15 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Наружная коррозия экранных труб

Высокотемпературная коррозия и повреждения экранных труб

Отдельный вопрос: высокотемпературная газовая коррозия. Высокотемпературная газовая коррозия экранов происходит под воздействием газовой среды. Одной из причин, обуславливающих быстрое протекание коррозионных процессов является высокая температура стенки. Существенную роль в ускорении коррозии играют тепловые потоки: чем они выше, тем больше градиент температуры по толщине наружных отложений, тем больше вероятность образования жидких расплавов в отложениях. Коррозионный процесс резко ускоряется при наличии восстановительной среды около поверхности экранов, тем более при набросе факела на экран. В этом случае протекает сероводородная коррозия с образованием сульфида FeS. Последний непроницаем для атомарного водорода, диффундирующего через стенку трубы, в связи с чем наводороживание металла стенки значительно ускоряется. При повышенных присосах воздуха в топку, когда в горелки подается меньше воздуха, положение в отношении восстановительной среды у ограждений топки существенно усугубляется.

Обычная углеродистая сталь при нагреве выше 600 оС довольно быстро окисляется и покрывается продуктами газовой коррозии, так называемой газовой окалиной. Окалина имеет сложное строение. На рисунке схематически представлено поперечное сечение слоя оксидов.

На поверхности металла образуется окалина, состоящая из слоев FeO, Fe3O4 и Fe2O3. Наиболее близкий к металлу слой содержит низшую степень окисления (оксид FeO), наиболее удаленный слой – наивысшую (Fe2O3). Защитным для железа является слой, только непосредственно прилегающий к металлу. Другие слои настолько пронизаны сетью мелких и крупных трещин, пор, отслоений, что не являются существенным препятствием для проникновения кислорода.

Процесс окисления протекает следующим образом. Вначале на чистой поверхности металла происходит физическая адсорбция кислорода, которая приводит к ослаблению связей между атомами в молекуле кислорода. Молекулы диссоциируют, и атомы кислорода оттягивают электроны от атомов металла. Наступает стадия химической адсорбции, когда смещение электронов к кислороду с образованием О2− равносильно образованию зародышей оксида. Таким образом, при взаимодействии кислорода с металлом образуется оксидная пленка.

Коэффициент термического расширения оксида, как правило, значительно ниже, чем для чистого металла. Вследствие этого резкие колебания температуры способствуют возникновению добавочных внутренних напряжений и механическому разрушению оксидной защитной пленки.

Хотя в мазуте содержится в 100-300 раз меньше золы, чем в твердом топливе, поверхности нагрева мазутных котлов очень быстро заносятся из-за образования легкоплавких соединений. Большое осложнение вызывает наличие в золовых отложениях пятиокиси ванадия. Кроме образования расплавов с низкой температурой плавления, пятиокись ванадия ускоряет процесс коррозии еще и потому, что служит катализатором в реакции окисления железа. Интенсивная высокотемпературная газовая коррозия проявляется там, где тепловые потоки достигают 500 кВт/м2. Следовательно, для котлов КрТЭЦ необходимо учитывать возможность и наружной коррозии экранов.

Сжигание некачественного мазута приводит к существенному нарушению топочного режима с догоранием топлива на экранах, где образуются коррозионно опасные отложения ванадатов и оксидов ванадия, оксида и сульфата кальция, сульфида железа. В результате ускоряются процессы наводораживания и разрушения металла экранных труб.

Как известно, процесс наружной коррозии труб отличается двумя характерными признаками: поперечными рисками и «уплощением» по лобовой образующей. Если природа «уплощения» очевидна и однозначно связывается с превышением температуры металла выше 585 оС, то по вопросу возникновения рисок существует несколько точек зрения. ОРГРЭС высказано предположение о протекании процессов усталостного характера, связанных с возникновением циклических напряжений в связи с пульсацией факела и соответствующими колебаниями температуры металла.

Hа котлах разных типов ОРГРЭС была осуществлена осциллографическая запись температуры металла труб HРЧ при различных режимах работы котлоагрегата. Регистрация температуры металла выявила наличие пульсации с периодом 15 с при амплитуде колебаний в 10-12 оС.

Опасность перегрева металла вызывает необходимость регулярного удаления из радиационных поверхностей нагрева внутренних отложений. Такой режим эксплуатации позволяет избежать повреждений труб из-за перегрева, но не исключает повреждений из-за наружной коррозии, сопровождающейся образованием глубоких поперечных рисок. Природа их возникновения связана с протеканием процессов усталостного характера, зависящих от пульсации факела и соответственно колебаний температуры металла труб со стороны, обращенной в топку. Влияние циклических температурных напряжений на срок службы труб HРЧ резко возрастает с увеличением общего температурного уровня труб. Так, наблюдаются случаи, когда трубы, расположенные в зоне максимальных тепловых потоков и работающие при температуре металла от 500 до 570 оС, подвергаются замене через каждые 20 тыс.ч.

