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

Наружная коррозия экранных труб

11 Наружная коррозия экранных труб поровых котлов.

Этот вид коррозии возникает при сжигании топлив с малым выходом летучих и сернистого мазута и связан с образованием вблизи поверхности труб экранов заметной концентрации сероводорода H2S.Коррозия развивается интенсивно на уровне расположения горелок в зоне экранов, которые непосредственно омываются расширяющейся струёй по выходе из горелки. Скорость коррозионного разрушения металла лобовой части труб при неблагоприятных условиях может составить 3-4 мм/год, т.е. трубы экранов в этой зоне выходят из строя менее чем через год. Износ труб имеет вид «спиливания» лобовой части стенки трубы.

Неблагоприятными условиями является локальное снижение коэффициента избытка воздуха в пылевоздушной струе αлок p топлива. Нехватка кислорода приводит к тому, что при наличии свободных H2 и S2 в газовой среде протекает реакция S2+2 H2→2 H2S

Даже при незначительных объемных концентрациях H2S у поверхности экранов(0,04-0,07%) скорость коррозии металла возрастет в 5-10 раз по сравнению с допустимой при содержании H2S=0,01%.

Для исключения коррозионного разрушения экранов необходимо обеспечить равномерную раздачу топлива и воздуха по горелкам так, что бы в каждой из них постоянно имел место избыток воздуха больше единицы. Кроме того, следует исключить прямой удар пылевоздушной струи из горелки в боковой экран на близком расстоянии от амбразуры. Для этого отодвигают крайние горелки от на большее расстояние и развертывают их оси на 5-10 градусов к центру топки.

12 Конденсация паров серной кислоты в поверхностях нагрева, газоходах и в дымовых трубах котельных установок.

К этому виду коррозии относят разрушение металла поверхностей воздухоподогревателей, находящихся в области наиболее низких температур как газов, так и рабочей среды (воздуха).

Определяющим фактором интенсивной низкотемпературной коррозии является наличие в потоке дымовых газов паров серной кислоты H2SO4. При горении серы топлива в зоне ядра факела образуется диоксид серы SO2. В дальнейшем при наличии некоторого избытка воздуха SO2 частично доокисляется в SO3 атомарным кислородом О”, образующимся в высокотемпературной зоне факела и избыточным количеством молекулярного кислорода в зоне горения. Трехокись серы SO3 может разлагаться, но только при весьма высоких температурах. Общий процесс образования и разложения SO3 в зоне факела можно выразить следующим образом SO2+ О” → SO3→ SO2+1/2О2. В итоге на границе ядра факела образуется заметная концентрация SO3, которая после завершения горения снижается в результате постепенного разложения SO3 в зоне высоких температур газов.

Однако по мере снижения температуры газов этот процесс тормозится и практически прекращается при Vг=1200-1250 0 С. Чем быстрее происходит охлаждение газов, тем выше будет остаточная концентрация SO3.

При дальнейшем прохождении газами конвективных поверхностей нагрева может происходить увеличение концентрации SO3 за счет окисления SO2 в потоке газов остаточным содержания кислорода. Катализаторами процесса доокисления SO2 в SO3 являются отложения на поверхностнях нагрева, в том числе сульфаты железа и сажевые частицы. В зоне температур газов ниже 500 0 С начинается образование паров серной кислоты за счет реакции SO3 с водяными парами, находящимися в газовом потоке. Этот процесс завершается при температуре около 250 0 С. Коррозия поверхности нагрева может начаться при условии, если температура стенки и пристенного пограничного слоя окажется ниже температуры конденсации паров влаги или паров серной кислоты, соответствующей их парциальному давлению в газах.

Температура, при которой начинается конденсация влаги на поверхности, называется термодинамической температурой росы,точка росы. При наличии в потоке газов паров серной кислоты температура конденсации(сернокислотная точка росы t s p значительно увеличивается. С увеличением содержания серы в топливе и избытка воздуха αt возрастает образование SO3 в потоке газов, что ведет к росту температуры росы. Скорость коррозии пропорциональна скорости конденсации паров влаги и серной кислоты(она возрастает с уменьшением tст).Интенсивность зависит от процентного содержания H2SO4 в конденсирующейся пленке на поверхности металла.

Для исключения низкотемпературной коррозии необходимо иметь tст≥t s p+(10-15 0 ) C, но это оправдано лишь при сжигании малосернистых мазутов и сернистых твердых топлив, у которых t s p не превышает 110 0 С.

Коррозия поверхностей нагрева

Коррозия поверхностей нагрева

Разрушение металла под действием окружающей среды называют коррозией. Металлические поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов подвергаются коррозии как под действием продуктов сгорания, так и под действием нагреваемой среды. коррозия поверхностей нагрева со стороны продуктов сгорания называется на&ружной, а со стороны нагреваемой среды — внутренней.

Наружная коррозия поверхностей нагрева может быть низкотемпературной и высокотемпературной. Низкотемпературная коррозия поверхностей нагрева бывает кислородная и сернокислотная. Кислородная коррозия поверхностей нагрева может происходить при сжигании любого топлива, а сернокислотная — только при сжигании топлив, содержащих серу. Высокотемпературная коррозия поверхностей нагрева может происходить лишь при сжигании мазутов, в золе которых содержится ванадий.

Кислородной коррозии подвержены поверхности нагрева, температура стенки которых может оказаться равной температуре точки росы. При поступлении слишком холодной воды в водяной экономайзер или конвективную поверхность нагрева водогрейных котлов либо холодного воздуха в воздухоподогреватель на их поверхности происходит конденсация водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. В результате оседания влаги на поверхностях нагрева растворенный в ней кислород вступает во взаимодействие с металлом, разъедая его. С увеличением влажности топлива и содержания в нем водорода вероятность кислородной коррозии повышается. Так, например, при сжигании антрацитового штыба температура точки росы 27-28 °С, природного газа и торфа 55-60 °С. Поверхности на­грева, выполненные из стали, разрушаются быстрее, чем поверхности нагрева из чугуна.

Низкотемпературная сернокислотная коррозия поверхностей нагрева обусловлена наличием в продуктах сгорания серного ангидрида, получающе­гося при горении серы, содержащейся в мазуте или, например, в подмосковном буром угле.

При сгорании серы образуется сернистый ангидрид S02 и небольшое количество серного ангидрида S03. Имеющиеся в продуктах сгорания водяные пары, соединяясь с серным ангидридом, образуют пары серной кислоты H2S04. Если температура стенки поверхности нагрева равна или меньше температуры точки росы, то на стенке конденсируются пары серной кислоты. В результате этого поверхность нагрева подвергается интенсивной сернокислотной коррозии. Образование SO3 протекает более интенсивно при наличии свободного кислорода в продуктах сгорания. Поэтому повышенные значения коэффициента избытка воздуха в топке приводят к увеличению количества серного ангидрида. Температура точки росы продуктов сгорания тем выше, чем больше в них серного ангидрида.

Снижение интенсивности сернокислотной коррозии при сжигании сернистых мазутов достигается применением различных присадок. Присадки нейтрализуют S02 и S03, одновременно способствуя образованию более рыхлых отложений золы на поверхностях нагрева.

Результаты испытаний показали, что снижение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки до 1,02-1,03 приводит к снижению низкотемпературной коррозии, которая при этих условиях характеризуется износом поверхности нагрева 0,2-0,3 мм/год.

Наличие небольшого количества ванадия в золе мазута при­водит к высокотемпературной коррозии, которой подвергаются металлические элементы котла, работающие при температурах, больших 600 °С. При высоких температурах работают неохлаждаемые элементы котлов (например, подвески пароперегревателя), которые выходят из строя через 1-3 года.

Конкретные мероприятия, снижающие интенсивность коррозии наружных поверхностей нагрева, рассмотрены в § 8-2 и 8-3.

Внутренняя коррозия поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов в основном бывает следующих видов: кислородная, пароводяная, щелочная и подшламовая.

Кислородная коррозия поверхностей нагрева наблюдается как при работе котла, так и при нахождении его в резерве. Основным проявлением кислородной коррозии являются язвы, обычно закрытые оксидами железа. Если продукты коррозии имеют черный цвет, образованный наличием в них магнетитов (Fe34), и прочно связаны с металлом, то образование этих язв происходит па работающем котле. Если окислы железа рыжего цвета и легко уда­ляются с металла, то наиболее вероятно, что они образовались в периоды стоянки котла. Язвы, появляющиеся на работающем котле, обусловлены наличием кислорода в питательной воде и в первую очередь наблюдаются на входных участках водяного экономайзера, а при концентрациях кислорода свыше 0,3 мг/кг распространяются на барабан котла и опускные трубы. Язвы, появляющиеся на неработающем котле, указывают на так называемую стояночную коррозию. Стояночной коррозии могут подвергаться все участки котла.

Читать еще:  Комплексы упражнений с эспандером в домашних условиях

Для защиты паровых и водогрейных котлов от кислородной коррозии применяется термическая деаэрация питательной и подпиточной воды, а также консервация котла при нахождении его в резерве или ремонте.

Защита от стояночной коррозии осуществляется следующими способами: при простоях котла более 1-2 месяцев консервацию производят путем использования раствора аммиака или газообразного азота, а при простоях до трех суток — путем заполнения котла деаэрированной водой и поддержания в нем постоянного избыточного давления.

Пароводяная коррозия поверхностей нагрева наблюдается при работе котлов с повышенными тепловыми нагрузками. В результате пароводяной коррозии на внутренних поверхностях экранных труб появляются бороздки и язвы, как правило, покрытые рыхлым слоем оксидов металла.

Щелочная коррозия поверхностей нагрева проявляется в виде местных разрушении экранных труб и хрупких повреждений в местах упаривания котловой воды. В большинстве случаев щелочная коррозия поверхностей нагрева сопровождается пароводяной коррозией. Хрупкие повреждения (межкристаллитная коррозия) возникают при взаимодействии металла с котловой водой. Они обусловлены высокими растягивающими напряжениями в металле, соприкасающемся с котловой водой; неплотностью соединений (например, вальцовочных); наличием в котловой воде растворенного едкого натра Межкристаллитная коррозия поверхностей нагрева возникает только при высокой относительной щелочности котловой воды. Под относительной щелочностью котловой воды понимают отношение ее щелочно­сти к солесодержанию; определяют это отношение (в процентах) по формуле

где Щк.в — щелочность котловой воды, мг-экв/кг; Ск.в — солесодержание котловой воды, мг/кг; 40 — эквивалент едкого натра.

В соответствии с правилами Госгортехнадзора во избежание аварий паровых котлов, связанных с межкристаллитной коррозией металла, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20 %.

Для защиты паровых котлов от пароводяной и щелочной коррозии необходимо предотвращать расслоение пароводяной смеси, а также снижать местные тепловые нагрузки. Кроме того, не допускать выноса продуктов коррозии из питательного тракта в котлоагрегат; своевременно удалять образующиеся отложения оксидов и накипи кислотными очистками; организовать циркуляцию воды в трубах котла, предотвращающую глубокое упаривание котловой воды, расслоение пароводяной смеси и застой пара в отдельных трубах; не допускать разверку температуры пара в трубах пароперегревателя и обеспечивать высокую чистоту пара.

Подшламовая коррозия поверхностей нагрева происходит главным образом вследствие загрязнения питательной воды окислами железа и меди. В результате подшламовой коррозии образуются раковины, достигающие иногда в диаметре нескольких десятков миллиметров. Раковины в большинстве случаев имеют резко очерченные контуры. Скорость проникновения железооксидной коррозии вглубь металла колеблется в значительных пределах: от долей миллиметра до 1 мм в год и более. Повреждения поверхности металла труб независимо от их происхождения при поступлении в котел оксидов железа и меди становятся очагами подшламовой коррозии.

Оксиды железа и меди попадают в котлы вследствие коррозии оборудования тракта питательной воды и поверхностей нагрева самих котлов; коррозии элементов водяного тракта, расположенных до и после деаэратора (трубопроводов, баков, насосов, подогревателей, экономайзеров и т. д.); кислородной коррозии котлов и вспомогательного оборудования при нахождении их в резерве и ремонте. Для предупреждения поступления продуктов коррозии в котлы необходимо своевременно удалять оксиды железа и меди из полостей оборудования и тракта питательной воды, организовать отвод загрязнений из различных точек водяной системы и, самое главное, не допускать попадания этих загрязнений в питательную воду.

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.

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.

Читать еще:  Учет светового кармана при определении длины коридора

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.

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.

Высокотемпературная коррозия.

Под термином высокотемпературная коррозия понимается коррозионное разрушение металла труб поверхностей нагрева, соприкасающихся с продуктами сгорания высокой температуры (θ > 700°С). К высокотемпературной коррозии относятся два вида коррозии металла, происходящей в разных зонах котла и имеющей различный химический характер. Одним из видов является наружная коррозия экранов топочной камеры в зоне расположения ядра, определяемая контактом сернистых газов с металлом труб. Другой вид характеризуется коррозией труб пароперегревателей, разрушением элементов их креплений за счет присутствия в газовом потоке оксидов ванадия.

Наружная коррозия труб экранов возникает при сжигании топлив с малым выходом летучих веществ и сернистого мазута и связана с образованием вблизи поверхности труб экранов заметной концентрации сероводорода H2S.

Коррозия экранов развивается интенсивно на уровне расположения горелок, когда экраны непосредственно омываются расширяющейся струей аэропыли по выходе из горелки (рис. 7.23, а).

Скорость коррозии металла лобовой части труб может составить 3…4 мм/год, т.е. трубы экранов выходят из строя менее чем через год: при толщине стенки 5…6 мм допустимая локальная остаточная толщина составляет 2 мм. Износ труб имеет вид спиливания лобовой части стенки трубы (рис. 7.23, б).

Коррозия возникает при локальном снижении коэффициента избытка воздуха в пылевоздушной струе αЛОК Р топлива. Нехватка кислорода приводит к тому, что при наличии свободных Н2 и S2 в газовой среде протекает реакция

Читать еще:  Как покрасить дерево под черный металл
7.24

Даже при незначительных объемных концентрациях H2S у поверхности экранов (0,04…0,07%) скорость коррозии металла возрастает в 5…10 раз по сравнению с допустимой при содержании H2S = 0,01%. Первичным продуктом реакции H2S с металлом труб является сульфид железа FeS, который затем преобразуется в порошкообразные сульфаты. Последние легко сдуваются (удаляются) с поверхности, давая возможность дальнейшему развитию процесса окисления.

Для исключения коррозионного разрушения экранов необходимо обеспечить равномерную раздачу топлива и воздуха по горелкам так, чтобы в каждой из них постоянно имел место избыток воздуха больше единицы. Кроме того, следует исключить прямой удар пылевоздушной струи из горелки в боковой экран на близком расстоянии от амбразуры. Для этого крайние горелки размещаются на большем расстоянии от стен (близкое к межгорелочному) и их оси направлены под углом 5..10° к центру топки (рис. 7.23, в, рис. 7.23, г).

Рис. 7.23. Наружная коррозия экранных труб и ее ограничение: а — зона активной коррозии при фронтовой компоновке горелок; б — характер коррозии труб; в — удаление горелок от боковых стен; г — разворот горелок к центру топки; 1 — зона активной коррозии труб; 2 — место износа металла; 3 — направление движения газов

Второй вид коррозии связан с окислением труб и крепежных деталей пароперегревателей, когда температура металла превышает 610…620°С. Этот тип коррозии определяется участием оксидов ванадия и называется ванадиевой коррозией и проявляется при сжигании мазутов, зола которых содержит оксид ванадия V2O4.

В процессе горения углеводородов V2O4 окисляется до V2O5 и образуются ванадаты 5V2О5·Na2O·V2O4 и пиросульфаты натрия Na2S2O7, имеющие температуру плавления около 600°С. На поверхности труб или крепежных деталей при tСТ > 610°С возникает жидкая пленка, обладающая высокой окислительной способностью по отношению к сталям разного типа (углеродистой, легированной, аустенитной).

Снижение избытка воздуха в зоне горения, введение в зону горения щелочных присадок (жидких- типа водного раствора MgCl, твердых — в форме порошка магнезита и доломита) хотя и дает определенный эффект, но не приводит к кардинальному подавлению ванадиевой коррозии.

Радикальным средством предупреждения коррозии могла бы быть очистка сжигаемого мазута от примесей ванадия и натрия, но это довольно дорого и требует строительства специальных заводов. Поэтому кардинальным решением этой проблемы для паровых котлов, сжигающих мазут, явилось снижение температуры перегретого пара (основного и промежуточного перегревателей) до 545 °С, хотя при этом снижается термодинамический КПД цикла перегретого пара. Но в эксплуатационных условиях (с учетом температурных разверок) температура металла труб пароперегревателя не достигает 600 °С и коррозии могут подвергаться лишь крепежные конструкции горячих пакетов. В конвективной шахте котла, где часто располагаются выходные горячие пакеты пароперегревателя из горизонтальных змеевиков, широко используются так называемые подвесные трубы, охлаждаемые водой или слабоперегретым паром, в качестве крепежных элементов, что исключает их коррозию. При сжигании других видов топлив этот тип коррозии не имеет места.

|следующая лекция ==>
Загрязнения и абразивный износ конвективных поверхностей нагрева|Низкотемпературная коррозия.

Дата добавления: 2014-01-07 ; Просмотров: 670 ; Нарушение авторских прав? ;

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Замена экранных труб, некоторые причины.

Наиболее часто встречающаяся проблема, с которой сталкивается эксплуатирующая водотрубные котлы организация – дефекты, различного типа, на поверхностях нагрева.

Почему именно поверхности нагрева подвержены наибольшему износу? Некоторые причины выхода из строя экранных труб изложены ниже.

Котельным агрегатом называется энергетическое устройство производительностью D (т/ч) для получения пара с заданными давлением (Р, Мпа) и температурой (t, °С). Часто это устройство называют парогенератором, так как в нем происходит генерация пара, или просто паровым котлом.

Если конечным продуктом является горячая вода заданных параметров (давления и температуры), используемая в промышленных технологических процессах и для отопления промышленных, общественных и жилых зданий, то устройство называют водогрейным котлом.

Таким образом, все котлоагрегаты можно подразделить на два основных класса: паровые и водогрейные.

В барабанных котлах с естественной циркуляцией вследствие разности плотностей пароводяной смеси в левых трубах 2 и жидкости в правых трубах 4 будет происходить движение пароводяной смеси в левом ряду — вверх, а воды в правом ряду — вниз. Трубы правого ряда называются опускными, а левого — подъемными (экранными).

Экранирование топки настолько значительно, что в ней экранным поверхностям передается полностью вся теплота, требующаяся для превращения в пар воды, поступившей в барабан котла. радиационными (экранными). Таким образом, экранные трубы всегда находятся в напряженных условиях.

Поскольку парогенератор предназначен для превращения теплоты, заключенной в топливе, в потенциальную энергию, и он представляет собой разновидность преобразователя энергии, потому его можно характеризовать также по мощности (кВт или МВт).

По паропроизводительности различают котлы малой паропроизводительности (до 20…25 т/ч), средней паропроизводительности (от 35…50 до 160…220 т/ч) и большой паропроизводительности (от 220…250 т/ч и выше).

Образование свищей в экранных трубах, разрывы основного металла и сварных соединений, а так же нарушение вальцовочных соединений – это всегда значительная проблема и неизбежный ремонт.

Наиболее характерными повреждениями труб поверхностей нагрева являются:

  • трещины поверхности экранных и кипятильных труб,
  • коррозионные разъедания наружных и внутренних поверхностей труб,
  • разрывы,
  • утонения стенок труб,
  • трещины и разрушения колокольчиков.

Для содорегенерационных котлов, разрыв экранной трубы это в большинстве случаев авария при попадании воды в плав, и как следствие взрыв котла.

Наиболее часто встречается коррозия внутренней поверхности экранных труб, возникающая при взаимодействии коррозионноактивных газов (кислорода, углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде, с металлом труб.

Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язв, раковин и трещин. К коррозии внутренней поверхности труб также относятся: кислородная стояночная коррозия, подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах.

Так же существует вероятность перегрева экранных труб и как следствие изменение структуры металла по причине отложения солей жесткости на внутренней поверхности, ухудшающей теплообмен.

При визуальном осмотре труб поверхностей нагрева, со стороны топки, можно увидеть идеальные трубы, но с внутренней поверхности уже могут развиваться язвины, которые не видно даже выполняя доступный внутренний осмотр со стороны барабана.

Казалось бы, эта проблема решаема с помощью ультразвуковой толщинометрии, но «попасть» датчиком в язвину весьма сложно. В этой ситуации помогает сплошное сканирование поверхности трубы прямым преобразователем, но в большинстве случаев это невыполнимо в виду разных причин.

Эндоскопический осмотр так же может увеличить процент выявляемости дефектов на внутренней поверхности, но координаты расположения одиночных язвин могут быть самыми различными, и скрыты слоем шлама или накипи, которая не позволит оценить дефект.

При обнаружении подобного рода дефектов, самый надежный способ их оценки – по вырезкам экранных труб. По вырезке можно определить характер дефектов, их глубину и количество на 1 квадратный дециметр.

Замена экранных труб в случае обнаружения значительной внутренней коррозии просто необходима. Эти работы важно запланировать в ближайшие сроки.

Работа по замене экранных труб сопряжена с закупкой заводского комплекта труб или их изготовлением по шаблону, а в том случае если это биметаллические трубы или конструкция топки газоплотная, то срок изготовления может быть значительным.

Чем раньше будет принято решение о ремонте, тем больше шансов на своевременное изготовление элементов и соблюдение сроков ремонта.

Для котлов с тяжелой обмуровкой, замена экранных труб сопряжена с полной разборкой красного кирпича и шамотного. Восстановление и просушка обмуровки, так же осуществляется по технологии и имеет свои временные рамки.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector