ПРАВОСЛАВНАЯ ЦЕРКОВЬ.Православная Церковь не является каким-то чисто земным...
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.
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.
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 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 . Там отбирались пробы газов и горя-
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
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.
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.
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.
В настоящей книге рассматриваются конкретные вопросы, связанные с работой стальных деталей парового котла. Но для изучения этих сугубо практических вопросов необходимо знать общие сведения, касающиеся строения стали и ее " свойств. В схемах, показывающих строение металлов, атомы иногда изображают в виде соприкасающихся друг с другом шаров (рис. 1). Такие схемы показывают расстановку атомов в металле, но в них трудно наглядно показать расположение атомов друг относительно друга. Эрозией называется постепенное разрушение поверхностного слоя металла под влиянием механического воздействия. Наиболее распространенным видом эрозии стальных элементов - парового котла является их истирание твердыми частицами золы, движущейся вместе с дымовыми газами. При длительном истирании происходит постепенное уменьшение толщины стенок труб, а затем их деформация и разрыв под действием внутреннего давления. |
Ряд электростанций использует для подпитки тепловых сетей речные и водопроводные воды с низким значением рН и малой жесткостью. Дополнительная обработка речной воды на водопроводной станции обычно приводит к снижению рН, уменьшению щелочности и повышению содержания агрессивной углекислоты. Появление агрессивной углекислоты возможно также в схемах подкисления, применяемых для крупных систем теплоснабжения с непосредственным водоразбором горячей воды (2000–3000 т/ч). Умягчение воды по схеме Na‑катионирования повышает ее агрессивность вследствие удаления природных ингибиторов коррозии – солей жесткости.
При плохо налаженной деаэрации воды и возможных повышениях концентраций кислорода и углекислоты из-за отсутствия дополнительных защитных мероприятий в системах теплоснабжения внутренней коррозии подвержены трубопроводы, теплообменные аппараты, аккумуляторные баки и другое оборудование.
Известно, что повышение температуры способствует развитию коррозионных процессов, протекающих как с поглощением кислорода, так и с выделением водорода. С увеличением температуры выше 40 °С кислородная и углекислотная формы коррозии резко усиливаются.
Особый вид подшламовой коррозии протекает в условиях незначительного содержания остаточного кислорода (при выполнении норм ПТЭ) и при количестве окислов железа более 400 мкг/дм 3 (в пересчете на Fe). Этот вид коррозии, ранее известный в практике эксплуатации паровых котлов, был обнаружен в условиях сравнительно слабого подогрева и отсутствия тепловых нагрузок. В этом случае рыхлые продукты коррозии, состоящие в основном из гидратированных трехвалентных окислов железа, являются активными деполяризаторами катодного процесса.
При эксплуатации теплофикационного оборудования нередко наблюдается щелевая коррозия, т. е. избирательное, интенсивное коррозионное разрушение металла в щели (зазоре). Особенностью процессов, протекающих в узких зазорах, является пониженная концентрация кислорода по сравнению с концентрацией в объеме раствора и замедленный отвод продуктов коррозионной реакции. В результате накопления последних и их гидролиза возможно снижение рН раствора в щели.
При постоянной подпитке тепловой сети с открытым водоразбором деаэрированной водой возможность образования сквозных свищей на трубопроводах полностью исключается только при нормальном гидравлическом режиме, когда во всех точках системы теплоснабжения постоянно поддерживается избыточное давление выше атмосферного.
Причины язвенной коррозии труб водогрейных котлов и другого оборудования следующие: некачественная деаэрация подпиточной воды; низкое значение рН, обусловленное присутствием агрессивной углекислоты (до 10–15 мг/дм 3); накопление продуктов кислородной коррозии железа (Fe 2 O 3) на теплопередающих поверхностях. Повышенное содержание окислов железа в сетевой воде способствует заносу поверхностей нагрева котла железоокисными отложениями.
Ряд исследователей признает важную роль в возникновении подшламовой коррозии процесса ржавления труб водогрейных котлов при их простоях, когда не принято должных мер для предупреждения стояночной коррозии. Очаги коррозии, возникающие под воздействием на влажные поверхности котлов атмосферного воздуха, продолжают функционировать при работе котлов.
2.1. Поверхности нагрева.
Наиболее характерными повреждениями труб поверхностей нагрева являются: трещины поверхности экранных и кипятильных труб, коррозионные разъедания наружных и внутренних поверхностей труб, разрывы, утонения стенок труб, трещины и разрушения колокольчиков.