Hа котлах ТП-230 Николаевской ТЭЦ вскоре после реконструкции горелок начали происходить хрупкие разрывы экранных труб в зонах, совпадающих с направлением факелов мазутных форсунок. Разрушения носили межкристаллитный характер. Утонения стенки труб в местах разрывов отсутствовало. Металл у внутренней поверхности труб был в значительной степени обезуглерожен. Случаи однотипных хрупких разрушений экранных труб (после реконструкции горелочных устройств) отмечались на разных типах котлов высокого давления. На котлах давлением 11 МПа подвергались коррозии в основном экранные трубы чистых отсеков, а на котлах давлением 15.5 МПа большинство повреждений приходилось на солевые отсеки.

В это время ряд исследовательских и наладочных организаций обратил внимание заводов-изготовителей на необходимость снижения локальных тепловых нагрузок на топочные экраны. Однако положение ухудшилось из-за снижения числа горелочных устройств с существенным увеличением их единичной производительности.

КОРРОЗИЯ МЕТАЛЛА ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОІ И МЕРУ ПО ЕЕ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ

Условия, в которых находятся элементы паровых котлов во время эксплуатации, чрезвычайно разнообразны.

Как показали многочисленные коррозионные испытания и промышленные наблюдения, низколегированные и даже аустенитные стали при эксплуатации котлов могут подвер­гаться интенсивной коррозии.

Коррозия металла поверхностей нагрева паровых кот­лов вызывает его преждевременный износ, а иногда приво­дит к серьезным неполадкам и авариям.

Большинство аварийных остановов котлов приходится на сквозные коррозионные поражения экранных, экономай — зерных, пароперегревательных труб и барабанов котлов. Появление даже одного коррозионного свища у прямоточ­ного котла приводит к останову всего блока, что связано с недовыработкой электроэнергии. Коррозия барабанных котлов высокого и сверхвысокого давления стала основной причиной отказов в работе ТЭЦ. 90 % отказов в работе из-за коррозионных повреждений произошло на барабанных котлах давлением 15,5 МПа. Значительное количество кор­розионных повреждений экранных труб солевых отсеков было в’зонах максимальных тепловых нагрузок.

Проведенными специалистами США обследованиями 238 котлов (блоки мощностью от 50 до 600 МВт) было зафиксировано 1719 вне­плановых простоев. Около 2/3 простоев котлов были вызваны коррози­ей, из них 20 % приходилось на коррозию парогенерирующих труб. В США внутренняя коррозия’в 1955 г. была признана серьезной проб­лемой после ввода в эксплуатацию большого числа барабанных котлов давлением 12,5—17 МПа.

К концу 1970 г. около 20 % из 610 таких котлов были поражены коррозией. В основном внутренней коррозии были подвержены экран­ные трубы, а пароперегреватели и экономайзеры поражались ею мень­ше. С улучшением качества питательной воды и переходом на режим координированного фосфатироваиия, с ростом параметров на барабан­ных котлах электростанций США вместо вязких, пластических корро­зионных повреждений происходили внезапные хрупкие разрушения экранных труб. ‘По состоянию на J970 т. для котлрв давлением 12,5; 14,8 и 17 МПа разрушение труб из-за коррозионных повреждений со­ставило соответственно 30, 33 и 65 % [23].

По условиям протекания коррозионного процесса раз­личают атмосферную коррозию, протекающую под дейст­вием атмосферных, а также влажных газов; газовую, обу­словленную взаимодействием металла с различными газа­ми — кислородом, хлором и т. д. — при высоких температу­рах, и коррозию в электролитах, в большинстве случаев протекающую в водных растворах.

По характеру коррозионных процессов котельный ме­талл может подвергаться химической и электрохимической коррозии, а также их совместному воздействию.

При эксплуатации поверхностей нагрева паровых кот­лов встречается высокотемпературная газовая коррозия в окислительной и восстановительной атмосферах топоч­ных газов и низкотемпературная электрохимическая кор­розия хвостовых поверхностей нагрева.

Исследованиями установлено, что высокотемператур­ная коррозия поверхностей нагрева наиболее интенсивно протекает лишь при наличии в топочных газах избыточного свободного кислорода и в присутствии расплавленных ок­сидов ванадия.

Высокотемпературная газовая или сульфидная корро­зия в окислительной атмосфере топочных газов поражает трубы ширмовых и конвективных перегревателей, первые ряды кипятильных пучков, металл дистанционирующих проставок между трубами, стойки и подвески.

Высокотемпературная газовая коррозия в восстановит тельной атмосфере наблюдалась на экранных трубах то­почных камер ряда котлов высокого и сверхкритического давления.

Коррозия труб поверхностей нагрева с газовой стороны представляет сложный физико-химический процесс взаимо­действия топочных газов и наружных отложений с окисны — ми пленками и металлом труб. На развитие этого процесса оказывают влияние изменяющиеся во времени интенсивные тепловые потоки и высокие механические напряжения, возникающие от внутреннего давления и самокомпенсации.

