По экономическим соображениям, связанными с графиками нагрузок, значительное количество электрооборудования работает в циклических режимах с пребыванием в состоянии горячего или холодного резерва, кроме того, периодически, . Продолжительность простоев может меняться в широких пределах – от суток до нескольких месяцев.
Несмотря на все принимаемые меры предосторожности после прекращения работы установки, оборудование, используемое до этого в условиях герметичности, начинает подвергаться воздействию воздуха.
Если, например, в паровом тракте в обычных условиях эксплуатации поверхности металла соприкасаются с перегретыми паром и подвергаются газовой коррозии, то при остановах оборудования конденсация пара приводит к образованию на поверхности металла пленки влаги, в связи с чем возникает возможность протекания электрохимической коррозии. На участках пароводяного тракта ТЭС и АЭС, которые при работе оборудования соприкасаются с влажным паром или водой, при остановах, как правило, изменяется коррозионная активность среды, вследствие изменения состава и концентрации отдельных примесей. Стояночная коррозия по своей интенсивности часто бывает более значительной и опасной, чем коррозия оборудования во время работы.
Основной причиной разрушения металла во время останова является кислород. Если в условиях нормальной эксплуатации кислород может проникать в пароводяной тракт в основном через неплотности оборудования, работающего под вакуумом, то при остановах энергоблоков пути проникновения кислорода существенно расширяются. Так, во время капитальных и текущих ремонтов, когда проводят ревизию арматуры, замену поверхностей нагрева, вскрывают и осматривают коллекторы и барабаны парогенераторов и выполняют другие работы, приходиться нарушать герметичность аппаратуры и полностью или частично освобождать ее от воды. Однако полностью осушить внутренние поверхности таких сложных и развитых трубных систем, как пароводяные тракты современных энергоблоков, практически невозможно. В парогенераторах имеются недренируемые участки, например, нижние гибы вертикальных змеевиков пароперегревателей, в которых, во время останова, будет скапливаться вода. Коррозионные повреждения в виде отдельных язвин располагаются преимущественно в нижних петлях пароперегревателей, где скапливается конденсат пара. В барабанах коррозионные язвины встречаются в нижней части, ближе к концам барабана, где бывают больше шлама. Коррозионные разрушения равномерного вида характеризуется образованием большого количества продуктов коррозии.
За короткое время в контуре скапливается большое количество продуктов коррозии, которые в процессе очередного пуска загрязняют питательную воду и провоцируют образование большого количества железоокиных отложений, а продукты коррозии в виде грубодисперстных частиц могут скапливаться в зонах вялой циркуляции котла, нарушая циркуляцию котловой воды со всеми вытекающими отсюда последствиями.
При остановах парогенераторов стояночной коррозии могут подвергаться любые участи внутренних поверхностей. Если при его работе от кислородной коррозии страдают в основном входные участки водяных экономайзеров, то при простоях кислородная коррозия протекает по всей поверхности экономайзера, в барабане, в подъемных и опускных трубах, коллекторах, змеевиках пароперегревателей.
При нахождении турбины в резерве или ремонте металл проточной части подвергается «стояночной» коррозии. Обычно считается, что серьезные проблемы с турбиной могут возникать только при простоях свыше 2-х недель. Но во влажных условиях, при наличии солевых отложений для развития коррозии в лопаточном аппарате турбины достаточно и нескольких дней.
Наличие отложений любого состава стимулирует коррозионные процессы при остановах и простоях турбины. Коррозия элементов турбины может протекать и при отсутствии отложений. Это связано с присутствием в воздухе станционных помещений, кроме влаги и кислорода, свободной углекислоты, окислов серы, сероводорода и т.д. Поэтому тщательная очистка лопаточного аппарата турбины от отложений перед ее простоем необходима.
Металл турбин, останавливаемых в длительный резерв, подвергается заметной стояночной коррозии, вследствие чего увеличиваются радиальные зазоры между лопатками и корпусом турбин, отслаиваются продукты коррозии в периоды пуска и работы, загрязняется пароводяной тракт. Стояночной коррозии подвержены нижняя внутренняя часть турбины, места соединения трубопроводов отбора пара с корпусом, промежуточные и концевые уплотнения по причине благоприятных условий конденсации и накопления влаги в лабиринтовых уплотнениях. Поэтому главной задачей, связанной с обеспечением нормального состояния турбины во время простоя, является возможность максимально быстрого осушения металла проточной части и поддержания его в дальнейшем сухим.
Для этого после останова турбины для быстрого осушения лопаток, дисков и ротора и поддержания их в сухом состоянии применяют периодические продувки полости турбины потоком горячего воздуха (t=80…100 °С), подаваемого вентиллятором через подогреватель.
При длительном останове турбину необходимо консервировать.В зависимости от состава примесей, качества металла и состояния его поверхности коррозия во время простоев может быть равномерной или местной. Чистые поверхности из углеродистой и низколегированной сталей обычно корродируют равномерно. Когда поверхность этих сталей загрязнена отложениями рыхлой накипи или скопления шлама, коррозия протекает локализованно (точечная или язвенная). Образующиеся во время простоев оборудования продукты коррозии оседают на металлических поверхностях. При следующих пусках содержание оксидов железа и меди в питательной воде прямоточных котлов, а в котлах барабанного типа по содержанию оксидов железа в паре, продолжительное время превышает нормируемые показатели, что вызывает снижение надежности работы оборудования, связанное с возможными аварийными разрывами за счет усиления железоокисного накипеобразования, понижением экономичности ТЭС из-за увеличения заноса продуктами коррозии проточной части турбины.
При простое оборудования коррозия протекает в условиях, отвечающих условиям атмосферной коррозии. Условно ее можно разделить на три типа:
- «мокрая” коррозия, наблюдается при капельной конденсации влаги. Возникновение таких условий возможно при неполном дренировании воды из оборудования или при высокой относительной влажности воздуха в помещении (около 100 %);
- “влажная” коррозия протекает при относительной влажности в помещении более 40 % под очень тонким слоем электролита, который образуется в результате конденсации влаги на поверхности;
- “сухая” коррозия, является наименее опасной особенно в атмосфере чистого воздуха.
В практике консервации теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС эти три типа коррозии не всегда можно разграничить. С изменением влажности в помещении, при наличии на поверхностях элементов оборудования продуктов коррозии или накипи, способных поглощать влагу, тип и скорость коррозии могут существенно меняться. Чтобы устранить опасные последствия стояночной коррозии необходимо своевременно принимать специальные меры по ее предотвращению и уменьшению повреждаемости оборудования во время простоев, объединенные общим понятием – консервация.
В настоящее время существует достаточно много отработанных методов консервации теплоэнергетического оборудования.
Выбор способа консервации определяется видом оборудования (, , теплообменники тепловых сетей и т.д.), длительностью и причиной простоя.
Причиной простоя может быть:
- режимный останов (вывод в резерв на определенный или неопределенный сроки, вывод в текущий, средний или капитальный ремонт, аварийный останов);
- останов в продолжительный резерв или реконструкцию на срок выше 6 месяцев.
Длительный простой оборудования предъявляет дополнительные более жесткие требования к качеству консервации. Применение эффективных и технологичных способов консервации оборудования.
При этом важным фактором является необходимость консервации энергетического оборудования в комплексе, включая вспомогательное оборудование и внедрение таких технологий, которые не требуют периодической переконсервации, монтажа отдельной схемы и участия специализированных организаций.
На каждой разработаны и утверждены технические решения по организации консервации конкретного оборудования, определяющие способы консервации при различных видах остановов и продолжительности простоя, технологические схемы и вспомогательное оборудование консервации.
В основном выбор способа резерва – мокрый или сухой, определяется длительного простоя. Мокрый способ более целесообразен при кратковременных простоях, сухой – при долгосрочных простоях. Но при этом нельзя не считаться также и другими факторами. Например, ремонт котла, паропровода, в данном случае единственно возможный вид – сухой резерв.
В то же время восстановление функционирования системы всегда быстрее происходит из состояния мокрого резерва. Эти условия лучше способствуют защите от коррозии, особенно, паро-и промежуточных перегревателей котлов, которые трудно поддерживать абсолютно сухими. Но при этом для обеспечения контроля и нормальной пассивации системы в условиях мокрого резерва требуется дополнительная рабочая сила и больше времени. Далее будет приведен краткий обзор основных методов консервации ТЭО.