Причины появления трещин, разрывов и свищей: отложения в трубах котлов солей, продуктов коррозии, сварочного грата, замедляющих циркуляцию и вызывающих перегрев металла, внешние механические повреждения, нарушение водно-химического режима.
Коррозия наружной поверхности труб подразделяется на низкотемпературную и высокотемпературную. Низкотемпературная коррозия возникает в местах установки обдувочных приборов, когда в результате неправильной эксплуатации допускается образование конденсата на занесенных сажей поверхностях нагрева. Высокотемпературная коррозия может иметь место на второй ступени пароперегревателя при сжигании сернистого мазута.
Наиболее часто встречается коррозия внутренней поверхности труб, возникающая при взаимодействии коррозионноактивных газов (кислорода, углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде, с металлом труб. Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язв, раковин и трещин.
К коррозии внутренней поверхности труб также относятся: кислородная стояночная коррозия, подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах.
Повреждения труб из-за ползучести характеризуются увеличением диаметра и образованием продольных трещин. Деформации в местах гибов труб и сварных соединений могут иметь различные направления.
Прогары и окалннообразовання в трубах происходят вследствие их перегрева до температур, превышающих расчетную.
Основные виды повреждений сварных швов выполненных ручной дуговой сваркой - свищи, возникающие из-за непроваров, шлаковых включений, газовых пор, несплавления по кромкам труб.
Основными дефектами и повреждениями поверхности пароперегревателя являются: коррозия и окалинообразование на наружной и внутренней поверхности труб, трещины, риски и расслоение металла труб, свищи и разрывы труб, дефекты сварных соединений труб, остаточная деформация в результате ползучести.
Повреждения угловых швов приварки змеевиков и штуцеров к коллекторам, вызывающие нарушением технологии сварки, имеют вид кольцевых трещин вдоль линии сплавления со стороны змеевика или штуцеров.
Характерными неисправностями, возникающими при эксплуатации поверхностного пароохладителя котла ДЕ-25-24-380ГМ являются: внутренняя и наружная коррозия труб, трещины и свищи в сварных
швах и на гибах труб, раковины, могущие возникнуть при ремонтах, риски на зеркале фланцев, течи фланцевых соединений вследствие перекоса фланцев. При гидравлическом испытании котла можно
определить только наличие неплотностей в пароохладителе. Для выявления скрытых дефектов следует провести индивидуальное гидравлическое испытание пароохладителя.
2.2. Барабаны котла.
Характерными повреждениями барабанов котла являются: трещины-надрывы на внутренней и наружной поверхности обечаек и днищ, трещины-надрывы вокруг трубных отверстий на внутренней поверхности барабанов и на цилиндрической поверхности трубных отверстий, межкристаллитная коррозия обечаек и днищ, коррозионные разъединения поверхностей обечаек и днищ, овальность барабана оддулины (выпучины) на поверхностях барабанов, обращенных в топку, вызванные температурным воздействием факела в случаях разрушения (или выпадения) отдельных частей футеровки.
2.3. Металлоконструкции и обмуровка котла.
В зависимости от качества профилактической работы, а также от режимов и сроков эксплуатации котла, его металлоконструкции могут иметь следующие дефекты и повреждения: разрывы и изгибы стоек и связей, трещины, коррозионные повреждения поверхности металла.
В результате длительного воздействия температур имеют место растрескивание и нарушение целостности фасонного кирпича, закрепляемого на штырях к верхнему барабану со стороны топки, а также трещины в кирпичной кладке по нижнему барабану и поду топки.
Особенно часто встречается разрушение кирпичной амбразуры горелки и нарушение геометрических размеров за счет оплавления кирпича.
3. Проверки состояния элементов котла.
Проверка состояния элементов котла, выведенного в ремонт, производится по результатам гидравлического испытания, наружного и внутреннего осмотра, а также других видов контроля, проводимых в объеме и соответствии с программой экспертного обследования котла (раздел «Программа экспертного обследования котлов»).
3.1. Проверка поверхностей нагрева.
Осмотр наружных поверхностей трубных элементов особенно тщательно необходимо производить в местах прохода труб через обмуровку, обшивку, в зонах максимальных тепловых напряжении - в районе горелок, лючков, лазов, а также в местах гибов экранных труб и на сварных швах.
Для предупреждения аварии, связанных с утонением стенок труб вследствие сернистой и стояночной коррозии, необходимо при ежегодных технических освидетельствованиях, проводимых администрацией предприятия, производить контроль труб поверхностей нагрева котлов, эксплуатируемых более двух лет.
Контроль производится внешним осмотром с обстукиванием предварительно очищенных наружных поверхностей труб молотком массой не более 0,5 кг и измерением толщины стенок труб. При этом следует выбирать участки труб, подвергшиеся наибольшему износу и коррозии (горизонтальные участки, участки в отложениях сажи и покрытые коксовыми отложениями).
Измерение толщины стенок труб производится ультразвуковыми толщиномерами. Возможно вырезание участков труб на двух-трех трубах топочных экранов и трубах конвективного пучка, расположенных на входе газов в него и выходе. Оставшаяся толщина стенок труб должна быть не менее расчетной согласно расчету на прочность (прилагаемого к Паспорту котла) с учетом прибавки на коррозию на период дальнейшей эксплуатации до следующего освидетельствования и прибавки запаса 0,5 мм.
Расчетная толщина стенки экранных и кипятильных труб для рабочего давления 1,3 МПа (13 кгс/см 2) составляет 0,8 мм, для 2,3 МПа (23 кгс/см 2) – 1,1 мм. Прибавка на коррозию принимается по полученным результатам замеров и с учетом длительности эксплуатации между освидетельствованиями.
На предприятиях, где в результате длительной эксплуатации не наблюдалось интенсивного износа труб поверхностей нагрева, контроль толщины стенок труб может производится при капитальных ремонтах, но не реже 1 раза в 4 года.
Внутреннему осмотру подлежат коллектора, пароперегревателя и заднего, экрана. Обязательному вскрытию и осмотру должны быть подвергнуты лючки верхнего коллектора заднего экрана.
Наружный диаметр труб должен измеряться в зоне максимальных температур. Для измерений применять специальные шаблоны (скобы) или штангенциркуль. На поверхности труб допускаются вмятины с плавными переходами глубиной не более 4 мм, если они не выводят толщину стенки за пределы минусовых отклонений.
Допускаемая разностенность труб - 10%.
Результаты осмотра и измерений заносятся в ремонтный формуляр.
3.2. Проверка барабана.
Дня выявления участков барабана, поврежденных коррозией, необходимо осмотреть поверхность до внутренней очистки с целью определения интенсивности коррозии измерить глубину разъедания металла.
Равномерные разъедания измерить по толщине стенки, в которой для этой цели просверлить отверстие диаметром 8 мм. После измерения в отверстие установить пробку и обварить с двух сторон или, в крайнем случае, только изнутри барабана. Измерение можно также производить ультразвуковым толщиномером.
Основные разъедания и язвины измерить, по оттискам. Для этой цели поврежденный участок поверхности металла очистить от отложений и слегка смазать техническим вазелином. Наиболее точный отпечаток получается, если поврежденный участок расположен на горизонтальной поверхности и в этом случае имеется возможность залить его расплавленным металлом с низкой температурой плавления. Затвердевший металл образует точный слепок поврежденной поверхности.
Для получения отпечатков, пользоваться третником, баббитом, оловом, по возможности применять гипс.
Оттиски повреждений, расположенных на вертикальных потолочных поверхностях, получить, используя воск и пластилин.
Осмотр трубных отверстий, барабанов проводится в следующем порядке.
После удаления развальцованных труб проверить диаметр отверстий при помощи шаблона. Если шаблон входит в отверстие до упорного выступа, то это означает, что диаметр отверстия увеличен сверх нормы. Измерение точной величины диаметра осуществляется штангенциркулем и отмечается в ремонтном формуляре.
При контроле сварных швов барабанов необходимо подвергать проверке прилегающий к ним основной металл на ширину 20-25 мм по обе стороны от шва.
Овальность барабана измеряется не менее чем через каждые 500 мм по длине барабана, в сомнительных случаях и чаще.
Измерение прогиба барабана осуществляется путем натяжки струны вдоль поверхности барабана и замера зазоров по длине струны.
Контроль поверхности барабана, трубных отверстий и сварных соединений производится внешним осмотром, методами, магнитопорошковой, цветной и ультразвуковой дефектоскопии.
Допускаются (не требуют выправки) отдулины и вмятины вне зоны швов и отверстий при условии, что их высота (прогиб), в процентах от наименьшего размера их основания, будет не более:
в сторону атмосферного давления (отдулины) - 2%;
в сторону давления пара (вмятины) - 5%.
Допускаемое уменьшение толщины стенки днища - 15%.
Допускаемое увеличение диаметра отверстий для труб (под сварку) - 10%.