Спосіб запобігання утворенню накипу нагрівальних труб водогрійних та парових котлів. Оценка: 0 (0 голосов) Корозійні пошкодження екранних труб газомазутних котлів Ознаки корозійної агресивності води в котельних установках
Система залізо - водяна пара термодинамічно нестійка. Взаємодія цих речовин може протікати з утворенням магнетиту Fe 3 O 4 або FeO вюститу:
|
| |
;Аналіз реакцій (2.1) – (2.3) свідчить про своєрідне розкладання водяної пари при взаємодії з металом з утворенням молекулярного водню, який не є наслідком власне термічної дисоціації водяної пари. З рівнянь (2.1) – (2.3) випливає, що при корозії сталей у перегрітій парі без кисню на поверхні може утворитися тільки Fe 3 Про 4 або FeO.
За наявності в перегрітій парі кисню (наприклад, в нейтральних водних режимах, з дозуванням кисню в конденсат) в зоні перегрівання можливе утворення гематиту Fe 2 O 3 за рахунок доокислення магнетиту.
Вважають, що корозія у парі, починаючи з температури 570 °С, є хімічною. В даний час гранична температура перегріву для всіх котлів знижена до 545 ° С, і, отже, пароперегрівачі відбувається електрохімічна корозія. Вихідні ділянки первинних пароперегрівачів виконують з корозійностійкої аустенітної нержавіючої сталі, Вихідні ділянки проміжних пароперегрівачів, що мають ту ж кінцеву температуру перегріву (545 ° С), - з перлітних сталей. Тому корозія проміжних пароперегрівачів зазвичай проявляється сильною мірою.
В результаті впливу пари на сталь на її спочатку чистої поверхні поступово утворюється так званий топотактичний шар, щільно зчеплений із самим металом і тому захищає його від корозії. З часом на цьому шарі наростає другий так званий епітактичний шар. Обидва ці шари для рівня температур пари до 545 °С є магнетит, але структура їх не однакова - епітактичний шар крупнозернистий і не захищає від корозії.
Швидкість розкладання пари
мгН 2 /(см 2 год)
Рис. 2.1. Залежність швидкості розкладання перегрітої пари
від температури стінки
Впливати на корозію перегрівальних поверхонь методами водного режимуне вдається. Тому основне завдання водно-хімічного режиму пароперегрівачів полягає в систематичному спостереженні за станом металу пароперегрівачів з метою недопущення руйнування топотактического шару. Це може відбуватися за рахунок влучення в пароперегрівачі та осадження в них окремих домішок, особливо солей, що можливо, наприклад, внаслідок різкого підвищення рівня в барабані котлів високого тиску. Пов'язані з цим відкладення солей у пароперегрівачі можуть призвести як до підвищення температури стінки, так і до руйнування оксидної захисної топотактической плівки, про що можна судити по різкому зростанню швидкості розкладання пари (рис. 2.1).
3.3. Корозія тракту живильної води та конденсатопроводів
Значна частина корозійних пошкоджень обладнання теплових електростанцій припадає на частку тракту поживної води, де метал знаходиться в найбільш важких умовах, причиною чого є корозійна агресивність хімічно обробленої води, конденсату, дистиляту і суміші їх, що стикаються з ним. На паротурбінних електростанціях основним джерелом забруднення поживної води сполуками міді є аміачна корозія конденсаторів турбін та регенеративних підігрівачів низького тиску, трубна система яких виконана з латуні.
Тракт поживної води паротурбінної електростанції можна розділити на дві основні ділянки: до термічного деаератора і після нього, причому умови протікання в них корозії різко різні. Елементи першої ділянки тракту живильної води, розташовані до деаератора, включають трубопроводи, баки, конденсатні насоси, конденсатопроводи та інше обладнання. Характерною особливістю корозії цієї частини поживного тракту є можливість виснаження агресивних агентів, т. е. вугільної кислоти і кисню, які у воді. Внаслідок безперервного надходження та руху нових порцій води трактом відбувається постійне поповнення їх втрат. Безперервне видалення частини продуктів реакції заліза з водою і приплив нових порцій агресивних агентів створюють сприятливі умови для інтенсивного протікання корозійних процесів.
Джерелом появи кисню в конденсаті турбін є присоси повітря у хвостовій частині турбін та у сальниках конденсатних насосів. Підігрів води, що містить Про 2 та СО 2 у поверхневих підігрівачах, розташованих на першій ділянці поживного тракту, до 60–80 °С і вище призводить до серйозних корозійних ушкоджень латунних труб. Останні стають крихкими, і нерідко латунь після кількох місяців роботи набуває губчастої структури внаслідок яскраво вираженої виборчої корозії.
Елементи другої ділянки тракту живильної води – від деаератора до парогенератора – включають живильні насоси та магістралі, регенеративні підігрівачі та економайзери. Температура води на цій ділянці внаслідок послідовного підігріву води у регенеративних підігрівачах та водяних економайзерах наближається до температури котлової води. Причиною корозії обладнання, що відноситься до цієї частини тракту, є головним чином вплив на метал розчиненої у поживній воді вільної вуглекислоти, джерелом якої є додаткова обробка хімічно вода. При підвищеній концентрації іонів водню (рН< 7,0), обусловленной наличием растворенной углекислоты и значительным подогревом воды, процесс коррозии на этом участке питательного тракта развивается преимущественно с выделением водорода. Коррозия имеет сравнительно равномерный характер.
За наявності обладнання, виготовленого з латуні (підігрівачі низького тиску, конденсатори), збагачення води сполуками міді пароконденсатним трактом протікає в присутності кисню та вільного аміаку. Збільшення розчинності гідратованого окису міді відбувається за рахунок утворення мідно-аміачних комплексів, наприклад, Су(NH 3) 4 (ОН) 2 . Ці продукти корозії латунних трубок підігрівачів низького тискупочинають розкладатися на ділянках тракту регенеративних підігрівачів високого тиску (п. в. д.) з утворенням менш розчинних оксидів міді, що частково осаджуються на поверхні трубок п. в. д. Медисті відкладення на трубках п. в. д. сприяють їх корозії під час роботи та тривалої стоянки обладнання без консервації.
При недостатньо глибокій термічній деаерації поживної води виразкова корозія спостерігається переважно на вхідних ділянках економайзерів, де кисень виділяється внаслідок помітного підвищення температури поживної води, а також у застійних ділянках живильного тракту.
