Коррозия котлов и способы ее предотвращения. Аварии паровых котлов, связанные с нарушением водного режима, коррозией и эрозией металла. б) Стояночная коррозия
а) Кислородная коррозия
Наиболее часто от кислородной коррозии страдают стальные водяные экономайзеры котельных агрегатов, которые при неудовлетворительной деаэрации питательной воды выходят из строя через 2-3 года после установки.
Непосредственным результатом кислородной коррозии стальных экономайзеров является образование в трубках свищей, через которые с большой скоростью вытекает струя воды. Подобные струи, направленные на стенку соседней трубы, способны изнашивать ее вплоть до образования сквозных отверстий. Поскольку трубы экономайзеров располагаются достаточно компактно, что образовавшийся коррозионный свищ способен вызвать массовое повреждение труб, если котельный агрегат длительно остается в работе с появившимся свищом. Чугунные экономайзеры кислородной коррозией не повреждаются.
Кислородной коррозии чаще подвергаются входные участки экономайзеров. Однако при значительной концентрации кислорода в питательной воде он проникает и в котельный агрегат. Здесь кислородной коррозии подвергаются главным образом барабаны и опускные трубы. Основной формой кислородной коррозии является образование в металле углублений (язв), приводящих при их развитии к образованию свищей.
Увеличение давления интенсифицирует кислородную коррозию. Поэтому для котельных агрегатов с давлением 40 ата и выше опасными являются даже «Проскоки» кислорода в деаэраторах. Существенное значение имеет состав воды, с которой соприкасается металл. Наличие небольшого количества щелочи усиливает локализацию коррозии, присутствие хлоридов рассредоточивает ее по поверхности.
б) Стояночная коррозия
Котельные агрегаты, находящиеся в простое, поражаются электрохимической коррозией, которая получила название стояночной. По условиям эксплуатации котельные агрегаты нередко выводят из работы и ставят в резерв или останавливают на длительное время.
При останове котельного агрегата в резерв давление в нем начинает падать и в барабане возникает вакуум, вызывающий проникновение воздуха и обогащение котловой воды кислородом. Последнее создает условия для появления кислородной коррозии. Даже в том случае, когда вода полностью удаляется из котельного агрегата, внутренняя поверхность его не бывает сухой. Колебания температуры и влажности воздуха вызывают явление конденсации влаги из атмосферы, заключенной внутри котельного агрегата. Наличие же на поверхности металла пленки, обогащенной при доступе воздуха кислородом, создает благоприятные условия для развития электрохимической коррозии. Если на внутренней поверхности котельного агрегата имеются отложения способные растворяться в пленке влаги, интенсивность коррозии значительно возрастает. Подобные явления могут наблюдаться, например, в пароперегревателях, которые часто страдают от стояночной коррозии.
Если на внутренней поверхности котельного агрегата имеются отложения способные растворяться в пленке влаги, интенсивность коррозии значительно возрастает. Подобные явления могут наблюдаться, например, в пароперегревателях, которые часто страдают от стояночной коррозии.
Поэтому при выводе котельного агрегата из работы в длительный простой необходимо удалить имеющиеся отложения промывкой.
Стояночная коррозия может нанести серьезные повреждения котельным агрегатам, если не будут приняты специальные меры их защиты. Опасность ее заключается еще и в том, что созданные, ею в период простоя коррозионные очаги продолжают действовать и в процессе работы.
Для предохранения котельных агрегатов от стояночной коррозии производят их консервацию.
в) Межкристаллитная коррозия
Межкристаллитная коррозия возникает в заклепочных швах и вальцовочных соединениях паровых котельных агрегатов, которые смываются котловой водой. Она характеризуется появлением в металле трещин, вначале весьма тонких, незаметных для глаза, которые развиваясь, превращаются в большие видимые трещины. Они проходят между зернами металла, почему эта коррозия и называется межкристаллитной. Разрушение металла при этом происходит без деформации, поэтому эти разрушения называют хрупкими.
Опытом установлено, что межкристаллитная коррозия возникает лишь при одновременном наличии 3-х условий:
1) Высоких растягивающих напряжений в металле, близких к пределу текучести.
2) Неплотности в заклепочных швах или вальцовочных соединениях.
3) Агрессивных свойств котловой воды.
Отсутствие одного из перечисленных условий исключает появление хрупких разрушений, что и используют на практике для борьбы с межкристаллитной коррозией.
Агрессивность котловой воды определяется составом растворенных в ней солей. Важное значение имеет содержание едкого натра, который при высоких концентрациях (5-10%) реагирует с металлом. Такие концентрации достигаются в неплотностях заклепочных швов и вальцовочных соединений, в которых происходит упаривание котловой воды. Вот почему наличие неплотностей может обусловить появление хрупких разрушений при соответствующих условиях. Кроме этого, важным показателем агрессивности котловой воды является относительная щелочность — Щот.
г) Пароводяная коррозия
Пароводяной коррозией называется разрушение металла в результате химического взаимодействия с водяным паром: ЗFe + 4Н20 = Fe304 + 4Н2
Разрушение металла становится возможным для углеродистых сталей при увеличении температуры стенки труб до 400°С.
Продуктами коррозии является газообразный водород и магнетит. Пароводяная коррозия имеет как равномерный, так и локальный (местный) характер. В первом случае на поверхности металла образуется слой продуктов коррозии. Местный характер коррозии имеет вид язв, бороздок, трещин.
Основной причиной возникновения паровой коррозии является нагрев стенки трубки до критической температуры, при которой ускоряется окисление металла водой. Поэтому борьба с пароводяной коррозией осуществляется путем устранения причин, вызывающих перегрев металла.
Пароводяную коррозию нельзя устранить путем какого-то изменения или улучшения водно-химического режима котельного агрегата, так как причины этой коррозии кроются в топочных и внутрикотловых гидродинамических процессах, а также условиях эксплуатации.
д) Подшламовая коррозия
Этот вид коррозии происходит под слоем шлама, образовавшегося на внутренней поверхности трубы котельного агрегата, вследствие питания котла недостаточно очищенной водой.