На котлах среднего и низкого давления ‘ температура стенки экранов, определяемая температурой кипения воды, ниже, и поэтому этот вид разрушения металла не наблюда­ется.

Читать еще:  Чем убрать мошек из комнатных цветов

Коррозия поверхностей нагрева со стороны дымовых газов (внешняя коррозия) есть процесс разрушения метал­ла в результате взаимодействия с продуктами сгорания, агрессивными газами, растворами и расплавами минераль­ных соединений.

Под коррозией металла понимают постепенное разру­шение металла, происходящее вследствие химического или электрохимического воздействия внешней среды.

Процессы разрушения металла, являющиеся следствием их непосредственного химического взаимодействия с окру­жающей средой, относятся к химической коррозии.

Химическая коррозия происходит при контакте металла с перегретым паром и сухими газами. Химическую корро­зию в сухих газах называют газовой коррозией.

В топке и газоходах котла газовая коррозия наружной поверхности труб и стоек пароперегревателей происходит под воздействием кислорода, углекислого газа, водяных паров, сернистого и других газов; внутренней поверхности труб — в результате взаимодействия с паром или водой.

Электрохимическая коррозия в отличие от химической характеризуется тем, что протекающие при ней реакции сопровождаются возникновением электрического тока.

Переносчиком электричества в растворах служат ионы, присутствующие в них из-за диссоциации молекул, а в ме­таллах — свободные электроны:

Внутрикотловая поверхность подвержена в основном электрохимической коррозии. По современным представле­ниям ее проявление обусловлено двумя самостоятельными процессами: анодным, при котором ионы металла перехо­дят в раствор в виде гидратироваиных ионов, и катодным, при котором происходит ассимиляция избыточных электро­нов деполяризаторами. Деполяризаторами могут быть ато­мы, ионы, молекулы, которые при этом восстанавливаются.

По внешним признакам различают сплошную (общую) и местную (локальную) формы коррозионных разрушений.

При общей коррозии вся соприкасающаяся поверхность нагрева с агрессивной средой подвергается разъеданию, равномерно утоняясь с внутренней или наружной стороны. При локальной коррозии разрушение происходит на от­дельных участках поверхности, остальная поверхность ме­талла не затрагивается повреждениями.

К местной локальной относят коррозию пятнами, язвен­ную, точечную, межкристаллитную, коррозионное растрес­кивание, коррозионную усталость металла.

Типичный пример разрушения от электрохимической коррозии.

Разрушение с наружной поверхности труб НРЧ 042X5 мм из ста­ли 12Х1МФ котлов ТПП-110 произошло на горизонтальном участке в нижней части подъемно-опускной петли в зоне, примыкающей к подо­вому экрану. На тыльной стороне трубы произошло раскрытие с ма­лым утонением кромок в месте разрушения. Причиной разрушения явилось утонение стенки трубы примерно на 2 мм при коррозии из-за расшлаковки струей воды. После останова котла паропроизводитель — ностью 950 т/ч, отапливаемого пылью антрацитного штыба (жидкое шлакоудаление), давлением 25,5 МПа и температурой перегретого пара 540 °С на трубах оставались мокрый шлак и зола, в которых интенсив­но протекала электрохимическая коррозия. Снаружи труба была по­крыта толстым слоем бурой гидроокиси железа Внутренний диаметр труб находился в пределах допусков на трубы котлов высокого и сверх­высокого давления. Размеры по наружному диаметру имеют отклоне­ния, выходящие за пределы минусового допуска: минимальный наруж­ный диаметр. составил 39 мм при минимально допустимом 41,7 мм. Толщина стенки вблизи места разрушения от коррозии составляла все­го 3,1 мм при номинальной толщине трубы 5 мм.

Микроструктура металла однородна по длине и окружности. На внутренней поверхности трубы имеется обезуглераженный слой, обра­зовавшийся при окислении трубы в процессе термической обработки. На наружной стороне такой слой отсутствует.

Обследования труб НРЧ после первого разрыва позволило выяс­нить причину разрушения. Было принято решение о замене НРЧ и об изменении технологии расшлаковки. В данном случае электрохимиче­ская коррозия протекала из-за наличия тонкой пленки электролита.

Язвенная коррозия протекает интенсивно на отдельных небольших участках поверхности, но часто на значитель­ную глубину. При диаметре язвин порядка 0,2—1 мм ее называют точечной.

В местах, где образуются язвины, со временем могут образоваться свищи. Язвины часто заполняются продукта­ми коррозии, вследствие чего не всегда их удается обнару­жить. Примером может служить разрушение труб стально­го экономайзера при плохой деаэрации питательной воды и низких скоростях движения воды в трубах.

Несмотря на то что поражена значительная часть ме­талла труб, из-за сквозных свищей приходится полностью заменять змеевики экономайзера.

Металл паровых котлов подвергается следующим опас­ным видам коррозии: кислородной коррозии во время ра­боты котлов и нахождения их в ремонте; межкристаллит — ной коррозии в местах упаривания котловой воды; парово­дяной коррозии; коррозионному растрескиванию элементов котлов, изготовленных из аустенитных сталей; подшламо — вой коррозии. Краткая характеристика указанных видов коррозии металла котлов приведена в табл. ЮЛ.

В процессе работы котлов различают коррозию метал­ла — коррозию под нагрузкой и стояночную коррозию.

Коррозии под нагрузкой наиболее подвержены обогре-. ваемые котельные элементы, контактирующие с двухфаз­ной средой, т. е. экранные и кипятильные трубы. Внутрен­няя поверхность экономайзеров и перегревателей при работе котлов поражается коррозией меньше. Коррозия под нагрузкой протекает и в обескислороженной среде.

Стояночная коррозия проявляется в недренируемых. элементах вертикальных змеевиков перегревателей, провис­ших трубах горизонтальных змеевиков перегревателей

НАРУЖНАЯ КОРРОЗИЯ ЭКРАННЫХ ТРУБ

Впервые наружная коррозия экранных труб была обнаружена на двух электростанциях у котлов высоко­го давления ТП-230-2, работавших на угле марки АШ и сернистом мазуте и находившихся до того в эксплуата­ции около 4 лет. Наружная поверхность труб подверга­лась коррозионному разъеданию со стороны, обращен­ной в топку, в зоне максимальной температуры факела. 88

Разрушались преимущественно трубы средней (по ширине) части топки, непосредственно над зажигатель­ным. поясом. Широкие и относительно неглубокие корро­зионные язвы имели неправильную форму и часто смы­кались между собой, вследствие чего поврежденная поверхность труб была неровной, бугристой. В середине наиболее глубоких язв появились свищи, и через них начали вырываться струи воды и пара.

Характерным было полное отсутствие такой коррозии на экранных трубах котлов среднего давления этих элек­тростанций, хотя котлы среднего давления находились там в эксплуатации значительно ‘более длительное время.

В последующие годы наружная коррозия экранных труб появилась и на других котлах высокого давления, работавших на твердом топливе. Зона коррозионных разрушений распространялась иногда на значительную высоту; в отдельные местах толщина стенок труб в ре­зультате коррозии уменьшалась до 2—3 мм. Было заме­чено также, что эта коррозия практически отсутствует в котлах высокого давления, работающих на мазуте.

Наружная коррозия экранных труб была обнаружена у котлов ТП-240-1 после 4 лет эксплуатации, работающих при давлении в барабанах 185 ат. В этих котлах сжи­гался подмосковный бурый уголь, имевший влажность около 30%; мазут сжигали только при растопке. У этих котлов коррозионные разрушения также возникали в зо­не наибольшей тепловой нагрузки экранных труб. Осо­бенность процесса коррозии заключалась в том, что тру­бы разрушались как со стороны, обращенной в топку, так и со стороны, обращенной к обмуровке (рис. 62).

Эти факты показывают, что коррозия экранных труб зависит прежде всего от температуры их поверхности. У котлов среднего давления вода испаряется при темпе­ратуре около 240° С; у котлов, рассчитанных на давле­ние 110 ат, расчетная температура кипения воды равна 317° С; в котлах ТП-240-1 вода кипит при температуре 358° С. Температура наружной поверхности экранных труб обычно превышает температуру кипения примерно на 30—40° С.

Можно. предположить, что интенсивная наружная коррозия металла начинается при повышении его тем­пературы до 350° С. У котлов, рассчитанных на давле­ние 110 ат, эта температура достигается лишь с огневой стороны труб, а у котлов, имеющих давление 185 ат, она соответствует температуре воды в трубах. Именно поэтому коррозия экранных труб со стороны обмуров­ки наблюдалась только у этих котлов.

Подробное изучение вопроса было произведено на котлах ТП-230-2, работавших на одной из упомянутых электростанций[1]. Там отбирались пробы газов и горя-

Рис. 62. Наружная коррозия экранных труб диа­метром 60X6 мм, изготовленных из стали’ мар­ки 15ХМ, у котла ТП-240-1, работающего при дав­лении в барабане 185 am. а — видео стороны, обращенной к обмуровке; б—видео стороны, обращенной в топку.

Щих частиц из факела на расстоянии около 25 мм от экранных труб. Близ фронтового экрана в зоне интен­сивной наружной коррозии труб топочные газы почти не содержали свободного кислорода. Вблизи же заднего • экрана, у которого наружная коррозия труб почти от­сутствовала, свободного кислорода в газах было значи­тельно больше. Кроме того, проверка показала, что в районе образования коррозии более 70% проб газов

Содержало в себе сероводород. В зонах отсутствия кор­розии сероводород был обнаружен лишь в единичных пробах газов.

Можно ‘предположить, что в присутствии избыточно­го кислорода сероводород сгорает и коррозии не про­исходит, Но при отсутствии избыточного кислорода се­роводород вступает в химическое соединение с металлом труб. При этом образуется сульфид железа FeS. Этот продукт коррозии действительно был найден в отложе­ниях на экранных трубах.

Наружной коррозии подвержена не только углеро­дистая сталь, но и хромомолибденовая. В частности, у котлов ТП-240-1 коррозия поражала экранные трубы, изготовленные из стали марки 15ХМ.

Читать еще:  Деревянные бруски особенности и типы соединений

До сих пор отсутствуют проверенные мероприятия для полного предупреждения описанного вида коррозии. Некоторое уменьшение скорости разрушения. металла до­стигалось. после наладки процесса горения, в частности при увеличении избытка воздуха в топочных газах.

27. КОРРОЗИЯ ЭКРАНОВ ПРИ СВЕРХВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

В этой книге вкратце рассказано об условиях работы металла паровых котлов современных электростанций. Но прогресс энергетики в СССР продолжается, и теперь вступает в строй большое число новых котлов, рассчи­танных на более высокие давления и температуры пара. В этих условиях большое значение имеет практический опыт эксплуатации нескольких котлов ТП-240-1, рабо­тающих с 1953—1955 гг. при давлении 175 ат (185 ат в барабане). Весьма ценны, >в частности, сведения о кор­розии их экранов.

Экраны этих котлов были подвержены коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Их наружная коррозия описана в предыдущем параграфе этой главы, разрушение же внутренней поверхности труб не похоже ни на один из описанных выше видов коррозии металла

Разъедание происходило в основном с огневой стороны верхней части наклонных труб холодной воронки и сопровождалось появле­нием коррозионных раковин (рис. 63,а). В дальнейшем число таких раковин увеличивалось, и возникала сплошная полоса (иногда две параллельные. полосы) разъеденного металла (рис. 63,6). Характер­ным являлось также отсутствие коррозии в зоне сварных стыков.

Внутри труб имелся налет рыхлого шлама толщиной 0,1—0,2 мм, состоявшего в основном из окислов железа и меди. Увеличение кор­розионного разрушения металла не сопровождалось увеличением толщины слоя шлама, следовательно, коррозия под слоем шлама не была основной причиной разъедания внутренней поверхности экран­ных труб.

В котловой воде поддерживался режим чистофосфатной щелоч­ности. Фосфаты вводились в котел не .непрерывно, а периодически.

Рис. 63. Коррозия внутренней поверхности наклонных труб (rf=60×6 мм, материал — сталь марки 15ХМ) холодной воронки котла ТП-240-1.

А — начальная стадия коррозии; б —■ сильная коррозия.

И их содержание иногда снижалось почти по нуля. При отсутствии щелочности котловая вода при высоком давлении приобретала сла­бокислую реакцию, что также способствовало ускоренному разру­шению экранных труб.

Большое значение имело то обстоятельство, что температура металла труб периодически резко .повышалась и иногда была выше 600° С (рис. 64). Зона наиболее частого и максимального повыше­ния температуры совпадала с зоной наибольшего разрушения ме­талла. Снижение давления в котле до 140—165 ат (т. е. до давле­ния, при котором работают новые серийные котлы) не изменяло характера временного повышения температуры труб, но сопровож­далось значительным снижением максимального значения этой тем­пературы. Причины такого периодического повышения температуры огневой стороны наклонных труб холодной. воронки еще подробно не изучены.

Рис. 64. Схема изменения температуры металла по высоте экранной трубы котла ТП-240-1 (по материалам ВТИ).

/ — температура огневой стороны труб при нагрузке котла 230 т/ч и различ­ных режимах работы топки; 2 — температура насыщения при давлении 182 ат.

МЕТАЛЛ ПАРОВОГО КОТЛА

СЕРНИСТАЯ КОРРОЗИЯ ТРУБ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

При низкой температуре дымовых газов происходит конденсация содержащегося в них пара. на трубах хво­стовых поверхностей нагрева котла. В образующихся капельках воды (росе) растворяются имеющиеся в газах окислы серы, в результате чего получаются слабые рас­творы кислот, интенсивно разъедающие металл. В экономайзере температура.

СТРОЕНИЕ (СТРУКТУРА) ЖЕЛЕЗА

В настоящей книге рассматриваются конкретные во­просы, связанные с работой стальных деталей парового котла. Но для изучения этих сугубо практических вопро­сов необходимо знать общие сведения, касающиеся строения стали и ее ‘ свойств. В схемах, показывающих строение металлов, атомы иногда изображают в виде соприкасающихся друг с дру­гом шаров (рис. 1). Такие схемы по­казывают расстановку атомов в ме­талле, но в них трудно наглядно пока­зать расположение атомов друг отно­сительно друга.

ЭРОЗИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

Эрозией называется постепенное разрушение поверх­ностного слоя металла под влиянием механического воз­действия. Наиболее распространенным видом эрозии стальных элементов — парового котла является их истира­ние твердыми частицами золы, движущейся вместе с ды­мовыми газами. При длительном истирании происходит постепенное уменьшение толщины стенок труб, а затем их деформация и разрыв под действием внутреннего давления.

Коррозия экранных труб паровых котлов. Наружная коррозия экранных труб. Обработка котловой воды

Наиболее активно коррозия экранных труб проявляется в местах концентрирования примесей теплоносителя. Сюда относятся участки экранных труб с высокими тепловыми нагрузками, где происходит глубокое упаривание котловой воды (особенно при наличии на испарительной поверхности пористых малотеплопроводных отложений). Поэтому в отношении предупреждения повреждений экранных труб, связанных с внутренней коррозией металла, нужно учитывать необходимость комплексного подхода, т.е. воздействия как на водно-химический, так и топочный режим.

Повреждения экранных труб в основном носят смешанный характер, их условно можно разделить на две группы:

1) Повреждения с признаками перегрева стали (деформация и утонение стенок труб в месте разрушения; наличие графитных зерен и т.д.).

2) Хрупкие разрушения без характерных признаков перегрева металла.

На внутренней поверхности многих труб отмечены значительные отложения двухслойного характера: верхний — слабосцепленный, нижний — окалинообразный, плотно сцепленный с металлом. Толщина нижнего слоя окалины составляет 0.4-0.75 мм. В зоне повреждения окалина на внутренней поверхности подвергается разрушению. Вблизи мест разрушений и на некотором удалении от них внутренняя поверхность труб поражена коррозионными язвинами и хрупкими микроповреждениями.

Общий вид повреждений свидетельствует о тепловом характере разрушения. Структурные изменения на лобовой стороне труб — глубокая сферидизация и распад перлита, образование графита (переход углерода в графит 45-85%) — свидетельствует о превышении не только рабочей температуры экранов, но и допустимой для стали 20 500 оС. Наличие FeO также подтверждает высокий уровень температур металла в процессе эксплуатации (выше 845 оК — т.е. 572 оС).

Хрупкие повреждения, вызванные водородом, обычно происходят в зонах с мощными тепловыми потоками, под толстыми слоями отложений, и на-клонных или горизонтальных трубах, а также на участках теплопередачи рядом с подкладными кольцами сварных швов либо другпмии устройства-ми, препятствующими свободному движению потоков..Опыт показал, что повреждения, вызванные водородом, происходят в котлах, работающих под давлением ниже 1000 фунт/кв. дюйм (6.9 МПа).

Повреждення под действием водорода обычно приводят к разрывам с тол-стыми краями. Другие механизмы, способствующие образованию разры-вов с толстыми краями, это коррозионное растрескивание под напряжени-ем, коррозионная усталость, разрывы под действием напряжений, а также (в некоторых редких случаях) сильнейший перегрев. Может оказаться за-труднительным визуально отличить разрушения, вызванные водородным повреждением, от других видов разрушений, однако здесь могут помочь не-которые их особенности.

Например, водородное повреждение почти всегда связано с образова-нием раковин в металле (см. меры предосторожности, приведенные в Гла-вах 4 и 6). Другие виды разрушений (за исключением, возможно, коррози-онной усталости, которая часто начинается в отдельных раковинах) обыч-но не связаны с сильной коррозией.

Аварии труб в результате водородного повреждения металла часто про-являются в виде образования в стенке трубы прямоугольного «окна», что не характерно для других видов разрушений.

Для оценки повреждаемости экранных труб следует учитывать, что металлургическое (исходное) содержание газообразного водорода в стали перлитного класса (в т.ч. ст.20) не превышает 0.5—1 см3/100г. При содержании водорода выше 4—5 см3/100г механические свойства стали существенно ухудшаются. При этом ориентироваться надо преимущественно на локальное содержание остаточного водорода, поскольку при хрупких разрушениях экранных труб резкое ухудшение свойств металла отмечается только в узкой зоне по сечению трубы при неизменно удовлетворительных структуре и механических свойствах прилегаемого металла на удалении всего 0.2-2мм.

Полученные значения средних концентраций водорода у кромки разрушения в 5-10 раз превышают его исходное содержание для ст.20, что не могло не оказать существенного влияния на повреждаемость труб.

Приведенные результаты свидетельствуют, что водородное охрупчивание оказалось решающим фактором повреждаемости экранных труб котлов КрТЭЦ.

Потребовалось дополнительное изучение, какой из факторов оказывает на этот процесс определяющее влияние: а) термоциклирование из-за дестабилизации нормального режима кипения в зонах повышенных тепловых потоков при наличии отложений на испарительной поверхности, а, как результат, — повреждение покрывающих ее защитных оксидных пленок; б) наличие в рабочей среде коррозионно активных примесей, концентрирующихся в отложениях у испарительной поверхности; в) совместное действие факторов «а» и «б».

Особо стоит вопрос о роли топочного режима. Характер кривых свидетельствует о скоплении водорода в ряде случаев вблизи наружной поверхности экранных труб. Это возможно прежде всего при наличии на указанной поверхности плотного слоя сульфидов, в значительной мере не проницаемых для водорода, диффундирующего от внутренней поверхности к наружной. Образование сульфидов обусловлено: высокой сернистостью сжигаемого топлива; набросом факела на экранные панели. Другой причиной наводораживания металла у наружной поверхности является протекание коррозионных процессов при контакте металла с дымовыми газами. Как показал анализ наружных отложений труб котлов, обычно имело место действие обеих приведенных причин.

Читать еще:  Как размножать можжевельник весной черенкованием

Роль топочного режима проявляется также в коррозии экранных труб под действием чистой воды, которая чаще всего наблюдается на парогенераторах высокого давления. Очаги коррозии расположены обычно в зоне максимальных местных тепловых нагрузок и только на обогреваемой поверхности трубы. Это явление ведет к образованию круглых или эллиптических углублений диаметром больше 1 см.

Перегрев металла возникает наиболее часто при наличии отложений в связи с тем, что количество воспринятого тепла будет практически одинаковым как для чистой трубы, так и для трубы, содержащей накипь температура трубы будет разной.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского

ИСПОЛНИТЕЛИ Р.А. ПЕТРОСЯН, И.И. НАДЫРОВ

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 22.04.84 г.

Виды повреждений труб поверхностей нагрева котлов и их причины

Низкотемпературной коррозии подвергаются поверхности нагрева трубчатых и регенеративных воздухоподогревателей, низкотемпературных экономайзеров, а также металлические газоходы и дымовые трубы при температурах металла ниже точки росы дымовых газов. Источником низкотемпературной коррозии является серный ангидрид SO3, образующий в дымовых газах пары серной кислоты, которая конденсируется при температурах точки росы дымовых газов. Нескольких тысячных долей процента SO3 в газах достаточно для того, чтобы вызвать коррозию металла со скоростью, превышающей 1 мм/год. Низкотемпературная коррозия замедляется при организации топочного процесса с малыми избытками воздуха, а также при применении присадок к топливу и повышении коррозионной стойкости металла.

Высокотемпературной коррозии подвергаются топочные экраны барабанных и прямоточных котлов при сжигании твердого топлива, пароперегреватели и их крепления, а также экраны нижней радиационной части котлов сверхкритического давления при сжигании сернистого мазута.

Коррозия внутренней поверхности труб является следствием взаимодействия с металлом труб газов кислорода и углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде. В современных котлах сверхкритического давления пара содержание газов и коррозионноактивных солей в результате глубокого обессоливания питательной воды и термической деаэрации незначительно и основной причиной коррозии является взаимодействие металла с водой и паром. Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язвин, раковин и трещин; наружная поверхность поврежденных труб может ничем не отличаться от здоровых.

К повреждениям в результате внутренней коррозии труб также относятся:
кислородная стояночная коррозия, поражающая любые участки внутренней поверхности труб. Наиболее интенсивно поражаются участки, покрытые водорастворимыми отложениями (трубы пароперегревателей и переходной зоны прямоточных котлов);
подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, возникающая под действием концентрированной щелочи вследствие упаривания воды под слоем шлама;
коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах в результате одновременного воздействия коррозионной среды и переменных термических напряжений.

Окалина образуется на трубах вследствие перегрева их до температур, значительно превышающих расчетные. В связи с ростом производительности котлоагрегатов в последнее время участились случаи выхода из строя труб пароперегревателей из-за недостаточной окалиностойкости к топочным газам. Интенсивное окалинообразование наиболее часто наблюдается при сжигании мазута.

Износ стенок труб происходит в результате истирающего действия угольной и сланцевой пыли и золы, а также струй пара, выходящих из поврежденных соседних труб или сопел обдувочных аппаратов. Иногда причиной износа и наклепа стенок труб служит дробь, применяемая для очистки поверхностей нагрева. Места и степень износа труб определяют наружным осмотром и измерением их диаметра. Фактическую толщину стенки трубы измеряют ультразвуковым толщиномером.

Коробление экранных и кипятильных труб, а также отдельных труб и участков настенных панелей радиационной части прямоточных котлов возникает при установке труб с неравномерным натягом, обрыве креплений труб, упуске воды и из-за отсутствия свободы для их тепловых перемещений. Коробление змеевиков и ширм пароперегревателя происходит главным образом вследствие обгорания подвесок и креплений, чрезмерного и неравномерного натяга, допущенного при установке или замене отдельных элементов. Коробление змеевиков водяного экономайзера происходит вследствие перегорания и смещения опор и подвесок.

