Температурный режим и характер повреждений труб экранных поверхностей нагрева

4.4. Температурный режим и характер повреждений труб экранных поверхностей нагрева

Аварии котлов из–за отложения внутритрубных образо­ваний, как правило, возникают при существенных повреж­дениях элементов котлов. Кроме того, внутритрубные отло­жения на стенках поверхностей нагрева вызывают большой пережог топлива.

В период освоения энергоблока 300 МВт на первом оте­чественном газомазутном паровом котле ПК–41 часто про­исходили разрушения экранных труб нижней радиационной части (НРЧ), связанные с ростом температуры.

Пример 4.7. Котел прямоточный, номинальной паропроизводительностью 950 т/ч, давлением 24 МПа и температурой пара 565 ºС, П–образный, состоял из симметричных корпусов А и Б, в каждом из которых имелось по два независимых пароводяных потока.

Топка имела пережим, образуемый фронтовым и задним экрана­ми, который разделяет топку на камеры сгорания и охлаждения. Па­нели НРЧ изготовлены из труб с наружным диаметром 32 мм и тол­щиной стенки 5 мм. Для труб использована сталь 12Х1МФ. Макси­мальная температура стенки по тепломеханическому расчету котла с учетом возможной тепловой развертки составляла 490 ºС. До ре­конструкции головного котла ПК-41 корпус А проработал на газооб­разном топливе 3500 ч   Корпус Б работал половину времени на газе, а половину – на мазуте. На корпусе Б число повреждения НРЧ было в 2 раза больше, чем на корпусе А.

В первоначальном варианте среда с температурой около 300 ºС по­ступала из экономайзера двумя потоками во фронтовую панель НРЧ каждого корпуса и выходила из нее с расчетной температурой 358 ºС. Далее среда направлялась в боковые экраны НРЧ, где температура ее повышалась согласно тепловому расчету котла до 384 ºС на выходе из панелей. Через каждую боковую стенку проходил самостоятельный поток. Задняя панель была разделена на две части, расчетная темпе­ратура среды на выходе из панели достигала 395 ºС. Из НРЧ потоки направлялись в переходную зону.

Большинство повреждений металла труб  НРЧ корпуса Б произо­шло на задней стенке, где размещалась выходная панель. Разрывы труб задней панели НРЧ были расположены в наклонной части, на расстоя­нии примерно 350 мм от начала гиба выступа пережима, т. е. в обла­сти высоких тепловых напряжений. Повреждения концентрировались в двух местах по ширине стенки. При работе корпуса Б на газе за­фиксирован только один случай разрыва трубы, а остальные повреж­дения произошли после перехода на сжигание мазута.

По внешнему виду все повреждения можно отнести: к разрыву с очень сильной деформацией сечения и утонением стенки до нуля; к раздутию трубы с изменением цвета окалины на наружной поверх­ности трубы до черного; к растрескиванию наружной поверхности трубы.

Все разрушившиеся трубы покрыты слоем окалины, причем с лобо­вой стороны он толще, чем с тыльной.

Рекомендуемые материалы

Исследование поврежденных труб около места разрушения (с ло­бовой обогреваемой стороны) показало, что структура металла состоя­ла из феррита и карбидов и отличалась от структуры металла в том же сечении с тыльной стороны.

Авторы отмечают, что такое различие позволило сделать вы­вод о перегреве металла поврежденных труб с лобовой стороны, ко­торый состоял не менее 600 ºС в процессе эксплуатации. Заметного увеличения периметра разрушенных труб в местах

Рис. 4.7. Изменение во времени температуры труб заднего экрана  НРЧ котла ПК–41:

а – температура труб I хода заднего экрана: 1, 2, 3. 4, 5, 6 – температуру труб № 7, 21, 35, 53, 65, 66; б – температура труб II  хода заднего экрана: 1, 2, 3, 4, 5 – температура труб № 75, 79, 125, 139 (трубы № 1–70 – I ход заднего экрана, счет от бо­ковой стенки, трубы № 71–142 – II ход)

повреждений не бы­ло. Рост температур металла труб вызывал интенсивную коррозию, но в то же время был недостаточен для сильного увеличения скорости ползучести.

На рис. 4.7 показано изменение во времени температуры труб зад­него экрана НРЧ котла ПК–41. Из рисунка видно, что скорость повы­шения температуры наружной поверхности труб не одинакова в раз­личные интервалы времени. Авторы объясняют это различием кон­центрации железа в питательной воде, изменением интенсивности про­цесса формирования слоя оксидов во времени и нетождественностью режимов во время опытов. Температура на вновь установленных температурных вставках составляла 500–520 ºС, а после 6 мес. достигла 580–600 ºС. Максимальная скорость повышения температуры имела место при энтальпиях среды 1950–2200 кДж/кг, а в отдельных про­межутки времени составляла 18–19 ºС в месяц. За время годичного измерения суммарная скорость повышения температуры для заднего (выходного) экрана составляла 8–12 ºС в месяц.

Анализ разрушения труб показал, что коррозионное по­ражение труб проявляется двояко: идет общее относитель­но равномерное утонение труб по лобовой образующей; идет развитие поперечных рисок, вклинивающихся в ме­талл. Разрушение трубы наступает при уменьшении толщи­ны стенки до 3,5–3,8 мм. При этом образуется продольная трещина, которая может иметь различные протяженность и раскрытие.

При длительной эксплуатации котла процесс коррози­онного разрушения труб развивается следующим образом. В районе максимальных тепловых потоков температура на наружной поверхности экранных труб Ø 32×5 мм состав­ляет 500–520 ºС, на наружной поверхности труб Ø 32×6 мм 520–540 ºС, когда внутренняя поверхность труб НРЧ чис­тая. При полном отсутствии слоя оксидов железа темпера­тура металла на внутренней поверхности труб НРЧ состав­ляет 420–440 ºС.

При накоплении железооксидных образований темпера­тура внутренней поверхности трубы увеличивается.

С ростом температуры металла на внутренней поверх­ности труб повышается и температура наружной поверхно­сти. При этом процессы высокотемпературной коррозии в среде топочных газов и золовых отложений интенсифици­руются.

Одновременно с процессом общей коррозии протекает процесс развития коррозионных трещин, связанный с тем, что из–за колебаний радиационного излучения в топке кот­ла от факела к трубам в пленке оксидов и подоксидных слоях металла возникают переменные по величине напряжения. Под действием изменяющихся напряжений проис­ходит растрескивание защитной оксидной пленки. По тре­щинам, имеющим клиновидную форму, к поверхности ме­талла проникают агрессивные компоненты из топочных газов и золовых отложений. Глубина трещин может дости­гать 1–3 мм.

С целью уменьшения тепловых потоков на экраны НРЧ для мазутных котлов ТГМП–114 был учтен опыт освоения котлов ПК–41 – топочная камера выполнена открытой (без пережима), осуществлена подача рециркулируемых газов, забираемых после экономайзера, в нижнюю часть топки. Это позволило снизить на 20 % тепловые потоки в ядре го­рения по сравнению с котлами ПК–41. Однако рост темпе­ратуры труб НРЧ из-за образования оксидов железа на­блюдался и на котлах ТГМП–114, но темп этого роста заметно, снизился. Скорость повышения температуры увеличивается после 5–6 тыс. ч эксплуатации котла.

При проектировании котла ТГМП–314 тепловое напря­жение топочного объема было снижено до 195 кВт/м³, вы­ходные панели НРЧ расположены в наименее теплонапряженных местах – углах топочной камеры. Имеется рецир­куляция топочных газов, которая способствует снижению локальных тепловых потоков на экраны НРЧ. Однако на этих котлах также не удалось полностью подавить высо­котемпературную газовую коррозию экранов. В период экс­плуатации наблюдалось повышение температуры металла труб и после 20 тыс. ч работы зафиксированы коррозион­ные повреждения на фронтовой и задней стенах НРЧ.

Повреждения труб открытых экранов НРЧ пылеугольных котлов П–50 и ТПП–210А являются сходными с повреж­дениями труб радиационных поверхностей нагрева мазут­ных котлов СКД. Обычно эти повреждения – хрупкие, бездеформационные – сопровождались коррозионным уто­нением стенки труб, наружными поперечными трещинами ("рисками"), образованием феррито–сорбитной структуры и обезуглероживанием металла.

Повреждения экранных труб котлов СКД наблюдались также и на котлах зарубежных электростанций из-за на­личия внутри них трубных железооксидных образований, связанных с недопустимо высоким уровнем рабочих темпе­ратур металла.

Пример 4.8. Повреждения происходили (ФРГ) на котлах давлением от 24 до 30 МПа и паропроизводительностью от 175 до 600 т/ч, сжигающих уголь и мазут. Повреждения труб начинались после 9–11 тыс. ч работы на мазуте и происходили в районе оси горелок из–за перегре­ва металла при образовании слоев оксидов железа. Для удаления же­лезооксидных  образований  котлы  подвергались  химической  промывке.

В последующих конструкциях котлов предусматривалось избегать наброса пламени факела на экран. При работе этих котлов на пылеугольном топливе повреждений подобного рода не происходило.

Пример 4.9. Сообщается о двух случаях повреждений экранных труб ма­зутного котла фирмы Зульнер давлением 19 МПа. Повреждения начались после 15 тыс. ч работы котла из–за железооксидных образований, толщина которых составила 0,3 мм.

Пример 4.10. Также приводятся сведения о том, что одним из серьезных затруднений в освоении котлов производительностью 490 кг/с (1764 т/ч) и давлением острого пара 24 МПа явились железооксидные образова­ния в трубах топочных экранов. На электростанции Staudinger  (ФРГ)  в первый период эксплуатации котла D–115 кг/с (414 т/ч) давле­нием 23 МПа, оборудованного циклонными предтопками для сжигания газа и мазута, имели место частые разрывы труб предтопков при пере­греве их из–за железооксидных образований.

Пример 4.11. Повреждения труб НРЧ имели место на газомазутном котле СКД фирмы Бабкок–Вилькокс.

Повреждения труб из–за перегрева из–за железооксидных образо­ваний происходили через 4–6 мес. после очередной химической очистки.

В настоящее время основными мероприятиями по пре­дупреждению недопустимого роста температур металла труб НРЧ как пылеугольных, так и газомазутных котлов при гидразинно–аммиачном водно–химическом режиме про­должают оставаться эксплуатационные промывки (очист­ки), проводимые по упрощенной технологии. В зависимости от темпа роста температуры металла труб промывки прово­дятся 2 раза в год или реже.

На Костромской и Средне–Уральской ГРЭС проводи­лась проверка так называемого комплексонного водно-хи­мического режима, при котором формирование железнооксидных образований начинается при более низких тем­пературах в менее теплонапряженных поверхностях нагрева. При этом изменяется и структура железооксид­ных образований в трубах НРЧ, которые становятся более плотными, увеличивается их теплопроводность. Это приводит к увеличению межпромывочного периода работы котла.

На рис. 4.8 показан график изменения температуры ме­талла труб НРЧ одного из котлов ТГМП–114 Костромской ГРЭС при работе на комплексонном режиме.

Рис. 4.8. Изменение температуры металла труб при длительной работе энергоблока,   эксплуатировавшегося  на  комплексном  водном  режиме:

1 – вставка  №  1   (ход  IV);  2 – вставка  №  2  (ход  II); 3 – вставка  №3  (ход  III);

4 – вставка  № 4  (ход  IV);  5 –вставка  №  5  (ход  IV); 6 – вставка Щ 6  (ход  III);

7 – вставка № 7  (ход III);  8 – вставка  № 8  (ход II)

График по­строен по показаниям эксплуатационных температурных вставок за период около 10 тыс. ч непрерывной эксплуата­ции котла. Как видно из графика, скорость роста темпера­туры металла труб составляет в среднем 4–6 ºС/1000 ч, что в 3–3,5 раза меньше скорости роста температуры при ра­боте блоков с котлами ТГМП–114 на гидразинно–аммиач­ном водном режиме с рН = 9Д ±0,1. Максимальная темпе­ратура металла труб НРЧ в этот период не превышала 53 ºС.

Химические очистки оборудования композициями на ос­нове комплексонов в настоящее время прочно вошли в прак­тику работы отечественных электростанций. Многие ТЭС давно используют периодическую комплексонную обработ­ку для создания устойчивых защитных окисных пленок на внутренней поверхности элементов пароводяного контура котлов. Такая обработка проводится в два этапа. На первом этапе происходит растопка котла при температуре котловой воды 160–170 ºС, содержащей трилон Б, т. е. дав­ление в котле поддерживается в пределах 0,6–0,8 МПа. Второй этап заключается в подъеме температуры до рабо­чей. При этом начиная с 300 ºС происходит термолиз комплексаторов железа с образованием на металле качествен­ной пленки.

На первом этапе удалением имеющихся отложений про­исходит подготовка поверхности к образованию на ней за­щитной пленки; получают в растворе необходимую концен­трацию комплексаторов железа как "материала", необхо­димого для последующего создания из него защитной пленки.

За последнее время возрос интерес к непрерывной кор­рекций водно–химического режима с помощью комплексо­нов. Задача такого режима   заключается   в   непрерывной микропассивации котельного металла, обеспечивающей его защиту как от рабочей, так и от стояночной коррозии без применения специальных мер по консервации.

Большой интерес конструкторов и эксплуатационников вызвал нейтрально–окислительный водно–химический режим блоков. Как показал отечественный и зарубежный опыт эксплуатации этих блоков, при таком водном режиме значительно снижается скорость роста температуры НРЧ, кроме того, происходит заметное увеличение длительности фильтроциклов конденсатоочистки, что приводит к эконо­мии реагентов и уменьшению объема регенерационных стоков.

Положительный эффект получен и при внедрении нейт­рально-окислительного водного режима на котлах ПК–41 блоков 300 МВт на Конаковской ГРЭС. Котлы за 15 мес. эксплуатации при указанном водном режиме по данным практически не имели отложений в трубах НРЧ. Рост температуры стенки и повреждения труб НРЧ из–за уско­ренной коррозии за этот период отсутствовали.

Для предупреждения повреждений труб, вызванных кор­розионным износом или окалинообразованием, важно обес­печить температуру металла, не превышающую установлен­ную руководящими указаниями по учету жаростойкости легированных сталей для труб поверхностей нагрева. Предельные температуры наружной поверхности обогреваемых труб приведены в табл. 4.5.

Таблица 4.5 – Предельные температуры наружной поверхности обогреваемых труб, ºС

*  Сернистый   мазут – 0,6–1,0 %,   высокосернистый – более   1,0%,   малосерни­стый –до 0,6 %.

Приведенные в табл. 4.5 значения температур установ­лены для вновь проектируемых котлов, но соблюдение их при эксплуатации позволит повысить   надежность  работы котлов и снизить количество повреждений поверхностей на­грева. Соблюдение указанных температур обеспечивает эксплуатацию котлов с утонением труб поверхностей на­грева на 1 мм за 100 тыс. ч эксплуатации.

При эксплуатации паровых котлов необходимо обращать внимание на организацию систематического контроля режи­ма горения, назначения и распределение тепловых нагру­зок по ширине и высоте топки. Организация экономичного режима работы котла должна сочетаться с обеспечением надежной эксплуатации экранов и других поверхностей на­грева.