Повреждения металла, возникающие при подшламовой коррозии, имеют локальный (язвенный) характер и располагаются обычно на полупериметре трубы, обращенном в топку. Образующиеся язвы имеют вид раковин диаметром до 20 мм и более, заполненных окислами железа, создающими «бугорок» под язвой.
Эта коррозия по размеру и интенсивности часто бывает более значительной и опасной, чем коррозия котлов во время их работы.
При оставлении воды в системах в зависимости от ее температуры и доступа воздуха могут встречаться самые разнообразные случаи проявления стояночной коррозии. Следует прежде всего отметить крайнюю нежелательность наличия воды в трубах агрегатов при нахождении их в резерве.
Если вода по тем или иным причинам остается в системе, то может наблюдаться сильная стояночная коррозия в паровом и особенно в водяном пространстве емкости (преимущественно по ватерлинии) при температуре воды 60—70°С. Поэтому на практике довольно часто наблюдается различная по интенсивности стояночная коррозия, несмотря на одинаковые режимы останова системы и качество содержащейся в них воды; аппараты со значительной тепловой аккумуляцией подвергаются более сильной коррозии, чем аппараты, имеющие размеры топки и поверхность нагрева, так как котловая вода в них быстрее охлаждается; температура ее становится ниже 60—70°С.
При температуре воды выше 85—90°С (например, при кратковременных остановах аппаратов) общая коррозия снижается, причем коррозия металла парового пространства, в котором наблюдается в этом случае повышенная конденсация паров, может превышать коррозию металла водяного пространства. Стояночная коррозия в паровом пространстве во всех случаях более равномерная, чем в водяном пространстве котла.
Развитию стояночной коррозии сильно способствует скапливающийся на поверхностях котла шлам, который обычно удерживает влагу. В связи с этим значительные коррозионные раковины часто обнаруживаются в агрегатах и трубах вдоль нижней образующей и на их концах, т. е. на участках наибольшего скопления шлама.
Способы консервации оборудования, находящегося в резерве
Для консервации оборудования могут быть применены следующие способы:
а) высушивание — удаление из агрегатов воды и влаги;
б) заполнение их растворами едкого натра, фосфата, силиката, нитрита натрия, гидразина;
в) заполнение технологической системы азотом.
Способ консервации следует выбирать в зависимости от характера и длительности простоя, а также от типа и конструктивных особенностей оборудования.
Простои оборудования по продолжительности можно разделить на две группы: кратковременные—не более 3 сут и длительные — более 3 сут.
Различают два вида кратковременных простоев:
а) плановые, связанные с выводом в резерв на выходные дни в связи с падением нагрузки или выводом в резерв на ночное время;
б) вынужденные — из-за выхода из строя труб или повреждений других узлов оборудования, для устранения которых не требуется более длительный останов.
В зависимости от цели длительные простои можно разделить на следующие группы: а) вывод оборудования в резерв; б) текущие ремонты; в) капитальные ремонты.
При кратковременных простоях оборудования необходимо использовать консервацию путем заполнения деаэрированной водой с поддержанием избыточного давления или газовый (азотный) способ. Если необходим аварийный останов, то единственно приемлемый способ — консервация азотом.
При выводе системы в резерв или длительном простое без выполнения ремонтных работ консервацию целесообразно вести путем заполнения раствором нитрита или силиката натрия. В этих случаях можно использовать и азотную консервацию, обязательно принимая меры для создания плотности системы с целью предотвращения чрезмерного расхода газа и непроизводительной работы азотной установки, а также создания безопасных условий при обслуживании оборудования.
Способы консервации путем создания избыточного давления, заполнения азотом можно использовать независимо от конструктивных особенностей поверхностей нагрева оборудования.
Для предотвращения стояночной коррозии металла во время капитального и текущего ремонтов применимы только способы консервации, позволяющие создать на поверхности металла защитную пленку, сохраняющую свойства в течение не менее 1—2 мес после слива консервирующего раствора, поскольку опорожнение и разгерметизация системы неизбежны. Срок действия защитной пленки на поверхности металла после обработки ее нитритом натрия может достигать 3 мес.
Способы консервации с использованием воды и растворов реагентов практически неприемлемы для защиты от стояночной коррозии промежуточных пароперегревателей котлов из-за трудностей, связанных с их заполнением и последующей отмывкой.
Способы консервации водогрейных и паровых котлов низкого давления, а также другого оборудования замкнутых технологических контуров тепло- и водоснабжения во многом отличаются от применяемых в настоящее время методов предупреждения стояночной коррозии на ТЭС. Ниже описываются основные способы предупреждения коррозии в режиме простаивания оборудования аппаратов подобных циркуляционных систем с учетом специфики их работы.
Упрощенные способы консервации
Эти способы целесообразно применять для мелких котлов. Они заключаются в полном удалении воды из котлов и размещении в них влагопоглотителей: прокаленного хлористого кальция, негашеной извести, силикагеля из расчета 1—2 кг на 1 м 3 объема.
Этот способ консервации пригоден при температурах помещения ниже и выше нуля. В помещениях, отапливаемых в зимнее время, может быть реализован один из контактных способов консервации. Он сводится к заполнению всего внутреннего объема агрегата щелочным раствором (NaOH, Na 3 P0 4 и др.), обеспечивающим полную устойчивость защитной пленки на поверхности металла даже при насыщении жидкости кислородом.
Обычно применяют растворы, содержащие от 1,5— 2 до 10 кг/м 3 NaOH или 5—20 кг/м 3 Na 3 P0 4 в зависимости от содержания нейтральный солей в исходной воде. Меньшие значения относятся к конденсату, большие — к воде, содержащей до 3000 мг/л нейтральных солей.
Коррозию можно предупредить также способом избыточного давления, при котором давление пара в остановленном агрегате постоянно поддерживается на уровне выше атмосферного давления, а температура воды остается выше 100°С, чем предотвращается доступ основного коррозионного агента — кислорода.
Важное условие эффективности и экономичности любого способа защиты — максимально возможная герметичность паро-водяной арматуры во избежание слишком быстрого снижения давления, потерь защитного раствора (или газа) или попадания влаги. Кроме того, во многих случаях полезна предварительная очистка поверхностей от различных отложений (солей, шлама, накипи).
При осуществлении различных способов защиты от стояночной коррозии необходимо иметь в виду следующее.
1. При всех видах консервации необходимо предварительное удаление (промывка) отложений легкорастворимых солей (см. выше) во избежание усиления стояночной коррозии на отдельных участках защищаемого агрегата. Обязательным является осуществление этого мероприятия при контактной консервации, иначе возможна интенсивная местная коррозия.
2. По аналогичным соображениям желательно удаление перед длительной консервацией всех видов нерастворимых отложений (шлама, накипи, оксидов железа).
3. При ненадежности арматуры необходимо отключение резервного оборудования от работающих агрегатов с помощью заглушек.
Просачивание пара и воды менее опасно при контактной консервации, но недопустимо при сухом и газовом методах защиты.
Выбор влагопоглотителей определяется сравнительной доступностью реагента и желательностью получения максимально возможной удельной влагоемкости. Наилучший влагопоглотитель — зерненый хлористый кальций. Негашеная известь значительно хуже хлористого кальция не только вследствие меньшей влагоемкости, но и быстрой потери ее активности. Известь поглощает из воздуха не только влагу, но и углекислоту, в результате чего она покрывается слоем углекислого кальция, препятствующего дальнейшему поглощению влаги.
Аварии паровых котлов, связанные с нарушением водного режима, коррозией и эрозией металла
Нормальный водный режим - одно из важнейших условий надежности и экономичности эксплуатации котельной установки. Применение воды с повышенной жесткостью для питания котлов влечет за собой образование накипи, перерасход топлива и увеличение расходов на ремонт и чистку котлов. Известно, что накипеобразование может привести к аварии парового котла вследствие пережога поверхностей нагрева. Поэтому правильный водный режим в котельной следует рассматривать не только с точки зрения повышения экономичности котельной установки, но и как важнейшее профилактическое мероприятие по борьбе с аварийностью.
В настоящее время котельные установки промышленных предприятий оснащены водоподготовительными устройствами, поэтому улучшились условия их эксплуатации и значительно снизилось число аварий, вызванных накипеобразованием и коррозией.
Однако на некоторых предприятиях администрация формально выполнив требование Правил котлонадзора об оснащении котлов водоподготовительными установками, не обеспечивает нормальных условий эксплуатации этих установок, не контролирует качество питательной воды и состояние поверхностей нагрева котлов, допуская загрязнения котлов накипью и шламом. Приведем несколько примеров аварий котлов по этим причинам.
1. В котельной завода сборных железобетонных конструкций из-за нарушений водного режима в котле ДКВР-6, 5-13 произошел разрыв трех экранных труб, часть экранных труб деформирована, на многих трубах образовались отдулины.
В котельной имеется двухступенчатая натрий-катионитовая водоочистка и деаэратор, но нормальной работе водоподготовительного оборудования не уделяли должного внимания. Регенерацию ка-тионитовых фильтров не проводили в установленные инструкцией сроки, качество питательной и котловой воды проверяли редко, сроки периодической продувки котла не соблюдали. Воду в деаэраторе не подогревали до требумой температуры и поэтому обескислороживания воды фактически не происходило.
Установлено также, что в котел часто подавали сырую воду, при этом не соблюдали требования «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», согласно которым запорные органы на линии сырой воды должны быть опломбированы в закрытом положении, а каждый случай питания сырой водой должен быть записан в журнал водоподготовки. Из отдельных записей в журнале водоподготовки видно, что жесткость питательной воды достигала 2 мг-экв/кг и более, при допустимой по нормам котлонадзора 0,02 мг-экв/кг. Чаще всего в журнал вносили такие записи: «вода грязная, жесткая», без указания результатов химического анализа воды.
При осмотре котла после остановки на внутренних поверхностях экранных труб обнаружены отложения толщиной до 5 мм, отдельные трубы почти полностью забиты накипью и шламом. На внутренней поверхности барабана в нижней части толщина отложений достигла 3 мм, передняя часть барабана на одну треть по высоте завалена шламом.
За 11 мес. до этой аварии аналогичные повреждения («трещины, отдулины, деформация) были выявлены в 13-ти экранных трубах котла. Дефектные трубы были заменены, но администрация пред приятия в нарушение «Инструкции по расследованию аварий, но повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгор технадзору СССР предприятиях и объектах» не провела расследование этого случая и не приняла мер по улучшению условий эксплуатации котлов.
2. На энергопоезде сырую воду для питания однообарабанного водотрубного экранированного парового котла производительностью 10 т/ч с рабочим давлением 41 кгс/см2 обрабатывали методом катионного обмена. Вследствие неудовлетворительной работы катион и тового фильтра остаточная жесткость умягченной воды доходила до
0,7 мг-экв/кг вместо предусмотренной проектом 0,01 мг-экв/кг. Про дувка котла производилась нерегулярно. При остановках на ремонт барабан котла и коллекторы экранов не вскрывали и не осматривали. Из-за отложений накипи произошел разрыв трубы, при этом паром и горящим топливом, выброшенным из топки, был обожжен кочегар.
Несчастного случая могло не быть, если бы топочная дверка котла была закрыта на щеколду, как этого требуют правила безо* пасной эксплуатации котлов.
3. На цементном заводе был введен в эксплуатацию вновь смонтированный одно барабанный водотрубный котел производительностью 35 т/ч с рабочим давлением 43 кгс/см2 без химводоочистки, монтаж которой к этому времени не был закончен. В течение месяца питание котла производилось неочищенной водой. Деаэрация воды более двух месяцев не производилась, так как к дэаэратору не был подключен паропровод.
Нарушения водного режима допускались и после того, как во. доподготовительное оборудование было включено в работу. Котел часто подпитывали сырой водой; режим продувок не соблюдали; химическая лаборатория не контролировала качество питательной воды, так как не была снабжена необходимыми реактивами.
Из-за неудовлетворительного водного режима отложения на внутренних поверхностях экранных труб достигали толщины 8 мм; в результате чего на 36 экранных трубах образовались отдулины» значительная часть труб была деформирована, стенки барабана с внутренней стороны подверглись коррозии.
4. На заводе железобетонных изделий питание котла системы Шухова-Берлина производилось водой, обработанной электромагнитным способом. Известно, что при этом способе обработки воды должно быть обеспечено своевременное эффектное удаление шлама из котла.
Однако при эксплуатации котла это условие не выполнялось. Продувка котла производилась нерегулярно, график остановки котла на промывку и чистку не соблюдался.
В резульате этого внутри котла скопилось большое количество шлама. Задняя часть труб была забита шламом на 70-80% сечения, грязевик - на 70% объема, толщина накипи на поверхностях нагрева достигла 4 мм. Это привело к перегреву и деформа-ции кипятильных труб, трубных рсшсчок и головок трубчатых секций.
При выборе электромагнитного способа обработки йоды в данном случае не учли качество питательной воды и конструктивные особенности котла, при этом не были приняты меры по организации нормального режима продувок, что привело к скоплению шлама и значительным отложениям накипи в котле.
5. Исключительное значение приобрели вопросы организации рационального водного режима для обеспечения надежной и экономичной эксплуатации котлов тепловых электростанций.
Образование отложений на поверхностях нагрева котельных агрегатов происходит в результате сложных физико-химических процессов, в которых участвуют не только накипеобразопатели, но и окислы металлов и легкорастворимые соединения. Диализ отложений показывает, что наряду с солями накипеобразователей в них содержится значительное количество окислов железа, являющихся продуктами коррозионных процессов.
За прошедшие годы в нашей стране достигнуты значительные успехи в организации рационального водного режима котлов тепловых электростанций и химического контроля за водой и паром, а также во внедрении коррозионностойких металлов и защитных покрытий.
Применение современных средств водоподготовки позволило резко повысить надежность и экономичность эксплуатации энергетического оборудования.
Однако на отдельных тепловых электростанциях все ещё допускаются нарушения водного режима.
В июне 1976 г. по этой причине на ТЭЦ целлюлозно-бумажного комбината произошла авария на паровом котле типа БКЗ-220-100 ф паропроизводительностью 220 т/ч с параметрами пара 100 кгс/см2 и 540° С, изготовленном на Барнаульском котлостроительном заводе в 1964 г. Котел однобарабанный с естественной циркуляцией, выполнен по П-образной схеме. Топочная камера призматическая полностью экранирована трубами с наружным диаметром 60 мм, шаг которых 64 мм. Нижняя часть экранной поверхности образует так называемую холодную воронку, по откосам которой частички шлака в твердом виде скатываются вниз, в шлаковый комод. Схема испарения двухступенчатая, промывкой пара питательной водой. Первая ступень испарения включена непосредственно в барабан котла, второй ступенью служат выносные паросепарационные циклоны, включенные в схему циркуляции средних боковых блоков экрана.
Питание котла осуществляется смесью химически очищенной воды (60%) и конденсата, поступающего из турбин и производственных цехов (40%). Вода для питания котла обрабатывается по схеме: известковые - коагуляция - магнезиальное обескремнивание в
Осветлителях - двухступенчатое катионирование.
Котел работает на угле Интинского месторождения с относительно низкой температурой плавления золы. В качестве растопочного топлива используется мазут. До аварии котел отработал 73 300 ч.
В день аварии котел был включен в 00 ч 45 мин и работал без отклонения от нормального режима до 14 ч. Давление в барабане за этот период работы поддерживалось в пределах 84-102 кгс/см2, расход пара составлял 145-180 т/ч, температура перегретого пара-520-535° С.
В 14 ч 10 мин произошел разрыв 11-ти труб фронтового экрана в зоне холодной воронки на отметке 3,7 м с частичным разрушением
обмуровки. Предполагается, что сначала произошел разрыв водной или двух труб, а затем последовал разрыв остальных труб. Уровень воды резко снизился, и котел был остановлен автоматикой защиты.
Осмотр показал, что разрушению подверглись наклонные участки труб холодной воронки вне гибов, при этом от первого фронтового нижнего коллектора оторваны две трубы, от второго-девять. Разрыв носит хрупкий характер, кромки в местах разрыва тупые и не имеют утонения. Длина разорвавшихся участков труб составляет от одного до трех метров. На внутренней поверхности поврежденных труб, а также образцов, вырезанных из неповрежденных труб, обнаружены рыхлые отложения толщиной до 2,5 мм, а также большое число язвин, глубиной до 2 мм, расположенных цепочкой шириной до 10 мм по двум образующим вдоль границы обогрева трубы. Именно в местах коррозионных повреждений произошло разрушение металла.
В ходе расследования аварии выяснилось, что ранее в процессе эксплуатации котла уже были разрывы экранных труб. Так, например, за два месяца до аварии произошел разрыв трубы фронтового экрана на отметке 6,0 м. Через 3 дня котел был вновь остановлен из-за разрыва двух труб фронтового экрана на отметке 7,0 м. И в этих случаях разрушение труб явилось результатом коррозионных повреждений металла.
В соответствии с утвержденным графиком котел должен был быть остановлен на капитальный ремонт в третьем квартале 1976 г. В период ремонта намечалось провести замену труб фронтового экрана в районе холодной воронки. Однако котел не остановили на ремонт, и трубы не были заменены.
Коррозионные повреждения металла явились следствием нарушений водного режима, допускавшихся в течение длительного времени при эксплуатации котлов ТЭЦ. Котлы питали водой с повышенным содержанием железа, меди и кислорода. Общее содержание солей в питательной воде значительно превышало допустимые нормы, в результате чего даже в контурах первой ступени испарения содержание солей доходило до 800 мг/кг. Используемые для питания котлов производственные конденсаты с содержанием железа 400- 600 мг/кг не очищали. По этой причине, а также из-за того, что не было достаточной противокоррозионной защиты водоподготовительного оборудования (защита осуществлена частично), на внутренних поверхностях труб были значительные отложения (до 1000 г/м2), в основном, состоящие из соединений железа. Аминирование и гидра-зинирование питательной воды было введено лишь незадолго до аварии. Предпусковые и эксплуатационные кислотные промывки котлов не производили.
Возникновению аварии способствовали и другие нарушения Правил технической эксплуатации котлов. На ТЭЦ весьма часто растапливают котлы, причем наибольшее число растопок приходилось на котел, с которым произошла авария. Котлы оснащены устройствами для Парового разогрева, однако при растопке их не использовали. При растопках не контролировали перемещения экранных коллекторов.
Для уточнения характера коррозионного процесса и выяснения причин образования язвин преимущественно в первых двух панелях фронтового экрана и расположения этих язвин в виде цепочек материалы расследования аварии были направлены в ЦКТИ. При рассмотрении этих материалов было обращено внимание на то, что
котлы работали с резко переменной нагрузкой, при этом допускалось значительное снижение паропроизводительности (до 90 т/ч), при котором возможно местное нарушение циркуляции. Котлы растапливали следующим способом: в начале растопки включали две форсунки, расположенные встречно (по диагонали). Такой способ приводил к замедлению процесса естественной циркуляции в панелях первого и второго фронтовых экранов. Именно в этих экранах и найден основной очаг язвенных повреждений. В питательной воде эпизодически появлялись нитриты, за концентрацией которых контроль не осуществлялся.
Анализ материалов аварии с учетом перечисленных недостатков дал основание считать, что образование цепочек язвин на боковых образующих внутренних поверхностей труб фронтового экрана на скате холодной воронки является результатом длительного процесса подшламовой электрохимической коррозии. Деполяризаторами этого процесса явились нитриты и растворенный в воде кислород.
Расположение язвин в виде цепочек является, по-видимому, результатом работы котла при растопках с неустановившимся процессом естественной циркуляции. В период начала циркуляции на верхней образующей наклонных труб холодной воронки периодически образуются поровые пузыри, вызывающие эффект местных термопульсаций в металле £ протеканием электрохимических процессов в рбласти временного раздела фаз. Именно эти места явились очагами образования цепочек язвин. Преимущественное образование язвин в первых двук панелях фронтового экрана явилось следствием неправильного режима растопки.
6. На ТЙЦ вб время работы котла ПК-ЮШ-2 паропроизводп-тельностью 230 т/ч с параметрами пара- 100 кгс/см2 и 540° С было замечено парение на отводе от сборного коллектора свежего пара к главному предохранительному клапану. Отвод соединен с помощью сварки с литым тройником, вваренным в сборный коллектор.
Котел был аварийно остановлен. При осмотре обнаружена кольцевая трещина в нижней части трубы (168X13 мм) горизонтального участка отвода в непосредственной близости от места присоединения отвода к литому тройнику. Длина трещины на наружной поверхности- 70 мм и на внутренней поверхности-110 мм. На внутренней поверхности трубы в месте ее повреждения выявлено большое число коррозионных язвин и отдельные трещины, расположенные параллельно основной.
Металлографическим анализом установлено, что трещины начинаются от язвин в обезуглероженном слое металла и далее развиваются транскристаллитно в направлении, перпендикулярном к поверхности трубы. Микроструктура металла трубы - ферритные зерна и тонкие перлитные цепочки по границам зерен. По шкале, приведенной в виде приложения к МРТУ 14-4-21-67, микроструктура может быть оценена баЛлом 8.
Химический состав металла поврежденной трубы соответствует стали 12Х1МФ. Механические свойства удовлетворяют требованиям технических условий поставки. Диаметр трубы на поврежденном участке не выходит за пределы плюсового допуска.
Горизонтальный отвод к предохранительному клапану при неотрегулированной системе крепления можно рассматривать как консольную балку, приваренную к жестко закрепленному в коллекторе тройнику, с максимальными изгибными напряжениями в месте заделки, т. е. в зоне, где труба подверглась повреждениям. При отсутствии
дренажа в отводе и наличии контр уклона, из-за упругого изгиба на участке от предохранительного клапана до сборного коллектора свежего пара, в нижней части трубы перед тройником возможно постоянное скопление небольшого количества конденсата, обогащавшегося во время остановов, консервации и пусков котла в работу, кислородом из воздуха. При этих условиях происходило коррозионное разъедание металла, а совместное воздействие на металл конденсата и растягивающих напряжений вызывало его коррозионное растрескивание. В процессе эксплуатации в местах коррозионных язвин и неглубоких трещин в результате агрессивного воздействия среды и переменных напряжений в металле могут развиваться усталостно-коррозионные трещины, что, по-видимому, и происходило в данном случае.
Для того чтобы конденсат не скапливался, в отводе была сделана обратная циркуляция пара. Для этого труба отвода непосредственно перед главным предохранительным клапаном была соединена линией обогрева (труб диаметром 10 мм) с промежуточной камерой пароперегревателя, по которой подается пар с температурой 430° С. При небольшом перепаде избыточного давления (до 4 кгс/см2) обеспечивается непрерывный расход пара и температура среды в отводе поддерживается не ниже 400° С. Реконструкция отвода осуществлена на всех котлах ПК-ЮШ-2 ТЭЦ.
Для того, чтобы предотвратить повреждения отводов к главным предохранительным клапанам на котлах ПК-ЮШ-2 и подобных им рекомендуется:
Проверить ультразвуком нижние полупериметры труб отводов в местах приварки к тройникам;
Проверить, соблюдены ли требуемые уклоны и при необходимости отрегулировать системы крепления паропроводов к главным предохранительным клапанам с учетом фактического состояния паропроводов (веса изоляции, фактического веса труб, ранее проведенных реконструкций);
Сделать в отводах к главным предохранительным клапанам обратную циркуляцию пара; конструкцию и внутренний диаметр паропровода обогрева в каждом отдельном случае необходимо согласовать с изготовителем оборудования;
Все тупиковые отводы на предохранительные клапаны тщательно заизолировать.
(Из экспресс - информации СЦНТИ ОРГРЭС- 1975 г.)
2.1. Поверхности нагрева.
Наиболее характерными повреждениями труб поверхностей нагрева являются: трещины поверхности экранных и кипятильных труб, коррозионные разъедания наружных и внутренних поверхностей труб, разрывы, утонения стенок труб, трещины и разрушения колокольчиков.
Причины появления трещин, разрывов и свищей: отложения в трубах котлов солей, продуктов коррозии, сварочного грата, замедляющих циркуляцию и вызывающих перегрев металла, внешние механические повреждения, нарушение водно-химического режима.
Коррозия наружной поверхности труб подразделяется на низкотемпературную и высокотемпературную. Низкотемпературная коррозия возникает в местах установки обдувочных приборов, когда в результате неправильной эксплуатации допускается образование конденсата на занесенных сажей поверхностях нагрева. Высокотемпературная коррозия может иметь место на второй ступени пароперегревателя при сжигании сернистого мазута.
Наиболее часто встречается коррозия внутренней поверхности труб, возникающая при взаимодействии коррозионноактивных газов (кислорода, углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде, с металлом труб. Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язв, раковин и трещин.
К коррозии внутренней поверхности труб также относятся: кислородная стояночная коррозия, подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах.
Повреждения труб из-за ползучести характеризуются увеличением диаметра и образованием продольных трещин. Деформации в местах гибов труб и сварных соединений могут иметь различные направления.
Прогары и окалннообразовання в трубах происходят вследствие их перегрева до температур, превышающих расчетную.
Основные виды повреждений сварных швов выполненных ручной дуговой сваркой - свищи, возникающие из-за непроваров, шлаковых включений, газовых пор, несплавления по кромкам труб.
Основными дефектами и повреждениями поверхности пароперегревателя являются: коррозия и окалинообразование на наружной и внутренней поверхности труб, трещины, риски и расслоение металла труб, свищи и разрывы труб, дефекты сварных соединений труб, остаточная деформация в результате ползучести.
Повреждения угловых швов приварки змеевиков и штуцеров к коллекторам, вызывающие нарушением технологии сварки, имеют вид кольцевых трещин вдоль линии сплавления со стороны змеевика или штуцеров.
Характерными неисправностями, возникающими при эксплуатации поверхностного пароохладителя котла ДЕ-25-24-380ГМ являются: внутренняя и наружная коррозия труб, трещины и свищи в сварных
швах и на гибах труб, раковины, могущие возникнуть при ремонтах, риски на зеркале фланцев, течи фланцевых соединений вследствие перекоса фланцев. При гидравлическом испытании котла можно
определить только наличие неплотностей в пароохладителе. Для выявления скрытых дефектов следует провести индивидуальное гидравлическое испытание пароохладителя.
2.2. Барабаны котла.
Характерными повреждениями барабанов котла являются: трещины-надрывы на внутренней и наружной поверхности обечаек и днищ, трещины-надрывы вокруг трубных отверстий на внутренней поверхности барабанов и на цилиндрической поверхности трубных отверстий, межкристаллитная коррозия обечаек и днищ, коррозионные разъединения поверхностей обечаек и днищ, овальность барабана оддулины (выпучины) на поверхностях барабанов, обращенных в топку, вызванные температурным воздействием факела в случаях разрушения (или выпадения) отдельных частей футеровки.
2.3. Металлоконструкции и обмуровка котла.
В зависимости от качества профилактической работы, а также от режимов и сроков эксплуатации котла, его металлоконструкции могут иметь следующие дефекты и повреждения: разрывы и изгибы стоек и связей, трещины, коррозионные повреждения поверхности металла.
В результате длительного воздействия температур имеют место растрескивание и нарушение целостности фасонного кирпича, закрепляемого на штырях к верхнему барабану со стороны топки, а также трещины в кирпичной кладке по нижнему барабану и поду топки.
Особенно часто встречается разрушение кирпичной амбразуры горелки и нарушение геометрических размеров за счет оплавления кирпича.
3. Проверки состояния элементов котла.
Проверка состояния элементов котла, выведенного в ремонт, производится по результатам гидравлического испытания, наружного и внутреннего осмотра, а также других видов контроля, проводимых в объеме и соответствии с программой экспертного обследования котла (раздел «Программа экспертного обследования котлов»).
3.1. Проверка поверхностей нагрева.
Осмотр наружных поверхностей трубных элементов особенно тщательно необходимо производить в местах прохода труб через обмуровку, обшивку, в зонах максимальных тепловых напряжении - в районе горелок, лючков, лазов, а также в местах гибов экранных труб и на сварных швах.
Для предупреждения аварии, связанных с утонением стенок труб вследствие сернистой и стояночной коррозии, необходимо при ежегодных технических освидетельствованиях, проводимых администрацией предприятия, производить контроль труб поверхностей нагрева котлов, эксплуатируемых более двух лет.
Контроль производится внешним осмотром с обстукиванием предварительно очищенных наружных поверхностей труб молотком массой не более 0,5 кг и измерением толщины стенок труб. При этом следует выбирать участки труб, подвергшиеся наибольшему износу и коррозии (горизонтальные участки, участки в отложениях сажи и покрытые коксовыми отложениями).
Измерение толщины стенок труб производится ультразвуковыми толщиномерами. Возможно вырезание участков труб на двух-трех трубах топочных экранов и трубах конвективного пучка, расположенных на входе газов в него и выходе. Оставшаяся толщина стенок труб должна быть не менее расчетной согласно расчету на прочность (прилагаемого к Паспорту котла) с учетом прибавки на коррозию на период дальнейшей эксплуатации до следующего освидетельствования и прибавки запаса 0,5 мм.
Расчетная толщина стенки экранных и кипятильных труб для рабочего давления 1,3 МПа (13 кгс/см 2) составляет 0,8 мм, для 2,3 МПа (23 кгс/см 2) – 1,1 мм. Прибавка на коррозию принимается по полученным результатам замеров и с учетом длительности эксплуатации между освидетельствованиями.
На предприятиях, где в результате длительной эксплуатации не наблюдалось интенсивного износа труб поверхностей нагрева, контроль толщины стенок труб может производится при капитальных ремонтах, но не реже 1 раза в 4 года.
Внутреннему осмотру подлежат коллектора, пароперегревателя и заднего, экрана. Обязательному вскрытию и осмотру должны быть подвергнуты лючки верхнего коллектора заднего экрана.
Наружный диаметр труб должен измеряться в зоне максимальных температур. Для измерений применять специальные шаблоны (скобы) или штангенциркуль. На поверхности труб допускаются вмятины с плавными переходами глубиной не более 4 мм, если они не выводят толщину стенки за пределы минусовых отклонений.
Допускаемая разностенность труб - 10%.
Результаты осмотра и измерений заносятся в ремонтный формуляр.
3.2. Проверка барабана.
Дня выявления участков барабана, поврежденных коррозией, необходимо осмотреть поверхность до внутренней очистки с целью определения интенсивности коррозии измерить глубину разъедания металла.
Равномерные разъедания измерить по толщине стенки, в которой для этой цели просверлить отверстие диаметром 8 мм. После измерения в отверстие установить пробку и обварить с двух сторон или, в крайнем случае, только изнутри барабана. Измерение можно также производить ультразвуковым толщиномером.
Основные разъедания и язвины измерить, по оттискам. Для этой цели поврежденный участок поверхности металла очистить от отложений и слегка смазать техническим вазелином. Наиболее точный отпечаток получается, если поврежденный участок расположен на горизонтальной поверхности и в этом случае имеется возможность залить его расплавленным металлом с низкой температурой плавления. Затвердевший металл образует точный слепок поврежденной поверхности.
Для получения отпечатков, пользоваться третником, баббитом, оловом, по возможности применять гипс.
Оттиски повреждений, расположенных на вертикальных потолочных поверхностях, получить, используя воск и пластилин.
Осмотр трубных отверстий, барабанов проводится в следующем порядке.
После удаления развальцованных труб проверить диаметр отверстий при помощи шаблона. Если шаблон входит в отверстие до упорного выступа, то это означает, что диаметр отверстия увеличен сверх нормы. Измерение точной величины диаметра осуществляется штангенциркулем и отмечается в ремонтном формуляре.
При контроле сварных швов барабанов необходимо подвергать проверке прилегающий к ним основной металл на ширину 20-25 мм по обе стороны от шва.
Овальность барабана измеряется не менее чем через каждые 500 мм по длине барабана, в сомнительных случаях и чаще.
Измерение прогиба барабана осуществляется путем натяжки струны вдоль поверхности барабана и замера зазоров по длине струны.
Контроль поверхности барабана, трубных отверстий и сварных соединений производится внешним осмотром, методами, магнитопорошковой, цветной и ультразвуковой дефектоскопии.
Допускаются (не требуют выправки) отдулины и вмятины вне зоны швов и отверстий при условии, что их высота (прогиб), в процентах от наименьшего размера их основания, будет не более:
в сторону атмосферного давления (отдулины) - 2%;
в сторону давления пара (вмятины) - 5%.
Допускаемое уменьшение толщины стенки днища - 15%.
Допускаемое увеличение диаметра отверстий для труб (под сварку) - 10%.
Коррозионные явления в котлах чаще всего проявляются на внутренней теплонапряженной поверхности и сравнительно реже - на наружной.
В последнем случае разрушение металла обусловлено - в большинстве случаев - совместным действием коррозии и эрозии, которая иногда имеет преобладающее значение.
Внешний признак эрозионного разрушения - чистая поверхность металла. При коррозионном же воздействии продукты коррозии обычно сохраняются на его поверхности.
Внутренние (в водной среде) коррозионные и накипные процессы могут усугублять наружную коррозию (в газовой среде) из-за теплового сопротивления слоя накипных и коррозионных отложений, и, следовательно, роста температуры на поверхности металла.
Наружная коррозия металла (со стороны топки котла) зависит от разных факторов, но, прежде всего, - от вида и состава сжигаемого топлива.
Коррозия газо-мазутных котлов
В мазуте содержатся органические соединения ванадия и натрия. Если на стенке трубы, обращенной в топку, накапливаются расплавленные отложения шлака, содержащего соединения ванадия (V), то при большом избытке воздуха и/или температуре поверхности металла 520-880 оС происходят реакции:
4Fe + 3V2O5 = 2Fe2O3 + 3V2O3 (1)
V2O3 + O2 = V2O5 (2)
Fe2O3 + V2O5 = 2FeVO4 (3)
7Fe + 8FeVO4 = 5Fe3О4 + 4V2O3 (4)
(Соединения натрия) + О2 = Na2O (5)
Возможен и другой механизм коррозии с участием ванадия (жидкая эвтектическая смесь):
2Na2O . V2O4 . 5V2O5 + O2 = 2Na2O . 6V2O5 (6)
Na2O . 6V2O5 + М = Na2O . V2O4 . 5V2O5 + MO (7)
(М - металл)
Соединения ванадия и натрия при сгорании топлива окисляются до V2O5 и Na2O. В отложениях, прилипающих к поверхности металла, Na2O - связующее. Жидкость, образующаяся в результате реакций (1)-(7), расплавляет защитную пленку магнетита (Fe3O4), что приводит к окислению металла под отложениями (температура расплавления отложений (шлака) - 590-880 оС).
В результате указанных процессов стенки экранных труб, обращенных к топке, равномерно утончаются.
Росту температуры металла, при которой соединения ванадия становятся жидкими, способствуют внутренние накипные отложения в трубах. И, таким образом, при достижении температуры предела текучести металла возникает разрыв трубы - следствие совместного действия внешних и внутренних отложений.
Корродируют и детали крепления трубных экранов, а также выступы сварных швов труб - рост температуры на их поверхности ускоряется: они не охлаждаются пароводяной смесью, как трубы.
Мазут может содержать серу (2,0-3,5 %) в виде органических соединений, элементарной серы, сульфата натрия (Na2SO4), попадающего в нефть из пластовых вод. На поверхности металла в таких условиях ванадиевая коррозия сопровождается сульфидно-оксидной. Их совместное действие в наибольшей степени проявляется, когда в отложениях присутствуют 87 % V2O5 и 13 % Na2SO4, что соответствует содержанию в мазуте ванадия и натрия в соотношении 13/1.
Зимой при разогреве мазута паром в емкостях (для облегчения слива) в него дополнительно попадает вода в количестве 0,5-5,0 %. Следствие: увеличивается количество отложений на низкотемпературных поверхностях котла, и, очевидно, растет коррозия мазутопроводов и мазутных емкостей.
Кроме описанной выше схемы разрушения экранных труб котлов, коррозия пароперегревателей, труб фестонов, кипятильных пучков, экономайзеров имеет некоторые особенности из-за повышенных - в некоторых сечениях - скоростей газов, особенно содержащих несгоревшие частицы мазута и отслоившиеся частицы шлака.
Идентификация коррозии
Наружная поверхность труб покрыта плотным эмалевидным слоем отложений серого и темно-серого цвета. На стороне, обращенной в топку, - утончение трубы: плоские участки и неглубокие трещинки в виде «рисок» хорошо видны, если очистить поверхность от отложений и оксидных пленок.
Если труба аварийно разрушена, то видна сквозная продольная неширокая трещина.
Коррозия пылеугольных котлов
В коррозии, образуемой действием продуктов сжигания углей, определяющее значение имеют сера и ее соединения. Кроме того, на течение коррозионных процессов влияют хлориды (в основном NaCl) и соединения щелочных металлов. Наиболее вероятна коррозия при содержании в угле более 3,5 % серы и 0,25 % хлора.
Летучая зола, содержащая щелочные соединения и оксиды серы, отлагается на поверхности металла при температуре 560-730 оС. При этом в результате происходящих реакций образуются щелочные сульфаты, например K3Fe(SO4)3 и Na3Fe(SO4)3. Этот расплавленный шлак, в свою очередь, разрушает (расплавляет) защитный оксидный слой на металле - магнетит (Fe3O4).
Скорость коррозии максимальна при температуре металла 680-730 оС, при ее увеличении скорость уменьшается из-за термического разложения коррозионных веществ.
Наибольшая коррозия - в выходных трубах пароперегревателя, где наиболее высокая температура пара.
Идентификация коррозии
На экранных трубах можно наблюдать плоские участки с обеих сторон трубы, подвергающихся коррозионному разрушению. Эти участки расположены под углом друг к другу 30-45 оС и покрыты слоем отложений. Между ними - сравнительно «чистый» участок, подвергающийся «лобовому» воздействию газового потока.
Отложения состоят из трех слоев: внешний - пористая летучая зола, промежуточный слой - белесые водорастворимые щелочные сульфаты, внутренний слой - блестящие черные оксиды железа (Fe3O4) и сульфиды (FeS).
На низкотемпературных частях котлов - экономайзер, воздухоподогреватель, вытяжной вентилятор - температура металла падает ниже «точки росы» серной кислоты.
При сжигании твердого топлива температура газов уменьшается от 1650 оС в факеле до 120 оС и менее в дымовой трубе.
Из-за охлаждения газов образуется серная кислота в паровой фазе, и при контакте с более холодной поверхностью металла пары конденсируются с образованием жидкой серной кислоты. «Точка росы» серной кислоты - 115-170 оС (может быть и больше - зависит от содержания в газовом потоке паров воды и оксида серы (SO3)).
Процесс описывается реакциями:
S + O2 = SO2 (8)
SO3 + H2O = H2SO4 (9)
H2SO4 + Fe = FeSO4 + H2 (10)
В присутствии оксидов железа и ванадия возможно каталитическое окисление SO3:
2SO2 + O2 = 2SO3 (11)
В некоторых случаях сернокислотная коррозия при сжигании каменного угля менее значима, чем при сжигании бурого, сланца, торфа и даже природного газа - из-за относительно большего выделения водяного пара из них.
Идентификация коррозии
Этот вид коррозии вызывает равномерное разрушение металла. Обычно поверхность шероховатая, с небольшим налетом ржавчины, и похожа на поверхность без коррозионных явлений. При длительном воздействии металл может быть покрыт отложениями продуктов коррозии, которые нужно осторожно снять при обследовании.
Коррозия во время перерывов в эксплуатации
Этот вид коррозии проявляется на экономайзере и в тех местах котла, где наружные поверхности покрыты соединениями серы. При остывании котла температура металла падает ниже «точки росы» и, как описано выше, если есть сернистые отложения, образуется серная кислота. Возможно промежуточное соединение - сернистая кислота (H2SO3), но она очень нестойкая и сразу превращается в серную кислоту.
Идентификация коррозии
Поверхности металла обычно покрыты нанесениями. Если их удалить, то обнаружатся участки разрушения металла, где были сернистые отложения и участки некорродированного металла. Такой внешний вид отличает коррозию на остановленном котле от вышеописанной коррозии металла экономайзера и других «холодных» частей работающего котла.
При обмывке котла коррозионные явления распределены более или менее равномерно по металлической поверхности из-за размывания сернистых отложений и недостаточной осушке поверхностей. При недостаточной обмывке коррозия локализована там, где были сернистые соединения.
Эрозия металла
Эрозийному разрушению металла при определенных условиях подвергаются разные системы котла как с внутренней, так и с наружной стороны обогреваемого металла, и там, где возникают турбулентные потоки с большой скоростью.
Ниже рассматривается только эрозия турбин.
Турбины подвергаются эрозии от ударов твердых частиц и капелек конденсата пара. Твердые частицы (оксиды) отслаиваются от внутренней поверхности пароперегревателей и паропроводов, особенно в условиях переходных тепловых процессов.
Капельки конденсата пара в основном разрушают поверхности лопаток последней ступени турбины и дренажные трубопроводы. Возможно эрозионно-коррозионное воздействие конденсата пара, если конденсат «кислый» - рН ниже пяти единиц. Коррозия также имеет опасный характер при наличии в водяных капельках пара хлоридов (до 12 % от массы отложений) и едкого натра.
Идентификация эрозии
Разрушение металла от ударов капель конденсата наиболее заметно на передних кромках лопаток турбин. Кромки покрыты тонкими поперечными зубцами и канавками (бороздками), могут быть наклонные конические выступы, направленные в сторону ударов. Выступы есть на передних кромках лопаток и почти отсутствуют на их задних плоскостях.
Повреждения от твердых частиц имеют вид разрывов, микровмятин и зазубрин на передних кромках лопаток. Бороздки и наклонные конусы отсутствуют.
