-агрессивных вод, в
которых даже при выполнении норм ПТЭ повреждаемость от внут-
ренней коррозии высока, и коррозионно-безопасных вод, в которых
при выполнении норм ПТЭ отсутствуют повреждения трубопро-
водов.
Из полученной ВТИ информации от 149 предприятий теплосе-
тей была произведена выборка объектов, удовлетворяющих нормам
ПТЭ: содержание кислорода в подпиточной воде — менее
50 мкг/кг, в сетевой воде — менее 20 мкг/кг, величина pH в откры-
тых системах теплоснабжения 8,3—9,0, в закрытых системах теп-
лоснабжения 8,3—9,5. Использовались усредненные данные за пя-
тилетний период эксплуатации. В выборку вошел 41 объект. Было
показано [95], что объекты, где выдерживаются нормы ПТЭ, имели
в среднем высокую повреждаемость от внутренней коррозии
0,103 повр,/(км - год). В то же время 22 объекта из 41 не имели
повреждений от внутренней коррозии. Даже при более высоких
концентрациях кислорода 63 из 149 объектов не имели поврежде-
ний от внутренней коррозии.
Для разделения вод на коррозионно-агрессивные и корро-
зионно-безопасные в условиях теплосети могут быть использованы
169
номограммы, разработанные ВТИ (см, приложение 2). Номограм-
мы разработаны только для нормативного содержания О2 в сетевой
воде, т,е, для проектных организаций. Реально во многих тепловых
сетях содержание кислорода в сетевой воде выше нормативного.
Влияние концентрации кислорода на агрессивность воды очень
велико. Даже кратковременные «проскоки» кислорода могут при-
водить к резкому увеличению повреждаемости трубопроводов (см,
п. 5,1,3), Поэтому указанные номограммы могут быть использова-
ны только для приближенного разделения вод на коррозион-
но-агрессивные и коррозионно-безопасные, В настоящее время
отнесение сетевой воды к тому или иному классу опасности основы-
вается только на опыте эксплуатации системы теплоснабжения.
Для коррозионно-безопасных вод нет необходимости в прове-
дении каких-либо дополнительных антикоррозионных мероприятий.
Для коррозионно-опасных вод предотвращение повреждений от
внутренней коррозии может быть осуществлено за счет изменения
физико-химических параметров сетевой воды: уменьшения содер-
жания кислорода, повышения значения pH, изменения щелочности
воды, уменьшения содержания сульфатов и хлоридов в воде; а так-
же за счет ввода ингибиторов коррозии. Для отечественных систем
теплоснабжения характерны большие объемы, низкий уровень
плотности закрытых систем (присосы водопроводной воды состав-
ляют 5—10% от объема подпитки), значительные расходы подпи-
точной воды. Количество подпиточной воды, подготавливаемой на
ТЭЦ в крупных городах России, даже для закрытых систем может
достигать несколько тысяч кубометров в час. Поэтому такое анти-
коррозионное мероприятие, как уменьшение содержания сульфатов
и хлоридов в сетевой воде (обессоливание), не может быть исполь-
зовано по технике-экономическим соображениям.
Основные физико-химические параметры водного режима, на
которые можно влиять с целью уменьшения внутренней коррозии
трубопроводов — это значение pH и содержание О2 в сетевой воде.
Выбор химико-технологических мероприятий для конкретного объ-
екта (включая использование ингибиторов коррозии) базируется на
результатах стендовых экспериментов ВТИ на воде данного объек-
та в соответствии с разработанной методикой (см, § 4,2,4,3), В сле-
дующих разделах этой главы рассматриваются мероприятия, позво-
ляющие значительно снизить повреждаемость трубопроводов теп-
лосети от внутренней коррозии,
170
10.2. Уменьшение содержания кислорода в сетевой
воде
10.2,1. Пуги попадания кислорода в сетевую воду
Возможность постоянного поддержания концентрации кисло-
рода в сетевой воде на нормативном уровне определяется многими
факторами, зависящими от уровня эксплуатации тепловых сетей,
уровня повреждаемости трубопроводов теплосети от коррозии и от
соответствия проектных решений увеличивающейся со временем
присоединенной тепловой нагрузке. Пути попадания кислорода в
сетевую воду перечислены ниже.
Подпиточная вода теплосети является одним из основных, зак-
ладываемых в проект, путей попадания кислорода в сетевую воду. В
соответствии с ПТЭ [17] допускается содержание кислорода в
подпиточной воде 50 мкг/кг, в то время как в сетевой воде —
20 мкг/кг. Следовательно, уже изначально заложено, что 30 мкг/кг
кислорода расходуется на коррозию металла в тепловой сети. Ре-
ально эти нормы выдерживаются далеко не всегда. Результаты про-
веденного ВТИ опроса [96] показали, что содержание кислорода в
подпиточной воде объектов, использующих вакуумные деаэраторы,
в среднем на 26 мкг/кгвыше нормы (табл, 10.1).
Таблица 10.1,
Влияние типа деаэратора на содержание кислорода и железа
в сетевой воде
Параметр Усредненные по выборке параметры для теплоисточников
С атмосферными деаэра- торами С вакуумными или с ва- куумными и атмосферны- ми деаэраторами
Содержание О2, мкг/кг, в подпиточной воде в сетевой воде 49,3 27,1 75,8 52,2
Разность между концент- рацией железа в сетевой и подпиточной воде, мкг/к 238 362
pH сетевой воды 8,8 8,4
Количество объектов 69 73
171
Некачественная работа вакуумных деаэраторов приводит так-
же к снижению значения pH сетевой воды за счет неполного удале-
ния СО2 и повышению содержания в воде железа. В то же время
опыт многих ТЭЦ показывает, что вакуумные деаэраторы способны
работать эффективно и поддерживать концентрацию О2 в подпиточ-
ной воде не выше 20 мкг/кг. Мероприятия по совершенствованию
их эксплуатации изложены в [96]. Необходимо отметить, что для
качественной работы вакуумных деаэраторов их нагрузка не должна
превышать 70% от номинальной для деаэраторов горизонтального
типа и 40—50% от номинальной для деаэраторов вертикального
типа [97]. Модернизация атмосферных деаэраторов может произво-
диться в соответствии с [98].
Объемы подпитки теплосети оказывают большое влияние на
количество кислорода, вносимое с подпиточной водой в воду тепло-
сети и, следовательно, на коррозионные потери металла оборудова-
ния систем теплоснабжения, выполненного из углеродистых сталей.
Этим, в частности, объясняется большее количество железооксид-
ных отложений в водогрейных котлах открытых систем теплоснаб-
жения, подпиточные расходы в которых значительно больше, чем в
закрытых системах (см. § 2.3),
Для систем теплоснабжения закрытого типа, работающих на кор-
розионно-агрессивной воде, объемы подпиточной воды зависят от коли-
чества коррозионных повреждений теплосети. Возникает порочный
круг: чем больше повреждений тепловой сети, тем больше объем под-
питки, а чем больше объем подпитки, тем больше вносится в тепловую
сеть кислорода и тем больше повреждений. Решить эту проблему мож-
но путем изменения водно -химического режима теплосети, включая
применение ингибиторов коррозии, или за счет снижения концентрации
О2 в подпиточной воде до уровня значительно ниже нормативного. Нап-
ример, даже при нормируемом содержании кислорода в подпиточной и
сетевой воде и высоком значении pH сетевой вода (10,6) один из объ-
ектов проведенного ВТИ опроса за счет высокого содержания в воде
сульфатов и хлоридов имел повреждаемость от внутренней коррозии
0,1 повр,/(км ’ год). Известны случаи, когда даже уменьшение концент-
рации О2 в подпиточной воде до 20 мкг/кг не позволяло предотвратить
коррозионные повреждения трубопроводов тепловой сети, В этом слу-
чае для более глубокого удаления кислорода, по-видимому, целесооб-
разно применение каких-либо дополнительных деаэрирующих уст-
ройств, например электронно-ионообменных фильтров,
172
Присосы водопроводной воды в абонентских подогревателях
также приводят к повышению концентрации кислорода в сетевой
воде закрытых систем теплоснабжения. Через неплотности в подог-
ревателях в дневное время происходят утечки сетевой воды, а в
ночные часы при уменьшении водоразбора в системе горячего во-
доснабжения и увеличении давления в системе водопровода — при-
сосы водопроводной воды. Показателем увеличения присосов во-
допроводной воды является увеличение жесткости сетевой воды.
Одновременно с ростом жесткости происходит увеличение содер-
жания кислорода в сетевой воде.
Ниже приведены результаты расчета, показывающие какому
содержанию О2 в подпиточной воде соответствует количество кис-
лорода, вносимого в сетевую воду с присосами водопроводной воды
(при исходной концентрации кислорода в подпиточной воде
50 мкг/кг).
Темпера- тура во- допровод- ной воды, °C Эквивалентная концентрация О2 в подпиточной воде, мкг/кг, при присосах водопроводной воды (% от подпиточного расхода)
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
10 50 162 274 386 498 610 722 834 946 1058 1170
20 50 140 231 321 411 502 592 682 772 863 953
Величина присосов в абонентских кожухотрубных теплообмен-
никах, рассчитываемая по изменению жесткости сетевой воды, сос-
тавляет обычно 5—10% от подпиточного расхода. Таким образом,
присосы водопроводной воды могут вносить в сетевую воду количе-
ство кислорода, эквивалентное увеличению содержания О2 в подпи-
точной воде до 1000 мкг/кг. Поступающий с присосами кислород
попадает в обратные трубопроводы теплосети и, в основном, расхо-
дуется на коррозию именно в обратных магистралях. Коррозия
обратных трубопроводов тепловых сетей обычно близка к равно-
мерной и поэтому не так опасна, как локальная коррозия подающих
трубопроводов (см, п. 3,3.3). Однако опыт эксплуатации показыва-
ет, что при наличии присосов может увеличиваться содержание
кислорода и в прямой сетевой воде, что непосредственно влияет на
повреждаемость подающих трубопроводов. Кроме того, увеличива-
ется содержание железа в сетевой воде.
173
Аккумуляторные баки открытых систем теплоснабжения и ба-
ки запаса подпиточной воды закрытых систем при некачественной
защите воды от контакта с воздухом также создают опасность уве-
личения концентрации кислорода в сетевой воде и, соответственно,
увеличения скорости коррозии, РП, Сазоновым (ВТИ) проводились
измерения скорости коррозии стальных индикаторов, установлен-
ных до и после аккумуляторного бака ТЭЦ-7 Ленэнерго, имевшего
покрытие внутренней поверхности и работавшего при температуре
75—80 °C, Скорость коррозии индикаторов при практически одина-
ковой температуре воды составляла 0,015 г/(м2'ч) перед баком и
0,11 г/(м2' ч) за баком. Таким образом, аэрация воды в баках-акку-
муляторах может приводить к увеличению скорости коррозии стали
в 7 раз.
Аварийная подпитка тепловой сети исходной недеаэрированной
водой также является причиной попадания кислорода в сетевую во-
ду, Аварийная подпитка может быть связана: 1) с недостаточной
производительностью химводоочистки (ХВО) подпиточной воды
теплосети в случае несоответствия начального проекта ХВО воз-
растающей присоединенной тепловой нагрузке, 2) с недостаточны-
ми объемами баков запаса подпиточной воды закрытых систем теп-
лоснабжения или баков-аккумуляторов подпиточной воды откры-
тых систем (в соответствии с ВНТП-81 [19] общая емкость баков
запаса должна быть не менее 3% от объема воды в тепловых сетях,
а емкость баков-аккумуляторов — не менее 10-кратной величины
среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение за отопи-
тельный период), 3) с отсутствием необходимых связей между теп-
ловыми районами крупных городов, 4) с большими потерями воды
из-за коррозионных повреждений теплосети,
Завоздушивание обратных магистралей при снижении в них
давления ниже атмосферного также является причиной попадания
кислорода в сетевую воду (см, п, 5,1,2). Методы борьбы с увеличе-
нием концентрации О2 в сетевой воде рассмотрены ниже,
10,2.2, Предотвращение завоздушивания тепловых сетей
в процессе эксплуатации
При проектировании тепловых сетей производится их гидравли-
ческий расчет и строится пьезометрический график проектируемого
объекта. Одним из требований к проектированию тепловых сетей
174
является обеспечение избыточного (сверх атмосферного) давления
воды во всех элементах системы теплоснабжения не менее
0,05 МПа, Это делается для предупреждения подсоса воздуха в сис-
тему теплоснабжения, особенно в тех случаях, когда геодезические
уровни теплоисточника и объектов теплоснабжения или геодези-
ческие уровни по трассе тепловой сети значительно отличаются друг
от друга,
В то же время при переменных или переходных (от зимнего к
летнему) гидравлических режимах или при падении давления в об-
ратных магистралях теплосети в случае недостаточного расхода под-
питочной воды, могут возникать зоны с нулевым избыточным давле-
нием, Для этих случаев в Тепловой сети Мосэнерго создаются двух-
поточные схемы регулирования давления в обратных трубопроводах
с установкой клапанов подпора, предупреждающие завоздушивание
трубопроводов через сальниковые уплотнения арматуры тепловых
сетей и тепловых пунктов потребителей. Например, для магистрали
№ 2 района № 11 Тепловых сетей Мосэнерго разница геодезиче-
ских отметок теплоисточника (171 м) и зоны теплоснабжения
(240 м) составляет около 70 м, В результате при поддерживании
давления в обратном трубопроводе у теплоисточника (ТЭЦ-26)
0,15—0,3 МПа в верхних зонах систем теплоснабжения происхо-
дило завоздушивание сетевой воды. Расходы сетевой воды в магист-
рали № 2 в летний и зимний периоды резко отличаются: зимой
~ 10000 т/ч, летом 1000—3000 т/ч.
Для обеспечения необходимого уровня давления в обратных
трубопроводах тепловых сетей и систем потребителей, питающихся
от магистрали № 2, на этой магистрали была смонтирована и запу-
щена в эксплуатацию следующая схема регулирования, В связи с
большим отличием летнего и зимнего расходов сетевой вода в этой
магистрали принято дискретное управление двумя регулирующими
органами (рис. 10,1): на основном потоке установлен шаровой кран
условным диаметром (Ду) 800 мм, на обводной линии поворотная
заслонка Ду 250 мм, При низком расходе воды (в летнее время) ша-
ровой кран закрыт и регулирование необходимого уровня давления
осуществляется поворотной заслонкой, В зимнее время основное ре-
гулирование производится шаровым краном, а более тонкое регули-
рование — поворотной заслонкой. Управление схемой регулирова-
ния проводится по давлению воды перед системой регулирования.
Контроль значений параметра регулирования (давления), положения
175
Рис, 10.1. Схема регулирования давления обратной сетевой воды
для предотвращения завоздушивания:
1 — обратный трубопровод; 2 — шаровой кран; 3 — поворотная заслонка;
4 — место измерения давления
регулируемой арматуры и управление схемой производится дистан-
ционно из диспетчерского пункта района № 11 и может проводить-
ся как диспетчерским персоналом, так и с помощью автоматическо-
го регулятора по заданным параметрам.
10.2,3, Предотвращение насыщения сетевой воды кислородом
при ремонтных работах в тепловой сети
При летних ремонтных работах в теплосети стандартной опера-
цией является опорожнение отдельных участков трубопроводов и их
последующее заполнение водой. Для предотвращения контакта ме-
талла труб с водой, имеющей высокую концентрацию кислорода,
участки трубопроводов теплосети заполняются деаэрированной
(обычно обратной сетевой) водой. Однако и в этом случае за счет
насыщения сетевой воды кислородом воздуха в процессе заполне-
ния пустых трубопроводов происходит увеличение концентрации
кислорода в воде, В частности, на ТЭЦ Мосэнерго зафиксированы
случаи повышения концентрации кислорода в сетевой воде в пери-
од ремонта теплосети. Как уже указывалось (п, 5,1,3), кратковре-
менное увеличение концентрации кислорода в воде приводит к по-
явлению на поверхности трубопроводов коррозионных язв,
ВТИ были проведены исследования по определению степени
насыщения воды кислородом воздуха при заполнении пустых тру-
бопроводов деаэрированной водой [99], Эксперименты проводились
в открытом баке, который заполнялся сетевой водой с температурой
176
40 °C и концентрацией кислорода 50 мкг/кг, В процессе заполнения
бака концентрация кислорода в воде увеличивалась до 1500 мкг/кг.
В дальнейшем измеряли скорость изменения усредненной по объе-
му воды концентрации кислорода при различной интенсивности
перемешивания воды в баке, соответствующей скорости движения
воды 0; 0,4 и 3,7 м/с (рис. 10,2).
Известно, что скорость перехода кислорода через границу воз-
дух—вода значительно больше, чем скорость распространения кис-
лорода в объеме спокойной воды. Поэтому основным фактором, оп-
ределяющим скорость насыщения воды кислородом, является мас-
соперенос. При интенсивном перемешивании воды (3,7 м/с) конце-
нтрация кислорода уже через 4 часа практически достигала уровня
насыщения, составляющего 7500 мкг/кг (в ходе перемешивания
температура воды снижалась до 30 °C), При менее интенсивном пе-
ремешивании (0,4 м/с) в интервале выдержки 1—2,5 часа концент-
рация кислорода в баке была почти в 2 раза меньше, чем при интен-
сивном перемешивании. Можно предположить, что различие меж-
ду ходом кривых 2 и 3 рис. 10.2 сохранялось бы и при большем вре-
мени выдержки, но рост кривой 3 тормозился по мере приближения
к равновесной концентрации кислорода в воде. Разница в концент-
рации кислорода в воде в экспериментах, проведенных при слабом
перемешивании воды (0,4 м/с) и без перемешивания, была сущест-
венно меньшей и составляла -30% (кривые 1 и 2 рис, 10.2),
Рис, 10.2. Усредненная по объему воды концентрация кислорода Qj в воде в
зависимости от времени выдержки t и скорости движения жидкости:
I — скорость равна 0; 2 — скорость ~ 0,4 м/с; 3 — скорость ~ 3f7м/с
Оценить реальную интенсивность перемешивания воды при за-
полнении трубопроводов достаточно сложно. Длина заполняемого
участка труб (с учетом разветвлений) достигает 30 км; диаметр труб
изменяется от 100 до 1400 мм. Отдельные участки труб могут быть
расположены выше или ниже остальных участков заполняемого
трубопровода, В то же время рекомендуемая по эксплуатационной
инструкции скорость заполнения составляет от 10 м3/ч для трубо-
проводов диаметром 100 мм и до 500 м3/ч для трубопроводов диа-
метром 1200 мм. Реальная скорость движения воды в заполняемом
трубопроводе при неизменном расходе постоянно уменьшается, так
как сечение для прохода воды при заполнении трубы увеличивается.
Если условно рассчитывать скорость движения потока воды исходя
из заполнения половины сечения трубы, то скорость воды в трубах
диаметром 100 и 1200 мм при указанных в инструкции параметрах
будет составлять, соответственно, 0,710 и 0,245 м/с.
Таким образом, скорость движения воды 0,4 м/с (кривая 2
рис, 10.2) достаточно близка к реальной скорости воды при запол-
нении трубопроводов. Следовательно, основным способом умень-
шения концентрации кислорода в воде при заполнении трубопрово-
дов теплосети является сокращение времени их заполнения, кото-
рое в настоящее время может достигать 6 часов. Сокращения вре-
мени заполнения можно добиться за счет уменьшения объема (дли-
ны) заполняемых участков или увеличения скорости заполнения.
Принципиально важным является также правильное распо-
ложение и качественное использование воздушников, чтобы иск-
лючить возможность образования «воздушных мешков» в трубо-
проводах теплосети при их заполнении деаэрированной водой. При
заполнении обратной сетевой водой в трубопроводе создается дав-
ление 4 кгс/см2. При этом давлении концентрация кислорода в воде
(t = 25 °C) может составлять более 29 мг/л. Однако в реальных
условиях при переходе кислорода из «воздушного мешка» в воду
парциальное давление кислорода в «мешке» снижается, поэтому
такие высокие концентрации кислорода в больших объемах воды не
достигаются. В то же время насыщение воды кислородом в ходе
заполнения трубопроводов до концентрации 15 мг/кг вполне воз-
можно.
Расчеты показывают, что при образовании в трубопроводе
«воздушного мешка» объемом 1 -10 м3 (давление 4 кгс/см2) в боль-
ших объемах воды могут создаваться очень высокие концентрации
178
кислорода, что приводит к появлению язв на внутренней поверхнос-
ти труб. Результаты расчетов приведены ниже.
Объем пузыря воздуха, м3 Концентрация кислорода в воде, мкг/кг Объем воды с данной концентрацией кислородам3
1 1000 5516
1 5000 940
1 10000 366
10 1000 55160
10 5000 9400
10 10000 3660
* — рассчитано по уравнению Генри исходя из объема пузыря воздуха и кон-
центрации кислорода в воде.
На практике в период послеремонтного включения трубопро-
водов в работу в сетевой воде Теплосети Мосэнерго на короткие
сроки создаются очень высокие концентрации кислорода, что явля-
ется результатом контакта воды с «воздушными мешками» в тру-
бопроводах,
10,2,4. Предотвращение аэрации воды в баках и защита
резервуаров от внутренней коррозии
Важным элементом централизованных систем теплоснабжения
являются баки-аккумуляторы открытых систем и емкости запаса
подпиточной воды закрытых систем. От эффективности предотвра-
щения аэрации воды в баках зависит содержание кислорода в сете-
вой воде, В крупных системах теплоснабжения емкость баков
может достигать 20000 м3, Наличие баков обеспечивает надежную
подпитку теплосети при резких изменениях расхода подпиточной
воды. Коррозионные повреждения стенок резервуаров при некаче-
ственной их защите от аэрации приводит к необходимости дорого-
стоящих внеплановых ремонтов. При выводе баков во внеплановый
ремонт подпитку теплосети частично приходится проводить недеаэ-
рированной водой.
Поэтому резервуары ТЭЦ или котельных, работающих совме-
стно с тепловой сетью, должны защищаться от внутренней коррозии
179
и от повторного загрязнения деаэрированной воды в баках раство-
ренным кислородом и свободной углекислотой [100]. Защита метал-
ла баков от коррозии и воды в них от аэрации осуществляется по
двум направлениям: 1) комбинированным путем с использованием
для обеих целей одного и того же материала (герметизирующих
жидкостей), 2) раздельными способами с применением для защиты
стенок бака от коррозии лакокрасочных или металлизационных
покрытий и для предотвращения аэрации воды в баках плавающих
шариков или парогазовых подушек. Первое направление является
наиболее перспективным и широко применяется на практике в оте-
чественной энергетике. Преимуществом использования герметизи-
рующих жидкостей по сравнению с раздельными способами защиты
является: 1) применение единого материала, обеспечивающего
одновременно защиту металла баков от коррозии и воды в них от
аэрации; 2) отсутствие необходимости подготовки поверхности
металла перед нанесением покрытия на новые баки или баки со сро-
ком эксплуатации 1—2 года; 3) простая технология нанесения (заг-
рузки) материала; 4) малое время для создания на стенках баков
защитного покрытия; 5) более низкая стоимость организации ком-
бинированной защиты по сравнению с раздельной защитой; 6) зна-
чительный срок эксплуатации баков без необходимости проведения
периодического ремонта покрытия.
Второе направление предусматривает нанесение на предвари-
тельно подготовленные стенки баков лакокрасочных или металли-
ческих покрытий (путем металлизации). Для защиты от аэрации
предусматривается создание на «зеркале» воды изоляционного
барьера: газонепроницаемых пленок, поплавковых устройств, пла-
вающих шариков из различных материалов, паровых и азотных по-
душек, Большинство из этих способов на практике по разным при-
чинам оказались малоэффективными и не предотвращали диффу-
зию О2 и СО2 из воздуха в деаэрированную воду, В частности
поплавковые устройства не могут обеспечить герметичность из-за
громоздкости и сложности их изготовления. Разработанные за ру-
бежом антииспарительные жидкости на основе высших спиртов,
растительных масел и органических растворителей, как показали
исследования их физико-химических свойств и технологических
характеристик, не обладают требуемой водостойкостью, газонепро-
ницаемостью, термостабильностью и не отвечают санитарно-гигие-
ническим требованиям. Аэрацию можно также исключить путем
180
создания нулевого парциального давления кислорода над водой в
баках, либо за счет образования на поверхности раздела фаз газо-
непроницаемой пленки. Первый способ заключается в замене воз-
духа над поверхностью воды водяным паром или инертным газом
(например, азотом). Этот способ не получил широкого приме-
нения из-за необходимости поддержания избыточного давления
(4,9—9,8 кПа) и обязательного использования для этого регулятора
давления, предупреждающего образование вакуума или превыше-
ние давления. Кроме того, при его использовании происходит до-
полнительная потеря пара через вестовую трубу В водогрейных ко-
тельных этот способ невозможно реализовать из-за отсутствия па-
ра, Использование азотной подушки также не получило практичес-
кого применения по экономическим соображениям, так как связано
с потерей газа.
Комбинированная защита баков от коррозии и воды от
аэрации, В настоящее время широко применяются герметики
АГ-4И и АГ-4, представляющие собой структурированные вяз-
ко-подвижные жидкости, изготовленные на основе высокомолеку-
лярных растворов минеральных масел, загущенных добавками кау-
чукоподобных полимеров и антиокислительных добавок. Гермети-
зирующие жидкости являются гомогенными, структурированными
дисперсионными системами с вязкоэластичными свойствами плен-
кообразующих покрытий и высокомолекулярных жидкостей. Герме-
тики АГ-4 и АГ-4И обладают низкой удельной плотностью, высокой
газонепроницаемостью и создают на поверхности «зеркала» горя-
чей воды постоянно плавающий сплошной слой, защищающий ее от
аэрации. Одновременно герметизирующие жидкости создают на
стенках баков восстанавливающееся противокоррозионное покры-
тие. Герметики нерастворимы в воде и не токсичны, В соответствии
с «Перечнем материалов и реагентов, разрешенных Главным сани-
тарно-эпидемиологическим управлением Министерства здравоох-
ранения СССР для применения в практике хозяйственно-питьевого
водоснабжения», 1985 г, (поз, 169) они допущены для контакта с
питьевой водой. Герметики предназначены для хранения воды с тем-
пературой до 95 °C, Первоначально в энергетике использовался
герметик АГ-4, изготовленный на основе парфюмерного масла, В
дальнейшем была разработана рецептура герметика
АГ-4И на основе менее дефицитного и более дешевого индуст-
риального масла.
181
Технические характеристики герметизирующих жидкостей в со-
ответствии с ТУ 2513-001-00153241-97 приведены в ниже.
Показатель Норма для марок Метод контроля
АГ-4 АГ-4И
Внешний вид Вязко-подвижная жидкость Визуальный
Цвет От желтого до коричневого Визуальный
Запах Слабый запах минерального масла Органолепти- ческий
Однородность Отсутствие комков и сгустков Фильтрация че- рез сетку № 5 ГОСТ 6613-861
Плотность, кг/м3, не более 880 920 ГОСТ 3900-85
Вязкость, П 25-35 30-50 Вискозиметр Реотест-2
Вязкость на шариковом вискозиметре, П 20-40 30-60 ГОСТ 8420-74
Температура вспышки, °C, не менее 150 160 ГОСТ 4333-87
Содержание механических примесей, %, не более Отсутствие 0,2 ГОСТ 6370-83
Содержание водораствори- мых кислот и щелочи Отсутствие Отсутствие ГОСТ 6307-75
Защита воды в баках от аэрации обеспечивается при толщине
слоя герметика 30 мм, что соответствует расходу герметика 30 кг на
покрытие 1 м2 площади поверхности воды. Для создания защиты
внутренней поверхности стенок бака от коррозии необходим слой
герметика толщиной 0,15 мм. Необходимый расход герметика сос-
тавляет 0,14 кг на 1 м2 защищаемой от коррозии поверхности. При
применении герметизирующей жидкости бак должен быть оборудо-
ван устройством, исключающим попадание герметика в трубопро-
воды после бака и в тепловую сеть. Кроме того, бак должен иметь
переливное устройство, исключающее сброс герметика в дренаж
при переполнении бака. Полная защита днища и стенок бака от кор-
розии осуществляется при подаче герметика на днище бака с после-
дующим подъемом воды. При низком содержании растворенного
кислорода в подпиточной воде (до 30 мкг/кг) герметик может пода-
ваться на уровень воды, расположенный выше нижней кромки уст-
ройства, предупреждающего попадание герметика в трубопровод
подпиточной воды. Залитый в бак свежий герметик АГ-4И перед
182
включением бака в эксплуатацию должен быть промыт не менее 6
раз для устранения запаха минерального масла при применении в
открытой системе теплоснабжения.
Для оценки эффективности защиты стенок бака от коррозии с
помощью герметика на ТЭЦ-7 Ленэнерго были установлены по вы-
соте бака прямоугольные пластинчатые образцы-индикаторы. Пос-
ле 6000 ч эксплуатации образцы были извлечены из бака, с них уда-
ляли пленку герметика и определяли по стандартной методике ско-
рость коррозии. На трех испытанных уровнях: в верхней, средней и
нижней зонах бака образцы показали отсутствие коррозионных
повреждений, скорость коррозии индикаторов была близка к нуле-
вой [27],
Наряду схорошо зарекомендовавшими себя герметиками АГ-4
и АГ-4И был предложен герметизирующий состав «Экомарин-2»,
выпускаемый фирмой «Экомарин» (г, Санкт-Петербург), Однако
опыт эксплуатации этого материала на ряде ТЭЦ в городах Чебок-
сары, Санкт-Петербург, Йошкар-Ола, Самара показал отрицатель-
ные результаты при использовании его в баках-аккумуляторах горя-
чей воды, «Экомарин-2» после нескольких месяцев эксплуатации
обводняется, теряет плавучесть и погружается в воду, загрязняя ее,
В результате при снижении уровня воды в баках он попадает во вса-
сывающую трубу подпиточного насоса и затем в тепловую сеть, а
поверхность воды оказывается незащищенной от аэрации. Погру-
жение «Экомарин-2» в воду обусловлено двумя факторами: боль-
шой плотностью материала 1000 кг/м3) и дополнительным обвод-
нением, что приводит к увеличению плотности герметика. Учитывая
отрицательный опыт эксплуатации «Экомарин-2», рекомендовано
отказаться от его дальнейшего использования [ 101 ],
Защита воды в резервуарах от аэрации. Перспективным
решением для защиты воды в резервуарах от аэрации является при-
менение плавающих материалов, ВТИ были исследованы стандарт-
ные полипропиленовые шарики заводского изготовления, шарики
из вспенивающегося полистирола и порошковые материалы (кре-
зосферы и гидрофобный мел). Испытания полипропиленовых ша-
риков диаметром 40 мм в воде с температурой 60 °C показали, что
при стоянии воды в течение 2—3 часов они не могут обеспечить
необходимую защиту воды от аэрации, что связано с большим диа-
метром и малой толщиной слоя шариков. Результаты испытания
крезосфер (золы твердого топлива) и гидрофобного мела выявили
183
100%-ную защиту от повторного заражения води кислородом [102],
Решающее влияние на высокую эффективность защиты с помощью
креосфер оказывает фракционный состав этих материалов, имею-
щих размер частиц 1 — 15 мкм при высоте слоя 25 мм. Однако для
возможности применения этих материалов необходимо дополни-
тельное изучение их свойств в условиях длительной эксплуатации, В
США достигнут высокий эффект защиты от испарения нефтепро-
дуктов при использовании полых пластмассовых шариков (микро-
баллонов) со средним диаметром 25 мкм, создающих плотную плен-
ку в виде вязкой пены.
Для защиты деаэрированной воды в баках-аккумуляторах и ем-
костях запаса от повторного заражения кислородом из воздуха
вместо герметиков или пара может использоваться подвижное пок-
рытие из вспенивающегося полистирола марок: ПСВ, ПСВ-С и
ПСВ-П [102], Первые два материала пригодны для применения в
емкостях при закрытой системе теплоснабжения, В открытых сис-
темах должен применяться только полистирол ПСВ-П с понижен-
ным содержанием мономера (стирола), допущенный для контакта с
водой питьевого качества [103], Исходный материал разработан
ОНПО «Пластполимер» (Санкт-Петербург) и выпускается в виде
гранул белого цвета с первоначальной плотностью 600 кг/м3 и сред-
ним диаметром 1,4 мм. Вспененные полистироловые шарики изго-
тавливаются путем тепловой обработки исходных гранул паром с
температурой 100—105 °C, За счет вспенивания в процессе термо-
обработки плотность полистирола снижается до 20—25 кг/м3, Ша-
рики увеличиваются в несколько раз в объеме и приобретают пла-
вучесть, которая сохраняется в процессе эксплуатации за счет гид-
рофобности материала. Вспененные шарики нерастворимы в воде и
предназначены для использования в воде с температурой до 75 °C,
ВТИ провел исследования защитных свойств полистирола марки
ПСВ-П-413, Было установлено, что защитный эффект от повтор-
ного загрязнения воды кислородом достигается при оптимальном
соотношении толщины слоя шариков к их диаметру, равном 32, При
диаметре вспененных шариков 2,5 мм толщина их слоя должна сос-
тавлять 80 мм.
Защита металла резервуаров от коррозии покрытиями. В
соответствии с «Методическими указаниями» [ 100] защиту баков от
внутренней коррозии первоначально было рекомендовано выполнять
с помощью цинк-силикатной краски В-ЖС-41, представляющей
184
собой суспензию пигментов и наполнителя в водном растворе кали-
евого жидкого стекла или металлизационного алюминиевого
покрытия. Опыт эксплуатации краски В-ЖС-41 показал, что это
покрытие не обеспечивает длительной защиты от коррозии. Для эф-
фективной защиты металла необходимо локальное периодическое
восстановление покрытия, что представляет большие неудобства,
связанные с обнаружением дефектных участков, сооружением ле-
сов и подготовкой поверхности под повторное нанесение покрытия.
Кроме того, производство этой краски было прекращено, В даль-
нейшем вместо этого покрытия была рекомендована новая
цинк-силикатная композиция «Барьер 1 П» на основе водного раст-
вора высокомодульного жидкого натриевого стекла, обладающего
более высокими защитными свойствами при меньшей толщине пок-
рытия для эксплуатации при температуре воды до 100 °C, В послед-
нее время «Картэк» (Ассоциация разработчиков и производителей
противокоррозионной защиты для топливно-энергетического комп-
лекса) широко применяет полиуретановую эмаль «Хемопур Э» U
2081 (закупаемую в Словакии), которая допускается для контакта с
питьевой водой. Это покрытие представляет собой систему, состоя-
щую из растворителя, грунтовки и самой эмали. Расход покрытия (2
слоя грунта и 2 слоя эмали) составляет 520 г на 1 м2 поверхности.
Толщина покрытия — 30—35 мкм. Специальной подготовки пове-
рхности (особенно для новых баков) не требуется и необходимо
только обезжиривание. Опыт эксплуатации этого покрытия в ба-
ках-аккумуляторах в течение нескольких лет показал положитель-
ные результаты (ТЭЦ г, Пскова),
В последние годы на большом количестве объектов стран СНГ
внедрено покрытие, представляющее собой цинкнаполненную
композицию марки ЦВЭС [104], Это покрытие обеспечивает хоро-
шую антикоррозионную защиту при толщине нескольких слоев
120—150 мкм только при наличии над баком паровой подушки, В
случае отсутствия защиты баков от аэрации стойкость покрытия
ухудшается, появляются пузыри и отслоения, что требует ежегодно-
го осмотра состояния покрытия в баках и его восстановления. Это
значительно снижает эксплуатационную надежность покрытия,
НПФ «Рекон» (г, Казань) были разработаны воднодисперсион-
ные двухкомпонентные эпоксидные краски. Они изготовлены на ос-
нове эпоксидной смолы ЭД-20 и низкотоксичных сложных аминных
отвердителей. Эти краски допущены для покрытия резервуаров
185
питьевой воды и успешно прошли испытания в качестве защитных
покрытий резервуаров. Расход краски достаточно низкий
(0,15—0,35 кг/м2). Защита от коррозии баков хранения запаса го-
рячей воды (непитьевого качества) может осуществляться эмалью
ЭП-5287, разработанной и выпускаемой НПО «Спектр ЛК». Это
покрытие имеет ряд преимуществ по сравнению с другими лакокра-
сочными покрытиями. Оно обладает высокими антикоррозионными
свойствами. В течение 7 лет эксплуатации покрытия дефектов на
нем обнаружено не было. Покрытие является однослойным, имеет
толщину 40—150 мкм и не требует предварительной подготовки
поверхности металла при отсутствии на ней ржавчины и продуктов
коррозии. Эмаль ЭП-5287 представляет собой двухкомпонентную
систему, состоящую из полуфабриката эмали и отвердителя, кото-
рые смешиваются перед применением. Расход эмали составляет
- 350 г/м2.
Из других типов антикоррозионных покрытий для баков-акку-
муляторов ранее применялось алюминиевое покрытие. Однако
опыт эксплуатации баков с металлизационным алюминиевым
покрытием показал его невысокую коррозионную стойкость, что
связано с пористостью покрытия, В связи с этим металлизационное
алюминиевое покрытие в соответствии с «Методическими указани-
ями» [100] было рекомендовано применять в качестве временного
решения для защиты баков с температурой воды до 90 °C и при ус-
ловии создания в баках паровой подушки. В настоящее время един-
ственным коррозионно-стойким металлизационным покрытием, на-
носимым методом электродугового напыления, является покрытие
из нержавеющей стали толщиной 150—200 мкм. Перед напылени-
ем на основной металл наносится в качестве грунтового слоя крем-
нийорганическое покрытие КО-174. Ожидаемый безремонтный
срок службы покрытия — 15 лет. АО НПФ «Пигмент» (Санкт-Пе-
тербург) разработана и применяется для защиты баков-аккумулято-
ров горячей питьевой воды с температурой до 80 °C краска 85-1 -93
(ТУ 2312-430-0-05034239-93),
Исходя из опыта защиты от внутренней коррозии резервуаров
горячей воды на ТЭЦ, котельных и в системах теплоснабжения, для
баков малой емкости (до 630 м3) рекомендуются преимущественно
лакокрасочные покрытия. В этих баках защиту воды от повторного
загрязнения кислородом следует осуществлять с помощью паровой
подушки или плавающих покрытий. Для резервуаров большей
186
емкости, устанавливаемых на ТЭЦ, целесообразно применять гер-
метизирующие жидкости, обеспечивающие комбинированную
защиту металла от коррозии и воды от аэрации. Преимущества гер-
метизирующих жидкостей для защиты вновь вводимых стальных
резервуаров большой емкости связано прежде всего с отсутствием
необходимости дорогостоящей и длительной подготовки поверхнос-
ти перед нанесением покрытий. Кроме того, отпадает необходи-
мость дополнительных способов защиты деаэрированной воды от
аэрации, что также дает существенную экономию средств. Преиму-
ществом герметизирующих жидкостей является, как показывает
многолетний опыт эксплуатации, длительный срок их работы, пре-
восходящий, как правило, гарантийный срок 3 года. Большинство
лакокрасочных и металлизационных покрытий требует периодиче-
ского восстановления нарушений их сплошности, связанных, в пер-
вую очередь, с недостаточно качественной подготовкой поверхности
перед нанесением покрытия. При использовании герметизирующих
жидкостей возникновение локальных повреждений металла исклю-
чается, что существенно повышает надежность эксплуатации в те-
чение всего гарантированного срока эффективной работы гермети-
ка, Это позволяет в соответствии с МУ 34-70-155-86 [100] прово-
дить внутренний осмотр баков раз в три года, совмещая его с
инструментальным обследованием и осмотром вертикальных швов
нижних поясов и швов приварки нижнего пояса к днищу. Осмотр
состояния лакокрасочных и других покрытий баков вследствие воз-
можного нарушения их сплошности должен проводиться ежегодно с
выявлением мест отслоения покрытия, трещин и пятен ржавчины.
Указанные дефекты покрытий удаляются механическим путем. На
участках поверхности баков, имеющих дефекты покрытия, должно
производиться определение коррозионного износа металла,
10.2,5, Мероприятия, проводимые Тепловыми сетями
Мосэнерго для предотвращения присосов и утечек
Быстрый рост присоединенной тепловой нагрузки в г, Москве
привел к тому, что суммарная производительность установок подго-
товки подпиточной воды теплосети стала значительно меньше пре-
дусматриваемой нормами проектирования, В результате длительное
время почти во всех районах Тепловых сетей Мосэнерго в напря-
женные периоды эксплуатации, например, в период включения
187
отопления ит,п(, допускалась подача больших количеств сырой во-
ды в тепловые сети. Это приводило к росту жесткости сетевой воды
и содержания в ней кислорода. Поэтому одной из задач, которые ре-
шались в рамках системы теплоснабжения г, Москвы, являлось на-
ращивание производительности установок подготовки подпиточной
воды на ТЭЦ Мосэнерго, которая в настоящее время пока не дос-
тигла проектного уровня. Кроме того, на ТЭЦ устанавливались до-
полнительные баки запаса подпиточной воды теплосети.
Одновременно Тепловыми сетями Мосэнерго проводился боль-
шой комплекс мероприятий, направленных на снижение утечек се-
тевой воды. Одним из таких мероприятий являются гидравлические
испытания (опрессовки) магистральных трубопроводов теплосети.
В семидесятых годах опрессовки проводились только с помощью се-
тевых насосов ТЭЦ, что ограничивало применяемое давление испы-
таний и создавало большие организационные трудности, В 1976—
1977 гг, для опрессовок были созданы специальные стационарные и
передвижные опрессовочные центры с многоступенчатыми центро-
бежными насосами производительностью 180 и 300 м3/ч и напором
3 МПа [105], Это позволило проводить для всех трубопроводов Теп-
лосети Мосэнерго ежегодные гидравлические испытания повышен-
ным давлением (на 2,4; 2,6 и 3,0 МПа в зависимости от максималь-
ного диаметра трубопроводов). Благодаря ежегодным гидравличес-
ким испытаниям на повышенное давление значительное количество
повреждений выявляется в ремонтный период (рис, 10,3), Тем са-
мым сокращаются утечки сетевой воды и тепловые потери в отопи-
тельном сезоне, В большей степени это относится к повреждениям
от наружной коррозии, В результате количество повреждений, тре-
бующих немедленного отключения участков тепловой сети в ходе
отопительного сезона, остается в Тепловых сетях Мосэнерго в тече-
ние последних лет на достаточно низком уровне. Одной из причин
повреждений в отопительный период являются свищи от внутрен-
ней коррозии, которые не были выявлены при гидравлических ис-
пытаниях в ремонтный период.
Причиной повышенных утечек сетевой воды является увеличи-
вающаяся со временем протяженность «ветхих» теплосетей. Нор-
мативный срок службы теплотрасс составляет 25 лет. На рис, 10,4
приведена протяженность водяных тепловых сетей, нормативная
величина необходимой замены сетей и фактические объемы
перекладки. При этом предусмотрено, что через 25 лет работы
188
переустроенных сетей требуется их повторная перекладка. Из ри-
сунка 10.4 видно, что нормативный объем перекладок резко растет
и в последние десятилетия значительно больше, чем фактический
объем. За последние 8 лет выполнен капитальный ремонт, проведе-
на реконструкция и техническое перевооружение 530 км тепловых
сетей, В настоящее время объем перекладок в Тепловой сети Мос-
энерго доведен до 100 км в год.
Как уже указывалось, при недостаточной производительности
установки подготовки подпиточной воды на теплоисточнике давле-
ние в трубопроводах теплосети может уменьшаться. Для предуп-
реждения снижения давления в трубопроводах отдельных районов
Теплосети Мосэнерго организованы связи между ними. Эти связи
выполнены в виде специальных узлов, позволяющих передавать
сетевую воду из обратной магистрали одного района в обратную ма-
гистраль другого района, если в первой давление выше, чем во
второй. Если необходимого перепада давления между обратными
Рис, 10.3. Динамика повреждаемости Тепловых сетей Мосэнерго
в ремонтный и отопительный периоды:
1 — общее количество повреждений; 2 — количество повреждений в
ремонтный период; 3 — количество повреждений в отопительный период;
4 — количество аварийных повреждений
189
Рис, 10.4. Восстановление водяных
тепловых сетей в г, Москве:
1 — протяженность сетей;
2 — суммарная нормативная
перекладка трубопроводов;
3 — суммарная фактическая
перекладка трубопроводов
магистралями нет, то сетевая
вода подается в обратную маги-
страль района, испытывающего
дефицит подпиточной воды, из
подающей магистрали соседне-
го района. Эти мероприятия
также позволяют предотвратить
аварийную подпитку тепловых
сетей сырой водой.
Одним из элементов обору-
дования теплопроводов, в кото-
ром происходят большие утечки
сетевой воды, являются сальни-
ковые компенсаторы. В 1993 г.
принято решение о полном зап-
рещении при новом строитель-
стве, реконструкции и капиталь-
ном ремонте тепловых сетей
сальниковых компенсаторов и
установки вместо них сильфон-
ных компенсаторов производ-
ства Санкт-Петербургского АО «Металкомп», Всего в Тепловых се-
тях Мосэнерго на 01,10,1998 г. установлено 1835 сильфонных ком-
пенсаторов. Одновременно проводилось внедрение шаровой запор-
ной арматуры, исключающей утечки сетевой воды (в настоящее вре-
мя установлено 514 единиц этой арматуры диаметром 50—800 мм), и
внедрение на насосно-перекачивающих станциях (НПС) частот-
но-регулируемых электроприводов насосов, позволившее отказать-
ся от гидравлической системы регулирования и устранить постоян-
ный слив сетевой воды через регуляторы (до 1999 г, внедрение про-
изведено на пяти НПС), Эти мероприятия позволили уже к 1995 г.
практически исключить подачу сырой воды в тепловые сети даже в
период включения систем отопления (рис, 10,5), Произошло сущест-
венное уменьшение абсолютной величины годового объема подпи-
точной воды теплосети:
Год 1994 1995 1996 1997 1998
Годовой объем подпи- точной воды Теплосети Мосэнерго (млн т) 92,4 89,9 82,9 75,4 66,64
190
глх»
Ormtffipa HcwijOfr
Лото
Рис, 10. б. Динамика изменения расхода подпиточной воды е момент
включения систем отопления (заштрихованные области — подача сырой
воды)
С 1994 по 1998 г, удельная подпитка в тепловых сетях снизи-
лась с 3,55 до 2,43 л/ (м3' ч), В результате в настоящее время пол-
ностью прекращена подача сырой воды в теплосеть,
В последние годы в Тепловых сетях Мосэнерго резко интенси-
фицировалась работа по поиску присосов водопроводной воды. Для
решения этой проблемы был изменен подход к проведению поиска
присосов, который проводится теперь на профилактической основе,
не дожидаясь заметного роста жесткости по району или даже по от-
дельным магистралям. Во всех районах были организованы рабочие
места химиков-лаборантов, обеспеченные необходимыми реактива-
ми и оборудованием. Первичная информация поступает с ТЭЦ, где
обнаруживается повышение жесткости обратной сетевой воды. По-
иск неплотных абонентских подогревателей производится произво-
дственной лабораторией Теплосети Мосэнерго путем определения
жесткости воды по квартальным ответвлениям трубопроводов для
локализации участков с повышенной жесткостью воды. За период с
октября 1997 г, по октябрь 1998 г, было обнаружено 264 неплотных
подогревателя, для чего было выполнено 22500 анализов жесткос-
ти воды. Показателем результатов этой работы служит значитель-
ное уменьшение жесткости сетевой воды:
191
Год 1995 1996 1997 9 месяцев 1998 г.
Средняя жесткость сетевой воды (мкг-экв/кг) 365 317 216 149
Данные за 1998 г, определяются как работой персонала Тепло-
вых сетей Мосэнерго, так и изменением нормы жесткости подпи-
точной воды в Мосэнерго, Во второй половине 1997 г. эта норма
была уменьшена на большинстве ТЭЦ со 100 до 50 мкг-экв/кг, что
связано с переходом на водный режим с повышенным значением pH
сетевой воды (см, п. 10.4.1).
Производственной лабораторией проводится также проверка
заполнения зависимых систем отопления, которые должны запол-
няться сетевой деаэрированной водой. Зачастую заполнение систем
отопления производится жилищно-коммунальными службами, с на-
рушением этого правила, водопроводной водой. Общее количество
абонентов с зависимыми системами отопления в г. Москве состав-
ляет 7500. При подготовке к отопительному сезону 1998—1999 гг.
было проверено 6036 систем на 2121 абоненте. Нарушения были
обнаружены в 388 системах. Для увеличения производительности
работ по контролю за заполнением систем отопления химиками ла-
боратории используется предложенный ВТИ метод экспресс-ана-
лиза жесткости воды, исключающий титрование. Метод основан на
изменении цвета ряда эталонов, отвечающих различным значениям
жесткости воды, В каждый эталон, содержащий определенное коли-
чество трилона Б, буферной смеси и индикатора хром-темно-синего,
вводят пробу анализируемой воды (постоянного объема). Все эта-
лоны до введения воды окрашены в синий цвет. После добавления
воды эталоны, в которых количество трилона Б меньше количества
солей жесткости в пробе, приобретают красную окраску, а осталь-
ные эталоны сохраняют синюю окраску. Таким образом, можно без
титрования определить жесткость анализируемой воды.
Кроме того, производственная лаборатория контролирует каче-
ство гидропневматических промывок вновь построенных участков
теплопроводов. Этот контроль резко ужесточен в последние годы.
За один год было проверено качество промывки на 60 новых
участках. В результате зачастую строителям пришлось повторять
промывку по 2—3 раза до получения удовлетворительных резуль-
татов.
192
Решение проблемы присосов, кроме технических аспектов,
упирается также и в организационные вопросы, так как абоненты
неподведомственны ТЭЦ, а зачастую и энергосистеме, В последние
годы в Тепловой сети Мосэнерго резко повышены требования к
приемке коммунальных систем теплопотребления после летнего те-
кущего ремонта перед началом включения отопления, намечаются
ежегодные объемы поадресной установки автоматики подпитки сис-
тем отопления, организован контроль за ее работой и т,п,
В г, Москве благодаря постоянным усилиям руководства Тепло-
вых сетей Мосэнерго резко усилилось внимание городских властей
к надежности работы теплосети. Показателем этого служат посто-
янные (два раза в неделю) отчеты Тепловых сетей Мосэнерго на се-
лекторе у первого заместителя Правительства г, Москвы с предста-
вителями всех префектур, где обсуждаются вопросы подпитки теп-
лосети, циркуляции и жесткости сетевой воды с указанием абонен-
тов, виновных в присосах водопроводной воды. Еще более детально
на еженедельных совещаниях в Правительстве Москвы в летний
период обсуждаются вопросы подготовки отопительных систем к
зимнему сезону, В «Основные положения подготовки теплового хо-
зяйства г. Москвы к зимней эксплуатации» внесен п, 13, в котором
указано, что «в тепловых пунктах подпиточные линии независимых
систем отопления должны быть оснащены водомерами для учета
подпитки и определения объемов утечки сетевой воды»,
10.3. Периодическое увеличение значения pH сетевой
воды во время испытаний на расчетную
температуру теплоносителя
Одним из условий протекания коррозионного процесса в язве
является отличие в кислотности среды в надъязвенном простран-
стве и в сетевой воде (см, § 7,1), В надъязвенном пространстве во-
да подкисляется, в то время как значение pH сетевой воды выше 8,
Это различие объясняется тем, что надъязвенное пространство и
сетевую воду разделяет нарост продуктов коррозии. Известно, что
разрушение таких наростов приводит к репассивации питтингов на
нержавеющих сталях [12], Причиной репассивации является про-
никновение нейтрального раствора в питтинг, вызывающее нейтра-
лизацию кислой среды, Репассивированный питтинг далее уже не
функционирует, и если питтинги возникают, то на соседних участках
193
поверхности [12], Это, по-видимому, связано с растворением в про-
цессе коррозии неметаллических включений, которые вызвали воз-
никновение питтинга (см, § 6,4), Новый питтинг возникает на тех
участках поверхности, где имеются неметаллические включения.
Очевидно, что аналогичная ситуация должна наблюдаться и на угле-
родистых сталях. Опыт эксплуатации Тепловых сетей Мосэнерго
показывает, что на внутренней поверхности труб достаточно часто
встречаются репассированные язвы без наростов над ними или с
частично разрушенными наростами.
Таким образом, одним из способов предотвращения развития
язв на внутренней поверхности трубопроводов теплосети является
нейтрализация в них кислой среды. Для этого необходимо разру-
шить нарост над язвой или нарушить его герметичность. Наружный
слой нароста достаточно жесткий. Известны случаи, когда язва с на-
ростом над ней выдерживала давление 0,6 МПа, но при механиче-
ском разрушении нароста под язвой обнаруживали свищ. Металл
трубопровода и оксиды железа, образующие прочный наружный
слой нароста, имеют различные коэффициенты температурного
расширения. Следовательно, достаточно быстрое изменение темпе-
ратуры воды должно приводить к образованию в наростах трещин.
Чем выше значение pH наружной воды, тем эффективней протека-
ет нейтрализация кислой среды в надъязвенном пространстве. Важ-
но обеспечить высокое значение pH сетевой воды именно в момент
образования в наросте трещины, так как в дальнейшем трещина
закрывается продуктами коррозии (см, рис, 7,4), В эксплуатации
теплосетей предусмотрены испытания на расчетную температуру
теплоносителя, далее называемые температурными испытаниями.
Эти испытания должны проводиться не реже одного раза в 2 года
[106], Во время испытаний температура воды и металла трубопро-
водов изменяются с достаточно высокой скоростью (до 30 °С/ч),
Для нейтрализации кислой среды под наростами ВТИ было предло-
жено во время температурных испытаний повысить значение pH се-
тевой воды до величины 10—11,
Испытания этого режима проводились в районе № 1 Тепловых
сетей Мосэнерго во время температурных испытаний. Объем магист-
ралей района в период испытаний составлял 40—45 тыс, м3, Циркуля-
ционный расход сетевой воды находился в пределах 2800—3600 м3/ч.
Перед началом температурных испытаний подпиточная вода в теп-
ловые сети района № 1 подавалась из района № 6 Теплосети
194
Мосэнерго и от собственного теплоисточника (ГЭС-1). Изменение
величины pH сетевой воды производилось с помощью подачи раст-
вора едкого натра в подпиточную воду района № 1,
Предполагалось начать ввод щелочи за 10 суток до температур-
ных испытаний и постепенно повысить значение pH сетевой воды до
величины 10,5 при постоянной дозировке в подпиточную воду
10%-го раствора щелочи. Однако по ряду причин ввод щелочи
начался только за 2 суток до испытаний. Это вызвало необходи-
мость повышения концентрации щелочи в начальный период ввода
реагента, В течение первых 29 часов ввода щелочи концентрация
NaOH в баке с раствором реагента составляла 17,6%, а затем была
снижена до 11,3%, Режим температурных испытаний, проведенных
в сентябре 1990 г,, показан ниже.
Время (ч) 0 1 2 3 4 8 10 11 12 13 14
Температура (’С) 81 96 112 120 127 126 134 128 116 94 78
За первые 10 часов испытаний температура сетевой воды в по-
дающей магистрали повышалась с 81 до 134 °C, а затем в течение
4 часов снижалась до 78 °C,
В ходе щелочения отбирали пробы подпиточной воды, обратной
сетевой воды (из двух магистралей) и прямой сетевой воды, В ходе
анализов измеряли величину pH воды и определяли жесткость, ще-
лочность и содержание железа. Измерения величины pH проводили
6 раз в сутки, остальные показатели определяли 3 раза в сутки. Зна-
чения pH обратной сетевой воды в обеих магистралях совпадали, что
указывает на равномерное распределение щелочи в сетевой воде,
К моменту начала температурных испытаний величина pH пря-
мой сетевой воды была равной 10,2, а обратной сетевой воды —
10,0, В ходе испытаний значение pH прямой сетевой воды повыси-
лось до 10,8, а обратной сетевой воды — до 10,3, Через 3 суток пос-
ле прекращения щелочения величина pH сетевой воды снизилась до
9,4, а через 9 суток достигала начального значения 8,35, Жесткость
сетевой воды в ходе щелочения изменялась незначительно и находи-
лась в пределах 200—300 мкг-экв/кг. Это показывает, что при низкой
жесткости сетевой воды увеличение pH до 10,5 не вызывало осажде-
ния СаСО3, Не происходило также и осаждения железа из сетевой
воды в период щелочения из-за кратковременности испытаний.
195
При проведении ремонта магистралей района № 1 после окон-
чания температурных испытаний проводилось обследование выре-
занных участков труб с целью отбора проб жидкости из объема язв
для определения величины pH, Отбор проб жидкости был возможен
только в том случае, если язвы имели глубину не менее нескольких
мм и если обследование проводилось на свежевырезанных участках
труб. Поэтому из многочисленных попыток отбора проб результа-
тивными оказались лишь несколько. Жидкость внутри крупных язв
имела нейтральную реакцию. Таким образом, проведенные испыта-
ния показали, что существует принципиальная возможность репас-
сивации язв с помощью щелочения воды во время температурных
испытаний. Для получения надежных результатов такая операция,
по-видимому, должна производиться ежегодно,
10.4. Постоянное увеличение pH сетевой воды
10.4,1. Повышение значения pH до 9,5— 10.0
Экспериментальные исследования ВТИ (см, § 4,2) и резуль-
таты опроса предприятий тепловых сетей (см, § 4,1) показали, что
увеличение значения pH сетевой воды выше 9,25 является эффек-
тивным средством борьбы с внутренней коррозией трубопроводов
теплосети. Оптимальная с точки зрения защиты от коррозии вели-
чина pH зависит от ряда факторов, в т,ч, от содержания в сетевой
воде сульфатов и хлоридов, и определяется экспериментально
(см, § 4,3), Увеличение значения pH сетевой воды выше 9,0 одно-
временно является эффективным средством борьбы с микробио-
логическими процессами в теплосети, в частности, с деятель-
ностью сульфатвосстанавливающих бактерий [84], Промышлен-
ный опыт показывает, что иногда повышенная повреждаемость
обратных трубопроводов теплосети связана с микробиологиче-
ской коррозией.
Одним из примеров снижения скорости локальной внутренней
коррозии и повреждаемости трубопроводов при повышении величи-
ны pH сетевой воды является опыт эксплуатации района № 2 Теп-
ловых сетей Мосэнерго, Среднегодовые показатели качества воды и
величины повреждаемости от внутренней коррозии в районе № 2 и
других районах Тепловых сетей Мосэнерго приведены в табл, 10,2,
Для сравнения выбраны районы теплосети №№ 1, 2, 3, 7, 8,
196
длительное время работающие от одного водоисточника —
р, Москвы, Повреждаемость в различных районах Тепловых сетей
Мосэнерго определялась наряду с солевым составом сетевой воды,
содержанием О2, количеством подаваемой в теплосеть в аварийных
ситуациях сырой воды, величиной присосов водопроводной воды,
условиями летних опрессовок теплосети (которые в предыдущие го-
ды часто проводились неподготовленной водой), сроком эксплуата-
ции трубопроводов, объемом их перекладки и т,д.
Таблица 10.2,
Среднегодовые показатели качества сетевой воды районов
Тепловых сетей Мосэнерго за 1985—1989 гг,
и повреждаемость от внутренней коррозии
Район pH Жоб мг-экв/кг Щоб мг-экв/кг SO®’ мг/кг Cl- мг/кг Количество повреж- дений на 100 км двухтрубной прок- ладки за 1986-89 гг.
2 9,4-9,51* 0,37 1,3 79 80 31
1 8,2-8,4 0,35 3,1 25 19 217
3 8,3-8,7 0,37 2,8 20 17 239
7 8,7-8,9 0,27 2,7 18 51 695
8 8,5-8,6 0,45 3,0 28 28 440
* — высокое значение pH сетевой воды района № 2 обусловлено известко-
ванием подпиточной воды.
Однако при всех условиях район № 2, работающий с повышен-
ными значениями pH сетевой воды, имел на порядок меньше пов-
реждений от внутренней коррозии, чем остальные районы Теплосе-
ти Мосэнерго, работающие на москворецкой воде. При этом необ-
ходимо отметить, что в отличие от других районов, где в основном
поддерживался нормативный уровень содержания О2 в сетевой воде
(20 мкг/кг), в районе № 2 среднегодовая концентрация кислорода в
сетевой воде была значительно выше (51—88 мкг/кг). Кроме того,
содержание сульфатов и хлоридов, стимулирующих локальную
коррозию углеродистой стали, в районе № 2 также было наиболь-
шим, так как водозабор ТЭЦ-22, питающей этот район, находится
на выходе Москвы-реки из города. Таким образом район № 2,
197
работающий в более неблагоприятном, с точки зрения коррозии,
водно-химическом режиме, имел наименьшую повреждаемость.
Для уточнения причин отличий в повреждаемости различных
районов и ВТИ, и Теплосетью Мосэнерго были проведены исследо-
вания состава отложений на внутренней поверхности подающих
трубопроводов теплосети (см, табл, 9,3), При совместном анализе
данных табл, 10,2 и 9,3 четко прослеживается различие между
районом № 2 (pH - 9,5) и другими районами Тепловых сетей Мос-
энерго (pH 8,3—9,0), Для районов с низким значением pH сетевой
воды характерно высокое содержание в отложениях железа и отно-
сительно низкое содержание кальция и фосфора в поверхностном
слое отложений (по данным электронно-зондового микроанализа
ЭЗМА), Такие же результаты дал химический анализ отложений из
района № 8 (СаО + MgO - 3%, Р2О5 - 0,5%),
Данные по повреждаемости (табл, 10,2) показывают, что такие
пленки не обеспечивают достаточной хорошей защиты металла труб
от локальной коррозии, В то же время содержание кальция в отло-
жениях, отобранных из района № 2, составляло 33—47%, Эти от-
ложения имели также повышенное содержание магния, фосфора и
кремния (по данным ЭЗМА), Аналогичные результаты были полу-
чены при химическом методе анализа отложений из района № 2
(Ca+MgO — 37,1%, Р2О5 — 9,3%), Такой состав отложений в
районе № 2 объясняется осаждением при высоких значениях pH
сетевой воды СаСО3, Mg(OH)2, силикатов и фосфатов кальция и
магния. Полученные данные создавали впечатление, что высокая
степень защиты трубопроводов района № 2 от внутренней коррозии
обусловлена образованием смешанной железооксидной-кальцие-
во-карбонатной пленки с содержанием кальция 30—50%, Не иск-
лючено, что важную роль играют и фосфаты, которые также спо-
собны упрочнять защитную пленку на поверхности стали. Однако, в
отличие от содержания кальция, содержание фосфора в различных
пробах сильно отличалось, т,е, фосфаты не определяли защиту всей
поверхности трубопроводов,
В 1991 г, было начато известкование подпиточной воды района
№ 7 Тепловых сетей Мосэнерго, По ряду обстоятельств на ТЭЦ-12
в течение 1991 — 1993 гг, не было возможности поддерживать над-
лежащую деаэрацию подпиточной воды (табл, 10,3), В 1994 г, на
ТЭЦ-12 был введен дополнительный деаэратор подпитки и в даль-
нейшем содержание О2 в сетевой воде снизилось до нормируемого
198
уровня. Повреждаемость от внутренней коррозии трубопроводов
района № 7 начала снижаться только в 1994—1995 гг. Изменение
количества повреждений от внутренней коррозии в этом районе
(включая отопительный сезон + последующий ремонтный сезон)
показано в табл, 10,4*
Таблица 10.3,
Среднегодовые параметры в одно-химического режима района № 7
Параметр Средние данные за 1985-90 гг* 1Ъды
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
Жесткость, мг-экв/кг 258 350 300 273 300 279 217 196 122
Щелочность, мг-экв/кг 2,7 3,0 1,3 1,6 1,4 1,0 L2 1,23 1,0
pH 8,8 9,5 10,0 9,9 9,8 10,0 9,9 9,85 9,9
Содержани е О2, мкг/кг 12* 90 70 96 81 33 24 15 18
Содержани е железа, мкг/кг 332 270 350 249 289 137 156 153 147
* — наблюдались нарушения деаэрации.
Из табл, 10,4 видно, что повреждаемость трубопроводов от
внутренней коррозии в районе № 7 уменьшилась с 1994 по 1998 год
в 3 раза. Причем с отставанием на год произошло снижение пов-
реждаемости обратных трубопроводов, где не образуется кальцие-
во-карбонатная пленка.
Таблица 10.4,
Количество повреждений трубопроводов района № 7
Тепловых сетей Мосэнерго
Место повреждения Количество повреждений в период
1993-94 гп 1994-95 гт* 1995-96 гг* 1996-97 гг* 1997-98 гт*
На всех трубопроводах 686 503 377 302 227
На подающих трубо- проводах 566 383 320 252 193
На обратных трубо- проводах 120 120 57 52 34
199
В 1997—98 гг, были вырезаны участки труб из подающих тру-
бопроводов района № 7. Отложения имели коричневый цвет, опре-
деляемый пылеобразным очень тонким верхним слоем оксидов
железа (наносные продукты коррозии), под которым находился
светлый слой отложений. Ближе к поверхности металла количество
светлых вкраплений уменьшалось.
Анализ отложений проводился химической службой Мосэнер-
го, Содержание СаО и MgO в отложениях составляло, соответ-
ственно, 7 и 14%, Значительное количество магния в отложениях
свидетельствует об осаждении Mg(OH)2 при значениях pH сетевой
воды, близких к 10, Таким образом, повышение значения pH сете-
вой воды в районе № 7, также, как и в районе № 2, приводило к об-
разованию отложений смешанного состава, состоящих из оксидов
железа и значительных количеств соединений кальция и магния.
Отложения в обратных трубопроводах также имели коричнева-
тый цвет, но они в основном состояли из оксидов железа (84—95%)
с небольшим количеством Са и Mg (менее 3%), фосфаты отсут-
ствовали, Отличия состава отложений в подающих и обратных тру-
бопроводах очевидно связаны с различной температурой сетевой
воды в них и, соответственно, с изменением произведения раствори-
мости СаСО3 (см, п, 2,1,1), Таким образом, опыт района № 7 пока-
зал, что уменьшение повреждаемости трубопроводов теплосети при
повышении pH сетевой воды до 10,0 происходит вне зависимости от
содержания СаСО3 в пленках отложений на металле. Следователь-
но, роль СаСО3 в торможении локальной внутренней коррозии тру-
бопроводов теплосети при повышении pH воды невелика.
Исходя из полученных в районе №7 результатов очевидно, что
для уменьшения повреждаемости трубопроводов теплосети необхо-
димо выполнение двух условий: повышения значения pH и поддер-
жания в сетевой воде нормируемого ПТЭ содержания О2 (не более
20 мкг/кг).
Водно-химический режим с высокими значениями pH сетевой
воды позволяет не только предотвращать процесс зарождения кор-
розионных язв на внутренней поверхности труб, но и подавлять
развитие уже существующих язв, что доказывается значительным
снижением повреждаемости в районе № 7 (табл, 10,4), Одновре-
менно с локальной коррозией в этих условиях, как и ожидалось, рез-
ко снизилась скорость равномерной коррозии стали, о чем свиде-
тельствует значительное уменьшение содержания железа в сетевой
200
воде, а также сравнение индикаторов корро-
зии, установленных в районе № 7 в 1988 г,
(рис, 3.13) и 1997 г, (рис, 10,6). Повышение
значения pH сетевой воды привело к резкому
уменьшению глубины язв и занимаемой ими
площади на индикаторах, установленных в
подающих магистралях, и существенному
снижению скорости равномерной коррозии
индикаторов, установленных в обратных ма-
гистралях, При этом на индикаторах, уста-
новленных в 1997 г,, значительно увеличи-
лась площадь поверхности, практически не
затронутой коррозией.
Было принято решение о переводе всех
районов Тепловых сетей Мосэнерго на ре-
жим с повышенным значением pH сетевой
воды за счет ввода в воду едкого натра. Для
реализации этого решения были произведе-
ны оценки различных схем ввода щелочи в
подпиточную воду теплосети. Рассматрива-
лись два варианта дозирования, В первом ва-
рианте ввод щелочи осуществляется в хими-
ческом цехе ТЭЦ перед деаэратором подпи-
точной воды (рис. 10.7, а), а во втором вари-
анте (рис, 10.7, б) ввод щелочи производит-
ся за деаэратором. Увеличение значения pH
Рис, 10.6. Внешний вид
индикаторов
коррозии после года
выдержки
(отопительный сезон
1997—98 гг.) в сетевой
воде района № 7
Теплосети Мосэнерго:
а — в подающем
трубопрово де;
б — в обратном
трубопроводе
подпиточной воды в процессе деаэрации тем больше, чем выше ее
бикарбонатная щелочность. Для атмосферных деаэраторов, рабо-
тающих на натрий-катионированной воде с достаточно высокой
щелочностью, значение pH увеличивается не менее, чем на 1,0.
Если принять значение pH натрий-катионированной воды перед де-
аэратором равным 7,7, то при вводе в нее щелочи (рис. 10,7, tz)
значение pH воды, подаваемой в деаэратор, становится равным
9,5. В воде с таким значением pH практически все углекислотные
соединения находятся в карбонатной форме (см, рис, 2.1). В этих
условиях деаэрация практически не влияет на значение pH подпи-
точной воды. Во втором варианте (рис, 10,7, б) ввод щелочи дол-
жен обеспечить увеличение pH от значения pH деаэрированной
воды от * 8,8 до 9,5.
201
Рис. 10.7. Схема ввода щелочи и
изменение значения pH
подпиточной воды (Л pH) за счет
постоянного дозирования NaOH
перед деаэратором а и после него б:
1 — исходная вода; 2 — умягчение
воды; 3 — бак запаса подпи-
точной воды; 4 — насосы;
5 — подогреватель; 6 — деаэратор;
7 — ввод щелочи по варианту а;
8 — ввод щелочи по варианту б
Расчеты состава воды
ТЭЦ-20 Мосэнерго по разрабо-
танной ВТИ программе показали,
что в первом варианте (дозирова-
ние щелочи до деаэратора) для
достижения pH 9,5 необходимо
вводить 30 мг/кг NaOH, а во вто-
ром варианте (дозирование за де-
аэратором) для достижения того
же значения pH — всего 18 мг/кг
NaOH, т.е. экономия щелочи сос-
тавляет 40%, Для дополнитель-
ной оценки вариантов была отоб-
рана подпиточная вода теплосети
на ТЭЦ-16 Мосэнерго до и после
деаэратора (pH, соответственно
7,9 и 8,6). Щелочность воды в
обоих случаях была практически
одинаковой (2,5—2,6 мг-экв/кг).
В оба типа вод постепенно добав-
ляли щелочь и измеряли значение
pH. Результаты опытов показаны
на рис. 10,8, из которого видно, что в первом варианте для достиже-
ния pH 9,5 необходимо дозировать 17,5 мг/кг NaOH, во втором ва-
рианте — 9,5 мг/кг NaOH, т.е, экономия щелочи составляет 45%.
Количество оборудования (баков, насосов) для обоих вариантов
одинаково.
Переход на водно-химический режим с повышенным значением
pH сетевой воды производился в Тепловых сетях Мосэнерго в тече-
ние нескольких лет. Было принято решение увеличить pH сетевой
воды до 9,5—10 во всех районах теплосети независимо от водоис-
точника (см. п. 3,3.4), Как уже указывалось, район № 2 давно рабо-
тает с повышенным pH сетевой воды. В районе № 7 известкование
подпиточной воды было начато в 1994—95 гг. После осуществления
этого мероприятия и наладки режима деаэрации количество пов-
реждений от внутренней коррозии в этом районе начало снижаться
(см, табл, 10.4), В других районах подщелачивание сетевой воды
производится с помощью дозирования в подпиточную воду едкого
натра и использования отмывочных вод анионитовых фильтров.
202
В 1997 г. среднегодовое значение pH превысило 9,5 в районе №11,
в 1999 п-в районах №№ 4, 5, 6, 8, 9, 10, 12, в 2000 п-в районе
№ 1,
В результате в 2003 г, средняя по Теплосети Мосэнерго ско-
рость коррозии индикаторов снизилась до 0,036 мм/год, в то время
как в 1995 г, она составляла 0,113 мм/год. Также более, чем в 3 раза,
уменьшилось количество повреждений от внутренней коррозии в
отопительный период.
Повышение pH сетевой воды до 9,5—10 вызвало необходимость
изменения норм ПТЭ 1996 г, по предельной величине карбонатного
индекса. Поэтому для тепловой сети Мосэнерго ВТИ были разрабо-
таны новые нормы, учитывающие зависимость предельного значения
Ик от pH сетевой воды. В дальнейшем аналогичные изменения были
внесены в ПТЭ 2003 г, [ 17] (см, п, 2Д ,3), В соответствии с последней
редакцией «Положения о водно-химическом режиме тепловых сетей
Рис. 10.8. Изменение величины pH подпиточной, воды ТЭЦ-16 Мосэнерго при
вводе едкого натра перед деаэратором 1 и после деаэратора 2
203
г, Москвы» от 2003 г, общая жесткость подпиточной воды теплосети
не должна превышать 50 мкг-экв/кг, а содержание в подпиточной
воде растворенного О2 — 30 мкг/кг (по нормам ПТЭ 50 мкг/кг), В
отопительный период предельно допустимое значение общей жест-
кости сетевой воды в отопительный период составляет 250
мкг-экв/кг, а значение карбонатного индекса 0,7 (мг-экв/кг)2, В ре-
монтный период общая жесткость сетевой воды не должна превы-
шать 350 мкг-экв/кг, а карбонатный индекс 1,5 (мг-экв/кг)?, Норма-
тивное значение содержания О2 в сетевой воде — 20 мкг/кг (первая
редакция «Положения о водно-химическом режиме», учитывающая
необходимость снижения жесткости сетевой воды с увеличением pH
была принята в 2000 г,), В настоящее время жесткость и содержание
кислорода в сетевой воде Теплосети Мосэнерго поддерживается на
низком уровне. Снижения жесткости и концентрации кислорода в
сетевой воде Теплосети Мосэнерго удалось добиться за счет умень-
шения их содержания в подпиточной воде и в результате уменьшения
присосов водопроводной воды в сетевую,
В последние годы в России все шире применяется новая конструк-
ция теплопроводов с пенополиуретановой (ППУ) изоляцией, покры-
той с внешней стороны оболочкой из полиэтиленовых труб. Эта
конструкция снабжена системой контроля за состоянием тепловой
изоляции, что позволяет обнаружить намокание наружной поверхнос-
ти стальной трубы. Опыт применения ППУ-изоляции с системой конт-
роля в тепловой сети Мосэнерго показал, что по ряду обстоятельств не
редки случаи нарушения плотности изоляции в эксплуатационных ус-
ловиях, Своевременная ликвидация нарушений плотности, приводя-
щих к интенсивной наружной коррозии трубопровода, возможна толь-
ко при наличии системы контроля. Только применение ППУ-изоляции
с системой контроля полностью предупреждает повреждения труб от
наружной коррозии. При применении данной конструкции для
повышения надежности передачи тепла важно исключить или свести к
минимуму также внутреннюю коррозию трубопроводов,
104,2. Изменение значения pH сетевой воды
в пределах 8,3-9,2
При оценке влияния значения pH сетевой воды на повреждае-
мость по результатам опроса предприятий тепловых сетей (см, §4,1)
все объекты опроса были разделены на три группы по значениям pH:
204
первая группа с pH выше 9,25, вторая группа с pH 8,3—9,25 и
третья группа с pH менее 8,3, Было показано, что резкое увеличе-
ние повреждаемости от внутренней коррозии происходит при пере-
ходе от объектов первой к объектам второй группы. Объекты вто-
рой и третьей групп отличались друг от друга по повреждаемости
очень незначительно, хотя скорость равномерной коррозии (отра-
жаемая приростом концентрации железа в сетевой воде по сравнению
с подпиточной) с уменьшением величины pH резко возрастала. Ни-
же приведены данные по повреждаемости от внутренней коррозии и
накоплению железа в сетевой воде для указанных групп объектов с
содержанием кислорода в сетевой воде, близким к нормативному.
1-я группа 2-я группа 3-я группа
pH > 9,25 pH 8,3-9,25 pH < 8,3
Повреждаемость от внутренней кор- розии, повр./(км год) 0,0134 0,0935 0,0949
Разность между содержанием желе- за в сетевой и подпиточной воде, мкг/кг ИЗ 244 660
Изменение интенсивности накопления железа в сетевой воде
при переходе от объектов второй группы к объектам третьей груп-
пы связано, в основном, с изменением содержания в воде свободной
углекислоты. При значении pH выше 8,3 (при температуре 25 °C)
свободная углекислота отсутствует. Однако, как было показано в
§5,2, при характерных для теплосети повышенных температурах
сетевая вода даже при pH 8,3 содержит значительные количества
СО2, Поэтому повышение значения pH для объектов второй груп-
пы, приводящее к снижению содержания СО2 в воде, также должно
влиять на интенсивность накопления железа в сетевой воде и на
повреждаемость трубопроводов теплосети. Это подтверждает опыт
эксплуатации теплосети открытого типа г. Саратова. На трубопро-
водах теплового района, питающегося от Саратовской ТЭЦ-5, наб-
людалось большое количество повреждений от внутренней корро-
зии. Концентрация железа в сетевой воде была высокой, и в трубах
водогрейных котлов быстро нарастали железооксидные отложения,
ВТИ было предложено проводить подщелачивание подпиточной
воды теплосети, В результате расчетов и экспериментальных иссле-
дований ВТИ было рекомендовано поддерживать pH сетевой воды
на уровне 8,45 (ранее значение pH составляло 8,3), Как показано
205
в табл, 10,5, даже относительно небольшое повышение значения
pH сетевой воды существенно снизило содержание железа в сете-
вой воде, В результате резко уменьшилось железооксидное накипе-
образование в водогрейных котлах, также снизилось количество
повреждений трубопроводов теплосети.
Интересен в этом плане и опыт Мосэнерго, В Мосэнерго в
90-е годы была проведена большая работа по улучшению вод-
но-химического режима теплосети: увеличивалась производитель-
ность водоподготовительных установок, улучшился режим деаэра-
ции, уменьшилась подача сырой воды.
Таблица 10.5.
Влияние pH на содержание железа в воде теплосети,
питающейся от Саратовской ТЭЦ-5
Показатель Усредненные данные за отопительные сезоны
1993-94 гг. 1994-95 гг. 1995-96 гг. 1996-97 гг.
pH 8,3 8,5 8,5 8,5
Содержание железа, мкг/кг 605 690 380 268
Содержание О2, мкг/кг 49 28 51 51
Одновременно на ряде ТЭЦ за счет ввода в подпиточную воду
отмывочных вод анионитовых фильтров и продувки барабанных кот-
лов было увеличено значение pH сетевой воды, В табл, 10,6 приве-
дены значения pH, содержания кислорода и железа в сетевой воде в
1990 и 1996 гг,, а также данные по изменению повреждаемости от
внутренней коррозии во всех районах Тепловых сетей Мосэнерго,
Анализ табл, 10,6 показывает, что при небольшом увеличении зна-
чения pH в районах №№ 1, 4, 9, 12 содержание железа в сетевой
воде уменьшилось (уменьшение содержания железа в районе № 7 в
данном случае не рассматривается), В то же время в районах
№№ 3, 8, 10 при небольшом увеличении значения pH содержание
железа в сетевой воде наоборот увеличилось.
Таким образом, даже небольшие изменения значения pH, осо-
бенно в диапазоне 8,5—9,0, могут привести к снижению содержания
железа в сетевой воде. Несколько иные результаты дает сравнение
тенденций в изменении содержания железа в сетевой воде и повреж-
даемости, В районах №№ 1, 3, 4, 7, 10 эти тенденции совпадают, т,е,
при увеличении содержания железа возрастает повреждаемость
206
теплосети. Это позволяет с определенной степенью вероятности
говорить о взаимосвязи между повреждаемостью трубопроводов теп-
лосети и содержанием железа в сетевой воде. Целесообразность не-
больших изменений значения pH сетевой вода для конкретных объек-
тов необходимо определять с помощью стендовых экспериментов.
Таблица 10.6,
Изменение среднегодовых показателей качества сетевой воды
и повреждаемости в районах Тепловых сетей Мосэнерго
Район 1990 г. 1996 г, Изменение п овреждаемости
pH 02 мкг/кг Fe мкг/кг pH 02 мкг/кг Fe мкг/кг
1 8,5 18 806 8,7 14 670 Уменьшается
3 8,5 11 313 9,2 27 360 Увеличивается
4 8,6 7 787 9,0 6 251 Уменьшается
5 9,2 10 338 9,2 15 267 Без изменения
6 8,5 5 755 8,5 7 435 Уменьшается
8 8,6 10 307 9,2 11 384 Уменьшается
9, 12 8,7 10 500 8,9 12 471 Увеличивается
10 8,9 18 157 9,1 16 189 Увеличивается
11 8,8 5 255 9,5 6 285 Беа изменения
Главным результатом изменения значения pH сетевой воды,
как в районе № 7 (см, п, 10,4,1), так и в других районах Тепловых
сетей Мосэнерго, уменьшения присосов водопроводной воды в або-
нентских подогревателях, улучшения качества деаэрации подпиточ-
ной воды на ТЭЦ и других мероприятий явилось уменьшение пов-
реждаемости от внутренней коррозии трубопроводов. Если вплоть
до отопительного сезона 1995—1996 гг, количество повреждений от
внутренней коррозии ежегодно возрастало приблизительно на 5%,
то в сезоне 1996—97 гг, впервые количество повреждений от внут-
ренней коррозии уменьшилось на 2% по сравнению с предыдущим
годом, В сезоне 1997—98 гг, количество повреждений уменьшилось
на 13% по сравнению с сезоном 1995—96 гг, (см, рис, 3,9), Одно-
временно уменьшилась и доля повреждений от внутренней коррозии
в общем числе коррозионных повреждений трубопроводов тепло-
сети:
207
Сезон 1992-93 гг. 1993-94 гг. 1994-95 гг. 1995-96 гг. 1996-97 гг.
Доля повреждений от внутренней коррозии, % 36 36 37 30 27
10.5. Использование ингибиторов коррозии
Одним из способов защиты внутренней поверхности трубопро-
водов теплосети от коррозионных повреждений является примене-
ние ингибиторов коррозии, К ингибиторам коррозии для систем
теплоснабжения предъявляются достаточно жесткие требования,
определяемые спецификой работы теплосети. Ингибитор коррозии
не должен быть токсичным и не должен влиять на запах, привкус и
цветность воды. Ингибитор должен сохранять эффективность при
температурах воды до 150 °C (с учетом температурной разверки в во-
догрейных котлах до 170 °C); при значительных концентрациях в во-
де сульфатов и хлоридов; при высоких концентрациях кислорода (до
500 мкг/кг и желательно до 10 мг/кг в условиях простоя теплосети).
Ингибитор должен защищать от коррозии углеродистую сталь и не
вызывать коррозию цветных металлов. Несмотря на достаточно
большой выбор ингибиторов для нейтральной и слабощелочной во-
ды санитарным требованиям удовлетворяют только некоторые,
В 1970-х годах для систем теплоснабжения был предложен и
опробован ингибитор коррозии силикат натрия. Исследование его
эффективности, разработка технологии дозирования и первичное
внедрение проводилось А.Ф. Богачевым (ВТИ). Организация сили-
катирования воды теплосети описана в «Методических указаниях»
[107], Ингибирующее действие силиката натрия определяется фор-
мированием на поверхности металла защитной пленки, состоящей
из магнетита и ферросиликата FeSiO3. Применение этого ингибито-
ра имеет некоторые ограничения, перечисленные ниже [23]. Пре-
дельно допустимая концентрация силиката натрия в питьевой воде
составляет 40 мг/кг по SiO2 (50 мг/кг по SiO|”). Для достаточно на-
дежной защиты поверхности металла с помощью силиката натрия
необходимо создание достаточно низкого окислительно-восстанови-
тельного потенциала (содержание О2 в воде не должно превышать
200 мкг/кг). Для снижения концентрации кислорода допускается
совместная дозировка силиката натрия и восстановителя сульфита
208
натрия. Нежелательно снижение значения pH сетевой воды менее 7,
так как при этом на поверхности теплообменного оборудования мо-
жет протекать осаждение кремнекислоты, При превышении дози-
ровки сульфата алюминия, используемого для коагуляции водопро-
водной воды, возможно осаждение в теплообменниках алюмосили-
катов, При силикатной обработке воды с содержанием сульфатов
менее 100 мг/кг рекомендуется поддерживать величину карбонат-
ного индекса не выше 1,5 при температурах 101 —150 °C и не выше
1,0 при температурах 151-200 °C (pH 8,4-8,6),
Если содержание сульфатов в воде более 100 мг/кг, то соотно-
шение концентраций ионов кальция, сульфатов и силикатов не долж-
но вызывать осаждения CaSO4 совместно с CaSiO3, Силикатная об-
работка допускается при магниевой жесткости воды не выше 0,7
мг-экв/кг, ПриЖ^0,7 мг-экв/кг дозировка SiO2 не должна превы-
шать 8 мг/кг, значение pH воды не более 8,6, Для природных вод с со-
держанием SiO2 выше 15—20 мг/кг коррекционная обработка сили-
катом натрия нежелательна. При аварийных подпитках теплосети сы-
рой водой и увеличении Як за пределы нормируемых ПТЭ значений
силикатная обработка должна быть сразу же прекращена,
В конце 1970-х годов в ИФХАН были начаты исследования
ингибитора коррозии гидроксиэтилидендифосфонатоцинк динатрие-
вая соль (ОЭДФ-цинк), Этот реагент детально исследовался как
ингибитор коррозии углеродистых сталей, латуни, алюминия и его
сплавов [108—110] в аэрированной воде, В воде со значительной
концентрацией кислорода ОЭДФ-цинк является ингибитором сме-
шанного действия. Механизм защитного действия этого ингибитора
объясняется его адсорбцией на поверхности металла и образовани-
ем защитного слоя труднорастворимых смешанных комплексных
соединений цинка и железа с ОЭДФ, а также Zn(OH)2 [111], Пока-
зано, что применение ОЭДФ-цинк возможно в широком интервале
значений pH, ОЭДФ-цинк исследовался как ингибитор коррозии уг-
леродистых сталей в системах горячего водоснабжения [112],
Имеется разрешение Санэпиднадзора РФ на применение
ОЭДФ-цинк в системах горячего водоснабжения с предельно до-
пустимой концентрацией (ПДК) 5 мг/кг [103, ИЗ, 114], Как уже
указывалось, ОЭДФ-цинк исследовался и проходил промышленное
внедрение в водах, содержащих высокие концентрации О2, Поэтому
применение его в условиях теплосети, где иной механизм коррозии,
требовало экспериментальной проверки.
209
Исследования эффективности ОЭДФ-цинк в условиях тепло-
сети проводились ВТИ на сетевой воде Ростовской ТЭЦ-2 в
1994—95 гг. Поскольку система теплоснабжения этой ТЭЦ являет-
ся открытой для защиты трубопроводов от коррозии были опробо-
ваны ингибиторы. Исследования проводили в электрохимической
ячейке (рис, 4,2) по методике, описанной в § 4,3, Поляризационные
измерения производили на вращающемся электроде из стали 20 при
температуре 90 °C, что соответствует средней температуре ростов-
ской теплосети в течение отопительного сезона. Вода ростовской
теплосети имела следующий химический состав: общая жесткость
4,3 мг-экв/кг, кальциевая жесткость 2,5 мг-экв/кг, концентрация
сульфатов 270 мг/кг, концентрация хлоридов 200 мг/кг, общая ще-
лочность 0,3 мг-экв/кг, pH 9,0, Деаэрация воды в ячейке позволяла
поддерживать содержание О2 в воде на уровне 30—40 мкг/кг. Ско-
рость вращения электрода моделировала движение воды со ско-
ростью 1,5 м/с в трубе диаметром 800 мм. Исследовали эффектив-
ность следующих ингибиторов: фосфат натрия (ПДК по санитарным
нормам 3,5 мг/кг), силикат натрия (ПДК 40 мг/кг), ОЭДФ-цинк
(ПДК 5 мг/кг). Основные параметры анодных поляризационных
кривых приведены в табл, 10,7, Анодные кривые, снятые в неинги-
бированной сетевой воде и при различных концентрациях
ОЭДФ-цинк, показаны на рис, 10,9,
Таблица 10.7,
Параметры анодных поляризационных кривых
Ингибитор Концентра- ция, мг/кг Потенциал коррозии, мВ (х*с*э*) Плотность анодного тока при ЛЕ* 200 мВ, мкА/см2 Z,%
— — -770 200 —
Na3PO4 3,5 -760 190 5
Na2SiO3 40 -765 190 5
ОЭДФ-цинк 1 -745 60 70
То же 2 -740 28 86
То же 5 -730 16 92
* ДЕ — анодная поляризация электрода, равная (Е — Екор)
210
Рис, 10.9. Анодные поляризационные кривые углеродистой стали в сетевой
воде ростовской теплосети (вращающийся электрод, 90 9 С):
1 — без ингибитора; 2—4 — при концентрации ОЭДФ-цинк,
соответственно, 1, 2, 5 мг/кг
Анодная поляризационная кривая, снятая в сетевой воде без
ингибиторов, имела гладкую форму без перегибов, что характерно
для высокоагрессивных вод с большим содержанием сульфатов и
хлоридов (см, § 4,2), Введение в воду Na3PO4 и Na2SiO3 с предельно
допустимыми концентрациями практически не изменяло поляриза-
ционных кривых (см, табл, 10,7), Степень защиты (Z) рассчитывали
по формуле:
Z= 100%, (10 J)
где и i — плотность анодного тока при смещении потенциала
от£кор на 200 мВ, соответственно, в неингибированной и ингибиро-
ванной воде.
Она составляла для фосфатов и силикатов лишь 5%, Получен-
ные данные показывают, что при высоких концентрациях сульфатов
и хлоридов, характерных для воды ростовской теплосети, эти инги-
биторы коррозии неэффективны.
Введение в сетевую воду ОЭДФ-цинк существенно изменяло
скорость анодного процесса, но мало влияло на потенциал коррозии
стали. Последнее показывает, что уменьшается скорость не только
анодного, но и катодного процесса. Торможение анодной реакции на-
чиналось уже при потенциалах коррозии и возрастало с увеличением
211
концентрации ОЭДФ-цинк, При концентрации ОЭДФ-цинк 5 мг/кг
в области потенциалов до —500 мВ анодный ток практически не из-
менялся, по-видимому, возникала адсорбционная пассивность (см,
§ 1,2), При этой концентрации ОЭДФ-цинк степень защиты сос-
тавляла 92% (табл, 10,7), Полученные данные показывают, что
ОЭДФ-цинк значительно снижает коррозионную агрессивность во-
ды ростовской теплосети по отношению к углеродистой стали. Ана-
логичные результаты были получены на стенде ВТИ при введении
ОЭДФ-цинк в сетевую воду теплосети г, Белгорода, работающей на
артезианской воде с высоким содержанием сульфатов и хлоридов.
По результатам стендовых исследований ОЭДФ-цинк был рекомен-
дован как ингибитор коррозии для ростовской теплосети.
Одним из важных преимуществ ОЭДФ-цинк является то, что
он одновременно является ингибитором накипеобразования. Поэ-
тому применение ОЭДФ-цинк во многих случаях позволит не толь-
ко решить проблемы коррозионных разрушений теплосети, но и от-
казаться от умягчения подпиточной воды [115],
Промышленные испытания ОЭДФ-цинк (производимого в
г. Ростов-на-Дону ООО «Экоэнерго») проводились под руковод-
ством ВТИ в ростовской теплосети [116], ОЭДФ-цинк испытывал-
ся в качестве ингибитора коррозии. Обработке реагентом подверга-
лась вода районов теплосети, получающих подпиточную воду от
Ростовской ТЭЦ-2 (РТЭЦ-2), Метод подготовки подпиточной воды
теплосети на РТЭЦ-2 — известкование с последующим подкисле-
нием и деаэрацией. Качество подпиточной воды указывалось ранее.
Одной из особенностей данной работы являлось то, что по дан-
ным ВТИ и Ростовэнерго (см, § 9,2) на внутренней поверхности тру-
бопроводов теплосети, контактирующей с сетевой водой ТЭЦ-2,
существуют слои карбоната кальция толщиной 1—3 мм, а в части
трубопроводов — с толщиной от 5 до 25 мм и количеством карбонатов
кальция 6000—7000 г/м2 (иногда до 13860 г/м2), ОЭДФ-цинк явля-
ется не только ингибитором коррозии, но и антинакипином, способ-
ным растворять уже имеющиеся отложения, следовательно, необхо-
димо было обеспечить медленное, постепенное растворение кальцие-
вых отложений для предупреждения возможного забивания домовых
систем. Соответственно предусматривалось начать дозирование
ОЭДФ-цинк с микродоз и постепенно увеличивать его концентрацию
в сетевой воде.
212
Дозирование ОЭДФ-цинк в подпиточную воду РТЭЦ-2 было на-
чато в конце 2000 г, с концентрации 0,15 мг/кг; в конце 2001 г, конце-
нтрация реагента в прямой сетевой воде РТЭЦ-2 была 1,3 мг/кг, В
последующие годы значительных колебаний концентрации реагента в
прямой сетевой воде в течение года не было и среднегодовая концент-
рация составляла в 2002 г, — 2,18 мг/кг, в 2003 г, — 2,65 мг/кг, в
2004 г, — 2,13 мг/кг. Все время наблюдалось уменьшение концент-
рации реагента по длине теплосети, В начальный период дозирова-
ния концентрация ОЭДФ-цинк в конце теплосети была нулевой при
концентрации на РТЭЦ-2 0,29 мг/кг, В 2003 г, среднегодовая кон-
Рис, 10.10. Зависимость скорости коррозии индикаторов К, установленных
в теплосети г. Ростов-на-Дону от концентрации ОЭДФ-цинк С (средней
за отопительный сезон):
а — в прямой сетевой воде; б — в обратной сетевой воде
213
центрация реагента в прямой сетевой воде после прохождения
21 км теплосети уменьшилась на 20%, Анализ динамики изменения
концентрации реагента по длине теплосети показал, что это связано
с адсорбцией его на внутритрубных отложениях.
Контроль агрессивности сетевой вода производился по индикато-
рам коррозии, которые были установлены в 20 точках. Подготовка и
обработка каждого индикатора производилась сотрудниками Ростов-
ской тепловой сети (РТС), Статистическая обработка результатов про-
изводилась в ВТИ в соответствии с [ 117], Изменение скорости корро-
зии по годам показано на рис, 10,10, На оси абсцисс этого рисунка отк-
ладывались не среднегодовые концентрации, а средние концентрации
за отопительные сезоны: 0,16 мг/кг в сезон 2000—2001 гг,, 1,88 мг/кг
в 2001 —2002 гг, и 2,6 мг/кг в 2002—2003 гг. Скорость коррозии в се-
зоне 1999—2000 гг, была такой же, как в 2000-2001 гг. Из рис, 10,10
видно, что применение ОЭДФ-цинк позволило уменьшить скорость
общей коррозии в 3 раза до величины менее 0,085 мм/год, т,е, агрес-
сивность вода стала допустимой [117] при аварийной ранее. При
осмотрах специально установленных в 2000 г, вставок, проводимых
сотрудниками РТС, было показано, что при концентрации реагента
2,6 мг/кг коррозия практически отсутствует.
Одновременно применение ОЭДФ-цинк позволило произвести
отмывку системы теплоснабжения в целом. Значительно изменились
параметры начала отопительного сезона, когда даже по ПТЭ [17] раз-
решается увеличение содержания железа до 1000 мкг/кг, при обычной
норме для открытой теплосети 300 мкг/кг.
П>д 2000 2001 2002 2003
Максимальная среднесуточная концентрация железа, мкг/кг 1100 800 430 240
Продолжительность нарушений норм по концентрации железа (>300 мкг/дм3) в прямой сетевой воде на РТЭЦ-2, сутки 22 16 3 0
По данным Департамента ЖКХ и энергетики администрации
города [ 118] за счет отмывки домовых систем в 2003 г, количество ава-
рийных ситуаций в домовых системах уменьшилось на 50—52%,
Понижение среднегодовой концентрации ОЭДФ-цинк в 2004 г,
до 2,13 мг/кг не привело к уменьшению скорости общей коррозии
по индикаторам, но при этом несколько ухудшились параметры на-
чала отопительного сезона: максимальная среднесуточная концент-
214
рация железа была 387 мкг/кг и нарушение норм (> 300 мкг/кг)
продолжалось 3 суток. Кроме того, на вставках были обнаружены
коррозионные язвы. Поэтому ВТИ было рекомендовано для высо-
коагрессивной ростовской сетевой воды применение ОЭДФ-цинк с
концентрацией не менее 2,6 мг/кг. Более подробно результаты этих
промышленных исследований описаны в [ 119],
Полученные результаты указывали на возможность широкого при-
менения ОЭДФ-цинк в энергетике, С целью увеличения потребления
этого реагента предприятиями РАО «ЕЭС России» ВТИ провел на стен-
дах сравнение свойств ОЭДФ-цинк двух производителей: ООО «Эко-
энерго» и ОАО «Химпром» (г, Новочебоксарск), Антикоррозионные и
антинакипные характеристики этих реагентов были одинаковыми,
В России существует достаточно большое количество малых
закрытых систем теплоснабжения, где деаэрация не предусмотрена.
Без деаэрации работают обычно системы горячего водоснабжения
(ГВС), Для этих систем концентрация О2 в сетевой воде должна
быть значительно выше нормируемого ПТЭ [17] значения, В этом
случае использование антикоррозионных мероприятий особенно
важно. Для изучения этой проблемы ВТИ были проведены специ-
альные расчеты и эксперименты по подбору ингибиторов [120],
Уровень концентрации кислорода в воде системы теплоснабже-
ния определяется следующими процессами: вводом кислорода в
систему с подпиточной водой, расходованием его в процессе корро-
зии и выводом кислорода из системы с водой. Концентрацию кисло-
рода в сетевой воде (С) можно рассчитать, решая уравнение:
-dC/dt = k>(S/V)*W- C^(D/V) + O(D/V), (10.2)
где С — концентрация кислорода в сетевой воде, мг/кг
С„ — концентрация кислорода в подпиточной воде, мг/кг
т — время, ч
5 — поверхность стали, контактирующей с сетевой водой, м2
V — объем системы, м3
D — расход подпиточной воды, м3/ч
k — коэффициент, учитывающий количество кислорода (в
граммах), расходующегося на растворение 1 г железа
W — скорость коррозии стали, г/(м2' ч)
215
Зависимость скорости коррозии стали в воде, не контактирую-
щей с воздухом, от концентрации кислорода при постоянной темпе-
ратуре линейна или очень близка к линейной [2,9], т.е,
W=a^ (10.3)
где а — коэффициент, рассчитанный из экспериментальных
данных [9,27] для температуры 100 °C, равен 0,048 м/ч.
Совместное решение уравнений (10.2) и (10,3) при начальных
условиях С (г=0) = Сп позволило получить зависимость изменения
концентрации кислорода в сетевой воде от времени с учетом соотно-
шений D/V и S/К Расчеты показали, что при заполнении системы
теплоснабжения недеаэрированной водой с температурой 20 °C, со-
держащей 9,08 мг/кг кислорода, и последующем нагреве воды до
температуры 100 °C концентрация кислорода в сетевой воде стаби-
лизируется уже через 1—2 суток.
Расчеты стабильной концентрации кислорода в сетевой воде
приведены в таблице 10.8, Величина S/V =100 м-1 приблизитель-
но соответствует системе отдельного дома, S/V = 20 м-1 — системе
теплоснабжения города. Для закрытых систем теплоснабжения ха-
рактерны малые величины D/V\ 0,0025 ч-1 [17], 0,0075 ч-1 [19].
Большие величины D/V относятся к открытым системам.
Таблица 10.8
Зависимость стабильной концентрации кислорода в сетевой воде
при температуре 100 °C от значений D/V и S/V
Концентрация Qa, мкг/кг, при S/V (1/м)
D/V(%) 100 50 20
0,001 7 14 35
0,0025 17 35 80
0,005 35 70 160
0,0075 50 100 240
0,01 70 130 320
0,05 320 620 1400
0,1 620 1160 2430
0,5 2430 3830 5870
216
Данные проведенных расчетов показывают, что в закрытых
системах теплоснабжения с малыми значениями соотношения D/V
концентрация кислорода в сетевой воде может быть достаточно низ-
кой даже в отсутствии деаэрации. При этом необходимо отметить,
что в любом случае долговечность трубопроводов систем тепло-
снабжения, подающих недеаэрированную воду, несравнима с долго-
вечностью трубопроводов систем, где подпиточная вода подвергает-
ся деаэрации, т,к, в первом случае снижение концентрации в воде
происходит за счет коррозии металла. Поэтому в системах без деаэ-
рации для уменьшения скорости коррозии металла необходимо
использовать ингибиторы коррозии.
Как было показано ВТИ, в деаэрированной воде при концент-
рации О2 = 30—40 мкг/кг углеродистая сталь может пассивиро-
ваться (§ 4,2), Именно для этих условий были разработаны режимы
повышенного pH для закрытых систем теплоснабжения и пред-
ложено применение ОЭДФ-цинк с малыми концентрациями
(2—5 мг/кг). Существенно меняется ситуация в системах с высоким
содержанием кислорода в воде. Здесь процессы коррозии во всей
области анодного растворения углеродистой стали протекают или в
области активного растворения [59], или в области питтингообразо-
вания [80], В аэрированной воде с высокими концентрациями кисло-
рода для надежной защиты от коррозии по имеющимся данным необ-
ходима концентрация ОЭДФ-цинк не 5 мг/кг, а 20—30 мг/кг и более
[108, 109], При высоких концентрациях кислорода сомнительна
возможность применения режима с высокими значениями pH (9,5 и
более), т,к, в этих условиях может интенсифицироваться язвенная
коррозия стали [38],
Поэтому была нужна проверка различных реагентов в качестве
ингибиторов коррозии в новых условиях.
Необходимо отметить, что применение ингибиторов коррозии в
рассматриваемой ситуации, снижая скорость коррозии, должно
приводить к увеличению концентрации кислорода в сетевой воде.
Расчеты показали, что в системе с величиной D/V = 0,0075 ч-1
[19] и S/V = 20 м-1 применение ингибиторов со степенью защиты
50 и 75% приведет к увеличению содержания кислорода до
400—800 мкг/кг. Соответственно, испытания ингибиторов прово-
дились при концентрации О2 = 600 мкг/кг.
Опыты проводились по той же методике, которая применялась
ранее для ОЭДФ-цинк применительно к Ростовской теплосети.
217
Ингибиторы проверялись при значениях pH = 7,0—7,3, характер-
ных для недеаэрированной природной воды и содержаниях сульфа-
тов 82 мг/кг и хлоридов 40 мг/кг, В связи с установленными ранее
ингибирующими свойствами ОЭДФ, ИОМС-1 и ПАФ-13А опыты
проводились с этими тремя реагентами, а также с ОЭДФ-цинк,
Пассивность металла при pH = 7,0—7,3 без деаэрации не возника-
ла, поэтому эффективность ингибиторов оценивалась по степени
защиты (уравнение 10,1),
Полученные результаты представлены в табл, 10,9
Таблица 10.9.
Параметры анодных поляризационных кривых
Название ингибитора Концентрации ингибитора, мг/кг Е^р, мВ i, мкА/см2 Степень защиты Z, %
без ингибитора — -700 125,9 контроль
ОЭДФ-Zn 5 (ПДК) -650 100 21
15 -660 63 50
25 -660 38 70
100 -680 32 75
ОЭДФ 0,6 (ПДК) -690 100 21
10 -670 95 24
ИОМС-1 4 (ПДК) -680 45 65
25 -700 50 60
ПАФ-13А 5 (ПДК) -650 53 58
25 -690 83 34
Результаты, приведенные в табл, 10,9, показывают, что ОЭДФ
в данных условиях является слабым ингибитором коррозии,
ОЭДФ-цинк при повышенной концентрации кислорода и концент-
рации ингибитора равной предельно допустимой концентрации в
питьевой воде (ПДК) 5 мг/кг не защищает металл в должной степе-
ни, Для повышения эффективности действия ингибитора необходи-
ма концентрация не менее 25 мг/кг. Результаты, полученные с
ОЭДФ и ОЭДФ-цинк, практически совпадают с данными, получен-
ными другими исследователями в условиях перемешивания воды
при температуре 40—80 °C и полном насыщении воды кислородом
218
[108, 109]. ИОМС-1 при концентрации равной ПДК = 4 мг/кг уже
обеспечивает достаточно высокую степень защиты. Дальнейшее
увеличение концентрации ИОМС-1 приводит к небольшому умень-
шению его эффективности. Достаточно высокую степень защиты
создает использование ПАФ-13А с концентрацией равной ПДК (5
мг/кг). Повышение концентрации этого реагента приводит к сни-
жению степени защиты от коррозии.
Таким образом, стендовые эксперименты показали, что при
повышенном содержании кислорода в сетевой воде реагенты
ИОМС-1 и ПАФ- 13А не менее эффективны, чем ОЭДФ-цинк, Для
окончательного решения вопроса о целесообразности применения
тех или иных ингибиторов коррозии в условиях закрытых систем
теплоснабжения в отсутствие деаэрации необходимы промышлен-
ные эксперименты,
10.6. Использование внутренних покрытий
и коррозионно-стойких металлов
Одним из способов предупреждения коррозионных поврежде-
ний трубопроводов теплосети является покрытие внутренней пове-
рхности труб защитными материалами. Эти процессы достаточно
хорошо отработаны для заводских условий и основное препятствие
их внедрению в теплосети заключается в том, что качественные пок-
рытия в местах монтажных стыков внутри труб должны быть сдела-
ны в полевых условиях. Однако для действующих теплосетей этот
метод противокоррозионной защиты имеет серьезные недостатки.
Во-первых, вследствие ограниченного объема ежегодных перекла-
док трубопроводов теплосети полная замена трубопроводов может
быть достигнута только за очень длительное время. Например, для
Тепловых сетей Мосэнерго при объеме ежегодных перекладок
80 км в год для полной замены всех трубопроводов потребуется
около 30 лет. Во-вторых, малейшее нарушение сплошности покры-
тия будет приводить к интенсивному локальному разрушению ме-
талла в месте нарушения.
Значительно более надежными являются водно-химические
методы предотвращения коррозии: повышение pH сетевой воды,
снижение содержания в ней кислорода, применение ингибиторов,
так как они обеспечивают защиту всего оборудования теплосети
сразу после их внедрения. Показателен здесь и опыт западных
219
стран, где не применяется антикоррозионное покрытие внутренней
поверхности трубопроводов теплосети.
Для изготовления трубопроводов теплосети по технике-эконо-
мическим соображениям нержавеющие стали не применяются. Но
поиск более стойких к коррозии и достаточно дешевых материалов
постоянно ведется.
Повреждаемость трубопроводов теплосети от внутренней кор-
розии в значительной степени зависит от коррозионной стойкости
сталей, применяемых для производства труб. Промышленный опыт
уже достаточно давно показал, что коррозионная стойкость различ-
ных углеродистых сталей в условиях теплосети неодинакова (см.
§ 6,4), В последние годы в работах, проведенных НИФХИ
им, Л.Я,Карпова и ЦНИИЧермет им, И.П,Бардина, установлено,
что основной причиной различия стойкости углеродистых и низко-
легированных трубных сталей к локальной коррозии в водных сре-
дах является различный уровень загрязнения стали так называемы-
ми коррозионно-активными неметаллическими включениями
(КАНВ). КАНВ являются включениями сложного состава, содер-
жащими кальций. Они вносятся в сталь в процессе внепечной обра-
ботки, предусматривающей введение кальций содержащего компо-
нента или во время контакта жидкой стали с высокоосновным
шлаком при определенных технологических параметрах обработки
металла. Кальцийсодержащие неметаллические включения в сталях
могут быть различных типов: включения 1 - го типа на основе алюми-
ната кальция, включения 2-го типа на основе сульфида кальция.
КАНВ не выявляются традиционными методами контроля неме-
таллических включений в стали, основанными на балльной оценке
(ГОСТ 1778). Поэтому для выявления КДНВ потребовалась
разработка новых методов, один из которых заключается в обработ-
ке нетравленой поверхности металлографического шлифа специ-
альными реактивами. После такой обработки КАНВ приобретают
характерный вид, позволяющий проводить оценку их плотности с
помощью оптического микроскопа. Именно плотность КАНВ опре-
деляет стойкость трубных сталей к локальной коррозии в водных
средах, содержащих сульфаты и хлориды. На рис ДО. 11 приведена
зависимость скорости локального утонения стенки трубы от плот-
ности КАНВ для трубопроводов систем нефтесбора, изготовленных
из сталей 10, 20, 09Г2С, Видно, что с увеличением плотности КАНВ
от 0—2 до 20—25 вкл,/мм2 скорость локального утонения стенки
220
трубы увеличивается с 0,5 до 20 мм/год. При больших значениях
плотности КДНВ первые порывы трубопроводов происходят уже
через 6—12 месяцев после ввода в эксплуатацию, независимо от
марки стали. При плотности КДНВ менее 2 вкл./мм2 скорость ло-
кальной коррозии незначительна.
чиггс Acnw»ii |
Рис, 10.11. Зависимость скорости локальной коррозии труб
от степени чистоты стали по К&НВ
ОАО «Северсталь» при участии ЦНИИЧермет им. И,П. Бар-
дина разработаны и внедрены технологические рекомендации по
производству углеродистых и низколегированных сталей, имеющих
повышенную чистоту по КДНВ, На стендовой установке ВТИ, моде-
лирующей условия работы теплосети (температура 90 °C, 40 мкг/л
О2, скорость движения воды - 1 м/с, pH воды 8,7 и 9,8), были про-
ведены испытания стойкости к локальной коррозии опытных плавок
стали 20 производства ОАО «Северсталь», практически не содер-
жащих КДНВ и имеющих низкую плотность КДНВ [ 121 ]. Для срав-
нения использовали образцы стали 20 с высокой плотностью КДНВ
20—25 вкл./мм2, вырезанные из поврежденного в результате корро-
зии водовода одного из нефтепромыслов Западной Сибири. Этот во-
довод транспортировал пластовую воду, содержащую -18 г/л хло-
ридов, и за 8 месяцев эксплуатации имел 20 порывов.
221
Стойкость образцов сталей к локальной коррозии оценивали по
величине электрохимического параметра А£пр = £пр — £к, где Ек —
потенциал коррозии, а £пр — потенциал пробоя пассивной пленки,
измеренный при плотности анодного тока 50 мкА/см2 (см. § 4,2), В
среднеминерализованной сетевой воде (сульфаты 80 мг/л, хлориды
75 мг/л, Щйб 3,8 мг-экв/л, pH 8,7) величина А£ир для образцов с
высоким содержанием КАНВ составляла 355—360 мВ, а для образ-
цов с низким содержанием КАНВ 380—405 мВ, В среднеминерали-
зованной сетевой воде (сульфаты 80 мг/л, хлориды 75 мг/л,
3,8 мг-экв/л, pH 9,8) величина А£пр для образцов с высоким
содержанием КАНВ составляла 355—360 мВ, а для образцов с низ-
ким содержанием КАНВ 370—405 мВ, В сильноминерализован-
ной сетевой воде (сульфаты 300 мг/л, хлориды 180 мг/л, Ща6
5,6 мг-экв/л, pH 8,7) величина А£пр для образцов с высоким содер-
жанием КАНВ была равной 355—360 мВ, а для образцов с низким
содержанием КАНВ 240—275 мВ, Таким образом, стойкость к
локальной коррозии стали с высоким содержанием КАНВ
(20—25 вкл,/мм2) в сетевой воде обоих типов была значительно
более низкой, что согласуется с эксплуатационными данными. Рез-
кое снижение стойкости к локальной коррозии углеродистых труб-
ных сталей в системе теплоснабжения ОАО «Мосэнерго» было
установлено при наличии в структуре сталей сульфидных включе-
ний, содержащих кальций [122—124],
Не исключено, что стойкость углеродистых сталей к локальной
коррозии в условиях теплосети при невысоком содержании КАНВ
может определяться и некоторыми другими факторами, В частнос-
ти, наиболее высокую коррозионную стойкость имел образец стали,
практически не подвергавшийся рафинированию с участием каль-
цийсодержащих компонентов, что гарантирует ее чистоту по любым
видам КАНВ, содержащих кальций. При этом рассматриваемый об-
разец имел повышенное содержание хрома, никеля и меди, что так-
же положительно сказывалось на его коррозионной стойкости.
Освоение на металлургических заводах, в частности в
ОАО «Северсталь», получения трубных сталей чистых по КАНВ
позволяет уже сегодня производить и поставлять потребителям тру-
бы повышенной коррозионной стойкости, В 2003 г, разработаны и
согласованы с Ростехнадзором РФ технические условия на такие
трубы:
222
1, ТУ 14-3P-69-2003 «Трубы стальные электросварные
спиральношовные повышенной стойкости против локальной корро-
зии для трубопроводов тепловых сетей» (производитель труб
ОАО «Волжский трубный завод»);
2, ТУ 14-ЗР-70-2003 «Трубы стальные электросварные прямо-
шовные повышенной стойкости против локальной коррозии для
трубопроводов тепловых сетей» (производитель труб ОАО «Выксун-
ский металлургический завод);
3, ТУ 14-3P-71-2003 «Трубы стальные электросварные пря-
мошовные повышенной стойкости против локальной коррозии
для трубопроводов ТЭС и тепловых сетей» (производитель труб
ОАО «Выксунский металлургический завод»).
Основной особенностью указанных технических условий явля-
ется контроль и гарантия чистоты металла по КАНВ; плотность
КАНВ в сталях для таких труб не должна превышать 2 вкл,/мм2.
Можно ожидать, что применение таких труб позволит снизить
повреждаемость трубопроводов теплосети от внутренней коррозии
и, соответственно, повысить срок их службы. По данным разработ-
чиков стоимость труб, изготовленных из сталей, чистых по КАНВ,
лишь незначительно (~ на 10—20%) превышает стоимость труб
из обычных углеродистых сталей. Опытные участки труб из сталей
с низким содержанием КАНВ установлены в Тепловой сети
Мосэнерго,
Другим способом повышения коррозионной стойкости трубо-
проводов теплосети является использование биметаллических труб,
В ОАО «Северсталь» и на Волгоградском металлургическом заводе
«Красный Октябрь» совместно с институтом биметаллических
сплавов и ЦНИИЧермет разработана технология производства но-
вых видов биметаллического проката методом электрошлаковой
наплавки слоя коррозионно-стойкой стали на основу из углеродис-
той и низколегированной стали [125], В процессе наплавки проис-
ходит очистка плакирующего слоя от серы и неметаллических вклю-
чений, что позволяет использовать для плакирования сравнительно
недорогие нержавеющие стали, в частности, недавно разработан-
ные 05Х14С2 и 05Х14С2Б,
Для проведения коррозионных испытаний ВТИ использовались
опытные плавки нержавеющих сталей 05X14С2 и 05Х14С2Б [126],
химический состав которых приведен в табл, 10,10,
223
Таблица 10 JO.
Химический состав опытных плавок нержавеющих сталей (масс,%)
Марка стали С Si Мл Сг Nb S Р
05Х14С2 0,025 2,0 0,5 13,05 — 0,005 <0,01
05X14С2Б 0,035 1,27 0,5 13,3 0,56 0,005 <0,01
Режим термообработки плавок: выдержка 35 мин при темпера-
туре 760 °C; охлаждение на воздухе. По данным металлографиче-
ского анализа структура стали 05X14С2 представляет собой феррит
с незначительным количеством (менее 10%) участков распавшего-
ся мартенсита в виде ферритно-карбидной смеси. Структура стали
05X14С2Б полностью ферритная.
Коррозионные испытания нержавеющих сталей и углеродистой
стали 3 сп, использованной для сравнения, проводили в сетевой во-
де состава: общая щелочность 3 мг-экв/л, pH 8,3-9,8, хлориды
20-200 мг/л, сульфаты 20-300 мг/л, содержание кислорода
40—50 мкг/л, температура 90 °C [126], По данным гравиметриче-
ских измерений скорость общей коррозии нержавеющих сталей в
сетевой воде была приблизительно на 2 порядка ниже скорости кор-
розии углеродистой стали (табл, 10,11),
Таблица ЮЛ.
Скорость общей коррозии сталей 05X14С2, 05X14С2Б
и 3 сп в сетевой воде
Концентрация, мг/л Скорость коррозии, г/(м2’Ч)
Хлоридов Сульфатов 05X14С2 05Х14С2Б 3 сп
20 20 0,0037 0,0027 0,69
50 50 0,0055 0,0189 1,15
200 300 0,0207 0,0315 1,20
Образцы нержавеющей стали после 3 ч испытаний сохраняли
металлический блеск, в то время как образцы углеродистой стали пок-
рывались толстым слоем коррозионных отложений. Данные поляри-
зационных измерений, проведенных на установке, описанной в § 4,2,
также показали существенное отличие в коррозионном поведении
исследованных сталей. Нержавеющая сталь 05X14С2Б при наложе-
нии на образцы анодной поляризации практически не корродировала,
224
а углеродистая сталь подвергалась интенсивной коррозии. Повыше-
ние концентрации сульфатов до 300 мг/л и хлоридов до 200 мг/л, а
также изменение pH воды в пределах 8,3—9,8 практически не ока-
зывало влияния на коррозионную стойкость нержавеющих сталей,
находившихся в состоянии пассивности. Более высокая коррозион-
ная стойкость стали 05X14С2Б при повышенных концентрациях
хлоридов и сульфатов по сравнению со сталью 05X14С2 обусловле-
на защитным действием ниобия (см, табл. 10,10), обеспечивающе-
го формирование более однородной ферритной структуры.
Результаты механических испытаний биметаллических образ-
цов с плакирующим слоем из стали 05X14С2Б и основным слоем из
стали 20 сп на растяжение при температурах 20 и 150 °C (испыта-
ния проводились сотрудниками ВТИ Л,В. Лагутиной и ЕА. Шори-
ной) показали, что хорошее сочетание прочностных и пластических
характеристик исследованных сталей должно обеспечивать надеж-
ную эксплуатацию биметаллических труб. Технология производства
биметаллического проката позволяет использовать в качестве ос-
новного слоя конструкционную углеродистую или низколегирован-
ную сталь любых марок в зависимости от требований к механиче-
ским свойствам труб. Приблизительно трехкратное повышение сто-
имости труб для теплосети при использовании метода плакирования
углеродистой стали слоем нержавеющей стали 05X14С2Б толщи-
ной 1 мм компенсируется значительным увеличением срока службы
трубопроводов и снижением затрат на их эксплуатацию.
Возможно, что биметаллические трубы будет целесообразно
использовать для наиболее ответственных и сложно ремонтируемых
участков тепловых сетей, например, при прокладке труб под дорога-
ми и по дну рек,
В 2001 г, ВТИ были проведены стендовые испытания коррози-
онной стойкости углеродистой стали марки 06ГФБАА производства
Ижорского металлургического завода и Новолипецкого металлур-
гического комбината в условиях теплосети. Химический состав ста-
ли марки 06ГФБАА приведен в табл, 10.12,
Таблица 10.12.
Химический состав стали 06ГФБАА (масс,%)
С Si Мп Си Nb S Р V А1
0,06 2,2 1,54 0,03 0,04 0,002 0,005 0,07 0,028
225
Коррозионные испытания проводились в сетевой воде Теплосе-
ти Мосэнерго: концентрация сульфатов — 80 мг/л, хлоридов —
40 мг/л, кислорода - 40 мкг/л, pH 9,5-9,6, температура 90 °C,
скорость движения воды - 1 м/с. Результаты испытаний показали,
что сталь марки 06ГФБАА обладает достаточно высокой стойкостью
к локальной коррозии в условиях теплосети, В 2002 г в Теплосети
Мосэнерго проложен опытный участок трубопровода, изготовлен-
ного из этой стали.
Глава одиннадцатая
Контроль интенсивности внутренней коррозии
металла трубопроводов тепловых сетей
Контроль коррозии металла трубопроводов теплосети может
осуществляться различными методами. Один из них — постоянное
измерение скорости коррозии с помощью приборов, использующих
метод поляризационного сопротивления, В основу метода положена
линейность зависимости тока поляризации от наложенного потен-
циала вблизи ( + 10 мВ) потенциала коррозии [127], Исходя из это-
го принципа в ряде стран было создано большое количество прибо-
ров: «Корратер» (США), «Корровит» (Франция), «Поларотрон»
(Чехия) и др. На ПО «Точприбор» по разработкам Киевского поли-
технического института была создана установка УК-1 с кольцеоб-
разными электродами и периодической очисткой их рабочей поверх-
ности. Этот прибор прошел успешные испытания в теплосети [48].
Необходимость зачистки поверхности электродов перед каждым из-
мерением усложняла работу, поэтому последующие модели УК-2 и
УК-3 имели датчики с 2-мя цилиндрическими электродами без пе-
риодической очистки [128]. При промышленных испытаниях уста-
новки УК-2 в Теплосети Мосэнерго было выявлено, что датчик че-
рез 10—15 суток перестает реагировать на изменение концентрации
кислорода в воде. Это связано с формированием на поверхности
электродов защитной железооксидной пленки (в отсутствии зачист-
ки), резко снижающей чувствительность прибора. Таким образом,
данный метод для теплосети оказался неэффективным. Аналогич-
ные данные по использованию приборов «Корратер» получены и за
рубежом [129], В отличие от сетевой воды в пластовых водах, име-
ющих кислую реакцию, защитные пленки на поверхности стали
практически не образуются и установки типа УК-2, УК-3 успешно
работают в нефтехимической промышленности.
Другим методом, предлагавшимся для измерения скорости кор-
розии стали в сетевой воде, является резистометрия, основанная на
измерении электросопротивления образцов с малым поперечным
сечением (проволока, тонкая полоска металла), помещенных в ис-
следуемую среду [130]. Недостатком этого метода является высокая
227
чувствительность показаний прибора к изменению температуры,
что не позволило эффективно использовать его в теплосети. При-
менение термокомпенсации приводит к значительному усложнению
конструкции и технического обслуживания приборов, поэтому при-
боры этого типа в настоящее время в теплосети не используются.
Традиционным методом контроля коррозионных процессов в
теплосетях России и ряда других стран является измерение потери
массы индикаторов коррозии за определенный период испытаний
[117, 131], В России используются индикаторы в виде плоских дис-
ков, расположенные непосредственно в трубопроводах тепловой се-
ти на металлических стержнях, перпендикулярных оси трубы. Плос-
кость индикаторов параллельна оси движения воды. Зарубежные
индикаторы представляют собой прямоугольные пластины разме-
ром 102x13 мм, устанавливаемые в специальных конструкциях
(например, в виде байпаса задвижки на трубопроводе), где крепле-
ние каждой пластины осуществляется с помощью пластмассового
стержня, закрепленного одним концом в заглушке трубы [129],
Каждая из пластин изолирована от контакта с другим металлом,
сборка индикаторов обычно состоит из 4 пластин. Скорость корро-
зии шлифованных пластин индикаторов имеет максимальное значе-
ние в начале испытаний и постепенно снижается по мере образова-
ния на их поверхности защитной железооксидной пленки. После
того, как пленка окончательно сформировалась, скорость коррозии
стабилизируется, В России индикаторы коррозии устанавливают
на 1 отопительный сезон, за рубежом используется меньшее время
экспозиции.
Скорость коррозии индикаторов не может быть тождественна
скорости коррозии трубопроводов теплосети, т,к, коррозия индика-
торов протекает в условиях постепенного образования железоок-
сидных пленок на поверхности голого металла, а коррозия трубо-
проводов — при наличии полностью сформированных оксидных и
солевых пленок на внутренней поверхности труб. Кроме того, гид-
родинамика обтекания пластины и стенки трубы различна. Нужно
учитывать также, что при обработке индикаторов рассчитывается
скорость общей коррозии, т,е, потери массы образца относят ко
всей его поверхности, В действительности, коррозия трубопроводов
теплосети имеет ярко выраженный локальный характер и именно
коррозионные язвы являются причиной большинства повреждений
трубопроводов. Однако при прочих равных условиях (гидродинамика
228
потока, состав металла и др,) скорость коррозии индикаторов может
служить относительным, но достаточно надежным показателем то-
го, в какую сторону и насколько изменяется коррозионная агрессив-
ность воды, которая непосредственно влияет на коррозию и пов-
реждаемость трубопроводов.
По полученным ВТИ данным опроса 113 предприятий тепловых
сетей за период 1987—1991 гг, и данным Теплосети Мосэнерго за
1994—1998 гг, была построена кривая зависимости удельной пов-
реждаемости трубопроводов в результате внутренней коррозии от
скорости коррозии индикаторов. Эта кривая (рис, 11,1) имеет моно-
тонный характер: увеличение скорости коррозии индикаторов соот-
Рис, 11.1. Зависимость повреждаемости трубопроводов теплосети (П)
от скорости коррозии индикаторов (К):
1 — результаты обработки данных по 113 объектам;
2 — данные Теплосети Мосэнерго
229
ветствует росту повреждаемости трубопроводов. Следовательно,
существует четкая взаимосвязь между коррозионной агрессив-
ностью сетевой воды, определяющей удельную повреждаемость
трубопроводов из-за внутренней коррозии, и скоростью коррозии
индикаторов.
Понятие низкой или высокой повреждаемости теплосети во
многом субъективно. Поэтому в 1998 г, ВТИ был проведен опрос
предприятий тепловых сетей различных регионов России, с по-
мощью которого определены усредненные значения низкой, допус-
тимой, высокой и аварийной повреждаемости трубопроводов тепло-
сети от внутренней коррозии. Совместный анализ этих значений и
зависимости повреждаемости от скорости коррозии индикаторов
позволил выработать шкалу коррозионной агрессивности сетевой
воды:
Скорость коррозии
индикаторов, мм/год
Не больше 0,03.....
0,031-0,085 .......
0,0851-0,2 ........
Более 0,2..........
Агрессивность
сетевой воды
...........Низкая
...........Допустимая
...........Высокая
...........Аварийная
В соответствии с вышеизложенными данными и накопленным
опытом ВТИ были разработаны «Методические указания по оценке
интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях»
РД 153-34,1-17,465-00 [117], выдержки из которых приведены в
приложении 3,
Основными отличиями указанного РД от действовавших ранее
нормативных документов являются: 1) исключение отождествления
между скоростью коррозии индикаторов и скоростью коррозии ме-
талла труб, 2) новая шкала агрессивности сетевой воды по показа-
ниям индикаторов коррозии, 3) требования к постоянству состава
используемых для изготовления индикаторов сталей, 4) требования
к установке индикаторов исходя из гидродинамических условий,
5) требования к обработке результатов при расчете средней скорос-
ти коррозии сборки индикаторов и средней скорости коррозии в теп-
лосети, 6) требования к материалу дистанционирующих втулок.
Все индикаторы, устанавливаемые в теплосети на определен-
ный отопительный сезон, должны быть выполнены из одной и той же
230
стали одновременной поставки. Целесообразно заготовить индика-
торы сразу на несколько лет. Изменение стали, используемой для
изготовления пластин, может приводить к изменению показаний
индикаторов. Например, Ростовская теплосеть при подготовке к
отопительному сезону 2001—2002 гг, заказала новую партию инди-
каторов коррозии. Формально старая и новая партия индикаторов
были выполнены из стали ВЗсп, Проведенные ВТИ коррозионные
испытания в сетевой воде Ростовской ТЭЦ-2 при температуре
95—98 °C в течение 40 суток показали, что скорость коррозии об-
разцов новой партии стали составляла 0,185 г/(м2'ч), а скорость
коррозии образцов, вырезанных из индикаторов, использованных в
отопительном сезоне 2000—2001 гг,, — 0,144 г/(м2' ч). Таким обра-
зом, скорость коррозии индикаторов из новой партии стали была
выше на 28%, Аналогичные случаи наблюдались и в некоторых дру-
гих теплосетях.
Опыт эксплуатации отечественных теплосетей показывает, что
различие между средней скоростью коррозии индикаторов в двух
одинаковых сборках, расположенных на одной и той же магистрали,
может достигать двух раз. Проведенный авторами анализ данных
Теплосети Мосэнерго показал, что это различие связано, в основ-
ном, с расположением сборок индикаторов вблизи местных гидрав-
лических сопротивлений, таких как задвижки, повороты, выступы и
т,д. Вихри, возникающие в местах гидравлических сопротивлений,
могут сохраняться в потоке воды достаточно долго. Для предотвра-
щения влияния гидравлических сопротивлений на показания инди-
каторов коррозии в новом документе приведены рекомендации по
установке сборок индикаторов (см, приложение 3), В частности,
указана необходимая длина прямого участка трубопровода перед
местом установки сборки индикаторов и после него. Не рекоменду-
ется устанавливать сборки индикаторов в застойных зонах и в мес-
тах возможного завоздушивания трубопроводов,
В реальных условиях эксплуатации все изложенные в новом до-
кументе рекомендации по выбору места установки индикаторов ре-
ализовать нелегко. Однако в случае многолетних значительных от-
личий скорости коррозии отдельной сборки индикаторов от средних
данных по теплосети (или по району теплосети) необходимо пере-
нести эту сборку в новое место.
Кроме того, для уменьшения влияния вихрей, которые могут
возникать при обтекании наростов отложений на внутренней стенке
231
трубопроводов, введено ограничение: расстояние между стенкой
трубы и ближайшей к ней пластиной сборки должно быть не менее
40 мм [132], Одновременно это позволяет исключить влияние
резкого изменения скорости потока воды вблизи стенки трубы на
скорость коррозии индикаторов. Для стандартизации условий обте-
кания индикаторов из методики исключено использование прямоу-
гольных пластин,
В новом документе появился раздел по обработке результатов,
используемых для расчета средней скорости коррозии сборки инди-
каторов и средней скорости коррозии по теплосети (или по району
теплосети), и оценке их достоверности, В тех случаях, когда относи-
тельное отклонение отдельных результатов превышает 60% сред-
него значения скорости коррозии, эти значения считаются недосто-
верными и из дальнейших расчетов исключаются.
Для увеличения достоверности результатов важно также сво-
евременно удалять и ставить в трубопроводы сборки индикаторов
так, чтобы время нахождения индикаторов в трубах при ремонтных
работах было минимальным, В противном случае скорость коррозии
индикаторов может существенно увеличиваться.
Установка между пластинами дистанционирующих втулок из
электропроводного материала может вызывать изменение скорости
коррозии индикаторов до 20—25%, Поэтому рекомендуется исполь-
зовать дистанционирующие втулки из фторопласта или текстолита,
В последние годы рядом фирм, внедряющих ингибиторы корро-
зии, предлагаются собственные конструкции сборок индикаторов,
устанавливаемых на байпасе трубопроводов теплосети и отсекае-
мых вентилями на байпасных трубопроводах. Гидродинамические
условия работы таких сборок не соответствуют РД [117] и поэтому
получаемые с помощью этих конструкций данные не могут быть ис-
пользованы для определения коррозионной агрессивности сетевой
воды по вышеприведенной шкале [117], Данные, полученные с по-
мощью нестандартных конструкций, могут служить только для
оценки эффективности ингибиторов коррозии, определяемой путем
сравнения скорости коррозии индикаторов до ввода ингибитора и
после его ввода [133],
Глава двенадцатая
Опыт зарубежных теплосетей
12.1. Объемы теплофикации в европейских
странах
Централизованное теплоснабжение достаточно широко расп-
ространено и продолжает активно развиваться в целом ряде запад-
ных стран. Ниже приведены данные из доклада специалиста из Да-
нии на конференции по тепловым сетям (Москва, 1998 г,), по удель-
ному весу систем централизованного теплоснабжения в европей-
ских странах (%),
Исландия .........70
Литва..............65
Россия............65
Словакия..........60
Чехия..............60
Дания .............52
Польша............50
Латвия.............50
Финляндия ........45
Эстония...........45
Швеция ..........38
Венгрия .........16
ФРГ .............11
Австрия .........10
Голландия.........6
Франция...........5
Италия............3
Швейцария ........3
Бельгия ..........2
Англия ...........1
Тот факт, что в России доля систем централизованного тепло-
снабжения невысока, по-видимому, объясняется большим количе-
ством деревень и поселков с индивидуальным отоплением в домах.
12.2. Некоторые конструктивные особенности
тепловых сетей западных стран
Практически все системы теплоснабжения в западных странах
закрытого типа. Причем, в отличие от отечественных систем, они
могут состоять из трех контуров: первый высокотемпературный
контур, где вода нагревается на теплоисточнике (ТЭЦ), второй
233
контур — промежуточный (иногда в него включаются самостоя-
тельные котельные с водогрейными котлами) и третий контур —
отопительные системы и системы горячего водоснабжения потре-
бителей, Абонентские подогреватели, в основном, пластинчатого
типа из нержавеющей стали, но существуют теплосети с кожухо-
трубными подогревателями абонентов (г, Вена), Арматура теплосе-
тей, в основном, стальная с заводской самоуплотняющейся сальни-
ковой системой, исключающей утечки сетевой воды, В целом герме-
тичность систем теплоснабжения западных стран на 2—3 порядка
превышает плотность отечественных систем теплоснабжения зак-
рытого типа. Сравнение относительных расходов подпиточной воды,
характеризующих величину утечек, в двух системах теплоснабжения
Канады ив г, Москве приведено в табл, 12,1, Вследствие отсутствия
данных по объему систем в Канаде подпиточные расходы относили к
максимальной тепловой нагрузке системы.
Таблица /2,/,
Сравнение расходов подпиточной воды в двух системах
теплоснабжения Канады и в Тепловых сетях Мосэнерго
Показатель Системы теплоснабжения Канады Тепловые сети Мосэнерго (данные за 1997 г,)
Система 1 Система 2
Подпиточный расход, т/ч 3,37 10“3 85,6 10“3 8800
Максимальная тепловая нагрузка, Гкал/ч 18,06 112,66 30300
Относительный подпиточный расход т/Гкал 0,19 10“3 0,76 10“3 0,29
Из табличных данных видно, что относительный расход подпи-
точной вода в Тепловых сетях Мосэнерго в 400-1500 раз выше, чем
в описанных системах теплоснабжения Канады, Эти цифры объяс-
няют различия в подходах к обеспечению антикоррозионного и ан-
тинакипного водно-химического режима отечественных и зарубеж-
ных тепловых сетей с технике-экономический точки зрения. При
высокой плотности тепловых сетей и низких расходах подпиточной
воды становится более обоснованным переход на подпитку теплосе-
тей обессоленной водой, введение в сетевую воду ингибиторов и т,п.
При низких подпиточных расходах резко снижается количество
234
вносимого в тепловые сети кислорода. В 12,3—12.5. и в табл, 12.1.
использован «Обзор европейской и североамериканской практики
обработки воды», подготовленный Центром энергетических техно-
логий CANMET, Канада 1996 г,
12.3. Технология противокоррозионной обработки
воды теплосети в североевропейских странах
В 1989 г, пять североевропейских стран (Дания, Норвегия,
Исландия, Финляндия и Швеция) создали рабочую группу для коор-
динации деятельности стран-участниц в области технологии проти-
вокоррозионной обработки воды в системах теплоснабжения. Ос-
новным технологическим направлением в этих странах является
подготовка подпиточной воды теплосети.
Наиболее часто используемыми материалами в системах теп-
лоснабжения северных стран являются: углеродистая сталь (тру-
бопроводы, запорная арматура, конденсаторные трубки), кислото-
стойкая сталь (корпус и рабочее колесо насосов), нержавеющая
сталь (компенсаторы, теплообменники), латунь (запорная армату-
ра, измерительные приборы), бронза и чугун (запорная арматура,
рабочее колесо насосов). Эти металлы в процессе эксплуатации
подвергаются различным видам коррозии (общей, щелевой, конта-
ктной, питтинговой, селективной, подшламовой, сульфидной и др.),
для предотвращения которой осуществляется обработка подпиточ-
ной воды теплосети.
Подготовка подпиточной воды включает в себя механическую
фильтрацию, умягчение или обессоливание, деаэрацию и антикор-
розионную коррекционную обработку. Исходная вода очищается в
песчаных механических фильтрах или фильтрах патронного типа с
размером пор 2—50 мкм. Кроме того, производится частичная
фильтрация обратной сетевой воды (приблизительно 1—3% цирку-
ляционного расхода) для удаления из нее продуктов коррозии. Пос-
тупающая на фильтры вода отбирается из нижней части обратного
трубопровода, где сконцентрирована большая часть шлама. В
начальный период эксплуатации систем теплоснабжения использу-
ются патронные фильтры с размером пор 20—40 мкм, а при дли-
тельной работе систем в стабильном режиме применяются тонко-
дисперсные фильтры с размером пор менее 2 мкм, что позволяет бо-
лее тщательно очищать воду от взвешенных частиц магнетита.
235
Очистка сетевой воды от магнетита осуществляется также с по-
мощью магнитных фильтров.
Умягчение подпиточной воды производится в Na-катионитовых
фильтрах. Остаточная жесткость умягченной воды не должна
превышать 36 мкг-экв/кг. Электропроводность умягченной во-
ды в Норвегии составляет 300—1000 мкСм/см, а в Швеции
25—800 мкСм/см, В Исландии, где для подпитки теплосети исполь-
зуются геотермальные воды, допускается электропроводность до
5000 мкСм/см,
Наряду с умягчением применяется метод обессоливания подпи-
точной воды, в результате которого ее электропроводность снижа-
ется до 1 — 10 мкСм/см, а содержание СО2 не превышает 10 мг/кг.
Ионообменное обессоливание осуществляется путем последова-
тельного пропускания воды через Н-катионитные и ОН-анионит-
ные (сильно- и слабоосновные) фильтры. Регенерация фильтров
производится противоточным методом. Обессоливание воды осуще-
ствляется также в установках обратного осмоса, устанавливаемых
за Na-катионитовыми фильтрами. На тонкопористых мембранах
задерживается -90% содержащихся в умягченной воде солей. Оста-
точное содержание кремнекислоты на выходе из установок обратно-
го осмоса составляет 25% от исходного.
Удаление из подпиточной воды растворенных газов осущес-
твляется в атмосферных или вакуумных деаэраторах или путем вве-
дения в воду реагентов, связывающих кислород. Для связывания О2
используется сульфит натрия, гидразин (в первом контуре трехкон-
турной сети), таннины и другие органические реагенты, В случае до-
зирования сульфита натрия вводится избыток реагента 30—50 мг/кг
по сравнению с количеством, необходимым по уравнению реакции
Na2SO3 + 1/2 О2-----Na2SO4, Недостатком этого реагента явля-
ется повышение опасности сульфидной коррозии меди и других
цветных металлов. Гидразин является эффективным обескислоро-
живающим агентом, но его применение ограничено санитарными
требованиями,
Таннины представляют собой многообразный класс органиче-
ских соединений с молекулярной массой от 60 до 2000, Они эффек-
тивны в щелочной среде, в которой образуются таннаты натрия. Для
связывания 1 мг О2 необходимо 2 г танната натрия, Таннины ингиби-
руют коррозию стали за счет образования на поверхности металла
защитных пленок танната трехвалентного железа, Таннин является
236
экологически чистым реагентом, В последние годы в Швеции разра-
ботаны новые органические реагенты для связывания О2 в воде
систем теплоснабжения. Для удаления из воды кислорода в Норве-
гии и Германии разработан метод его каталитического восстановле-
ния водородом, имеющий пока ограниченное промышленное приме-
нение.
Ингибирование коррозии в системах теплоснабжения осущес-
твляется путем подщелачивания воды едким натром. Для повыше-
ния значения pH обессоленной воды необходимо введение - 2 мг/кг
NaOH, В установках обратного осмоса свободная углекислота пол-
ностью не удаляется и, соответственно, расход щелочи должен быть
повышен, В процессе деаэрации удаляется 95% СО2, что позволяет
снизить расход реагента. Необходимая дозировка NaOH сильно за-
висит от щелочности обрабатываемой воды. Например, при щелоч-
ности 2,95 мг-экв/кг для повышения значения pH воды до 9,5—9,7
требуется 50 мг/кг NaOH, а для подщелачивания обессоленной во-
ды необходимо лишь 2 мг/кг NaOH,
В отдельных случаях производится умягчение или обессолива-
ние обратной сетевой воды (после ее пропускания через механиче-
ские и магнитные фильтры). При этом температура поступающей в
ионообменники воды не должна превышать 60 °C, а для некоторых
типов ионообменных материалов — 50 °C ,
Нормы качества воды в системах теплоснабжения северных
стран, обеспечивающие отсутствие внутренней коррозии и накипе-
образования, приведены в табл, 12,2,
Таблица 12.2.
Нормы качества подпиточной воды теплосети
Показатели качества Метод подогрева сетевой воды
В промежуточных теплообменниках В водогрейных котлах
pH 9,5-10 9,5-10
Жесткость, мкг-экв/кг, не более 360 36
Содержание О2, мкг/кг, не более 20 20
Содержание NH3, мг/кг, не более 10 10
Содержание железа, мкг/кг, не более 100 100
Содержание меди, мкг/кг, не более 20 20
237
Продолжение таблицы 12,2.
Показатели качества Метод подогрева сетевой воды
В промежуточных теплообменниках В водогрейных котлах
Нефтепродукты и масла, мг/кг, не более 1 1
Примечания: Сетевая вода нагревается в промежуточных теплообменниках
греющей водой с температурой 120—180 "С.
К этим нормам имеются следующие дополнения: 1) для систем
с тепловой нагрузкой ниже 10 МВт нормируются лишь значения pH
и жесткости (такие же, как и при более высоких тепловых нагруз-
ках), а остальные показатели рекомендуется поддерживать на мини-
мально возможном уровне; 2) в Исландии норма содержания О2 в
воде составляет 10 мкг/кг; 3) электропроводность воды не нормиру-
ется, рекомендуется поддерживать ее на минимальном уровне; для
работы индукционных расходомеров необходимо, чтобы электро-
проводность воды была не ниже 25 мкСм/см; 4) содержание в сете-
вой воде взвешенных веществ не нормируется, рекомендуется
поддерживать его на минимально возможном уровне. Нормы, поме-
щенные в табл, 12,1, 12,3—12,5, имеют рекомендательный харак-
тер и не являются обязательными для исполнения.
Таблица 12.3.
Нормы качества подпиточной и сетевой воды, рекомендуемые
Ассоциацией производителей труб
Показатели качества Подпиточная вода Сетевая вода
Умягченная Обессоленная Умягченная Обессоленная
Электропроводность, мкСм/см Как для сырой воды < 10 Как для сырой воды < 25
pH — — 9,5-10 9,5-10
Жесткость, мкг-экв/кг < 36 0 < 180 0
Содержание О2, мкг/кг < 20 < 20 Отсутствует Отсутствует
Содержание СО2, мг/кг — <10 — —
Содержание масел, мг/кг — — Отсутствует Отсутствует
Наличие осадка Отсутствует Отсутствует Отсутствует Отсутствует
238
Несколько иные нормы водно-химического режима (табл, 12,3)
рекомендуются Европейской Ассоциацией производителей труб для
централизованного теплоснабжения [134], Оптимальным значени-
ем pH сетевой воды в системах теплоснабжения северных стран
считается диапазон 9,5—10, Такой диапазон выбран из соображе-
ний, что при значениях pH 9,5—10 скорость коррозии углеродистой
стали достаточно мала и в то же время величина pH ниже 10 явля-
ется безопасной с точки зрения коррозии латуни (состав зарубеж-
ных латуней может отличаться от отечественных).
Контроль качества подпиточной и сетевой вода производится в сле-
дующих пробоотборных точках: на трубопроводе исходной воды за ионо-
обменными фильтрами, за деаэратором, на подающем трубопроводе, на
обратном трубопроводе сетевой воды после частичной фильтрации. Пе-
риодичность проведения анализов вода приведена ниже.
Показатель качества Исходная вода Подпиточная вода Сетевая вода
За фильтра- ми За деаэра- тором На подаю- щем трубо- проводе На обрат- ном тр-де после час- тичной фильтрации
pH D В В — —
Жо6 D А В В В
02 — — В — —
(NH3)‘ — — — С —
Fe — — — с С
Си — — — с с
Масла — — — с2 —
Электропро- водность D — в3 в3 —
Взвешенные вещества D — — в в
Ингибиторы — — — в/с —
Примечания: А — ежедневно, В — еженедельно, С — ежемесячно, D — раз в год
или по мере необходимости, 1 — при использовании аммиака или гедразина, 2 — ес-
ли нагреваемая сетевая веда содержит масла, рекомендуется непрерывный контроль,
3 — при проведении обессоливания подпиточной воды рекомендуется непрерывный
контроль; в Исландии, где для подпитки теплосети используются геотермальные во-
да, контроль качества исходной воды осуществляется несколько раз в гед.
239
Коррозионные измерения в системах теплоснабжения произво-
дятся с помощью индикаторов коррозии в виде прямоугольных
пластинок размером 102x13 мм. Обычно одновременно использу-
ются 4 индикатора коррозии. По окончании испытаний длитель-
ностью 1, 4, 8 или 12 недель индикаторы извлекают из системы,
очищают, взвешивают и определяют скорость коррозии гравимет-
рическим методом (по стандарту США ASTM D 2688-75, метод В).
Указывается, что предпочтительней устанавливать индикаторы кор-
розии не на байпасах, а непосредственно в трубопроводе, так как
это обеспечивает более точное моделирование эксплуатационных
условий. Электронные средства измерения скорости общей и щеле-
вой коррозии в системах теплоснабжения с помощью приборов типа
«Corratersond» (на основе метода измерения поляризационного
сопротивления) давали ненадежные результаты, что согласуется с
полученными ВТИ данными.
Контроль утечек из систем теплоснабжения осуществляется
путем измерения расхода подпиточной воды. Повышенный подпи-
точный расход указывает на наличие утечек, а пониженный подпи-
точный расход — на присосы в систему теплоснабжения. Использу-
ются также следующие методы обнаружения утечек: 1) с помощью
датчиков увлажнения, подающих электрический сигнал при повы-
шении влажности изоляции труб, 2) термографическим методом,
позволяющим обнаружить участки поверхности трубопроводов с
повышенной температурой наружной поверхности, 3) путем изме-
рения температуры, например повышенная температура в камерах,
подстанциях и т,д. может указывать на утечки из трубопроводов,
4) путем измерения давления в тепловых сетях при проведении гид-
равлических испытаний, 5) путем введения в воду красителей, в
Швеции для визуального определения утечек используется пиранин
(в России — флуоресцеин), 6) по анализу химического состава
сетевой воды, 7) акустическим методом, 8) визуальным методом по
таянию снега или испарениям из теплотрасс.
12.4. Технология противокоррозионной обработки
воды теплосети в США
Основным направлением противокоррозионной защиты систем
теплоснабжения в США является дозирование ингибиторов коррозии
(хроматов, боратов, нитратов, сульфитов, силикатов, молибдатов,
240
гидразина, морфолина) без тщательной подготовки подпиточной во-
ды, Хроматная обработка воды в закрытых системах теплоснабже-
ния часто производится совместно с подщелачиванием до значений
pH 9—9,5. При концентрации хроматов до 700 мг/кг рост бактерий
подавляется, но при концентрации ингибитора выше 700 мг/кг бак-
терии могут развиваться. Основным недостатком хроматов являет-
ся их токсичность при концентрациях, используемых в первом кон-
туре трехконтурных систем теплоснабжения. При наличии в воде
органических веществ, таких как этиленгликоль, масла и смазки,
хроматы разрушаются с образованием нерастворимого Сг(ОН)3,
Боратно-нитритный ингибитор коррозии в отличие от хроматов не
загрязняет окружающую среду и не окрашивает обрабатываемую
воду. Величину pH воды в закрытых системах теплоснабжения при
дозировании боратно-нитритного ингибитора рекомендуется под-
держивать на уровне 9—9,5 или -10,5 в присутствии силикатов.
Нитриты являются питательной средой для бактерий, что приводит
к образованию на поверхности труб биопленок и ухудшению запаха
воды. Для противокоррозионной защиты систем теплоснабжения
требуется высокая концентрация ингибитора (это же относится и к
хроматам),
В качестве ингибитора коррозии используется композиция
сульфита натрия с едким натром или кальцинированной содой. Со-
держащийся в композиции сульфит натрия связывает растворенный
кислород, что снижает коррозионную агрессивность воды. Однако в
случае присосов воздуха в систему теплоснабжения требуются вы-
сокие концентрации ингибитора. Это приводит к увеличению кон-
центрации сульфатов в сетевой воде и образованию в системе отло-
жений. Дозирование едкого натра и кальцинированной соды должно
тщательно контролироваться, так как величина pH сетевой воды в
первом контуре трехконтурных систем теплоснабжения по мнению
американских специалистов не должна превышать 9,5. Кроме того,
сульфиты могут вызывать коррозионное растрескивание нержаве-
ющих сталей. Силикаты нетоксичны, не загрязняют окружающую
среду, не окрашивают воду и не являются питательной средой для
бактерий. Стоимость обработки сетевой воды силикатами ниже,
чем другими ингибиторами коррозии. Недостатками силикатов
является их низкая эффективность в застойных условиях и образо-
вание кристаллических отложений CaSiO3, MgSiO3 при дозирова-
нии ингибитора в неумягченную воду.
241
В качестве ингибитора коррозии систем теплоснабжения ис-
пользуется композиция, содержащая молибдаты, амины и поли-
мерные продукты. Амины используются в этой композиции для по-
вышения величины pH сетевой воды в закрытых системах тепло-
снабжения до 9—9,5, Эта композиция нетоксична, не загрязняет
окружающую среду, не окрашивает воду, не служит питательной
средой для бактерий, не образует отложений. Используется также
гидразинно-морфолиновая композиция. Величина pH сетевой воды
при введении этого ингибитора устанавливается в пределах 9—9,5,
Композиция не вызывает образования отложений в системах теп-
лоснабжения, Недостатком этого ингибитора является токсичность
гидразина, а также коррозионное воздействие аммиака, образую-
щегося при разложении гидразина, на медь и ее сплавы,
12.5. Сравнение эффективности североевропейской
и американской технологий противокоррозионной
обработки воды теплосети
Сравнение эффективности североевропейской и американской
технологий проводилось на двух различных системах теплоснаб-
жения Канады, Одна система, где использовалась европейская тех-
нология, имела максимальную тепловую нагрузку 18 Гкал/ч, протя-
женность теплосетей составляла 18 км, температура прямой сете-
вой воды 80—120 °С, Система теплоснабжения после монтажа была
заполнена умягченной (с очень низкой жесткостью) недеаэрирован-
ной подпиточной водой. Содержание О2 в воде за счет протекания
коррозионных процессов быстро снизилось. Технология водоподго-
товки включала в себя умягчение подпиточной воды, термическую
деаэрацию, повышение pH сетевой воды путем дозирования в сис-
тему едкого натра и частичную (5% от общего расхода) фильтрацию
обратной сетевой воды. Скорость коррозии в системе определяли с
помощью индикаторов, устанавливаемых на 12 месяцев. Скорость
коррозии индикаторов из низкоуглеродистой стали в течение первых
3 лет эксплуатации системы находилась в пределах 0,0027-
0,0045 мм/год. Скорость коррозии 0,0025-0,0125 мм/год считает-
ся в Канаде средней, 0,00025—0,0025 мм/год — низкой, а меньше
0,00025 мм/год — очень низкой. За 10 лет эксплуатации системы
не имелось ни одного повреждения от внутренней коррозии.
242
Другая система теплоснабжения, где использовали американ-
скую технологию, состояла из 47 км стальных и медных трубопрово-
дов (в отдельных контурах), имела максимальную тепловую нагруз-
ку 113 Гкал/ч. Температура прямой сетевой воды находилась в пре-
делах 88—120 °C, обратной сетевой воды 66—73 °C. Первоначально
систему заполнили неумягченной водопроводной водой, а затем вво-
дили ингибитор коррозии. После этого в систему подавали умягчен-
ную подпиточную воду. Ежедневно определяли концентрацию инги-
битора, электропроводность и жесткость сетевой воды, величину
pH и содержание железа. Скорость коррозии стальных индикаторов
не превышала 0,0025 мм/год, а скорость коррозии медных индика-
торов находилась в пределах 0,0025—0,01 мм/год. При визуальном
осмотре труб систем теплоснабжения внутренней коррозии поверх-
ности обнаружено не было.
Стоимость обработки подпиточной воды теплосети в случае
применения североевропейской технологии (подщелачивания),
включающая в себя стоимость едкого натра, проведения химических
анализов воды и контроля скорости коррозии по индикаторам, сос-
тавила 11 $/м3. Стоимость обработки подпиточной воды по амери-
канской технологии, включающая в себя стоимость ингибитора кор-
розии и измерения скорости коррозии в системе по индикаторам,
была выше и составляла 26,4 $/м3.
Низкая скорость коррозии в системе теплоснабжения, где об-
работка подпиточной воды проводилась по европейской технологии,
показывает, что данный метод водоподготовки может эффективно
использоваться в североамериканских странах. Вследствие удале-
ния О2 из подпиточной воды за счет термической деаэрации или вве-
дения связывающих кислород реагентов и повышения pH сетевой
воды до уровня не менее 9,0, осуществляемого по европейской тех-
нологии, опасность коррозии трубопроводов сводится к минимуму.
Важной чертой этой технологии является контроль качества подпи-
точной и сетевой воды, а также контроль утечек из системы тепло-
снабжения. Европейскую технологию наиболее удобно применять в
системах теплоснабжения с низким расходом подпиточной воды и
небольшими утечками и присосами. Стоимость обработки воды по
европейской технологии, как показывают данные по эксплуатации
описанных выше систем теплоснабжения Канады, ниже, чем по
американской технологии.
243
12.6. Нормы водно-химического режима теплосети
в ФРГ
Нормы качества сетевой воды в ФРГ, одобренные комитетом по
централизованному теплоснабжению в 2003 г, приведены в
таблД2,4 и 12,5,
Таблица 12.4.
Рекомендуемые параметры водно-химического режима
для циркуляционной воды систем теплоснабжения
Параметр Вода с низким солесодержанием Вода с высоким сол есодержани ем
Эл ектропр оводность при 25 °C, мкСм/см 10-30 30-100 100-1500
Общие требования Чистая вода без осадка Чистая вода без осадка
pH при 25 “С 9-10* 9-10,5* 9-10,5*
Оа, мкг/кг <100 <50 <20**
мкг-экв/кг <40 <40 <40
Фосфаты, мг/кг ж *£ <15
Гидразин****, мг/кг 0,3-3 0,3-3 0,3-3
NagSOg, мг/кг — — <10
Примечания: * — для двухконтурных систем теплоснабжения должны выдер-
живаться требования, предъявляемые к питьевой воде: величина pH не должна
превышать 9,5, а содержание фосфатов 7 мг/кг,
* * — при применении ингибиторов коррозии содержание О2 в воде может
быть повышено до 100 мкг/кг,
* ** — при использовании теплообменников с поверхностями нагрева, обог-
реваемыми газами, например жаротрубных котлов, предельно допустимое содер-
жание фосфатов в воде должно быть снижено в 2 раза,
* *** — применение гидразина разрешено лишь в первом контуре трехконтур-
ных систем.
Для повышения pH сетевой воды в ФРГ в основном использу-
ется NaOH и Na3PO4, Применение для этих целей аммиака, вслед-
ствие опасности коррозии оборудования из медных сплавов, допус-
тимо при низких концентрациях кислорода. Удаление из воды кисло-
рода осуществляется как термическим, так и химическим методом.
Для связывания кислорода наряду с гидразином и сульфитом натрия
244
применяется также аскорбиновая кислота, карбогидразид, диэтил-
гидроксиламин, гидрохинон, метилэтилкетоксин, таннин, В качест-
ве ингибиторов коррозии в открытых системах теплоснабжения ис-
пользуются силикаты и фосфаты, а в закрытых системах — бораты,
молибдаты, нитриты, таннин.
Таблица 12.5,
Рекомендуемые параметры водно-химического режима
для циркуляционной воды систем теплоснабжения при использовании
для подпитки теплосети конденсата
Параметр Вода с низким сол есодержани ем Вода с высоким сол есодержан ие
Электропроводность при 25 "С, мкСм/см <50 <250
Общие требования Чистая вода без осадка
pH при 25 °C 9-10 9-10,5
O2j мкг/кг <20* <20
Жоб, мкг-экв/кг <20 <20
Щелочность фенолфталеиновая, мг-экв/кг 0,02-0,2 0,01-0,5
Фосфаты, мг/кг <3 <3
Масла, мг/кг <1 <1
Гидразин**, мг/кг 0,1-0,5 0,2-2
Na2SO3, мг/кг 3-6 3-6
Примечания: * — при низком солесодержании воды допускается повышение
содержания кислорода до 50 мкг/кг,
** — применение гидразина разрешено лишь в первом контуре
трехконтурных систем.
В целом нормы качества сетевой воды в ФРГ близки к нормам
североевропейских стран. Обращает на себя внимание тот факт, что
и в северных странах, и в ФРГ для снижения коррозионной агрес-
сивности сетевой воды pH поддерживается на уровне не менее 9,0,
Приложение 1
Определение характера коррозионного повреждения
металла трубопроводов водяных тепловых сетей
ПДД, Общие положения
ПД ,1 а. Характер коррозионного повреждения определяют при
осмотре поврежденного трубопровода, который следует проводить
после удаления изоляции, а в случае замены поврежденного участ-
ка трубопровода — при осмотре после вырезки этого участка,
ПДД б. Результаты осмотра фиксируют в акте осмотра пов-
режденного трубопровода, который является формой первичного
учета повреждений. Акт осмотра заполняют при всех повреждениях
металла трубопроводов или элементов тепловых сетей, вызываю-
щих необходимость ремонта, включая повреждения, выявленные
при гидравлических испытаниях теплосетей,
ПДД в. Акт осмотра заполняет руководитель (мастер) брига-
ды, осуществляющей ремонт поврежденного участка или элемента
теплосети,
ПД .2, Внешний вид и основные признаки коррозионных
повреждений при наружной коррозии
ПД,2а, Для коррозии наружной поверхности трубопроводов
характерно распространение площади повреждения на значитель-
ное расстояние — 0,5-1,5 м и более по длине трубы. Распростра-
нение коррозии по периметру трубы определяется увлажнением на-
ружной поверхности трубы (капли сверху, подтапливание и т,п,),
ПД,2б, Поверхность трубы, подвергнувшейся коррозии,
покрыта пленкой продуктов коррозии, которая имеет слоистое стро-
ение, Эти слои слабо сцеплены друг с другом и металлом, достаточ-
но легко отслаиваются. Под нижним слоем продуктов коррозии
поверхность металла бугристая,
ПД,2в, Основным признаком коррозии, начинающейся на
наружной поверхности, является утонение кромки разрыва и ок-
ружающей кромку поверхности трубы до 0,5—1 мм (рис, П, 1Д, а),
246
J0N0 /АКДМИЛ
3ом0
CWFWWrt 0006
б)
Рис, П.1 .Л Схематический разрез стенки трубопровода при наружной
коррозии:
а — наружная коррозия без локализации; б — наружная коррозия
со свищами от блуждающих токов
На трубопроводе также могут присутствовать повреждения металла
от коррозии на внутренней поверхности, но язвы от внутренней кор-
розии не совпадают с линией разрыва металла,
ПД.2 г. При воздействии блуждающих токов на наружной по-
верхности могут образовываться свищи с гладкими стенками и кра-
тером, обращенным наружу (рис, П, 1,1, б), обычно свободным от
продуктов коррозии.
П J ,3. Внешний вид и основные признаки коррозионных
повреждений при внутренней коррозии
ПД.З а. Для коррозии внутренней поверхности трубопроводов
характерна четкая локализация коррозионных поражений в виде
язв, перерастающих со временем в свищи. При этом кратер пов-
реждения обращен внутрь трубы (рис. ПД.2), Язвы могут сливать-
ся в сплошные канавки.
ПД.З б. Над развивающейся коррозионной язвой находится
нарост продуктов коррозии с достаточно прочной наружной оболоч-
кой, Размеры нароста для отдельной магистрали обычно пропорци-
ональны ширине верхней язвы и ее глубине. Нарост в начальной
стадии развития имеет форму, близкую к полушарию. При увеличе-
нии размеров нароста он может несколько смещаться относительно
центра язвы по ходу движения воды. При этом, соответственно, из-
меняется форма язвы.
247
Ctome&M teaa
a)
Cemetot веде
V
Gmm6o« 0000
6)
Рис. П.1.2. Схематический
разрез стенки трубопровода
при внутренней и смешанной
(внутренней и наружной)
коррозии:
а,б — внутренняя коррозия;
в — смешанная коррозия
Рис. П.1,3. Вид наружной стенки трубы
при образовании свища от внутренней
коррозии с последующим развитием
наружной коррозии
ПД ,3 в. Основным признаком участия микроорганизмов в про-
цессе внутренней коррозии является отчетливый запах сероводоро-
да от сетевой воды,
ПД.З е К коррозии внутренней поверхности могут относиться
случаи, когда на наружной поверхности трубы также протекала ин-
тенсивная коррозия. Если наружная поверхность, пораженная кор-
розией, достаточно локализована и геометрически ее размещение
соответствует зоне увлажнения от свища, развившегося изнутри, то
это повреждение следует относить к внутренней коррозии
(рис, ПД.З). Кроме того, к внутренней коррозии следует относить
случаи, когда глубина проникновения язвы в стенку трубы значи-
тельно больше глубины поражения, вызванного наружной коррози-
ей (рис, ПД,2, б),
ПД ,3 д, В случае отсутствия связи между положением зоны ув-
лажнения и расположением свища от внутренней коррозии, а так-
же, если глубина проникновения язвы в стенку трубы относительно
невелика, повреждение следует относить к случаю смешанной кор-
розии (внутренней и наружной одновременно, рис, ПД ,2, в).
Приложение 2
Метод номограмм для корректировки параметров
сетевой воды с целью предупреждения внутренней
коррозии трубопроводов теплосети
П.2Д. Номограммы построены для pH сетевой воды 8,0—10,5,
общей щелочности 0—6 мг-экв/кг, содержания сульфатов
10—500 мг/кг, содержания хлоридов 10—350 мг/кг при норматив-
ном содержании кислорода в сетевой воде 20 мкг/кг. Линия 1
(рис. П.2Д) разделяет номограмму на две области: область устойчи-
вости сидерита, расположенную левее линии 1 (номограмма 1, зоны
А, Б), и область устойчивости гидрозакиси железа, расположенную
правее линии 1 (номограмма 2, зоны В, Г),
П.2.2, Применение номограммы 1
П.2,2 а. На рабочих номограммах 1.1 —1,8 (рис, П.2,2—П,2.9)
построены изолинии в координатах щелочность — pH, соответству-
ющие содержанию хлоридов 15-50, 75, 100, 150, 200, 250, 300,
350 мг/кг и переменной концентрации сульфатов. Правее каждой
Рис, П.2.1, Общий вид поля номограмм
249
изолинии этих номограмм находится область безопасной работы
теплопроводов (рис. П.2,1, зона Б), а левее изолиний — область, в
которой возможны повреждения трубопроводов от внутренней кор-
розии при нормативном содержании кислорода (рис, П.2.1, зона А).
П.2,2 б. На одну из рабочих номограмм (1.1 —1,8), где содержа-
ние хлоридов такое же, как в рассматриваемой сетевой воде, нано-
сится точка, соответствующая pH и общей щелочности воды. Если
эта точка находится правее изолинии, соответствующей концентра-
ции сульфатов в сетевой воде (зона Б), то трубопроводы должны ра-
ботать без повреждений от внутренней коррозии. Если эта точка на-
ходится левее изолинии (зона А), то следует ожидать повреждений
труб от внутренней коррозии, В этом случае следует предусмотреть
изменение pH сетевой воды, общей щелочности или другие проти-
вокоррозионные мероприятия: снижение концентрации кислорода в
воде, ввод ингибиторов.
П.2,3. Применение номограммы 2
П.2,3 а. Номограмма 2 (рис, П.2,10—П.2,12) состоит из трех
частей: рис, П.2.10—П.2,11 служат для определения вспомогатель-
ного значения зависящего от содержания в воде сульфатов и хло-
ридов. На рис. П.2.12 номограммы 2 нанесены изолинии в коорди-
натах щелочность — pH при различных значениях^. Выше изоли-
ний находится область безопасной работы трубопроводов теплосе-
ти (рис, П.2.1, область В),
П.2,3 б. Сначала определяется параметр соответствующий
концентрации сульфатов и хлоридов в рассматриваемой сетевой во-
де, Для вод с содержанием сульфатов 50-500 мг/кг определяется
из рис, П.2,10, а для вод с содержанием сульфатов 15—50 мг/кг —
из рис, П.2,11. На рис. П.2,12 номограммы 2 наносится точка, соот-
ветствующая pH и общей щелочности сетевой воды. Если эта точка
находится выше изолинии, соответствующей определенному ранее
значению (зона В на рис, П,2,1), то трубопроводы теплосети будут
работать без повреждений. Если точка находится ниже изолинии
(зона Г на рис. П.2,1), необходимо изменение pH сетевой воды,
общей щелочности или другие противокоррозионные мероприятия.
250
C^f4***w* фм***в41
Рис, П.2.2. Номограмма 1,1 для вод с содержанием хлоридов 15—50 мг/кг.
-------— изолинии для содержания хлоридов 15 мг/кг (в тех случаях,
когда имеются существенные отличия от других диапазонов)
Рис, П.2.3, Номограмма 1,2 для вод с содержанием хлоридов 75 мг/кг
251
Рис, П.2 А. Номограмма 1,3 для вод с содержанием хлоридов 100 мг/кг
Рис, П.2 А. Номограмма 1,4 для вод с содержанием хлоридов 150 мг/кг
252
Рис, П.2,6. Номограмма 1,5 для вод с содержанием хлоридов 200 мг/кг
Рис, П.2.7. Номограмма 1,6 для вод с содержанием хлоридов 250 мг/кг
253
Рис, П.2,8, Номограмма 1,7 для вод с содержанием хлоридов 300 мг/кг
Рис, П.2,9, Номограмма 1,8 для вод с содержанием хлоридов 350 мг/кг
254
jt
Xi
JW
X*
Рис. П.2.10. Номограмма 2.
Определение параметра R для
высоких концентраций сульфатов
в воде
Рис. П.2.11. Номограмма 2.
Определение параметра R для
низких концентраций сульфатов
в воде
Рис. П.2.12. Номограмма 2. Зависимость
щелочности воды от величины pH
го
сл
сл
П.2,4. Примеры использования номограмм
П.2,4 а. Исходные данные.
Исходная вода имеет следующий состав: общая щелочность
3,1 мг-экв/кг, общая жесткость 3,6 мг-экв/кг, кальциевая жест-
кость 2,6 мг-экв/кг, содержание сульфатов 55 мг/кг, содержание
хлоридов 40 мг/кг, pH 7,3, Система теплоснабжения — закрытая.
Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях и
водогрейных котлах при максимальной температуре за котлами не
выше 130 °C, Карбонатный индекс воды (Ик) должен быть не более
1,5 (мг-экв/кг)2,
П.2,4 б. Метод подготовки подпиточной воды А.
Натрий-катионирование, деаэрация. Качество сетевой воды:
кальциевая жесткость 0,4 мг-экв/кг, общая щелочность 3,1
мг-экв/кг, pH 8,4, Ик 1,24 (мг-экв/кг)2.
Работа с номограммой. Значение pH соответствует области
устойчивости сидерита, поэтому используется номограмма 1, Кон-
центрация хлоридов соответствует рис. П.2.2, на котором по значе-
ниям общей щелочности (3,1 мг-экв/кг) и pH (8,4) находим на поле
номограммы точку А, Находим изолинию, соответствующую содер-
жанию сульфатов 55 мг/кг. Точка А находится левее и ниже изоли-
нии, следовательно, существует вероятность коррозионных пов-
реждений трубопроводов теплосети. Для перехода в область безо-
пасной работы можно ввести подщелачивание сетевой воды до pH
8,7 (точка А).
П.2,4 в. Метод подготовки подпиточной воды Б,
Н-катионирование с «голодной» регенерацией, декарбониза-
ция, деаэрация, подщелачивание гидрооксидом натрия до нормиру-
емого ПТЭ значения pH, Качество сетевой воды: общая щелочность
0,8 мг-экв/кг, кальциевая жесткость 0,9 мг-экв/кг, pH 8,3, Ик
0,7 (мг-экв/кг)2.
Работа с номограммой. Значение pH соответствует области
устойчивости сидерита, поэтому используется номограмма 1. Кон-
центрация хлоридов соответствует рис, П,2,2, на котором по значе-
ниям общей щелочности (0,8 мг-экв/кг) и pH (8,3) находим на поле
номограммы точку Б, Находим изолинию, соответствующую содер-
жанию сульфатов 55 мг/кг. Точка Б находится значительно левее и
ниже изолинии, следовательно, существует вероятность коррозион-
ных повреждений трубопроводов теплосети.
256
Увеличение дозы гидрооксида натрия для повышения pH сете-
вой воды до 9,35 не изменяет ситуации, так как все точки на гори-
зонтальной пунктирной линии находятся ниже изолинии, соответ-
ствующей данному составу воды. Следовательно, необходимо под-
щелачивание сетевой воды до более высоких значений pH и перехо-
да в область устойчивости гидрозакиси железа (номограмма 2),
Примем pH равным 9,5. На рис. П.2.12 по значениям общей
щелочности воды и pH (для простоты не учтено изменение щелоч-
ности с повышением pH) находим точку Б. На рис. П.2.10 номог-
раммы 2 находим значение/?Б, соответствующее концентрации хло-
ридов 40 мг/кг и концентрации сульфатов 55 мг/кг. Для полученной
величины /?Б (2,85) строим изолинию на рис, П.2,12 номограммы 2.
Точка Б находится значительно выше этой изолинии, т.е, в области
безопасной работы трубопроводов теплосети.
Приложение 3
Рекомендации по работе с индикаторами коррозии
П.3,1. Общие положения
П.3,1 а, В соответствии с ПТЭ [ 17] на водяных тепловых сетях
должен быть организован систематический контроль за внутренней
коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденса-
та, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым
в наиболее характерных точках (на выводах ТЭЦ, концевых участ-
ках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали),
П.3,1 б. Индикаторы коррозии служат для оценки коррозион-
ной агрессивности и влияния сетевой воды на внутреннюю корро-
зию трубопроводов теплосети. Коррозионная агрессивность воды
определяется по потерям массы индикаторов. Основными парамет-
рами воды, влияющими на ее агрессивность, являются концентра-
ции сульфатов, хлоридов, значение pH, содержание кислорода и
свободной угольной кислоты,
П.З Д в. Индикаторы коррозии в трубопроводы теплосети уста-
навливаются в виде сборок, конструкция которых описана в П.3,3,
В каждой сборке должно быть не менее трех пластин,
П.3,1 г. Место установки сборок индикаторов коррозии должно
выбираться в соответствии с рекомендациями, изложенными в
П.3,8.
П.3,1 д. Продолжительность пребывания индикаторов в тру-
бопроводе должна быть не меньше длительности одного отопитель-
ного сезона, но и не больше 1 года. Время от установки индикатора
до пуска магистрали в эксплуатацию должно быть минимальным.
Конкретные сроки установки и выемки индикаторов из трубопрово-
дов определяются техническим руководителем организации,
эксплуатирующей тепловые сети. Необходимо, чтобы время нахож-
дения индикаторов в трубах при ремонтных работах было мини-
мальным; в противном случае скорость коррозии индикаторов мо-
жет существенно увеличиваться,
П,3,1 е. Индикаторы в трубопроводы должны устанавливаться
под руководством мастера бригады, обслуживающей данный участок
258
теплосети, в присутствии сотрудника, отвечающего за работу с ин-
дикаторами коррозии,
П.3.1 ж. Устанавливают и снимают индикаторы коррозии в со-
ответствии с нарядом-допуском и выполнением мер безопасности
согласно РД 34,03.201 «Правила техники безопасности при эксплу-
атации тепломеханического оборудования электростанций и тепло-
вых сетей».
П.3,2. Изготовление индикаторов
П.3.2 а. В качестве индикаторов коррозии применяют стальные
круглые пластины толщиной 2—3 мм, наружным диаметром
50—60 мм с отверстием в центре диска 12 + 2 мм (рис. П.3,1), До-
пускается использование пластин с наружным диаметром 40 мм и
отверстием в центре диска 6—7 мм. Размер пластин должен быть
одним и тем же на протяжении всех лет эксплуатации конкретной
тепловой сети,
П.3,2 б. Пластины изготавливают из стали ВСтЗсп с химиче-
ским составом по ГОСТ 380 (табл. П,3.1). Допускается изготовле-
ние пластин из сталей Ст 10 и Ст20 с химическим составом по ГОСТ
1050 (см. табл, П,3.1).
П.3,2 в. Пластины обрабатываются на токарном или строгаль-
ном станке до заданных размеров. Шероховатость поверхности
пластин Rz после обработки не более 20.
П,3.2 г. Желательно изготавливать пластины из металла одной
плавки. Поэтому целесообразно заготовить индикаторы на несколь-
ко лет. Все пластины, устанавливаемые в трубопроводе тепловой
сети на определенный отопительный сезон, должны быть выполне-
ны из стали одновременной поставки.
Таблица IJ.3J.
Химический состав сталей пластин-индикаторов
Сталь Химический состав, %
С Мп Si р* S* Ст* Ni* Си* As*
ВСтЗсп 0,14-0,22 0,40-0,65 0,12-0,30 0,04 0,005 0,30 0,30 0,30 0,08
СтЮ 0,07-0,14 0,35-0,65 0,17-0,37 0,035 0,04 0,15 0,25 0,25 0,08
Ст20 0,17-0,24 0,35-0,65 0,17-0,37 0,035 0,04 0,25 0,25 0,25 0,08
— не более.
259
•50-60
Рис, П.З Пластина — индикатор коррозии
П.3,3. Конструкция индикаторных сборок
П.3,3 а. Для установки индикаторов в определенных точках
трубопроводов тепловой сети ввариваются фланцевые штуцера
0 80—100 мм, закрывающиеся глухими фланцами (рис. П,3.2), На
глухом фланце перпендикулярно нижней плоскости по центру при-
варивается стальной стержень. Рекомендуемый диаметр стержня
20 мм. Шток-держатель с закрепленными на нем пластинами-инди-
каторами вворачивается в отверстие стержня, приваренного к глу-
хому фланцу. В свободном торце этого стержня высверливается от-
верстие с резьбой, в которое вворачивается шток-держатель плас-
тин-индикаторов, Рекомендуемый размер глубины резьбы в стерж-
не — не менее 20 мм. Рекомендуемый диаметр штока — 10 ±2 мм.
Шток-держатель (рис, П,3.3) представляет собой стержень с резь-
бой на одном конце и головкой болта — на другом.
На нем с помощью дистанционирующих втулок и фиксирующей
гайки крепятся пластины-индикаторы. Количество пластин, уста-
новленных на шток-держатель, — от трех до шести. Увеличение ко-
личества пластин повышает надежность полученных результатов.
Шток-держатель с закрепленными на нем пластинами-индикатора-
ми вворачивается в отверстие стержня, приваренного к глухому
фланцу,
П,3.3 б. Шток-держатель индикаторов и стержень, приварива-
емый к глухому фланцу, должны быть изготовлены из сталей
ВСтЗсп, ВСтЗпс, СтЮ, Ст20,
260
Рис, П.3.2, Установка индикаторов коррозии в трубопровод
тепловой сети:
1 — глухой фланец; 2 — прокладка; 3 — фланец; 4 — штуцер; 5 — стержень;
6 — фиксирующая гайка; 7 — шток-держатель с пластинами -
индикаторами; 8 — головка штока-держателя; 9 — трубопровод
П.З.З в. Расстояние от ближайшей к трубе пластины-индикато-
ра до края стенки штуцера, выступающего внутрь трубопровода,
должно быть не менее 40 мм (см, рис. П,3,2).
П.3,3 г. Расстояние между пластинами в сборке, определяемое
размерами дистанционирующих втулок, должно быть 5—20 мм. Тол-
щина стенки дистанционирующих втулок, перекрывающих поверх-
ность индикаторов, должна быть не более 2 мм,
П.З.З д. Дистанционирующие втулки рекомендуется изготавли-
вать из фторопласта марки 4 или стеклотекстолита марок СТЭФ,
СТЭФ-1, СТК, СТК-41/У, ТЭС, ЦСЭ, ЦСЭВ. Временно допуска-
ется использование дистанционирующих втулок из стали ВСтЗсп,
П.З.З е. Не рекомендуется устанавливать индикаторы на ниж-
ней образующей трубопроводов и в тех местах обратных трубопро-
водов, куда может попадать и постоянно находиться воздух (т.е, под-
вергаться завоздушиванию). Для уменьшения количества воздуха,
остающегося в объеме штуцера, возможна установка штуцеров под
углом к вертикальной (поперечной) оси трубопровода,
П,3,3 ж. Допускаются отклонения от рекомендованного
конструктивного оформления установки индикаторов (рис, П.3,2) в
трубопроводы тепловой сети при условии их соответствия требовани-
ям «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов
261
пара и горячей воды» ПБ 03-75, Одновременно должны выпол-
няться требования пп, П,3,3 б — П,3,3 е и П.3,8, Количество плас-
тин-индикаторов в сборке — от 3 до 6,
П.34. Подготовка индикаторов коррозии
П.3,4 а. Пластины-индикаторы маркируют: выбивают с по-
мощью кернов номера, затем зачищают мелкозернистой наждачной
бумагой КМЗ-20 или KM3-23 для удаления с поверхности металла
продуктов атмосферной коррозии, после чего измеряют штанген-
циркулем и рассчитывают площадь их поверхности. Площадь пове-
рхности S, мм2, пластины индикатора коррозии, омываемой сетевой
водой, определяется по формуле:
S = 6,28 (П.3.1)
где 7? — наружный радиус индикатора, мм, г — наружный ради-
ус дистанционирующей втулки, мм, 8 — толщина индикатора, мм.
Если партия пластин изготовлена одинаковых геометрических
размеров, то допускается определять площадь их поверхности для
всей партии, без подсчета поверхности каждой пластины.
П,3.4 б. Пластины промывают водой, промокают фильтроваль-
ной бумагой, затем для обезжиривания протирают ватным тампо-
ном, смоченным спиртом или ацетоном, высушивают при комнатной
температуре в эксикаторе над свежепрокаленным хлористым каль-
цием или в сушильном шкафу при 105 °C в течение 1 ч, после чего
охлаждают до комнатной температуры в эксикаторе над свежепро-
каленным хлористым кальцием.
П,3.4 в, Пластины взвешивают с точностью до 0,01 г. В случае
взвешивания на технических весах со световой шкалой перед каждой
серией взвешиваний пластин необходимо проверить точность весов
с помощью гирьки из стандартного набора для аналитических весов,
П,3.4 г. Обработанные пластины заворачивают в фильтроваль-
ную бумагу (по отдельности), на обертке записывают номер (см.
П.3,4 а), площадь ее поверхности в мм2 и вес в граммах,
П.3,4 д, При хранении индикаторов до установки в трубопрово-
ды теплосети менее месяца они находятся в эксикаторе, при более
длительном сроке хранения — в эксикаторе над свежепрокаленным
хлористым кальцием.
262
Рис, П.3.3, Шток-держатель с шестью пластинами (сборка индикаторов):
1 — шток-держатель; 2 — фиксирующая гайка; 3 — дистанционирующие
втулки; 4 — головка болта на конце штока-держателя; 5 —
пластины-индикаторы
П.3.5. Установка индикаторов коррозии
П,3,5а. Перед установкой в трубопровода теплосети пласти-
ны-индикаторы заранее, в специально отведенном помещении, монти-
руют в соответствии с рис. П.З.З. Пластины надевают на шток-держа-
тель между головкой болта и первой пластиной. Между всеми пласти-
нами сборки, а также между последней пластиной и фиксирующей
гайкой, устанавливают дистанционирующие втулки. Затем плотно за-
ворачивают фиксирующую гайку. При установке пластины следует
держать только за торцевую поверхность и принимать необходимые
меры предосторожности, чтобы избежать загрязнения пластин.
П.3,5 б. После сборки пластин на штоке-держателе в журнал
учета и обработки индикаторов записывают номера пластин, их вес,
площадь поверхности и последовательность установки пластин на
штоке-держателе, начиная от головки болта.
П.3,5 в. Собранную на штоке-держателе сборку пластин поме-
щают в полиэтиленовый (или бумажный) пакет и в таком виде
транспортируют к месту установки в трубопроводе теплосети.
263
П,3.5 г. Индикаторы устанавливаются в теплосеть в соответ-
ствии с П,3,1 е, Шток-держатель с индикаторами вворачивают в
стержень, приваренный к глухому фланцу, не удаляя пакет, надетый
на сборку. Затем пакет снимают и за головку болта плотно вворачи-
вают шток-держатель в стержень. При установке сборки индикато-
ров в трубопровод принимают меры предосторожности, чтобы избе-
жать загрязнения индикаторов коррозии. После установки индика-
торов в трубопровод глухой фланец крепится с помощью болтов,
П,3,5 д. После установки индикаторов в трубопровод теплосе-
ти в журнал учета и обработки индикаторов записывают дату и мес-
то их установки,
П'3.6, Извлечение индикаторов из трубопроводов
и их обработка
П,3,6 а. Штоки-держатели в сборе с пластинами-индикатора-
ми из трубопроводов вынимаются мастером бригады, обслуживаю-
щей данный участок теплосети, после чего их помещают в полиэти-
леновые или бумажные пакеты и передают в подразделение, прово-
дящее обработку индикаторов,
П,3,6 б. Пластины снимают со штоков, каждую пластину завора-
чивают в бумагу и в течение 2—4 суток высушивают в эксикаторе при
комнатной температуре над свежепрокаленным хлористым кальцием
или в сушильном шкафу при температуре 105 °C в течение часа,
П,3,6 в. Продукты коррозии счищают с поверхности пластин
деревянным скребком или фарфоровым шпателем. Пластины при
комнатной температуре опускают на несколько часов в 5%-й
раствор соляной кислоты, содержащей 3 г/л ингибитора коррозии
уротропина или тиомочевины, затем промывают под струей воды,
одновременно очищая их поверхности мягкой резинкой до полного
удаления коррозионных отложений. При необходимости все эти
процедуры повторяют, после чего пластины промывают 3 %-м раст-
вором соды, а затем струей воды,
П,3,6 г. Пластины промокают фильтровальной бумагой, высу-
шивают в течение нескольких суток в эксикаторе над свежепрока-
ленным хлористым кальцием или в сушильном шкафу при темпера-
туре 105 °C в течение часа, после чего охлаждают до комнатной
температуры в эксикаторе над хлористым кальцием и далее взвеши-
вают с точностью до 0,01 г.
264
П,3.6д. Вес каждой пластины после обработки записывают в
журнал, также записывают внешний вид пластины: состояние по-
верхности, наличие равномерной или язвенной коррозии, количест-
во язв и сквозных разрушений,
П,3.6 е, Для определения поправки на потерю массы основно-
го металла при кислотном травлении прошедших испытания плас-
тин три новые пластины из той же партии стали обрабатывают
ингибированным раствором соляной кислоты (при той же про-
должительности травления). Потерю массы пластин при такой
обработке для конкретной партии индикаторных пластин и данного
отопительного сезона следует считать постоянной. Ее записывают в
журнал,
П'3.7, Обработка результатов коррозионных испытаний
П,3,7 а. Скорость общей коррозии отдельных пластин
П, мм/год, рассчитывают по формуле:
П = 47000 • fe - g2 - Ag) I (T S), (П.3.2)
где — масса пластины до испытаний, г; g2 — масса пласти-
ны после испытаний и удаления продуктов коррозии, г; Ag — сред-
няя для трех пластин, не участвовавших в испытаниях, потеря мас-
сы основного металла при кислотном травлении, г (см, П,3,6 е);
Т — время испытаний, сутки; S — площадь поверхности пластины,
контактирующей с теплоносителем, мм2 (уравнение П,3,1),
Скорость коррозии каждой пластины записывают в журнал,
П,3,7 б, Среднюю скорость коррозии пластин в сборке /7ср
рассчитывают по формуле:
77ср = (^i + П? + ** + Пп)/п, (П.3.3)
где /7Н 772, 77п — скорость коррозии отдельных пластин в сборке,
мм/год; и — количество пластин в сборке.
Относительное отклонение скорости коррозии отдельных плас-
тин от средней скорости коррозии в сборке, %, рассчитывают по
формуле:
(Пя —Пср)/Пср • 100 (П.3.4)
265
Если относительное отклонение скорости коррозии одной или
нескольких пластин от значения средней скорости коррозии в
сборке превышает 60%, то этот результат считается недостовер-
ным и исключается из расчета средней скорости коррозии,
ГЕ3,7 в. После оценки достоверности результатов, полученных
при вычислении скорости коррозии отдельных пластин в сборке, в
случае необходимости повторно рассчитывают среднюю скорость
коррозии пластин в каждой сборке индикаторов, учитывая только не
исключенные из расчетов результаты. Если в результате оценки
достоверности результатов из расчета средней скорости коррозии в
сборке исключаются скорости коррозии всех пластин, кроме одной,
то данные по этой сборке считаются непредставительными и в даль-
нейших расчетах не учитываются. Среднюю скорость коррозии
пластин по каждой сборке записывают в журнал,
П,3,7 г. По уравнению (П,3,3) рассчитывают среднюю скорость
коррозии индикаторов по теплосети или по району теплосети
отдельно по подающим и обратным трубопроводам. Расчет скорос-
ти коррозии по районам проводится в том случае, если они связаны
с различными теплоисточниками или имеют другие существенные
отличия, влияющие на агрессивность сетевой воды (например, раз-
личное содержание кислорода в сетевой воде). Минимальное коли-
чество сборок для проведения усреднения должно быть равно трем.
Если район теплосети получил информацию всего по одной или двум
сборкам индикаторов, данные считаются непредставительными,
П,3,7 д. По уравнению П,3,4 рассчитывают относительное
отклонение средней скорости коррозии отдельных сборок от сред-
ней скорости коррозии по подающим и обратным трубопроводам
теплосети (район теплосети). Если оно превышает 60%, данные по
скорости коррозии этих сборок из расчетов исключаются,
П,3,7 е. После оценки достоверности результатов, полученных
при вычислении средней скорости коррозии по сборкам индикато-
ров, в случае необходимости повторно рассчитывают среднее значе-
ние скорости коррозии индикаторов по тепловой сети (району),
учитывая только не исключенные из расчетов результаты. Средняя
скорость коррозии индикаторов по подающим и обратным
трубопроводам тепловой сети (район) записывается в журнал,
П,3,7 ж. Если скорость коррозии пластин какой-либо сборки ин-
дикаторов в тепловой сети (районе) в течение нескольких сезонов рез-
ко отличается от средней соответственно по подающим или обратным
266
трубопроводам данной сети (района), то необходимо проанализиро-
вать причины отличий (скорость потока, местные гидродинамиче-
ские возмущения потока, местные присосы сырой воды) и принять
меры для исключения присосов и нарушений гидродинамики. Если
изменить ситуацию невозможно, целесообразно перенести сборку
индикаторов в другое место,
П.3.7 з. Критерием опасности внутренней коррозии трубопро-
водов тепловых сетей следует считать агрессивность сетевой воды.
Агрессивность сетевой воды определяется путем измерения средней
отдельно по подающим и обратным трубопроводам теплосети
(района теплосети) скорости коррозии индикаторов и оценивается
по приведенной ниже шкале.
Скорость коррозии индикаторов, мм/год Агрессивность сетевой воды
0-0,03 Низкая
0,031-0,085 Допустимая
0,0851-0,2 Высокая
Более 0,2 Аварийная
П.3,7 и. При высокой или аварийной агрессивности сетевой во-
ды необходимо принимать меры для ее уменьшения: снижать содер-
жание кислорода в сетевой воде, повышать значение pH или вво-
дить ингибитор коррозии,
П.3,7 к. При оценке агрессивности сетевой воды необходимо
обращать внимание на динамику изменения скорости коррозии ин-
дикаторов. При стабильном (в течение 2—3 лет) повышении ско-
рости коррозии внутри диапазона «допустимая» необходимо прове-
рить возможность изменения состава воды, ужесточить контроль за
содержанием кислорода и значением pH, при необходимости прив-
лечь специализированную организацию.
П.3,8. Рекомендации по выбору места установки индикаторов
коррозии в трубопроводы
П,3,8 а. Для стабилизации гидродинамических условий обтека-
ния сетевой водой индикаторов коррозии и предотвращения больших
различий в скорости коррозии разных сборок индикаторов реко-
мендуется устанавливать их в местах, где выполняются следующие
условия:
267
а) длина прямого участка трубопровода (без местных гидравли-
ческих сопротивлений) перед местом установки сборки индикаторов
должна быть не менее шести внутренних диаметров трубопровода;
б) длина прямого участка трубопровода (без местных гидравли-
ческих сопротивлений) за местом установки сборки индикаторов
должна быть не менее двух внутренних диаметров трубопровода;
в) длина участка трубы от места врезки абонентского ответвле-
ния до места установки сборки индикаторов по ходу движения жид-
кости должна быть не менее шести внутренних диаметров трубопро-
вода,
П3.8 б. Не рекомендуется устанавливать сборки индикаторов
в обратных трубопроводах, в которые поступает сетевая вода из со-
седних районов теплосети, чтобы на сборки не попадала смесь сете-
вой воды различных районов,
П3.8 в. Не рекомендуется устанавливать сборки индикаторов в
тупиковых участках теплосети и в тех местах обратных магистралей,
которые могут подвергаться завоздушиванию.
Список литературы
1* Жук Н,П. Курс коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976.
2. Ул иг Г. Г, Реви РУ Коррозия и борьба с ней. Л.: Химия, 1989.
3. О связи защитного действия ингибирующих анионов с оксидной пасси-
вацией в нейтральных растворах, Кузнецов Ю,И., РозенфелццИ.Л., Кербеле-
ва ИЛ. и др, //Защита металлов. 1978. Т.14, № 3. С. 253—256.
4. Kuznetsov Yu.I. Organic inhibitors of corrosion of metals. NY: Plenum
Press, 1996.
5. Структура и коррозия металлов и сплавов. Атлас под ред, Е,А. Ульяни-
на. М.; Металлургия, 1989,
6. Фрейман Л,И. Стабильность и кинетика развития питтингов. Итоги на-
уки и техники. Серия коррозия и защита от коррозии. М.: ВИНИТИ, 1985,
Т. 11, С, 3-71,
7. Абрамов Л.В., Подобаев Н.И,, Балезин С.А. О влиянии кислорода на
защитное действие ингибиторов кислотной коррозии в потоке соляной кисло-
ты // Теплоэнергетика. 1968, № 12. С, 44—47.
8. Акользин П.А, Предупреждение коррозии оборудования технического
водо- и теплоснабжения. М.: Металлургия, 1988.
9. Коррозия и защита химической аппаратуры / Под ред, А,М. Сухотина,
Т. 3, Л.: Химия, 1970,
10, Подобаев Н,И,, Шакиров А.С., Жданова Э,И. Влияние ингибитора СК
М-1 на коррозию стали и на потенциал коррозии железа в дистиллированной и
слабоминерализованной воде// Защита металлов. 1992. Т, 28, 3, С. 437—444,
11. Эванс Ю.Р Коррозия и окисление металлов. М.: Машгиз, 1962.
12. Розенфельд И.Л, Коррозия и защита металлов. М.: Металлургия,
1970,
13. Бахвалов Г,Т,, Турковская Л.В. Коррозия и защита металлов, М.: Ме-
таллургиздат, 1959,
14. Фокин М.Н., Жигалова К.Л. Методы коррозионных испытаний ме-
таллов. М.: Металлургия, 1986.
15. Кострикин Ю,М,, Мещерский Н.А., Коровина О.В. Водоподготовка и
водный режим энергообъектов низкого и среднего давления. Справочник, М.:
Энергоатомиздат, 1990,
16. Christ C,L., Siebert R.M, Stabilities of calcite and aragonite // Jour,
Research US Geol. Survey, 1974. Vol. 2. Ke 2. P 175-188,
17. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации, М,: СПО ОРГРЭС, 2003,
18. СанПиН 2.1.4,1074-03, Питьевая вода. Гигиенические требования к
качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения.
19. Нормы технологического проектирования тепловых электрических
станций. ВНТП-81. М.: МО ТЭП. 1981.
20, Водяные тепловые сети. Справочное пособие, М,: Энергоатомиздат,
1988,
269
21. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара
и горячей воды, НПО ОБТ, 1994.
22, Марочник сталей и сплавов. Под ред, В,Г.Сорокина, М.; Машиност-
роение, 1989.
23, Коррозия под действием теплоносителей, хладагентов и рабочих тел.
Справочное издание / Под ред, А.М.Сухотина и В,М.Беренблит. Л.: Химия,
1988,
24, ГОСТ 27590-88. Подогреватели водоводяные систем теплоснабжения,
25, Маргулова Т,Х., Мартынова О.И, Водные режимы тепловых и атом-
ных электростанций, М,: Высшая школа, 1987,
26, Водно-химические режимы и надежность металла энергоблоков
мощностью 500 и 800 МВт / Под ред, В.ЕДорощука и В. Б .Рубина. М.: Энер-
гоиздат, 1981.
27, Лапотышкина Н.П., Сазонов РП. Водоподготовка и водно-химиче-
ский режим тепловых сетей, М,: Энергоиздат, 1982,
28, Соколов Е,Я, Теплофикация и тепловые сети. М.; Энергия, 1975.
29, ГОСТ 16860-88. Основные показатели термической деаэрации воды,
30, Шарапов В, И. Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения
с применением вакуумных деаэраторов. М.: Энергоатомиздат, 1996.
31. Громов Н,К- Городские теплофикационные системы. М,: Энергия,
1974,
32, Ланин И,С, Развитие теплофикации Ленинграда. Сборник «Теплофи-
кация СССР», М,: Энергия, 1977, С. 267—283,
33, Причины увеличения повреждений трубопроводов теплосети от внут-
ренней коррозии. Балабан-Ирменин Ю,В., Липовских В,М., Бессолицын С,Е,
и др.//Теплоэнергетика, 1993. М* 12, С. 71—74.
34, Chen Xuegun, Chang Wanshun, Yand Sicheng. Sylphides critical active
potential and pitting corrosion of mild steels // Corrosion and corrosion control.
Offshore and Mar. Constr. Pros. Int, Conf, Xiamen, Sept. 6—9. 1988 — Beijing,
1989, P. 464-469.
35, Ногин В.И., Баликоев РА., Липовских В.М. Развитие теплофикации
Москвы // Электрические станции. 1997. (Специальный выпуск — 100 лет
Мосэнерго). С, 29—34.
36, Балабан-Ирменин Ю.В., Липовских В.М. Особенности коррозион-
ных поражений металла трубопроводов тепловых сетей // Энергетик. 1992,
№ 9, С. 16-17,
37, Коррозионно-индикаторные установки типа УК-2 / А,В Герасименко,
Ю.С. Кулешова, Н,Ф, Борискин и др.// Водоснабжение и санитарная техника,
1988, № 11. С. 22,
38, Кеше Г. Коррозия металлов. М.: Металлургия, 1984,
39, Балабан-Ирменин Ю.В., Бессолицын С.Е,, Рубашов А,М. Влияние
величины pH, содержания хлоридов и сульфатов в сетевой воде на внутреннюю
коррозию и повреждаемость труб тепловых сетей // Теплоэнергетика, 1994,
№ 7. С, 31-34.
270
40, Бессолицын С.Е* Исследование процессов внутренней коррозии тру-
бопроводов тепловых сетей с целью нормирования анионного состава сетевой
воды* Дне, канд* техн, наук* М*; ВТИ* 1994.
41* Об унификации методов ускоренных испытаний нержавеющих сталей
на стойкость против питтинговой коррозии: электрохимические испытания,
Фрейман Л.И,, Флис Я-, Пражак М. и др, // Защита металлов. 1986* Т, 22,
№ 2, С* 179-195,
42, Фрейман Л, И* Об оценке вероятности питтинговой коррозии нержа-
веющих сталей по данным электрохимических испытаний // Защита металлов,
1987, Т. 23, № 2* С. 232-239.
43, Гаррелс Л.М,, Крайст УЛ* Минералы, равновесия, М,: Мир, 1968,
44, Ogun dele G*J*, White WE. Some observations on corrosion of carbon
steel in aquatics environments, containing carbon dioxide // Corrosion* 1986* Vol,
42, № 2. P 46-52,
45, Рейзин Б*Л,, Стрижевский И*В*, Прибытко Б,П, Исследование кор-
розии стали в горячей воде различного химического состава // Сборник науч-
ных трудов АКХ* М*: ОНТИ АКХ- 1980. Выпуск № 179,
46, Сукач С*П*, Шендорович И,В., Угланова В.В. Влияние сульфатов и
хлоридов на коррозию металла в солоноватых водах // Химия и технология во-
ды, 1989, Т, 11. № 5* С, 470-472.
47* Методические указания по водоподготовке и водно-химическому режиму
водогрейного оборудования и тепловых сетей. РД 34,37 506—88. М,: ВТИ, 1996*
48, Сазонов Р,П., Гришанина Н.И. Применение метода поляризационно-
го сопротивления для измерения скорости коррозии // Водоснабжение и сани-
тарная техника. 1989, № 12* С, 34—36.
49, Оценка коррозионной опасности попадания воздуха в тепловые сети,
Ю.В.Балабан-Ирменин, Р*П*Сазонов, А,М*Рубашов и др, // Энергетик. 1991,
№ 8. С, 23-24,
50, Балабан-Ирменин Ю,В*, Бессолицын С,Е,, Рубашов А,М. О влиянии
проскока кислорода на коррозию углеродистых сталей в условиях теплосети //
Теплоэнергетика* 1992. № 12. С, 36—38,
51. Продукты коррозии в контурах атомных электростанций. Бру-
сов К*Н*, Крутиков П.Г,, Осьминин В*С, и др, М,: Энергоатомиздат, 1988*
52. Влияние углекислоты на развитие процессов локальной внутренней
коррозии трубопроводов теплосети, Ю,В* Балабан-Ирменин, А.М. Рубашов,
О*В,Бритвина и др*// Теплоэнергетика* 1991. № 9. С. 59—63,
53, Водоподготовка, Процессы и аппараты/ Под ред* О,И.Мартыновой,
М*: Атомиздат, 1977,
54, Тодт Ф, Коррозия и защита от коррозии* Л*: Химия, 1967,
55, Акользин П*А, Предупреждение коррозии металла паровых котлов,
М*: Энергия, 1975*
56, Мамет А,П*, Акользин П,А,, Каган Д.Я, Предотвращение коррозии
оборудования паросиловых установок высокого давления // Пар высокого
давления в энергетике* М*-Л*: Госэнергоиздат, 1950, С* 60—112*
271
57, Шкроб М,С., Прохоров ФХ Водоподготовка и водный режим паро-
турбинных электростанций, М,: Госэнергоиздат, 1961,
58, Jntire G,M,, Lippert G,, Yundelson J, Influence of dissolved carbon diox-
ide and oxygen on corrosion of iron // Corrosion. 1990, Vol, 46, Ke 2. P 91—95.
59, Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металов. М,: Изд-во АН
СССР 1959,
60, Рейзин Б,Л,, Стрижевский И.В., Шевелев Ф,А. Коррозия и защита
коммунальных водопроводов, М,: Стройиздат, 1979,
61, Рейзин Б,Л., Стрижевский И,В,, Сазонов РП, Защита систем горяче-
го водоснабжения от коррозии, М,; Стройиздат, 1986,
62, Локальная коррозия металла теплоэнергетического оборудования /
Под ред, В,П, Горбатых, М.: Энергоатомиздат, 1992,
63, О применении кислорода для защиты сталей от коррозии в воде при
высоких температурах / Я-M. Колотыркин, Г,М. Флорианович, П,С. Петров и
др, / Коррозия реакторных материалов. М.: Атомиздат, 1960, С. 29—41,
64, Подобаев Н,И., Шакиров А,С,, Жданова Э.И, Влияние ингибитора СК
М-1 на коррозию стали и потенциал коррозии железа в дистил ллированной и
слабоминерализованной воде// Защита металлов. 1992. Т, 28, <№ 3, С. 437—444,
65, Влияние неоднородности поверхности трубопроводов на внутреннюю
коррозию в теплосети, Ю,В, Балабан-Ирменин, Н.С, Ершов, В,М, Липовских
и др,// Электрические станции, 1990, № 5, С. 37—42.
66, Исследование термического влияния приварки опор на развитие ло-
кальной коррозии трубопроводов теплосети, Ю,В, Балабан-Ирменин,
А,М, Рубашов, О,В, Бритвина и др//Теплоэнергетика, 1990, № 9. С, 22—25,
67, Колотыркин Я,М., Фрейман Л,И, Роль неметаллических включений
в коррозионных процессах. Итоги науки и техники. Серия «Коррозия и защи-
та от коррозии», М,: ВИНИТИ, 1978, Т.6, С, 5—52,
68, Влияние неметаллических включений на коррозию железа в соляной
кислоте, Т.С, Девяткина, Б,Н, Берг, ЮХ Разумов и др,// Защита металлов,
1986, Т, 22, № 2, С. 240-243.
69, Eklund С, Corrosion around slag inclusions in steel // JVA medd, 1971,
Vol, 1,№ 169/1. P 152-158,
70, Анализ причин разрушения и механизмов повреждения магистрально-
го газопровода из стали 17Г1С. Ю,П, Сурков, О,М, Соколова, В,Г, Рыбалко и
др, // Физ.-хим, мех, материалов, 1989, Т, 25, № 5. С, 98—100.
71, Реформатская И,И., Сульженко А,В. Влияние химического и фазово-
го состава железа на его питтингостойкость и пассивируемость // Защита ме-
таллов. 1998, Т, 34, № 5. С, 503—508,
72. Фрейман Л.И., Реформатская И,И,, Маркова Т,П, Взаимосвязь влияния
легирующих элементов и сульфидных включений на пассивируемость и питтингооб-
разование нержавеющих сталей // Защита металлов. 1991, Т, 27, № 4, С. 617—625,
73, Балабан-Ирменин Ю.В., Шереметьев О,Н,, МеламздМ,М, Влияние
химического состава стали на коррозию при контакте с водой теплосети //
Электрические станции, 1998, № 10, С, 34—38,
272
74, Рубашов А.М., Лагутина Л,В. Влияние содержания серы на коррози-
онное поведение углеродистых сталей в сетевой воде // Теплоэнергетика,
1995, № 7. С, 28-31,
75, Лыгин С.А., Сухотин А.М. Влияние температуры и pH на потенциалы
депассивации железа в кислых нитратных растворах// Защита металлов,
1988, Т. 24, № 4,С. 553-558.
76, Bornak WE. Chemistry of iron and its corrosion products in boiler system
// Corrasion, 1988. Vol. 44, № 3. P 154-158,
77, Сухотин A,M. Физическая химия пассивирующих пленок на железе,
Л,: Химия, 1989,
78, Богачев А.Ф, Особенности подшламовой коррозии трубопроводов
тепловых сетей и ее предотвращение // Электрические станции. 1990. № 8,
С. 9-53.
79, Фрейман Л.И,, Колотыркин Я.М, Исследование влияния анионов на
пассивацию железа в нейтральных растворах // Защита металлов. 1965. Т. 1,
№ 2. С, 161-167.
80, Балабан-Ирменин Ю,В, О причинах локализации коррозии обыкно-
венных углеродистых сталей в нейтральной и слабощелочной воде // Защита
металлов, Т, 35, № 4, С. 663—664,
81. Каравайко Г И. Биоразрушения. М.: Изд-во АН СССР, 1976.
82, Kikuchi Ya sushi, Matsuda Fukuhisa, Koo Cakkaishi. Коррозия матери-
алов под воздействием бактерий. Металл сварных швов // J, High, Temp, Soc,
1993, Vol, 19, № 2, P 49-55.
83. Borenstein S,W Mi era bio logically influenced corrosion failures of
austenitic stainless steel welds // Material Perform, 1988, Vol, 27, № 8.
P 62-66.
84, Андрею к В. И,, Би л ай В. И., Коваль Э,3. Микробиологическая корро-
зия и ее возбудители, Киев: Наукова думка, 1980,
85, Daumas S,, Massiani Y., Grousier J, Microbiological battery induced by
sylphatereduci ng bacteria 11 Corros. Sci, 1988, Vol. 28. № 11, P 1041 — 1050,
86, Акользин А.П., Жуков А.П. Кислородная коррозия оборудования хи-
мических производств, М,: Химия, 1985.
87, Dowling NJ.E,, Guezennec J., Lemone M,L. a o. Analysis of carbon
steels affected by bacteria using electrochemical impedance and direct current
techniques // Corrosion. 1988. Vol, 44. № 12, P. 869—874,
88, Головачева P.C., Розанова Е,П., Каравайко Г.И, Термофиль-
ные бактерии цикла серы из очагов коррозии стальных сооружений городской
теплосети и грунтов // Микробиология, 1986. Т, 55. Вып, 1, С. 105—114,
89, Fzolund В,, Smidt M,D, Bacteria in district heating systems // Danish
Board of District Heating. 1988. Ke 3. P 11.
90, Розанова Е,П., Дубинина Г.А. Биокоррозия как основной фактор
внутренних повреждений трубопроводов теплосетей и проблема борьбы с ней
/ Пульс, Москва и наука. МКНТ (Московский комитет по науке и технике),
1997, Т.7, № 27(157). С, 27-33,
273
91. Васина А.В., Богловский А.В,, Календарей П.Н. Изучение кинетики
образования карбоната кальция в закрытой системе // Труды МЭИ, 1980. №
466. С. 51—56.
92, Балабан-Ирменин Ю.В., Бессолицын С.Е,, Рубашов А.М, Примене-
ние термодинамических критериев для оценки накипеобразующей способнос-
ти воды в сетевых подогревателях // Теплоэнергетика. 1996. № 8, С. 67—71.
93, Взаимосвязь между водно-химическим режимом и структурой отло-
жений на внутренней поверхности трубопроводов теплосети. Ю,В, Бала-
бан-Ирменин, О.Н. Шереметьев, Г,С. Бондарева и др. // Теплоэнергетика.
1998, № 7. С. 43-47.
94, Розенфелед И.Л, Ингибиторы коррозии. М.: Химия, 1977,
95, О нормах водно-химического режима для теплосети, Ю.В, Бала-
бан-Ирменин, Б. С. Федосеев, С.Е. Бессолицын и др.// Теплоэнергетика,
1994, № 8. С, 76-80.
96, Балабан-Ирменин Ю.В., Шарапов В.И,, Рубашов А,М, Влияние деа-
эрации подпиточной воды теплосети и типа деаэратора на внутреннюю корро-
зию и повреждаемость теплопроводов // Электрические станции, 1993. № 6,
С. 42-46,
97, Шарапов В.И. О предотвращении внутренней коррозии теплосети в
закрытых системах теплоснабжения //Теплоэнергетика. 1988. №4, С. 16—19.
98, Методические указания по модернизации деаэрационных колонок ат-
мосферного и повышенного давления. РД 34,40. 201-91 М,: ВТИ, 1991.
99, Балабан-Ирменин Ю.В., Фокина Н.Г. Снижение кислородной корро-
зии в сетевой воде трубопроводов теплосети после ремонта // Энергетик,
2004. № 1. С, 31-32,
100. Методические указания по защите баков-аккумуляторов от корро-
зии и воды в них от аэрации. МУ 34-70-155-86. М.: СПО Союзтехэнерго,
1987,
101. Информационное письмо ИП-03-02-96 (ТП), О применении Экома-
рин-2 в баках-аккумуляторах горячей воды.. М,: СПО ОРГРЭС, 1996.
102. Сазонов РП., Финаева В.В, Новые материалы для защиты воды от
аэрации в баках-аккумуляторах и емкостях запаса // Практика противокорро-
зионной защиты («Картек»), 1996, № 2, С. 26—33.
103, Перечень материалов, реагентов и малогабаритных очистных уст-
ройств, разрешенных Государственным комитетом санитарно-эпидемиологиче-
ского надзора для применения в практике хозяйственного водопользования. 1992,
104. Юркина Л.П., Балеевских О.Н. Способ защиты от коррозии резер-
вуарного оборудования в системах горячего водоснабжения // Практика про-
тивокоррозионной защиты («Картек»), 1998, № 2, С. 43—50.
105. Антонов Е,А. Повышение надежности тепловых сетей // Электри-
ческие станции. 1978. № 1, С. 36—39.
106, Методические указания по испытаниям водяных тепловых сетей на
расчетную температуру теплоносителя, МУ 34-70-150-88. М.: СПО Союз-
техэнерго, 1987.
274
107, Методические указания по силикатной обработке подпиточной воды
сетевого тракта на ТЭЦ, МУ 34-70-045-85, М,: СПО Союзтехэнерго, 1983,
108, Иссследование фосфорсодержащих соединений в качестве ингиби-
торов коррозии металлов в системах промышленного водоснабжения (жесткая
вода), Ю,И. Кузнецов, Е,А, Трунов, И,Л, Розенфеледи др.// Серия: Коррозия
и защита в нефтегазовой промышленности, М.: РНТС ВНИИОЭНГ, 1981,
№ 2, С, 6-8,
109, Исследование фосфорорганических соединений в качестве ингиби-
торов коррозии металлов в системах промышленного водоснабжения (мягкая
вода), Ю,И. Кузнецов, Е,А, Трунов, И,Л, Розенфеледи др.// Серия: Коррозия
и защита в нефтегазовой промышленности, М: РНТС ВНИИОЭНГ, 1980,
№ 7, С, 5-9,
110. Кузнецов Ю,И., Трунов Е,А, О механизме ингибирующего действия
цинкфосфонатов в нейтральных средах //ЖПХ. 1984, 3. С. 498—504,
111, Кузнецов Ю,И., Трунов Е.А., Исаев В.А. Защита углеродистой ста-
ли цинкфосфонатами // Защита металлов, 1987. Т. 23. № 1. С. 86—92,
112. Исследование органо фосфо натов в качестве ингибиторов коррозии
систем горячего водоснабжения. Б,Л, Рейзин, Е,М, Уринович, Б,И, Бихман и
др, / Повышение эффективности защиты от коррозии городских подземных
трубопроводов. М.: ОНТИ АКК, 1982, С. 3— 11,
113. Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загряз-
нения, Сан,ПиН 4630-88, М,; Минздрав CCCR 1988.
114. Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в
воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водо-
пользования, Гигиенические нормативы, ГН 2,15,1315-03, М, 2004,
115. Балабан-Ирменин Ю,В,, Рубашов А,М,, Думнов В.П, Проблемы
внедрения антинакипинов в системах теплоснабжения // Промышленная
энергетика. 1996, № 4. С, 11 — 13,
116, Балабан-Ирменин Ю,В, Промышленные испытания цинкового
комплекса ОЭДФ в качестве ингибитора коррозии в условиях теплосети с вы-
сокоагрессивной водой // Энергосбережение и водоподготовка, 2003, М* 3,
С. 87-88.
117, Методические указания по оценке интенсивности процентов
внутренней коррозии в тепловых сетях, РД 153,34.1-17,460 -00, М., ВТИ, 2001,
118. Ковальчук А.П, Результаты применения ингибитора накипеобразо-
вания и коррозии ОДФ-цинк в системе теплоснабжения Ростовской ТЭЦ-2,//
Энергетик, 2004, № 10, С, 48.
119. Балабан-Ирменин Ю,В,, Фокина Н,Г, Исследования ингибиторов
для предотвращения внутренней коррозии теплопроводов в деаэрированной
сетевой воде // Электрические станции. 2007. № 7, С. 37—43.
120, Балабан-Ирменин Ю.В,, Фокина Н.Г, Применение ингибиторов для
предотвращения внутренней коррозии трубопроводов систем теплоснабжения
при высоком содержании кислорода в сетевой воде // Электрические станции,
2007. №6. С, 35-39,
275
121. Исследование коррозионной стойкости углеродистых сталей, приме-
няемых в теплосетях, с низким содержанием коррозионно-активных неметал-
лических включений / Ю,В, Балабан-Ирменин, А,М, Рубашов, И,Г, Родионо-
ва и др, // Теплоэнергетика, 2005, № 8. С, 47—54,
122, Оценка стойкости низкоуглеродистых сталей при коррозии в услови-
ях теплотрасс / И, И, Реформатская, А,Н, Подо б а ев, Г,М, Флорианов ич и др,
//Защита металлов, 1999, Т, 35. С, 8—13,
123, Причины снижения коррозионной стойкости углеродистых низколе-
гированных сталей и новые методы ее оценки / И,И, Реформатская, В,М. Ли-
пов ских, И,Г, Родионова и др. // Практика противокоррозионной защиты,
2002. №4 (26). С, 41-44,
124, Реформатская И,И. Структура и фазовая гетерогенность сплавов на
основе железа и ее роль в процессах пассивации и локальной коррозии, Дисс,
докт, хим, наук. М.: НИФХИ им. Л,Я- Карпова, 2004,
125, Новые экономичные виды коррозионно-стойкой металлопродукции
и перспективы их использования в различных областях. И, Г, Родионова,
И,И, Реформатская, А,Н, Рыбкин и др, // Тезисы докладов «Новые материа-
лы и технологии защиты от коррозии» 9-й международной выставки «Защита
от коррозии», 2002, С. 48.
126, Возможность использования труб из двухслойных сталей для прок-
ладки тепловых сетей/Ю, В, Балабан-Ирменин, А,М, Рубашов, И,Г, Родионо-
ва и др, //Теплоэнергетика, 2003, № 12. С, 39—41,
127, Stern М, A method for determining corrosion rate from linear polariza-
tion data 11 Corrosion, 1958. Vol, 13. № 9, P, 440—444.
128, Коррозионно-индикаторные установки типа УК-2/ А,В,Герасименко,
Ю.С, Кулешова, Н,Ф, Борискин и др,// Водоснабжение и санитарная техника,
1988, № 11, С, 22-24,
129, Be Папу J,, Brandon R. A review of European and north american water
treatment practices, CANMET, Energy Technology Centre, Ottawa, 1996,
130, KrisherA.S. Measuring corrosion: coupon and electrical resistans probe
//Mater, Protect, 1965, Vol. 4. № 10, P 30-35.
131. Стандарт CHIA, ASTM D2688-75.
132, Балабан-Ирменин Ю,В, Новые подходы к оценке интенсивности
внутренней коррозии металла трубопроводов тепловых сетей // Теплоэнерге-
тика. 2001,№ 6. С, 77-80,
133, Балабан-Ирменин Ю,В, Определение изменения скорости внутрен-
ней коррозии металла тепловой сети в присутствии ингибиторов коррозии //
Энергетик, 2006, № 9. С, 31—32,
134, Рандлов П, Справочник по централизованному теплоснабжению.
Европейская ассоциация производителей предварительно изолированных труб
для централизованного теплоснабжения, 1997,
Содержание
Предисловие...................................................3
Глава первая. Краткие сведения о теории электрохимической
коррозии металлов ............................................6
1Д. Механизм и кинетика процессов электрохимической
коррозии..................................................6
1,2, Пассивность металлов.................................14
1,3, Особенности коррозии с кислородной деполяризацией ...17
1,4, Виды электрохимической коррозии
и способы ее оценки .....................................21
Глава вторая. Хи ми ко-технологические параметры
систем теплоснабжения........................................25
2,1, Сетевая вода.........................................25
2.1,1, Основные параметры сетевой воды, влияющие
на коррозию и образование отложений в тепловой сети , ,25
2.1,2, Характеристики вод, используемых в тепловой сети.29
2.1,3, Нормы водно-химического режима тепловой сети.....32
2.1,4, Способы подготовки воды для тепловой сети........36
2,2, Металлы и сплавы, применяемые
в системах теплоснабжения................................41
2,3, Влияние типа системы теплоснабжения на параметры
сетевой воды и коррозию металла..........................47
Глава третья. Повреждаемость трубопроводов тепловых сетей
от внутренней коррозии ......................................51
3,1, Типы коррозионных повреждений трубопроводов..........51
3,2, Распределение повреждаемости между внутренней
и наружной коррозией. Причины увеличения доли
повреждений от внутренней коррозии.......................52
3,3, Повреждаемость трубопроводов
Тепловых сетей Мосэнерго.................................62
3.3.1, Тепловые сети Мосэнерго, система сбора данных
по повреждаемости трубопроводов........................62
3.3.2. Распределение повреждений по элементам теплосети
и диаметр ам трубоп ров одо в..........................64
3.3.3. Отличия в повреждаемости подающих
и обратных трубопроводов...............................66
277
3.3.4. Анализ статистических данных по повреждаемости
районов Тепловых сетей Мосэнерго,
Влияние водоисточника...................................70
Глава 4. Влияние анионного состава сетевой воды на локальную
коррозию трубо п роводов ....................................81
4. L Результаты статистической обработки эксплуатационных
данных по повреждаемости..............................81
4.1,1, Влияние значения pH .............................81
4.1,2, Влияние содержания сульфатов и хлоридов..........83
4,2, Результаты экспериментального определения влияния
анионного состава сетевой воды на склонность
углерода стой стали к локальной коррозии..............85
4,3, Экспериментальное определение влияния хлоридов,
сульфатов и pH на внутреннюю коррозию на примере
одного из районов Тепловых сетей Мосэнерго............92
Глава пятая. Влияние растворенных в сетевой воде газов
на локальную ко р роз и ю труб опроводо в ...................95
5,1. Влияние кислорода ...................................95
5.1,1, Общие данные ....................................95
5.1,2, 3авоздушивание тепловых сетей ...................96
5.1,3, Влияние «проскока» кислорода на возникновение язв ,,, ,98
5,2, Влияние свободной углекислоты.......................101
Глава шестая. Причины возникновения язв на углеродистой
стали в условиях теплосети..................................107
6, L Особенности механизма возникновения локальной
коррозии сталей в условиях теплосети....................107
6,2, Влияние состояния труб перед монтажом................ПО
6,3, Влияние приварки опор ..............................115
6,4. Влияние состава стали. Неметаллические включения ...119
Глава седьмая. Особенности повреждений трубопроводов
теплосети от внутренней коррозии............................128
7. L Язвенная коррозия по всему периметру трубы .........128
7,2, Подшламовая коррозия на нижней
образующей труб.........................................133
7,3, Коррозия при простое теплосети......................138
Глава восьмая. Микробиологическая коррозия .................142
8,1. Виды микроорганизмов, участвующих в коррозии........142
278
8,2, Исследования микробиологической коррозии
в условиях теплосети................................145
Глава девятая. Образование отложений на внутренней
поверхности трубопроводов теплосети .......................155
9,1, Причины образования отложений и их защитные
свойства ..............................................155
9,2, Состав отложений в сетевой воде с высокой
жесткостью.............................................158
9,3, Состав отложений в натрий-катионированной воде ....164
Глава десятая. Способы борьбы с внутренней коррозией
трубопроводов..............................................169
10,1, Коррозионно-агрессивные и коррозионно-
безопасные воды .......................................169
10,2. Уменьшение содержания кислорода в сетевой воде....171
10.2.1, Пути попадания кислорода в сетевую воду.......171
10.2.2. Предотвращение завоздушивания тепловых сетей
в процессе эксплуатации .............................174
10.2.3. Предотвращение насыщения сетевой воды
кислородом при ремонтных работах в тепловой сети ,, Л 76
10.2.4. Предотвращение аэрации воды а баках
и защита от внутренней коррозии................179
10.2.5. Мероприятия, проводимые Тепловыми сетями
Мосэнерго для предотвращения присосов и утечек ,,, Л 87
10,3. Периодическое увеличение значения pH сетевой
воды во время испытаний на расчетную температуру
теплоносителя ..........................................193
10,4. Постоянное увеличение pH сетевой воды.............196
10.4.1, Повышение значения pH до 9,5—10,0.............196
10,4,2, Изменение значения pH в пределах 8,3—9,2 .....204
10,5, Использование ингибиторов коррозии................208
10,6, Использование внутренних покрытий
и коррозионно-стойких металлов ....................219
Глава одиннадцатая. Контроль интенсивности внутренней
коррозии металла трубопроводов тепловых сетей .............227
Глава двенадцатая. Опыт зарубежных теплосетей..............233
12Л. Объемы теплофикации в европейских странах..........233
12,2, Некоторые конструктивные особенности
тепловых сетей западных стран......................233
279
12.3. Технология противокоррозионной обработки
воды теплосети в североевропейских странах...............235
12.4. Технология противокоррозионной обработки
воды теплосети в США.....................................240
12.5. Сравнение эффективности североевропейской
и американской технологий противокоррозионной
обработки воды теплосети ................................242
12.6. Нормы водно-химического режима теплосети в ФРГ.....244
Приложение 1, Определение характера коррозионного
поврежде ния м ета л л а трубоп ро в одов водя ных те пл овых сете й .246
Приложение 2, Метод номограмм для корректировки параметров
сетевой воды с целью предупреждения внутренней коррозии
трубопроводов теплосети...............................................249
Приложение 3. Рекомендации по работе с индикаторами коррозии , ,258
Список литературы ..........................................269
* сепараторы для дегазации и удаления шлама
• малогабаритные вакуумные деаэраторы
• расширительные баки
* установки поддержания давления
качество, надежность
сервис, аарантии
ООО “Терма-СЕТ’^^^^^^^^"
(495) 725-33-94
www.manoterm.ru
«Новости теплоснабжения»
— ежемесячный научно-технический журнал
«Новости теплоснабжения» — журнал для профессионалов теплоэнергетиков. За 8
лет существования журнал собрал свою целевую аудиторию благодаря публикациям
научно-технических статей практического назначения. Актуальность статей и их не
рекламное содержание позволяют поддерживать статус серьезного и доступного издания.
Разделы журнала:
В разделе «Экономика и управление» рассматриваются вопросы планирования,
инвестиций, финансирования, снижения издержек и экономического обоснования
новых технологических решений.
В разделе «Техника и технологии» даются практические рекомендации по
вопросам совершенствования как систем теплоснабжения, так и конкретного
оборудования с акцентом на улучшение характеристик и повышение ресурса.
Рассматриваются вопросы эксплуатации, диагностики, ремонта, модернизации,
повышения надежности технологического оборудования и тепловых сетей. Своим
опытом по решению проблем при эксплуатации и внедрении технологического
оборудования, приспособлений и механизмов делятся специалисты из России, стран
СНГ и Балтии.
Юридическая и правовая поддержка представлена в виде информации о
действующих и новых нормативных актах, инструкциях, рекомендациях, постановлениях
директивных органов.
В рубрике журнала «обзор научно-технических изданий» коротко изложены
наиболее интересные материалы региональных и центральных специализированных
периодических и электронных изданий.
Не остаются без внимания вопросы техники безопасности.
Журнал «НТ» — это, своего рода, инструменты для ликвидации дефицита полезной
информации о реальном опыте коллег-теплоэнергетиков.
Подписаться на журнал Вы можете:
В любом почтовом отделении по каталогам:
«Издания органов НТИ» Агентства «Роспечать» — индекс 58890
«Газеты. Журналы. Книги» Агентства «Роспечать» — индекс 81182
«Пресса России» — индексы 83137, 16388
или через редакцию журнала:
Наш адрес: Россия, 127254, Москва, ул. Добролюбова, д. 21 А, корп. Б,
ООО «Издательство «Новости теплоснабжения»
Телефоны: (495)231-21-26, 741-20-28, 564-83-01 Факс:(495)231-21-26
E-mail: info@ntsn.ru, reklama@ntsn.ru
Web-сайт: www.ntsn.ru,www.rosteplo.ru
Издательство «Новости теплоснабжения»
предлагает научно-техническую литературу:
Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения
Б.В. Яковлев НОВИНКА
Год издания: 2008*
В монографии описаны работы по созданию базово-маневренных ТЭЦ и систем
теплоснабжения с атомными источниками теплоты, повышению технике-экономического
уровня систем транспорта теплоты, развитию малой теплофикации с применением
паротурбинных и газотурбинных установок, а также повышению системной эффективности
теплофикации в целом*
Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения
В.И. Шарапов, М.Е. Орлов
Год издания; 2006*
Приведены сведения о конструкциях пиковых водогрейных котлов и пиковых сетевых
подогревателей, их технические и технико-эко комические характеристики, схемы
теплоисточников, их режимы работы, методы расчета*
Регулирование нагрузки систем теплоснабжения
В.И. Шарапов, П+В+ Ротов
Год издания 2007.
Приведено сравнение различных способов ретулирования тепловой нагрузки систем
теплоснабжения. Предложены технологии количественного и качественно-количественного
регулирования тепловой нагрузки систем теплоснабжения, способы автоматического
регулирования и гидравлической защиты местных систем отопления. Рассмотрен
зарубежный опыт энергосбережения в системах теплоснабжения.
Типовая инструкция по защите трубопроводов тепловых сетей
от наружной коррозии
РД 153-34*0-20*518-2003
Год издания: 2003.
Введена в действие 5 февраля 2003 г.
Номенклатурный каталог оборудования и материалов,
используемых в теплоснабжении
Год издания; 2007.
В каталоге собрана информация о следующих видах оборудования: теплообменное,
котельно-вспомогательное, резервуарное, оборудование водоподготовки, мазутоподготовки,
а также котлы, автономное теплоснабжение, топливосжигающие устройства, тягодутьевые
машины, трубопроводная арматура, КИПиА, приборы учета, огнеупорные и
теплоизоляционные изделия и материалы, прочее оборудование и материалы, не вошедшие в
предыдущие разделы. Адреса, телефоны и E-mail всех заводов-изготовителей. Каталог
содержит более 10000 позиций.
Книги можно заказать в издательстве «Новости теплоснабжения», отправив заказ
по факсу (495) 231-21-26 или по e-mail: reklama@ntsn*ru, или через Интернет,
заполнив бланк-заказ на сайте http://www.ntsn.ru*
Крупнейший ресурс российского интернета,
освещающий вопросы теплоснабжения
РосТепло.ру,
www.rosteplo.nj
Сайт создан для оказания практической помощи организациям и специалистам.
Основная задача сайта дать объективную информацию и разные мнения на общие
для всех проблемы, т.е. заменить поток рекламы информацией о реальном опыте.
На сегодня доступно:
— Полнотекстовая база Законодательных и нормативных актов по теплоэнергетике (СНиПы,
охрана труда, законы, тарифы и т.д);
— Несколько сотен (!) научно-технических (не рекламных) статей;
— Бесплатные консультации юриста на форуме;
— Справочник-Каталог оборудования, здесь Вы найдете основное оборудование (свыше
12000 позиций), применяемое в теплоснабжении, с необходимыми техническими
характеристиками, а так же адреса, телефоны и e-mail всех заводов-изготовителей;
— Специальная поисковая система для поиска информации на сайтах, имеющих
непосредственное отношение к теплоснабжению (заметно упрощает поиск информации)
— Бесплатная подписка на ежедневные новости отрасли.
Возможности РосТЪпло.ру
Специалисту:
— Прочитать интересные статьи;
— Скачать основные СНиПы, ГОСТы и другую
полезную документацию;
— Подобрать для своего проекта оборудование
по Каталогу, в котором сеть вес необходимые
техник сскис пэрам стры оборудова ния,
применяемого в теплоснабжении;
— Пообщаться в форуме со своими коллегами;
— Подобрать и купить необходимую литературу;
— Получать ежедневно новости отрасли.
Организациям:
Мосса полезной технической и нормативно-
правовой информации обеспечивает
высокую посещаемость ресурса f ежедневно
РосТепло.ру посещает свыше
4 тыс. специалистов (более 90 600 в месяц).
Вы □можете;
— Рассказать о Вашей фирме в Адресной книге,
размещение информации бесплатно;
— Разместить Ваше оборудование в Каталоге,
со всеми Вашими контактными данными
(производителям — бесплатно);
— По Адресной книге и Каталогу найти
поставщика или подрядную организацию;
— Посмотреть основные законы и нормативные
акты, регламентирующие деятельность в сфере
теплоснабжения;
— Заказать рекламу Ваших товаров и услуг;
— Найти информацию о ближайших выставках
Доступ ко всем материалам свободный!
На Ваши вопросы мы ответим по e-mail или телефону:
тел. (495) 231-21-26, info@ rostcplo.ru, www.rostcplo.rii
Им лорам - *жфорМ|««о о темололт^ Ммфетмш прсеюк, проблемах к способах
Mt ptaOma о ОбМСтм > ngrtt»tarmai<cm.
ЗНЕРГОСПВЕЛ
Ммнмрмоое мрмрстм ГРсайсюс TWiMOiaflaeiottp со—<спс с муад геон» <ци лгяммм
Hoaotm т«нмомб—•» пре нащирмю ИЦ «Эсргетм нфом* сомам тент моой портал
по -«рпэраеуреосбсреомм «эмргосмет-.
ШШШ,Е№РИгаОУВТЯи
Интернет-магазин «Технарь»
— самый полный профильный Интернет-магазин технической литературы,
где представлено более 1000 наименований изданий по 22 рубрикам, таким,
как:
— Энергетика, Общие вопросы
— Теплофикация и теплоснабжение
— Электроэнергетика
— Оборудование и технологии для энергоисточников
— Энергоисточники
— Запорная и регулирующая арматура
— Тепловые сети
— Теплоэнергетика и теплотехника
— Проектирование
— Строительство и реконструкция
— Машиностроение
— Нормативные документы
- Надзор
— Техника безопасности и учет аварий
— Энергосбережение
— Жилищно-коммунальное хозяйство
— Экология
— Экономика и управление
— Физика
— Юридическая литература
— Иностранные языки
— Учебная и справочная литература,
С подробным описанием каждой книги
(включая аннотацию и оглавление)
Вы можете ознакомиться на страницах Интернет-магазина по адресу:
www.energokniga.ru
www.books.rosteplo.ru
Заказ можно оформить как в магазине, так и прислав заявку
по факсу: (495) 360-39-59.
Мы с удовольствием ответим на Ваши вопросы
по тел, (495)360-39-59 или по e-mail: books@rostep1o.ru
мн
9 785942 960186 >
Ю,В, БАЛАБАН-ИРМЕНИН
В.М. ЛИПОВСКИХ
А,М, РУБАШОВ
Защита от внутренней коррозии
трубопроводов водяных тепловых сетей
2-ое издание. Переработанное, дополненное
Корректор: С.Н. Малиновская
Верстка: О.С, Барашева
Подписано в печать 08,04.2008
Формат издания 60x90/16. Печать офсетная.
Гарнитура «LiteratumayaC». Тираж 1000 экз.
Уел, печ, л. 18,0. Заказ №
Издательство «Новости теплоснабжения»
127254, Москва, ул, Добролюбова, д. 21 А, корп. Б
Тел,: (495) 231-21-26
Отпечатано в ордена Трудового Красного Знамени
типографии им. Скворцова-Степанова ФГУП Издательство «Известия»
Управления делами Президента Российской Федерации
Генеральный директор Э.А. Галумов
127994, ГСП-4, г. Москва, К-6, Пушкинская пл., д. 5
Контактные телефоны: 649-36-36, 649-30-20, e-mail: izd.izv@ru.net