Коррозия металла водогрейных котлов. Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ

РД 34.26.105-84

СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1986

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.

Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ

Срок действия установлен
с 01.07.85 г.
до 01.07.2005 г.

Настоящие Методические указания распространяются на низкотемпературные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов (экономайзеры, газовые испарители, воздухоподогреватели различных типов и т.п.), а также на газовый тракт за воздухоподогревателями (газоходы, золоуловители, дымососы, дымовые трубы) и устанавливают методы защиты поверхностей нагрева от низкотемпературной коррозии.

Методические указания предназначены для тепловых электростанций, работающих на сернистых топливах, и организаций, проектирующих котельное оборудование.

1. Низкотемпературной коррозией называется коррозия хвостовых поверхностей нагрева, газоходов и дымовых труб котлов под действием конденсирующихся на них из дымовых газов паров серной кислоты.

2. Конденсация паров серной кислоты, объемное содержание которых в дымовых газах при сжигании сернистых топлив составляет лишь несколько тысячных долей процента, происходит при температурах, значительно (на 50 - 100 °С) превышающих температуру конденсации водяных паров.

4. Для предупреждения коррозии поверхностей нагрева в процессе эксплуатации температура их стенок должна превышать температуру точки росы дымовых газов при всех нагрузках котла.

Для поверхностей нагрева, охлаждаемых средой с высоким коэффициентом теплоотдачи (экономайзеры, газовые испарители и т.п.), температуры среды на входе в них должны превышать температуру точки росы примерно на 10 °С.

5. Для поверхностей нагрева водогрейных котлов при работе их на сернистом мазуте условия полного исключения низкотемпературной коррозии не могут быть реализованы. Для ее уменьшения необходимо обеспечить температуру воды на входе в котел, равную 105 - 110 °С. При использовании водогрейных котлов в качестве пиковых такой режим может быть обеспечен при полном использовании подогревателей сетевой воды. При использовании водогрейных котлов в основном режиме повышение температуры воды на входе в котел может быть достигнуто с помощью рециркуляции горячей воды.

В установках с применением схемы включения водогрейных котлов в теплосеть через водяные теплообменники условия снижения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева обеспечиваются в полной мере.

6. Для воздухоподогревателей паровых котлов полное исключение низкотемпературной коррозии обеспечивается при расчетной температуре стенки наиболее холодного участка, превышающей температуру точки росы при всех нагрузках котла на 5 - 10 °С (минимальное значение относится к минимальной нагрузке).

7. Расчет температуры стенки трубчатых (ТВП) и регенеративных (РВП) воздухоподогревателей выполняется по рекомендациям «Теплового расчета котельных агрегатов. Нормативный метод» (М.: Энергия, 1973).

8. При применении в трубчатых воздухоподогревателях в качестве первого (по воздуху) хода сменяемых холодных кубов или кубов из труб с кислостойким покрытием (эмалированные и т.п.), а также изготовленных из коррозионностойких материалов на условия полного исключения низкотемпературной коррозии проверяются следующие за ними (по воздуху) металлические кубы воздухоподогревателя. В этом случае выбор температуры стенки холодных металлических кубов сменяемых, а также коррозионностойких кубов, должен исключать интенсивное загрязнение труб, для чего их минимальная температура стенки при сжигании сернистых мазутов должна быть ниже точки росы дымовых газов не более чем на 30 - 40 °С. При сжигании твердых сернистых топлив минимальная температура стенки трубы по условиям предупреждения интенсивного ее загрязнения должна приниматься не менее 80 °С.

9. В РВП на условиях полного исключения низкотемпературной коррозии рассчитывается их горячая часть. Холодная часть РВП выполняется коррозионностойкой (эмалированная, керамическая, из низколегированной стали и т.п.) или сменяемой из плоских металлических листов толщиной 1,0 - 1,2 мм, изготовленных из малоуглеродистой стали. Условия предупреждения интенсивного загрязнения набивки соблюдаются при выполнении требований п. настоящего документа.

10. В качестве эмалированной применяется набивка из металлических листов толщиной 0,6 мм. Срок службы эмалированной набивки, изготовленной в соответствии с ТУ 34-38-10336-89, составляет 4 года.

В качестве керамической набивки могут применяться фарфоровые трубки, керамические блоки, или фарфоровые пластины с выступами.

Учитывая сокращение потребления мазута тепловыми электростанциями, целесообразно применять для холодной части РВП набивку из низколегированной стали 10ХНДП или 10ХСНД, коррозионная стойкость которой в 2 - 2,5 раза выше, чем у малоуглеродистой стали.

11. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной коррозии в пусковой период следует выполнить мероприятия, изложенные в «Руководящих указаниях по проектированию и эксплуатации энергетических калориферов с проволочным оребрением» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).

Растопку котла на сернистом мазуте, следует проводить с предварительно включенной системой подогрева воздуха. Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки должна быть как правило, 90 °С.

11а. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной («стояночной») коррозии на остановленном котле, уровень которой примерно вдвое выше скорости коррозии в период эксплуатации, перед остановкой котла следует провести тщательную очистку воздухоподогревателей от наружных отложений. При этом перед остановом котла температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель рекомендуется поддерживать на уровне ее значения при номинальной нагрузке котла.

Очистка ТВП осуществляется дробью с плотностью ее подачи не менее 0,4 кг/м.с (п. настоящего документа).

Для твердых топлив с учетом значительной опасности коррозии золоуловителей температура уходящих газов должна выбираться выше точки росы дымовых газов на 15 - 20 °С.

Для сернистых мазутов температура уходящих газов должна превышать температуру точки росы при номинальной нагрузке котла примерно на 10 °С.

В зависимости от содержания серы в мазуте следует принимать расчетное значение температуры уходящих газов при номинальной нагрузке котла, указанное ниже:

Температура уходящих газов, ºС...... 140 150 160 165

При сжигании сернистого мазута с предельно малыми избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура уходящих газов может приниматься более низкой с учетом результатов измерений точки росы. В среднем переход от малых избытков воздуха к предельно малым снижает температуру точки росы на 15 - 20 °С.

На условия обеспечения надежной работы дымовой трубы и предупреждения выпадения влаги на ее стенки влияет не только температура уходящих газов, но также и их расход. Работа трубы с режимами нагрузки существенно ниже проектных увеличивает вероятность низкотемпературной коррозии.

При сжигании природного газа температуру уходящих газов рекомендуется иметь не ниже 80 °С.

13. При снижении нагрузки котла в диапазоне 100 - 50 % от номинальной следует стремиться к стабилизации температуры уходящих газов, не допуская ее снижения более, чем на 10 °С от номинальной.

Наиболее экономичным способом стабилизации температуры уходящих газов является повышение температуры предварительного подогрева воздуха в калориферах по мере снижение нагрузки.

Минимально допустимые значения температур предварительного подогрева воздуха перед РВП принимается в соответствии с п. 4.3.28 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Энергоатомиздат, 1989).

В тех случаях, когда оптимальные температуры уходящих газов не могут быть обеспечены из-за недостаточной поверхности нагрева РВП, должны приниматься значения температур предварительного подогрева воздуха, при которых температура уходящих газов не превысит значений, приведенных в п. настоящих Методических указаний.

16. Ввиду отсутствия надежных кислотостойких покрытий для защиты от низкотемпературной коррозии металлических газоходов надежная работа их может быть обеспечена тщательной изоляцией, обеспечивающей разность температур между дымовыми газами и стенкой не более 5 °С.

Применяемые в настоящее время изоляционные материалы и конструкции недостаточно надежны в длительной эксплуатации, поэтому необходимо вести периодический, не реже одного раза в год, контроль за их состоянием и при необходимости выполнять ремонтно-восстановительные работы.

17. При использовании в опытном порядке для защиты газоходов от низкотемпературной коррозии различных покрытий следует учитывать, что последние должны обеспечивать термостойкость и газоплотность при температурах, превышающих температуру уходящих газов не менее чем на 10 °С, стойкость к воздействию серной кислоты концентрации 50 - 80 % в интервале температур соответственно 60 - 150 °С и возможность их ремонта и восстановления.

18. Для низкотемпературных поверхностей, конструкционных элементов РВП и газоходов котлов целесообразно использование низколегированных сталей 10ХНДП и 10ХСНД, превосходящих по коррозионной стойкости углеродистую сталь в 2 - 2,5 раза.

Абсолютной коррозионной стойкостью обладают лишь весьма дефицитные и дорогие высоколегированные стали (например, сталь ЭИ943, содержащая до 25 % хрома и до 30 % никеля).

Приложение

1. Теоретически температура точки росы дымовых газов с заданным содержанием паров серной кислоты и воды может быть определена как температура кипения раствора серной кислоты такой концентрации, при которой над раствором имеется то же самое содержание паров воды и серной кислоты.

Измеренное значение температуры точки росы в зависимости от методики измерения может не совпадать с теоретическим. В данных рекомендациях за температуру точки росы дымовых газов t р принята температура поверхности стандартного стеклянного датчика с впаянными на расстоянии 7 мм один от другого платиновыми электродами длиной 7 мм, при которой сопротивление пленки росы между электродами в установившемся состоянии равно 10 7 Ом. В измерительной цепи электродов используется переменный ток низкого напряжения (6 - 12 В).

2. При сжигании сернистых мазутов с избытками воздуха 3 - 5 % температура точки росы дымовых газов зависит от содержания серы в топливе S p (рис.).

При сжигании сернистых мазутов с предельно низкими избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура точки росы дымовых газов должна приниматься по результатам специальных измерений. Условия перевода котлов в режим с α ≤ 1,02 изложены в «Руководящих указаниях по переводу котлов, работающих на сернистых топливах, в режим сжигания с предельно малыми избытками воздуха» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).

3. При сжигании сернистых твердых топлив в пылевидном состоянии температура точки росы дымовых газов t p может быть подсчитана по приведенному содержанию в топливе серы и золы S р пр , А р пр и температуре конденсации водяных паров t кон по формуле

где a ун - доля золы в уносе (обычно принимается 0,85).

Рис. 1. Зависимость температуры точки росы дымовых газов от содержания серы в сжигаемом мазуте

Значение первого члена этой формулы при a ун = 0,85 можно определить по рис. .

Рис. 2. Разности температур точки росы дымовых газов и конденсации водяных паров в них в зависимости от приведенных содержаний серы (S р пр ) и золы (А р пр ) в топливе

4. При сжигании газообразных сернистых топлив точка росы дымовых газов может быть определена по рис. при условии, что содержание серы в газе рассчитывается как приведенное, то есть в процентах по массе на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоты сгорания газа.

Для газового топлива приведенное содержание серы в процентах по массе может быть определено по формуле

где m - число атомов серы в молекуле серосодержащего компонента;

q - объемный процент серы (серосодержащего компонента);

Q н - теплота сгорания газа в кДж/м 3 (ккал/нм 3);

С - коэффициент, равный 4,187, если Q н выражено в кДж/м 3 и 1,0, если в ккал/м 3 .

5. Скорость коррозии сменяемой металлической набивки воздухоподогревателей при сжигании мазута зависит от температуры металла и степени коррозионной активности дымовых газов.

При сжигании сернистого мазута с избытком воздуха 3 - 5 % и обдувке поверхности паром скорость коррозии (с двух сторон в мм/год) набивки РВП ориентировочно может быть оценена по данным табл. .

Таблица 1

Что такое Гидро-Икс:

Гидро-Икс (Hydro-X) называют изобретен­ный в Дании 70 лет назад метод и раствор, обес­печивающие необходимую коррекционную обра­ботку воды для систем отопления и котлов как водогрейных, так и паровых с низким давлением пара (до 40 атм). При использовании метода Гид­ро-Икс в циркулирующую воду добавляется толь­ко один раствор, поставляемый к потребителю в пластиковых канистрах или бочках в уже готовом для использования виде. Это позволяет не иметь на предприятиях специальных складов для хими­ческих реагентов, цеха для приготовления необ­ходимых растворов и т. п.

Использование Гидро-Икс обеспечивает поддержание необходимой величины рН, очистку воды от кислорода и свободной углекислоты, пре­дотвращение появления накипи, а при ее наличии отмывку поверхностей, а также предохранение от коррозии.

Гидро-Икс представляет собой прозрачную желтовато-коричневую жидкость, однородную, сильно щелочную, с удельным весом около 1,19 г/см при 20 °С. Ее состав стабилен и даже при длительном хранении не имеет место разделение жидкости или выпадение осадка, так что нет нуж­ды в перемешивании перед употреблением. Жид­кость не огнеопасна.

Достоинства метода Гидро-Икс – про­стота и эффективность водоподготовки.

При работе водонагревательных систем, включающих теплообменники, водогрейные или паровые котлы, как правило, производится их подпитка добавочной водой. Для предотвращения появления накипи необходимо осуществлять водоподготовку с целью уменьшения содержания шлама и солей в котловой воде. Водоподготовка может быть осуществлена, например, за счет ис­пользования умягчающих фильтров, применения обессоливания, обратного осмоса и др. Даже по­сле такой обработки остаются проблемы, связан­ные с возможным протеканием коррозии. При до­бавке в воду каустической соды, тринатрийфосфата и т. п., также остается проблема коррозии, а для паровых котлов и загрязнение пара.

Достаточно простым методом, предотвра­щающим появление накипи и коррозию, является метод Гидро-Икс, согласно которому добавляется в котловую воду небольшое количество уже при­готовленного раствора, содержащего 8 органиче­ских и неорганических компонентов. Достоинства метода заключаются в следующем:

– раствор поступает к потребителю в уже готовом для использования виде;

– раствор в небольших количествах вводит­ся в воду либо вручную, либо с помощью насоса-дозатора;

– при использовании Гидро-Икс нет необхо­димости применять другие химические вещества;

– в котловую воду подается примерно в 10 раз меньше активных веществ, чем при примене­нии традиционных методов обработки воды;

Гидро-Икс не содержит токсичных компо­нентов. Кроме гидроксида натрия NaOH и тринатрийфосфата Na3PO4 все остальные вещества из­влечены из нетоксичных растений;

– при использовании в паровых котлах и ис­парителях обеспечивается чистый пар и предот­вращается возможность вспенивания.

Состав Гидро-Икс.

Раствор включает восемь различных веществ как органических, так и неорганических. Механизм действия Гидро-Икс носит комплексный физико-химический характер.

Направление воздействия каждой состав­ляющей примерно следующее.

Гидроксид натрия NaOH в количестве 225 г/л уменьшает жесткость воды и регулирует зна­чение рН, предохраняет слой магнетита; тринатрийфосфат Na3PO4 в количестве 2,25 г/л – пре­дотвращает образование накипи и защищает по­верхность из железа. Все шесть органических соеди­нений в сумме не превышают 50 г/л и включают лигнин, танин, крахмал, гликоль, альгинат и маннуронат натрия. Общее количество базовых ве­ществ NaOH и Na3PO4 при обработке воды Гидро-Икс очень мало, примерно в десять раз меньше, чем используют при традиционной обработке, согласно принципу стехиометрии.

Влияние компонентов Гидро-Икс скорее физическое, чем химическое.

Органические добавки служат следующим целям.

Альгинат и маннуронат натрия используют­ся вместе с некоторыми катализаторами и спо­собствуют осаждению солей кальция и магния. Танины поглощают кислород и создают защитный от коррозии слой железа. Лигнин действует по­добно танину, а также способствует удалению имеющейся накипи. Крахмал формирует шлам, а гликоль препятствует вспениванию и уносу капель влаги. Неорганические соединения поддерживают необходимую для эффективного действия орга­нических веществ слабо щелочную среду, служат индикатором концентрации Гидро-Икс.

Принцип действия Гидро-Икс.

Решающую роль в действии Гидро-Икс ока­зывают органические составляющие. Хотя они присутствуют в минимальных количествах, за счет глубокого диспергирования их активная реакцион­ная поверхность достаточно велика. Молекуляр­ный вес органических составляющих Гидро-Икс значителен, что обеспечивает физический эф­фект притягивания молекул загрязнителей воды. Этот этап водоподготовки протекает без химиче­ских реакций. Поглощение молекул загрязнителей нейтрально. Это позволяет собрать все такие мо­лекулы, как создающие жесткость, так и соли же­леза, хлориды, соли кремниевой кислоты и др. Все загрязнители воды осаждаются в шламе, ко­торый подвижен, аморфен и не слипается. Это предотвращает возможность образования накипи на поверхностях нагрева, что является сущест­венным достоинством метода Гидро-Икс.

Нейтральные молекулы Гидро-Икс погло­щают как положительные, так и отрицательные ионы (анионы и катионы), которые в свою очередь взаимно нейтрализуются. Нейтрализация ионов непосредственно влияет на уменьшение электро­химической коррозии, поскольку этот вид коррозии связан с различным электрическим потенциалом.

Гидро-Икс эффективен против коррозионно опасных газов – кислорода и свободной углекислоты. Концентрация Гидро-Икс в 10 ррт вполне достаточна, чтобы предотвратить этот вид корро­зии независимо от температуры среды.

Каустическая сода может привести к появ­лению каустической хрупкости. Применение Гид­ро-Икс уменьшает количество свободных гидроксидов, значительно снижая риск каустической хрупкости стали.

Без остановки системы для промывки процесс Гидро-Икс позволяет удалить старые су­ществующие накипи. Это происходит благодаря наличию молекул лигнина. Эти молекулы прони­кают в поры котловой накипи и разрушают ее. Хо­тя все же следует отметить, что, если котел силь­но загрязнен, экономически целесообразнее про­вести химическую промывку, а затем уже для предотвращения накипи использовать Гидро-Икс, что уменьшит его расход.

Образовавшийся шлам собирается в шламонакопителях и удаляется из них путем перио­дических продувок. В качестве шламонакопителей могут использоваться фильтры (грязевики), через которые пропускается часть возвращаемой в ко­тел воды.

Важно, чтобы образовавшийся под дейст­вием Гидро-Икс шлам по возможности удалялся ежедневными продувками котла. Величина про­дувки зависит от жесткости воды и типа предпри­ятия. В начальный период, когда происходит очи­стка поверхностей от уже имеющегося шлама и в воде находится значительное содержание загряз­няющих веществ, продувка должна быть больше. Продувка проводится полным открытием проду­вочного клапана на 15-20 секунд ежедневно, а при большой подпитке сырой воды 3-4 раза в день.

Гидро-Икс может применяться в отопитель­ных системах, в системах централизованного теп­лоснабжения, для паровых котлов невысокого давления (до 3,9 МПа). Одновременно с Гидро-Икс никакие другие реагенты не должны быть ис­пользованы, кроме сульфита натрия и соды. Само собой разумеется, что реагенты для добавочной воды не относятся к этой категории.

В первые несколько месяцев эксплуатации расход реагента следует несколько увеличить, с целью устранения существующей в системе наки­пи. Если есть опасение, что пароперегреватель котла загрязнен отложениями солей, его следует очистить другими методами.

При наличии внешней системы водоподготовки необходимо выбрать оптимальный режим эксплуатации Гидро-Икс, что позволит обеспе­чить общую экономию.

Передозировка Гидро-Икс не сказывается отрицательно ни на надежности работы котла, ни на качестве пара для паровых котлов и влечет лишь увеличение расхода самого реагента.

Паровые котлы

В качестве добавочной воды используется сырая вода.

Постоянная дозировка: 0,2 л Гидро-Икс на каждый метр кубический добавочной воды и 0,04 л Гидро-Икс на каждый метр кубический конденсата.

В качестве добавочной воды умягченная вода.

Начальная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды в котле.

Постоянная дозировка: 0,04 л Гидро-Икс на каждый метр кубический добавочной воды и конденсата.

Дозировка для очистки котла от накипи: Гидро-Икс дозируется в количестве на 50 % больше посто­янной дозы.

Системы теплоснабжения

В качестве подпиточной воды – сырая вода.

Начальная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды.

Постоянная дозировка: 1 л Гидро-Икс на каждый метр кубический подпиточной воды.

В качестве подпиточной воды – умягченная вода.

Начальная дозировка: 0,5 л Гидро-Икс на каждый метр кубический воды.

Постоянная дозировка: 0,5 л Гидро-Икс на каждый метр кубический подпиточной воды.

На практике дополнительная дозировка основыва­ется на результатах анализов величины рН и жесткости.

Измерение и контроль

Нормальная дозировка Гидро-Икс состав­ляет в сутки примерно 200-400 мл на тонну доба­вочной воды при средней жесткости 350 мкгэкв/дм3 в расчете на СаСО3, плюс 40 мл на тонну обратной воды. Это, разумеется, ориентировочные цифры, а более точно дозирование может быть установ­лено контролем за качеством воды. Как уже отме­чалось, передозировка не нанесет никакого вреда, но правильная дозировка позволит экономить средства. Для нормальной эксплуатации прово­дится контроль жесткости (в расчете на СаСО3), суммарной концентрации ионогенных примесей, удельной электропроводности, каустической ще­лочности, показателя концентрации водородных ионов (рН) воды. Благодаря простоте и большому диапазону надежности Гидро-Икс может приме­няться как ручным дозированием, так и в автома­тическом режиме. При желании потребитель мо­жет заказать систему контроля и компьютерного управления процессом.

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.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ

РД 34.26.105-84

СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1986

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.

Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ

Срок действия установлен
с 01.07.85 г.
до 01.07.2005 г.

Настоящие Методические указания распространяются на низкотемпературные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов (экономайзеры, газовые испарители, воздухоподогреватели различных типов и т.п.), а также на газовый тракт за воздухоподогревателями (газоходы, золоуловители, дымососы, дымовые трубы) и устанавливают методы защиты поверхностей нагрева от низкотемпературной коррозии.

Методические указания предназначены для тепловых электростанций, работающих на сернистых топливах, и организаций, проектирующих котельное оборудование.

1. Низкотемпературной коррозией называется коррозия хвостовых поверхностей нагрева, газоходов и дымовых труб котлов под действием конденсирующихся на них из дымовых газов паров серной кислоты.

2. Конденсация паров серной кислоты, объемное содержание которых в дымовых газах при сжигании сернистых топлив составляет лишь несколько тысячных долей процента, происходит при температурах, значительно (на 50 - 100 °С) превышающих температуру конденсации водяных паров.

4. Для предупреждения коррозии поверхностей нагрева в процессе эксплуатации температура их стенок должна превышать температуру точки росы дымовых газов при всех нагрузках котла.

Для поверхностей нагрева, охлаждаемых средой с высоким коэффициентом теплоотдачи (экономайзеры, газовые испарители и т.п.), температуры среды на входе в них должны превышать температуру точки росы примерно на 10 °С.

5. Для поверхностей нагрева водогрейных котлов при работе их на сернистом мазуте условия полного исключения низкотемпературной коррозии не могут быть реализованы. Для ее уменьшения необходимо обеспечить температуру воды на входе в котел, равную 105 - 110 °С. При использовании водогрейных котлов в качестве пиковых такой режим может быть обеспечен при полном использовании подогревателей сетевой воды. При использовании водогрейных котлов в основном режиме повышение температуры воды на входе в котел может быть достигнуто с помощью рециркуляции горячей воды.

В установках с применением схемы включения водогрейных котлов в теплосеть через водяные теплообменники условия снижения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева обеспечиваются в полной мере.

6. Для воздухоподогревателей паровых котлов полное исключение низкотемпературной коррозии обеспечивается при расчетной температуре стенки наиболее холодного участка, превышающей температуру точки росы при всех нагрузках котла на 5 - 10 °С (минимальное значение относится к минимальной нагрузке).

7. Расчет температуры стенки трубчатых (ТВП) и регенеративных (РВП) воздухоподогревателей выполняется по рекомендациям «Теплового расчета котельных агрегатов. Нормативный метод» (М.: Энергия, 1973).

8. При применении в трубчатых воздухоподогревателях в качестве первого (по воздуху) хода сменяемых холодных кубов или кубов из труб с кислостойким покрытием (эмалированные и т.п.), а также изготовленных из коррозионностойких материалов на условия полного исключения низкотемпературной коррозии проверяются следующие за ними (по воздуху) металлические кубы воздухоподогревателя. В этом случае выбор температуры стенки холодных металлических кубов сменяемых, а также коррозионностойких кубов, должен исключать интенсивное загрязнение труб, для чего их минимальная температура стенки при сжигании сернистых мазутов должна быть ниже точки росы дымовых газов не более чем на 30 - 40 °С. При сжигании твердых сернистых топлив минимальная температура стенки трубы по условиям предупреждения интенсивного ее загрязнения должна приниматься не менее 80 °С.

9. В РВП на условиях полного исключения низкотемпературной коррозии рассчитывается их горячая часть. Холодная часть РВП выполняется коррозионностойкой (эмалированная, керамическая, из низколегированной стали и т.п.) или сменяемой из плоских металлических листов толщиной 1,0 - 1,2 мм, изготовленных из малоуглеродистой стали. Условия предупреждения интенсивного загрязнения набивки соблюдаются при выполнении требований п. настоящего документа.

10. В качестве эмалированной применяется набивка из металлических листов толщиной 0,6 мм. Срок службы эмалированной набивки, изготовленной в соответствии с ТУ 34-38-10336-89, составляет 4 года.

В качестве керамической набивки могут применяться фарфоровые трубки, керамические блоки, или фарфоровые пластины с выступами.

Учитывая сокращение потребления мазута тепловыми электростанциями, целесообразно применять для холодной части РВП набивку из низколегированной стали 10ХНДП или 10ХСНД, коррозионная стойкость которой в 2 - 2,5 раза выше, чем у малоуглеродистой стали.

11. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной коррозии в пусковой период следует выполнить мероприятия, изложенные в «Руководящих указаниях по проектированию и эксплуатации энергетических калориферов с проволочным оребрением» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).

Растопку котла на сернистом мазуте, следует проводить с предварительно включенной системой подогрева воздуха. Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки должна быть как правило, 90 °С.

11а. Для защиты воздухоподогревателей от низкотемпературной («стояночной») коррозии на остановленном котле, уровень которой примерно вдвое выше скорости коррозии в период эксплуатации, перед остановкой котла следует провести тщательную очистку воздухоподогревателей от наружных отложений. При этом перед остановом котла температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель рекомендуется поддерживать на уровне ее значения при номинальной нагрузке котла.

Очистка ТВП осуществляется дробью с плотностью ее подачи не менее 0,4 кг/м.с (п. настоящего документа).

Для твердых топлив с учетом значительной опасности коррозии золоуловителей температура уходящих газов должна выбираться выше точки росы дымовых газов на 15 - 20 °С.

Для сернистых мазутов температура уходящих газов должна превышать температуру точки росы при номинальной нагрузке котла примерно на 10 °С.

В зависимости от содержания серы в мазуте следует принимать расчетное значение температуры уходящих газов при номинальной нагрузке котла, указанное ниже:

Температура уходящих газов, ºС...... 140 150 160 165

При сжигании сернистого мазута с предельно малыми избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура уходящих газов может приниматься более низкой с учетом результатов измерений точки росы. В среднем переход от малых избытков воздуха к предельно малым снижает температуру точки росы на 15 - 20 °С.

На условия обеспечения надежной работы дымовой трубы и предупреждения выпадения влаги на ее стенки влияет не только температура уходящих газов, но также и их расход. Работа трубы с режимами нагрузки существенно ниже проектных увеличивает вероятность низкотемпературной коррозии.

При сжигании природного газа температуру уходящих газов рекомендуется иметь не ниже 80 °С.

13. При снижении нагрузки котла в диапазоне 100 - 50 % от номинальной следует стремиться к стабилизации температуры уходящих газов, не допуская ее снижения более, чем на 10 °С от номинальной.

Наиболее экономичным способом стабилизации температуры уходящих газов является повышение температуры предварительного подогрева воздуха в калориферах по мере снижение нагрузки.

Минимально допустимые значения температур предварительного подогрева воздуха перед РВП принимается в соответствии с п. 4.3.28 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Энергоатомиздат, 1989).

В тех случаях, когда оптимальные температуры уходящих газов не могут быть обеспечены из-за недостаточной поверхности нагрева РВП, должны приниматься значения температур предварительного подогрева воздуха, при которых температура уходящих газов не превысит значений, приведенных в п. настоящих Методических указаний.

16. Ввиду отсутствия надежных кислотостойких покрытий для защиты от низкотемпературной коррозии металлических газоходов надежная работа их может быть обеспечена тщательной изоляцией, обеспечивающей разность температур между дымовыми газами и стенкой не более 5 °С.

Применяемые в настоящее время изоляционные материалы и конструкции недостаточно надежны в длительной эксплуатации, поэтому необходимо вести периодический, не реже одного раза в год, контроль за их состоянием и при необходимости выполнять ремонтно-восстановительные работы.

17. При использовании в опытном порядке для защиты газоходов от низкотемпературной коррозии различных покрытий следует учитывать, что последние должны обеспечивать термостойкость и газоплотность при температурах, превышающих температуру уходящих газов не менее чем на 10 °С, стойкость к воздействию серной кислоты концентрации 50 - 80 % в интервале температур соответственно 60 - 150 °С и возможность их ремонта и восстановления.

18. Для низкотемпературных поверхностей, конструкционных элементов РВП и газоходов котлов целесообразно использование низколегированных сталей 10ХНДП и 10ХСНД, превосходящих по коррозионной стойкости углеродистую сталь в 2 - 2,5 раза.

Абсолютной коррозионной стойкостью обладают лишь весьма дефицитные и дорогие высоколегированные стали (например, сталь ЭИ943, содержащая до 25 % хрома и до 30 % никеля).

Приложение

1. Теоретически температура точки росы дымовых газов с заданным содержанием паров серной кислоты и воды может быть определена как температура кипения раствора серной кислоты такой концентрации, при которой над раствором имеется то же самое содержание паров воды и серной кислоты.

Измеренное значение температуры точки росы в зависимости от методики измерения может не совпадать с теоретическим. В данных рекомендациях за температуру точки росы дымовых газов tр принята температура поверхности стандартного стеклянного датчика с впаянными на расстоянии 7 мм один от другого платиновыми электродами длиной 7 мм, при которой сопротивление пленки росы между электродами в установившемся состоянии равно 107 Ом. В измерительной цепи электродов используется переменный ток низкого напряжения (6 - 12 В).

2. При сжигании сернистых мазутов с избытками воздуха 3 - 5 % температура точки росы дымовых газов зависит от содержания серы в топливе Sp (рис.).

При сжигании сернистых мазутов с предельно низкими избытками воздуха (α ≤ 1,02) температура точки росы дымовых газов должна приниматься по результатам специальных измерений. Условия перевода котлов в режим с α ≤ 1,02 изложены в «Руководящих указаниях по переводу котлов, работающих на сернистых топливах, в режим сжигания с предельно малыми избытками воздуха» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).

3. При сжигании сернистых твердых топлив в пылевидном состоянии температура точки росы дымовых газов tp может быть подсчитана по приведенному содержанию в топливе серы и золы Sрпр , Арпр и температуре конденсации водяных паров tкон по формуле

где aун - доля золы в уносе (обычно принимается 0,85).

Рис. 1. Зависимость температуры точки росы дымовых газов от содержания серы в сжигаемом мазуте

Значение первого члена этой формулы при aун = 0,85 можно определить по рис. .

Рис. 2. Разности температур точки росы дымовых газов и конденсации водяных паров в них в зависимости от приведенных содержаний серы (Sрпр ) и золы (Арпр ) в топливе

4. При сжигании газообразных сернистых топлив точка росы дымовых газов может быть определена по рис. при условии, что содержание серы в газе рассчитывается как приведенное, то есть в процентах по массе на 4186,8 кДж/кг (1000 ккал/кг) теплоты сгорания газа.

Для газового топлива приведенное содержание серы в процентах по массе может быть определено по формуле

где m - число атомов серы в молекуле серосодержащего компонента;

q - объемный процент серы (серосодержащего компонента);

Qн - теплота сгорания газа в кДж/м3 (ккал/нм3);

С - коэффициент, равный 4,187, если Qн выражено в кДж/м3 и 1,0, если в ккал/м3.

5. Скорость коррозии сменяемой металлической набивки воздухоподогревателей при сжигании мазута зависит от температуры металла и степени коррозионной активности дымовых газов.

При сжигании сернистого мазута с избытком воздуха 3 - 5 % и обдувке поверхности паром скорость коррозии (с двух сторон в мм/год) набивки РВП ориентировочно может быть оценена по данным табл. .

Таблица 1

6. Для углей с высоким содержанием окиси кальция в золе температуры точки росы оказываются ниже вычисленных по п. настоящих Методических указаний. Для таких топлив рекомендуется использовать результаты непосредственных измерений.

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.)