Тепловикористовувальна апаратура споживачів пари і трубопроводи, якими повертається виробничий конденсат на ТЕЦ, піддаються корозії під дією кисню і вугільної кислоти, що містяться в ньому. Поява кисню пояснюється контактом конденсату з повітрям у відкритих баках (при відкритої схемизбору конденсату) і підсмоктування через нещільності в устаткуванні.
Основними заходами для запобігання корозії обладнання, розташованого на першій ділянці тракту живильної води (від водопідготовчої установки до термічного деаератора), є:
1) застосування захисних протикорозійних покриттів поверхонь водопідготовчого обладнання та бакового господарства, що омиваються розчинами кислих реагентів або корозійно-агресивними водами з використанням гуми, епоксидних смол, лаків на перхлорвініловій основі, рідкого найриту та силікону;
2) застосування кислотостійких труб та арматури, виготовлених з полімерних матеріалів (поліетилену, поліізобутилену, поліпропілену та ін.) або сталевих труб та арматури, футерованих усередині захисними покриттями, що наносяться методом газополум'яного напилення;
3) застосування труб теплообмінних апаратів із корозійностійких металів (червона мідь, нержавіюча сталь);
4) видалення вільної вуглекислоти із додаткової хімічно обробленої води;
5) постійний виведення газів, що неконденсуються (кисню і вугільної кислоти) з парових камер регенеративних підігрівачів низького тиску, охолоджувачів і підігрівачів мережної води і швидке відведення конденсату, що утворюється в них;
6) ретельне ущільнення сальників конденсатних насосів, арматури та фланцевих з'єднань поживних трубопроводів, що знаходяться під вакуумом;
7) забезпечення достатньої герметичності конденсаторів турбін з боку охолоджувальної води та повітря та контроль за присосами повітря за допомогою реєструючих киснедомірів;
8) оснащення конденсаторів спеціальними дегазаційними пристроями для видалення кисню з конденсату.
Для успішної боротьби з корозією обладнання та трубопроводів, розташованих на другій ділянці тракту живильної води (від термічних деаераторів до парогенераторів) застосовуються такі заходи:
1) оснащення ТЕС термічними деаераторами, що видають за будь-яких режимів роботи деаеровану воду з залишковим вмістом кисню та вуглекислоти, що не перевищує допустимі норми;
2) максимальне виведення неконденсованих газів з парових камер регенеративних підігрівачів високого тиску;
3) застосування корозійно-стійких металів для виготовлення елементів живильних насосів, що стикаються з водою;
4) протикорозійний захист поживних та дренажних баків шляхом нанесення неметалічних покриттів, стійких при температурах до 80–100 °С, наприклад азбовініла (суміші етоноль лаку з азбестом) або лакофарбових матеріалівна основі епоксидних смол;
5) підбір корозійностійких конструкційних металів, придатних для виготовлення труб регенеративних підігрівачів високого тиску;
6) постійна обробка поживної води лужними реагентами з метою підтримки заданого оптимального значення рН поживної води, при якому пригнічується вуглекислотна корозія та забезпечується достатня міцність захисної плівки;
7) постійна обробка поживної води гідразином для зв'язування залишкового кисню після термічних деаераторів та створення інгібіторного ефекту гальмування переходу з'єднань заліза з поверхні обладнання в поживну воду;
8) герметизація баків поживної води шляхом організації так званої закритої системи, щоб запобігти попаданню кисню з живильною водою до економайзерів парогенераторів;
9) здійснення надійної консервації обладнання тракту поживної води під час його простою у резерві.
Ефективним методом зниження концентрації продуктів корозії в конденсаті, що повертається на ТЕЦ споживачами пари, є введення у добірну пару турбін, що направляється споживачам плівкоутворюючих амінів – октадециламіну або його замінників. При концентрації цих речовин у парі, що дорівнює 2–3 мг/дм 3 , можна знизити вміст оксидів заліза у виробничому конденсаті у 10–15 разів. Дозування водної емульсії поліамінів за допомогою насоса-дозатора не залежить від концентрації в конденсаті вугільної кислоти, так як дія їх не пов'язана з властивостями, що нейтралізують, а засноване на здатності цих амінів утворювати на поверхні сталі, латуні та інших металів нерозчинні і несмачиваемые водою плен.
Що таке Гідро-Ікс:
Гідро-Ікс (Hydro-X) називають винайдений у Данії 70 років тому метод і розчин, що забезпечують необхідну корекційну обробку води для систем опалення та котлів як водогрійних, так і парових з низьким тиском пари (до 40 атм). При використанні методу Гідро-Ікс в воду, що циркулює, додається тільки один розчин, що поставляється до споживача в пластикових каністрахабо бочках у вже готовому для використання вигляді. Це дозволяє не мати на підприємствах спеціальних складів для хімічних реагентів, цеху для виготовлення необхідних розчинів тощо.
Використання Гідро-Ікс забезпечує підтримку необхідної величини рН, очищення води від кисню та вільної вуглекислоти, запобігання появі накипу, а при її наявності відмивання поверхонь, а також запобігання корозії.
Гідро-Ікс є прозорою жовтувато-коричневою рідиною, однорідною, сильно лужною, з питомою вагою близько 1,19 г/см при 20 °С. Її склад стабільний і навіть при тривалому зберіганніне має місце поділ рідини або випадання осаду, тому немає потреби в перемішуванні перед вживанням. Рідина не є вогненебезпечною.
Переваги методу Гідро-Ікс – простота та ефективність водопідготовки.
При роботі водонагрівальних систем, що включають теплообмінники, водогрійні або парові котли, як правило, проводиться їх підживлення додатковою водою. Для запобігання появі накипу необхідно здійснювати водопідготовку з метою зменшення вмісту шламу та солей у котловій воді. Водопідготовка може бути здійснена, наприклад, за рахунок використання фільтрів, що пом'якшують, застосування знесолення, зворотного осмосу та ін Навіть після такої обробки залишаються проблеми, пов'язані з можливим протіканням корозії. При додаванні у воду каустичної соди, тринатрійфосфату і т. п. також залишається проблема корозії, а для парових котлів і забруднення пари.
Достатньо простим методом, що запобігає появі накипу та корозії, є метод Гідро-Ікс, згідно з яким додається в котлову воду невелика кількість вже приготовленого розчину, що містить 8 органічних та неорганічних компонентів. Переваги методу полягають у наступному:
– розчин надходить до споживача у вже готовому для використання вигляді;
- Розчин у невеликих кількостях вводиться у воду або вручну, або за допомогою насоса-дозатора;
- при використанні Гідро-Ікс немає необхідності застосовувати інші хімічні речовини;
– до котлової води подається приблизно в 10 разів менше активних речовин, ніж при застосуванні традиційних методівобробки води;
Гідро-Ікс не містить токсичних компонентів. Крім гідроксиду натрію NaOH і тринатрійфосфату Na3PO4 решту речовин вилучено з нетоксичних рослин;
– при використанні в парових котлах та випарниках забезпечується чиста пара і запобігає можливості спінювання.
Склад Гідро-Ікс.
Розчин включає вісім різних речовиняк органічних, і неорганічних. Механізм дії Гідро-Ікс має комплексний фізико-хімічний характер.
Напрямок впливу кожної складової приблизно такий.
Гідроксид натрію NaOH у кількості 225 г/л зменшує жорсткість води та регулює значення рН, оберігає шар магнетиту; тринатрійфосфат Na3PO4 у кількості 2,25 г/л – запобігає утворенню накипу та захищає поверхню із заліза. Усі шість органічних сполук у сумі не перевищують 50 г/л і включають лігнін, танін, крохмаль, гліколь, альгінат та маннуронат натрію. Загальна кількість базових речовин NaOH і Na3PO4 при обробці води Гідро-Ікс дуже мала, приблизно в десять разів менше, ніж використовують при традиційній обробці згідно з принципом стехіометрії.
Вплив компонентів Гідро-Ікс скоріше фізичний, ніж хімічний.
Органічні добавки служать наступним цілям.
Альгінат та маннуронат натрію використовуються разом з деякими каталізаторами та сприяють осадженню солей кальцію та магнію. Таніни поглинають кисень і утворюють захисний від корозії шар заліза. Лігнін діє подібно до таніну, а також сприяє видаленню наявного накипу. Крохмаль формує шлам, а гліколь перешкоджає спінювання та винесення крапель вологи. Не органічні сполукипідтримують необхідну для ефективної дії органічних речовин слабко лужне середовище, є індикатором концентрації Гідро-Ікс.
Принцип дії Гідро-Ікс.
Вирішальну роль дії Гідро-Ікс надають органічні складові. Хоча вони присутні в мінімальних кількостях, за рахунок глибокого диспергування їхня активна реакційна поверхня досить велика. Молекулярна вага органічних складових Гідро-Ікс є значною, що забезпечує фізичний ефект притягування молекул забруднювачів води. Цей етап водопідготовки відбувається без хімічних реакцій. Поглинання молекул забруднювачів є нейтральним. Це дозволяє зібрати всі такі молекули, як такі, що створюють жорсткість, так і солі заліза, хлориди, солі кремнієвої кислоти та ін. Всі забруднювачі води осаджуються в шламі, який рухливий, аморфний і не злипається. Це запобігає можливості утворення накипу на поверхнях нагріву, що є істотною перевагою методу Гідро-Ікс.
Нейтральні молекули Гідро-Ікс поглинають як позитивні, і негативні іони (аніони і катіони), які у своє чергу взаємно нейтралізуються. Нейтралізація іонів безпосередньо впливає зменшення електрохімічної корозії, оскільки цей вид корозії пов'язані з різним електричним потенціалом.
Гідро-Ікс ефективний проти корозійно небезпечних газів – кисню та вільної вуглекислоти. Концентрація Гідро-Ікс в 10 ррт цілком достатня, щоб запобігти цьому виду корозії незалежно від температури середовища.
Каустична сода може призвести до появи каустичної крихкості. Гідро-Ікс зменшує кількість вільних гідроксидів, значно знижуючи ризик каустичної крихкості сталі.
Без зупинки системи для промивання процес Гідро-Ікс дозволяє видалити старі накипи. Це відбувається завдяки наявності молекул лігніну. Ці молекули проникають у пори котлового накипу і руйнують його. Хоча все ж таки слід зазначити, що, якщо котел сильно забруднений, економічно доцільніше провести хімічне промивання, а потім вже для запобігання накипу використовувати Гідро-Ікс, що зменшить його витрату.
Шлам, що утворився, збирається в шламонакопичувачах і видаляється з них шляхом періодичних продувок. Як шламонакопичувачі можуть використовуватися фільтри (грязевики), через які пропускається частина води, що повертається в котел.
Важливо, щоб Гідро-Ікс, що утворився під дією, шлам по можливості видалявся щоденними продувками котла. Величина продування залежить від жорсткості води та типу підприємства. У початковий період, коли відбувається очищення поверхонь від вже наявного шламу і у воді знаходиться значний вміст забруднюючих речовин, продування має бути більшим. Продування проводиться повним відкриттям продувного клапана на 15-20 секунд щодня, а при великому підживленні сирої води 3-4 десь у день.
Гідро-Ікс може застосовуватися в опалювальних системах, системах централізованого теплопостачання, для парових котлів невисокого тиску (до 3,9 МПа). Одночасно з Гідро-Ікс жодні інші реагенти не повинні бути використані, крім сульфіту натрію та соди. Само собою зрозуміло, що реагенти для додаткової води не належать до цієї категорії.
У перші кілька місяців експлуатації витрата реагенту слід дещо збільшити, з метою усунення наявного в системі накипу. Якщо є побоювання, що пароперегрівач котла забруднений відкладеннями солей, його слід очистити іншими способами.
При наявності зовнішньої системиводопідготовки необхідно вибрати оптимальний режим експлуатації Гідро-Ікс, що дозволить забезпечити загальну економію.
Передозування Гідро-Ікс не позначається негативно ні на надійності роботи котла, ні на якості пари для парових котлів і тягне лише збільшення витрати самого реагенту.
Парові котли
Як додаткова вода використовується сира вода.
Постійне дозування: 0,2 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний додаткової води та 0,04 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний конденсату.
Як додаткова вода пом'якшена вода.
Початкове дозування: 1 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічної води в казані.
Постійне дозування: 0,04 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний додаткової води та конденсату.
Дозування для очищення котла від накипу: Гідро-Ікс дозується у кількості на 50 % більше за постійну дозу.
Системи теплопостачання
Як підживлювальна вода - сира вода.
Початкове дозування: 1 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічної води.
Постійне дозування: 1 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний підживлювальної води.
Як підживлювальна вода - пом'якшена вода.
Початкове дозування: 0,5 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічної води.
Постійне дозування: 0,5 л Гідро-Ікс на кожен метр кубічний підживлювальної води.
На практиці додаткове дозування ґрунтується на результатах аналізів величини рН та жорсткості.
Вимірювання та контроль
Нормальне дозування Гідро-Ікс становить приблизно 200-400 мл на тонну додаткової води при середній жорсткості 350 мкгекв/дм3 у розрахунку на СаСО3, плюс 40 мл на тонну зворотної води. Це, зрозуміло, орієнтовні цифри, а точніше дозування може бути встановленим контролем якості води. Як уже зазначалося, передозування не завдасть жодної шкоди, але правильне дозування дозволить заощаджувати кошти. Для нормальної експлуатації проводиться контроль жорсткості (з розрахунку СаСО3), сумарної концентрації іоногенних домішок, питомої електропровідності, каустичної лужності, показника концентрації водневих іонів (рН) води. Завдяки простоті та великому діапазону надійності Гідро-Ікс може застосовуватись як ручним дозуванням, так і в автоматичному режимі. За бажання споживач може замовити систему контролю та комп'ютерного управління процесом.
Корозійні явища в котлах найчастіше виявляються на внутрішній теплонапруженій поверхні та порівняно рідше – на зовнішній.
В останньому випадку руйнування металу обумовлено - у більшості випадків - спільною дією корозії та ерозії, яка іноді має переважне значення.
Зовнішня ознака ерозійного руйнування – чиста поверхня металу. При корозійному впливі продукти корозії зазвичай зберігаються на його поверхні.
Внутрішні (у водному середовищі) корозійні та накипні процеси можуть посилювати зовнішню корозію (у газовому середовищі) через теплового опорушару накипних та корозійних відкладень, і, отже, зростання температури на поверхні металу.
Зовнішня корозія металу (з боку топки котла) залежить від різних факторів, але, перш за все, - від виду та складу палива, що спалюється.
Корозія газо-мазутних котлів
У мазуті містяться органічні сполуки ванадію та натрію. Якщо на стінці труби, зверненої в топку, накопичуються розплавлені відкладення шлаку, що містить з'єднання ванадію (V), то при великому надлишку повітря та/або температурі поверхні металу 520-880 оС відбуваються реакції:
4Fe + 3V2O5 = 2Fe2O3 + 3V2O3 (1)
V2O3 + O2 = V2O5 (2)
Fe2O3 + V2O5 = 2FeVO4 (3)
7Fe + 8FeVO4 = 5Fe3О4 + 4V2O3 (4)
(Сполуки натрію) + О2 = Na2O (5)
Можливий інший механізм корозії за участю ванадію (рідка евтектична суміш):
2Na2O. V2O4. 5V2O5 + O2 = 2Na2O. 6V2O5 (6)
Na2O. 6V2O5 + М = Na2O. V2O4. 5V2O5 + MO (7)
(М – метал)
З'єднання ванадію та натрію при згорянні палива окислюються до V2O5 та Na2O. У відкладах, що прилипають до поверхні металу, Na2O - сполучна. Рідина, що утворюється внаслідок реакцій (1)-(7), розплавляє захисну плівкумагнетиту (Fe3O4), що призводить до окислення металу під відкладеннями (температура розплавлення відкладень (шлаку) – 590-880 оС).
Внаслідок зазначених процесів стінки екранних труб, звернених до топки, поступово витончуються.
Зростання температури металу, при якій з'єднання ванадію стають рідкими, сприяють внутрішні відкладення накипу в трубах. І, таким чином, при досягненні температури межі плинності металу виникає розрив труби – наслідок спільної дії зовнішніх та внутрішніх відкладень.
Кородирують і деталі кріплення трубних екранів, а також виступи зварних швів труб - зростання температури на їхній поверхні прискорюється: вони не охолоджуються пароводяною сумішшю, як труби.
Мазут може містити сірку (2,0-3,5%) у вигляді органічних сполук, елементарної сірки, сульфату натрію (Na2SO4), що потрапляє в нафту із пластових вод. На поверхні металу в таких умовах ванадієва корозія супроводжується сульфідно-оксидною. Їхня спільна дія найбільше виявляється, коли у відкладах присутні 87 % V2O5 та 13 % Na2SO4, що відповідає вмісту в мазуті ванадію та натрію у співвідношенні 13/1.
Взимку при розігріві мазуту пором у ємностях (для полегшення зливу) до нього додатково потрапляє вода у кількості 0,5-5,0 %. Наслідок: збільшується кількість відкладень на низькотемпературних поверхнях котла і, очевидно, зростає корозія мазутопроводів та мазутних ємностей.
Крім описаної вище схеми руйнування екранних труб котлів, корозія пароперегрівачів, труб фестонів, кип'ятільних пучків, економайзерів має деякі особливості через підвищені - у деяких перерізах - швидкості газів, що особливо містять незгорілі частинки мазуту і частинки шлаку, що відшарувалися.
Ідентифікація корозії
Зовнішня поверхня труб покрита щільним емалеподібним шаром відкладень сірого та темно-сірого кольору. На боці, зверненій у топку, - витончення труби: плоскі ділянки та неглибокі тріщини у вигляді «рисок» добре видно, якщо очистити поверхню від відкладів та оксидних плівок.
Якщо труба аварійно зруйнована, то видно наскрізну подовжню нешироку тріщину.
Корозія пиловугільних котлів
У корозії, що утворюється дією продуктів спалювання вугілля, визначальне значення мають сірка та її сполуки. Крім того, протягом корозійних процесів впливають хлориди (в основному NaCl) та сполуки лужних металів. Найбільш ймовірна корозія при вмісті у вугіллі понад 3,5 % сірки та 0,25 % хлору.
Летуча зола, що містить лужні сполуки та оксиди сірки, відкладається на поверхні металу за температури 560-730 оС. При цьому в результаті реакцій, що відбуваються, утворюються лужні сульфати, наприклад K3Fe(SO4)3 і Na3Fe(SO4)3. Цей розплавлений шлак, своєю чергою, руйнує (розплавляє) захисний оксидний шар на металі - магнетит (Fe3O4).
Швидкість корозії максимальна при температурі металу 680-730 оС, за її збільшення швидкість зменшується через термічного розкладання корозійних речовин.
Найбільша корозія – у вихідних трубах пароперегрівача, де найвища температура пари.
Ідентифікація корозії
На екранних трубах можна спостерігати плоскі ділянки по обидва боки труби, що зазнають корозійного руйнування. Ці ділянки розташовані під кутом одна до одної 30-45 оС і покриті шаром відкладень. Між ними – порівняно «чиста» ділянка, що піддається «лобовому» впливу газового потоку.
Відкладення складаються з трьох шарів: зовнішній - пориста летюча зола, проміжний шар - білі водорозчинні лужні сульфати, внутрішній шар - блискучі чорні оксиди заліза (Fe3O4) та сульфіди (FeS).
На низькотемпературних частинах котлів – економайзер, повітропідігрівач, витяжний вентилятор – температура металу падає нижче «точки роси» сірчаної кислоти.
При спалюванні твердого паливатемпература газів зменшується від 1650 оС у смолоскипі до 120 оС і менше у димарі.
Через охолодження газів утворюється сірчана кислотау паровій фазі, і при контакті з більш холодною поверхнею металу пари конденсуються з утворенням сірчаної рідкої кислоти. «Точка роси» сірчаної кислоти - 115-170 оС (можливо і більше - залежить від вмісту в газовому потоціпарів води та оксиду сірки (SO3)).
Процес описується реакціями:
S + O2 = SO2 (8)
SO3 + H2O = H2SO4 (9)
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2 (10)
У присутності оксидів заліза та ванадію можливе каталітичне окислення SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
У деяких випадках сірчанокислотна корозія при спалюванні кам'яного вугілляменш значуща, ніж при спалюванні бурого, сланцю, торфу і навіть природного газу - через відносно більше виділення водяної пари з них.
Ідентифікація корозії
Цей вид корозії спричиняє рівномірне руйнування металу. Зазвичай поверхня шорстка, з невеликим нальотом іржі і схожа на поверхню без корозійних явищ. При тривалому вплив метал може бути покритий відкладеннями продуктів корозії, які потрібно обережно зняти під час обстеження.
Корозія під час перерв в експлуатації
Цей вид корозії проявляється на економайзері і в тих місцях казана, де зовнішні поверхні покриті сполуками сірки. При охолодженні котла температура металу падає нижче «точки роси» і, як описано вище, якщо є сірчисті відкладення, утворюється сірчана кислота. Можливо проміжне з'єднання - сірчиста кислота (H2SO3), але вона дуже нестійка і відразу перетворюється на сірчану кислоту.
Ідентифікація корозії
Поверхні металу зазвичай покриті нанесенням. Якщо їх видалити, то виявляться ділянки руйнування металу, де були сірчисті відкладення та ділянки некорродованого металу. Такий зовнішній вигляд відрізняє корозію на зупиненому казані від вищеописаної корозії металу економайзера та інших холодних частин працюючого котла.
При обмиванні котла корозійні явища розподілені більш менш рівномірно по металевій поверхні через розмивання сірчистих відкладень і недостатню осушування поверхонь. При недостатньому обмиванні корозія локалізована там, де були сірчисті сполуки.
Ерозія металу
Ерозійному руйнуванню металу за певних умов піддаються різні системи котла як із внутрішньої, так і з зовнішньої сторониобігрівається металу, і там, де виникають турбулентні потоки з великою швидкістю.
Нижче розглядається лише ерозія турбін.
Турбіни піддаються ерозії від ударів твердих частинок і крапель конденсату пари. Тверді частинки (оксиди) відшаровуються від внутрішньої поверхні пароперегрівачів та паропроводів, особливо в умовах перехідних теплових процесів.
Крапельки конденсату пари в основному руйнують поверхні лопаток останнього ступеня турбіни та дренажні трубопроводи. Можливий ерозійно-корозійний вплив конденсату пари, якщо конденсат «кислий» - рН нижче п'яти одиниць. Корозія також має небезпечний характер за наявності у водяних крапельках пари хлоридів (до 12 % від маси відкладень) та їдкого натру.
Ідентифікація ерозії
Руйнування металу від ударів крапель конденсату найбільш помітно на передніх кромках лопаток турбін. Кромки вкриті тонкими поперечними зубцями та канавками (борозенками), можуть бути похилі конічні виступи, спрямовані у бік ударів. Виступи є на передніх кромках лопаток і майже відсутні на задніх площинах.
Ушкодження від твердих частинок мають вигляд розривів, мікровм'ятин та зазубрин на передніх кромках лопаток. Борозни та похилі конуси відсутні.
Ідентифікація видів корозії утруднена, і, отже, нерідкі помилки щодо технологічно і економічно оптимальних заходів протидії корозії. Основні необхідні заходи вживаються відповідно до нормативних документів, де встановлено межі головних ініціаторів корозії.
ГОСТ 20995-75 «Котли парові стаціонарні тиском до 3,9 МПа. Показники якості поживної води та пари нормує показники в поживній воді: прозорість, тобто кількість зважених домішок; загальна жорсткість, вміст сполук заліза та міді - запобігання накипеутворенню та залізо- та мідноокисних відкладень; значення рН - запобігання лужній та кислотній корозії і також піноутворення в барабані котла; вміст кисню – запобігання кисневій корозії; вміст нітритів – запобігання нітритній корозії; вміст нафтопродуктів - запобігання піноутворенню в барабані котла.
Значення норм визначені ГОСТом залежно від тиску в казані (отже, від температури води), від потужності локального теплового потокута від технології водопідготовки.
При дослідженні причин корозії, насамперед, необхідно проводити огляд (де доступно) місць руйнування металу, аналіз умов роботи котла в передаварійний період, аналіз якості поживної води, пари і відкладень, аналіз конструктивних особливостей котла.
При зовнішньому оглядіможна підозрювати такі види корозії.
Киснева корозія
: вхідні ділянкитруб сталевих економайзерів; живильні трубопроводи при зустрічі з недостатньо знекисненою (вищою за норму) водою - «прориви» кисню при поганій деаерації; підігрівачі живильної води; всі вологі ділянки котла під час його зупинки та неприйняття заходів щодо запобігання надходженню повітря в котел, особливо в застійних ділянках, при дренуванні води, звідки важко видалити конденсат пари або повністю залити водою, наприклад вертикальні трубипароперегрівачів. Під час простоїв корозія посилюється (локалізується) у присутності лугу (менше 100 мг/л).
Киснева корозія рідко (при вмісті кисню у воді, значно перевищує норму, - 0,3 мг/л) проявляється в паросепараційних пристроях барабанів котлів і на стінці барабанів на межі рівня води; у опускних трубах. У підйомних трубах корозія не проявляється через деаеруючу дію парових бульбашок.
Вид та характер пошкодження. Виразки різної глибини і діаметра, часто покриті горбками, верхня кірка яких - червоні оксиди заліза (ймовірно, гематит Fе 2 Про 3). Свідчення активної корозії: під кіркою горбків - чорний рідкий осад, напевно, магнетит (Fе 3 Про 4) у суміші з сульфатами та хлоридами. При затухлій корозії під кіркою - порожнеча, а дно виразки покрите відкладами накипу та шламу.
При рН води > 8,5 - виразки рідкісні, але більші та глибокі, при рН< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.
При швидкості води більше 2 м/с горбки можуть набути довгасту форму в напрямку руху струменя.
. Магнетитні кірки досить щільні і могли б служити надійною перешкодою для проникнення кисню всередину горбків. Але вони часто руйнуються в результаті корозійної втоми, коли циклічно змінюється температура води та металу: часті зупинки та пуски котла, пульсуючий рух пароводяної суміші, розшарування пароводяної суміші на окремі пробки пари та води, що йдуть один за одним.
Корозія посилюється зі зростанням температури (до 350 ° С) та збільшенням вмісту хлоридів у котловій воді. Іноді корозію посилюють продукти термічного розпаду деяких органічних поживної води.
Рис. 1. Зовнішній виглядкисневої корозії
Лужна (у більш вузькому значенні - міжкристалітна) корозія
Місця корозійного пошкодження металу. Труби в зонах теплового потоку великої потужності (район пальників і навпроти витягнутого факела) - 300-400 кВт/м 2 і де температура металу на 5-10 ° С вище за температуру кипіння води при даному тиску; похилі та горизонтальні труби, де слабка циркуляція води; місця під товстими відкладеннями; зони поблизу підкладних кілець і в самих зварних швахнаприклад, у місцях приварювання внутрішньобарабанних паросепараційних пристроїв; місця біля заклепок.
Вид та характер пошкодження. Напівсферичні або еліптичні заглиблення, заповнені продуктами корозії, які часто включають блискучі кристали магнетиту (Fе 3 Про 4). Більшість заглиблень покрита твердою кіркою. На стороні труб, звернених до топки, поглиблення можуть з'єднуватися, утворюючи так звану доріжку корозійну шириною 20-40 мм і довжиною до 2-3 м.
Якщо кірка недостатньо стійка і щільна, то корозія може призвести - в умовах механічної напруги - до появи тріщин у металі, особливо біля щілин: заклепки, з'єднання вальцювання, місця приварювання паросепараційних пристроїв.
Причини корозійного ушкодження. При високих температурах- більше 200 °С - і великої концентрації їдкого натру (NаОН) - 10 % і більше - захисна плівка (кірка) на металі руйнується:
4NаОН + Fе 3 О 4 = 2NаFеО 2 + Nа 2 FеО 2 + 2Н 2 О (1)
Проміжний продукт NaFеО 2 піддається гідролізу:
4NаFеО 2 + 2Н 2 О = 4NаОН + 2Fe 2 О 3 + 2Н 2 (2)
Тобто в цій реакції (2) їдкий натр відновлюється, в реакціях (1), (2) не витрачається, а виступає як каталізатор.
Коли магнетит видалений, то їдкий натр і вода можуть реагувати із залізом безпосередньо з виділенням атомарного водню:
2NаОН + Fе = Nа 2 FеО 2 + 2Н (3)
4Н 2 Про + 3Fе = Fе 3 Про 4 + 8Н (4)
Водень, що виділяється, здатний дифундувати всередину металу і утворювати з карбідом заліза метан (CH 4):
4Н + Fе 3 С = СН 4 + 3Fе (5)
Можливе також об'єднання атомарного водню в молекулярний (Н+Н=Н2).
Метан і молекулярний водень не можуть проникати всередину металу, вони накопичуються на межах зерен та за наявності тріщин розширюють та поглиблюють їх. Крім того, ці гази перешкоджають утворенню та ущільненню захисних плівок.
Концентрований розчин їдкого натру утворюється в місцях глибокого упарювання котлової води: щільні накипні відкладення солей (вид підшламової корозії); криза бульбашкового кипіння, коли утворюється стійка парова плівка над металом - там метал майже не пошкоджується, але з обох боків плівки, де йде активне випаровування, їдкий натр концентрується; наявність щілин, де йде випаровування, відмінне від випаровування у всьому обсязі води: їдкий натр випаровується гірше, ніж вода, не розмивається водою і накопичується. Діючи на метал, їдкий натр утворює на межах зерен щілини, спрямовані всередину металу (вигляд міжкристалітної корозії – щілинна).
Міжкристалітна корозіяпід впливом лужної казанової води найчастіше концентрується в барабані котла.
Рис. 3. Міжкристалітна корозія: а – мікроструктура металу до корозії, б – мікроструктура на стадії корозії, утворення тріщин по межі зерен металу
Такий корозійний вплив на метал можливий лише за одночасної наявності трьох факторів:
- місцеві механічні напруги, що розтягують, близькі або дещо перевищують межу плинності, тобто 2,5 МН/мм 2 ;
- нещільні зчленування деталей барабана (вказані вище), де може відбуватися глибоке упарювання котлової води і де їдкий натр, що накопичується, розчиняє захисну плівку оксидів заліза (концентрація NаОН більше 10 %, температура води вище 200 °С і - особливо - ближче до 300 °С). Якщо котел експлуатується з меншим тиском, ніж паспортне (наприклад, 0,6-0,7 МПа замість 1,4 МПа), то ймовірність цього виду корозії зменшується;
- несприятливе поєднання речовин у котловій воді, у якій відсутні необхідні захисні концентрації інгібіторів цього виду корозії. Як інгібітори можуть виступати натрієві солі: сульфати, карбонати, фосфати, нітрати, сульфітцелюлозний луг.
Рис. 4. Зовнішній вигляд міжкристалітної корозії
Корозійні тріщини не розвиваються, якщо дотримується відношення:
(Nа 2 SО 4 + Na 2 СО 3 + Na 3 РО 4 + NaNO 3)/(NaOH) ≥ 5, 3 (6)
де Na 2 SО 4 , Na 2 3 , Na 3 РО 4 , NaNO 3 , NaOH - вміст відповідно натрій сульфату, натрій карбонату, натрій фосфату, натрій нітрату і натрій гідроксиду, мг/кг.
У котлах, що виготовляються в даний час, принаймні одна з зазначених умов виникнення корозії відсутня.
Наявність у котловій воді кремнієвих сполук також може посилювати міжкристалітну корозію.
NаСl у даних умовах – не інгібітор корозії. Вище було показано: іони хлору (Сl -) - прискорювачі корозії, через велику рухливість і малих розмірів вони легко проникають через захисні плівки і дають із залізом добре розчинні солі (FеСl 2 , FеСl 3) замість малорозчинних оксидів заліза.
У воді котелень традиційно контролюють значення загальної мінералізації, а не вміст окремих солей. Ймовірно, з цієї причини було введено нормування не за вказаним співвідношенням (6), а за значенням відносної лужності котлової води:
Щ кв отн = Щ ов відн = Щ ов 40 100/S ов ≤ 20, (7)
де Щ кв отн - відносна лужність казанової води, %; Щ ов відн - відносна лужність обробленої (додаткової) води, %; Щ ів - загальна лужність обробленої (додаткової) води, ммоль/л; S ов - мінералізація обробленої (додаткової) води (зокрема - вміст хлоридів), мг/л.
Загальна лужність обробленої (додаткової) води може бути прийнята рівною, ммоль/л:
- після натрій-катіонування - загальної лужності вихідної води;
- після водень-натрій-катіонування паралельного - (0,3-0,4), або послідовного з «голодною» регенерацією водень-катіонітного фільтра - (0,5-0,7);
- після натрій-катіонування з підкисленням та натрій-хлор-іонування - (0,5-1,0);
- після амоній-натрій-катіонування - (0,5-0,7);
- після вапнування при 30-40 ° С - (0,35-1,0);
- після коагулювання - (Що вых - Д к), де Щ про вых - загальна лужність вихідної води, ммоль/л; Д до - доза коагулянту, ммоль/л;
- після содовапнювання при 30-40 ° С - (1,0-1,5), а при 60-70 ° С - (1,0-1,2).
Значення відносної лужності котлової води за нормами Ростехнагляду приймаються, %, не більше:
- для котлів із клепаними барабанами - 20;
- для котлів зі звареними барабанами та ввальцьованими в них трубами - 50;
- для котлів зі звареними барабанами та привареними до них трубами - будь-яке значення не нормується.
Рис. 4. Результат міжкристалітної корозії
За нормами Ростехнагляду Щ кв отн - один із критеріїв безпечної роботи котлів. Правильніше перевіряти критерій потенційної лужної агресивності котлової води, який не враховує вміст іону хлору:
К щ = (S ов - [Сl - ])/40 Щ ов, (8)
де К щ - критерій потенційної лужної агресивності казанової води; S ов - мінералізація обробленої (додаткової) води (у тому числі вміст хлоридів), мг/л; Сl - вміст хлоридів в обробленій (додатковій) воді, мг/л; Щ ів - загальна лужність обробленої (додаткової) води, ммоль/л.
Значення К щ можна набувати:
- для котлів із клепаними барабанами тиском понад 0,8 МПа ≥ 5;
- для котлів зі звареними барабанами та ввальцьованими в них трубами тиском понад 1,4 МПа ≥ 2;
- для котлів зі звареними барабанами та привареними до них трубами, а також для котлів зі звареними барабанами та ввальцованими в них трубами тиском до 1,4 МПа та котлів із клепаними барабанами тиском до 0,8 МПа - не нормувати.
Підшламова корозія
Під цією назвою поєднують кілька різних видів корозії (лужна, киснева та ін.). Нагромадження в різних зонахкотла пухких та пористих відкладень, шламу викликає корозію металу під шламом. Головна причина: забруднення поживної води окислами заліза
Нітритна корозія
. Екранні та кип'ятільні труби котла на боці, зверненій у топку.
Вид та характер пошкоджень. Рідкісні, різко обмежені великі виразки.
. За наявності в поживній воді нітритних іонів (NО - 2) більше 20 мкг/л, температури води понад 200 °С, нітрити служать катодними деполяризатрами електрохімічної корозії, відновлюючись до НNО 2 , NО, N 2 (див. вище).
Пароводяна корозія
Місця корозійних пошкоджень металу. Вихідна частина змійовиків пароперегрівачів, паропроводи перегрітої пари, горизонтальні та слабонахильні парогенеруючі труби на ділянках поганої циркуляції води, іноді по верхній утворює вихідних змійовиків киплячих водяних економайзерів.
Вид та характер пошкоджень. Нальоти щільних чорних оксидів заліза (Fе 3 Про 4), міцно зчеплених із металом. При коливаннях температури суцільність нальоту (кірки) порушується, лусочки відвалюються. Рівномірне витончення металу з отдулінами, поздовжніми тріщинами, розривами.
Може ідентифікуватися як підшламова корозія: у вигляді глибоких виразок з нечітко відмежованими краями, частіше біля труби зварних швів, що виступають усередину, де накопичується шлам.
Причини корозійних ушкоджень:
- омиваюче середовище - пара в пароперегрівачах, паропроводах, парові «подушки» під шаром шламу;
- температура металу (сталь 20) понад 450 °С, тепловий потік на ділянку металу - 450 кВт/м 2 ;
- порушення топкового режиму: зашлаковування пальників, підвищене забруднення труб усередині та зовні, нестійке (вібраційне) горіння, подовження факела у напрямку до екранів.
В результаті: безпосереднє хімічна взаємодіязаліза з водяною парою (див. вище).
Мікробіологічна корозія
Викликається аеробними та анаеробними бактеріями, з'являється при температурах 20-80 °С.
Місця пошкоджень металу. Труби та ємності до котла з водою вказаної температури.
Вид та характер пошкоджень. Горбики різних розмірів: діаметр від кількох міліметрів до кількох сантиметрів, рідко - кілька десятків сантиметрів. Горбики покриті щільними оксидами заліза – продукт життєдіяльності аеробних бактерій. Усередині - порошок і суспензія чорного кольору (сульфід заліза FеS) - продукт анаеробних бактерій, що сульфатвідновлюють, під чорним утворенням - круглі виразки.
Причини пошкоджень. У природній воді завжди присутні сульфати заліза, кисень та різні бактерії.
Залізобактерії у присутності кисню утворюють плівку оксидів заліза, під нею анаеробні бактерії відновлюють сульфати до сульфіду заліза (FеS) та сірководню (Н 2 S). У свою чергу, сірководень дає старт утворенню сірчистої (дуже нестійкої) і сірчаної кислот, і корродує метал.
На корозію котла цей вид впливає непрямо: потік води при швидкості 2-3 м/с зриває горбики, відносить їх вміст у котел, збільшуючи накопичення шламу.
У поодиноких випадках можливе протікання цієї корозії в самому котлі, якщо під час тривалої зупинки котла в резерв він заповнюється водою з температурою 50-60 о С, температура підтримується за рахунок випадкових проривів пари з сусідніх котлів.
«Хелатна» корозія
Місця корозійного пошкодження. Обладнання, в якому пара відокремлюється від води: барабан котла, паросепараційні пристрої в барабані та поза ним, також - рідко - у трубопроводах поживної води та економайзері.
Вид та характер пошкодження. Поверхня металу – гладка, але якщо середовище рухається з великою швидкістю, то корродована поверхня – негладка, має підковоподібні заглиблення та «хвости», орієнтовані у напрямку руху. Поверхня покрита тонкою матовою або чорною блискучою плівкою. Явних відкладень немає, немає і продуктів корозії, тому що «хелат» (органічні сполуки поліамінів, що спеціально вводяться в котел), вже прореагував.
У присутності кисню, що в нормально працюючому котлі трапляється рідко, корозійна поверхня - «підбадьорена»: шорсткості, острівці металу.
Причини корозійного ушкодження. Механізм дії «хелату» описаний раніше («Промислові та опалювальні котельні та міні-ТЕЦ», 1(6) 2011, с.40).
«Хелатна» корозія виникає при передозуванні «хелату», але й за нормальної дози можлива, оскільки «хелат» концентрується в зонах, де йде інтенсивне випаровування води: бульбашковий кипіння замінюється плівчастим. У паросепараційних пристроях бувають випадки особливо руйнівної дії «хелатної» корозії через великі турбулентні швидкості води та пароводяної суміші.
Всі описані корозійні ушкодження можуть мати синенергетичний ефект, так що сумарні збитки від спільної дії різних факторів корозії можуть перевищити суму збитків від окремих видівкорозії.
Як правило, дія корозійних агентів посилює нестабільний тепловий режим котла, що викликає корозійну втому і збуджує термоутомну корозію: число пусків з холодного стану - більше 100, загальне числопусків - понад 200. Так як ці види руйнувань металу виявляються рідко, то тріщини, розрив труб мають вигляд, ідентичний ураженням металу від різних видів корозії.
Зазвичай, для ідентифікації причини руйнування металу потрібні додатково металографічні дослідження: рентгенографія, ультразвук, кольорова та магніто-порошкова дефектоскопія.
Різними дослідниками було запропоновано програми діагностування видів корозійних ушкоджень котельних сталей. Відомі програма ОТІ (А.Ф. Богачов із співробітниками) – в основному для енергетичних котлів високого тиску, та розробки об'єднання «Енергочермет» – в основному для енергетичних котлів низького та середнього тиску та котлів-утилізаторів.
Корозія водогрійних котлів, систем опалення, теплофікаційних систем зустрічається набагато частіше, ніж у пароконденсатних системах. У більшості випадків таке положення пояснюється тим, що при проектуванні водогрійної системи цьому приділяється менше уваги, хоча фактори утворення та подальшого розвитку корозії в котлах залишаються такими, як і для парових котлів і всього іншого обладнання. Розчинений кисень, який не видаляється методом деаерації, солі твердості, вуглекислий газ, що надходять у водогрійні котли з живильною водою, викликають різні видикорозії - лужну (міжкристалічну), кисневу, хелатну, підшламову. Потрібно сказати, що хелатна корозія здебільшого утворюється за наявності деяких хімічних реагентів, так званих «комплексонів».
Для того, щоб запобігти виникненню корозії в водогрійних котлахта її подальший розвиток, необхідно серйозно та відповідально поставитися до підготовки характеристик води, призначеної для підживлення. Потрібно забезпечити зв'язування вільного двоокису вуглецю, кисню, вивести значення рН до прийнятного рівня, вжити заходів щодо захисту від корозії алюмінієвих, бронзових та мідних елементів опалювального обладнання та котлів, трубопроводів та теплофікаційного обладнання.
Останнім часом для якісної корекційної теплової мережі, водогрійних котлів та іншого обладнання використовуються спеціальні хімічні реагенти.
Вода одночасно є універсальним розчинником і недорогим теплоносієм, її вигідно використовувати в системах опалення. Але недостатня її підготовка може призвести до неприємних наслідків, один із яких - корозія водогрійних котлів. Імовірні ризики насамперед пов'язані з наявністю в ній великої кількостінебажаних домішок. Запобігти утворенню та розвитку корозії можна, але тільки якщо чітко розуміти причини її появи, а також бути знайомим з сучасними технологіями.
Для водогрійних котлів, втім, як і для будь-яких опалювальних систем, які використовують як теплоносій воду, характерні три види проблем, обумовлених наявністю наступних домішок:
- механічних нерозчинних;
- осадоутворюючих розчинених;
- корозійноактивних.
Кожен із видів перерахованих домішок може стати причиною утворення корозії та виходу з ладу водогрійного котла чи іншого обладнання. Крім того, вони сприяють зниженню ефективності та продуктивності котла.
І якщо протягом тривалого часу використовувати в опалювальні системине пройшла спеціальну підготовку воду, це може призвести до серйозних наслідків - поломки циркуляційних насосів, зниження діаметра водопроводу та подальше пошкодження, вихід з ладу регулюючої та запірної арматури. Найпростіші механічні домішки - глина, пісок, звичайний бруд- присутні практично скрізь, як у водопровідній воді, і в артезіанських джерелах. Також у теплоносіях у великих кількостях є продукти корозії теплопередаючих поверхонь, трубопроводів та інших металевих елементів системи, які постійно стикаються з водою. Не варто й казати, що їх наявність згодом провокує дуже серйозні неполадки у функціонуванні водогрійних котлів і всього теплоенергетичного обладнання, які в основному пов'язані з корозією котлів, утворенням вапняних відкладень, занесенням солей та спінюванням котлової води.
Найбільш часта причина, у зв'язку з якою виникає корозія водогрійних котлів, це карбонатні відкладення, що виникають при використанні води підвищеної жорсткості, видалення яких можливе через . Слід зазначити, що в результаті присутності солей жорсткості накип утворюється навіть у низькотемпературному опалювальному обладнанні. Але це далеко не єдина причина корозії. Наприклад, після нагрівання води до температури понад 130 градусів, розчинність сульфату кальцію істотно знижується, внаслідок чого утворюється шар щільного накипу. При цьому неминучий розвиток корозії металевих поверхоньводогрійних казанів.