Свищи, отдулины, трещины и разрывы могут появиться также в результате: отложения в трубах накипи, продуктов коррозии, технологической окалины, сварочного грата и других посторонних предметов, замедляющих циркуляцию воды и способствующих перегреву металла труб; наклепа дробью; несоответствия марки стали параметрам пара и температуре газов; внешних механических повреждений; нарушения режимов эксплуатации.

Наружная коррозия экранных труб

КПВП «Энерготехнология» уже в течение многих лет осуществляет химическую очистку, пассивацию и консервацию пароводяных трактов энергоблоков, как с прямоточными, так и с барабанными котлами с применением пленкообразующего амина ОДАКОН (ТУ У 24.6-13500490-001:2011).

Специалисты предприятия завершили работу по обобщению десятилетнего опыта применения ОДАКОН-технологии для предупреждения и исключения повреждений экранных труб котлов высокого давления с естественной циркуляцией, обусловленных коррозией металла.

Общеизвестно, что при работе котла на высококалорийном топливе – мазуте, газообразном топливе, угле марки АШ, на некоторых ТЭС и ТЭЦ наблюдаются хрупкие разрушения металла экранных труб на огневой (лобовой) стороне. В районе разрушения на внутренней поверхности труб, обращенной в сторону топки, как правило, имеют место очаги коррозии металла различных размеров с местным утонением стенки до 1,5 мм. Коррозионные очаги обычно заполнены плотными буро-черными отложениями (Рис. 1).

Если осуществить травления труб (Рис. 2) в водном растворе соляной кислоты, которое позволит полностью снять отложения, зачастую можно обнаружить, что металл под очагами коррозии поражен различно ориентированными трещинами, что приводит к хрупкому разрушению.

Как показывает металлографический анализ, трещины вглубь металла распространяются по границам зерен.

Коррозия этих поверхностей в основном обусловлена прикипанием окислов железа, окислов меди и др. ингредиентов и подшламовой коррозией, т.е. происходит глубокое упаривание котловой воды под отложениями, образование в пристенной области трубы высококонцентрированных растворов щелочи (кислоты), разрушающе действующих на окисную защитную пленку. При повреждении пленки вода проникает через разрушенную пленку, вступает в химическое взаимодействие с металлом, образуя магнетит (Fe3O4) и атомарный водород:

Поскольку этот процесс протекает периодически, образующиеся вторичные окислы могут приобретать слоистый характер (Рис. 1). Выделяющийся при этой реакции атомарный водород диффундирует в металл и в результате реакции присоединения образует на границах кристаллов или включений в металл молекулы водорода, либо по реакции с карбидами железа, содержащимися в металле, образует метан:

Так как ни молекулярный водород, ни метан не способны диффундировать обратно в среду через сталь, образующиеся газы накапливаются, главным образом на границах кристаллов. Под давлением газов в металле по границам кристаллов возникают межкристаллитные микротрещины. В результате скопления микротрещин прочность трубы уменьшается до тех пор, пока напряжения, создаваемые давлением в котле, не превысят предел прочности на разрыв металла. В результате чего появляется продольный разрыв с толстыми краями. Возможен и вырыв крупных прямоугольных участков стенки трубы с образованием зияющего отверстия.

Водородная коррозия при низких рН и механически, и физически идентична коррозии в условиях высоких рН. Различия здесь лишь в источнике атомарного водорода.

Таким образом, появление кислой (щелочной) среды под отложениями вызывает коррозию металла и усиливает процесс образования отложений с повышением температуры стенок труб. Разумеется, что для уменьшения влияния отложений на повышение температуры стенок труб необходимо своевременно осуществлять химическую очистку поверхностей нагрева.

В тоже время КПВП «Энерготехнология» предлагает, многократно проверенный, более эффективный способ борьбы с таким видом коррозии, который особенно актуален при кратковременных нарушениях водно-химического режима, т.е. он предупреждает практически все виды коррозии. В котловую воду, эпизодически один-два раза в год, необходимо вводить реагент способный очищать, залечивать защитную магнетитную пленку и служить буфером против веществ, способных разрушить эту пленку. Это вещество также должно обладать хорошей стойкостью в котловой воде, а продукты его разложения не должны быть коррозионно-агрессивными. Одним из таких реагентов является пленкообразующий амин ОДАКОН (ТУ У 24.6-13500490-001:2011). При обработке внутренних поверхностей труб экранов котла ОДАКОНом, осуществляется санация (лечение) защитной магнетитной пленки и он служит барьером против веществ, способных разрушать эту пленку. Также ОДАКОН обладает моющим эффектом, т.е. реагент способен частично удалять отложения с поверхности труб при определенных условиях.

Систематическая обработка внутренних поверхностей нагрева котла пленкообразующим амином ОДАКОН, позволит не только исключить повреждения экранных труб котла обусловленных коррозией металла, но и обеспечит поддержания их загрязненности на приемлемом для эксплуатации котла уровне.

Наш опыт, гарантия качества помогут Вам в повышении эффективности и надежности работы оборудования

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector