Предупреждение АВАРИЙ ПАРОВЫХ КОТЛОВ

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 [6].

Котел прямоточный, номинальной паропроизводительностыо 950 т/ч, давлением 24 МПа и температурой пара 565 °С, П-образиый, 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 °С. До ре­конструкции головного котла ГІК-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 °С по­ступала из экономайзера двумя потоками во фронтовую панель НРЧ каждого корпуса и выходила из нее с расчетной температурой 358 °С. Далее среда направлялась в боковые экраны НРЧ, где температура ее повышалась согласно тепловому расчету котла до 384 °С 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 °С. 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.

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 [5] отмечают," что такое различие позволило сделать вы­вод о перегреве металла поврежденных труб с лобовой стороны, ко­торый состоял не менее 600 °С в процессе эксплуатации. Заметного увеличения периметра разрушенных труб в местах 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 [37] объясняют это различием кон­центрации железа в питательной воде, изменением интенсивности про­цесса формирования слоя оксидов во времени и нетождественностыо режимов во время опытов. Температура на вновь установленных тем-

772329308721522252756 76777819 212д 242526141516772829301 2 8 11 737^75767820212283 737576777879222324252&

Лвгуст ^ Сентябрь ^ ^

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

А — температура труб I хода заднего экрана: I, 2, 3, 4, 5, 6 — температура труб. Me 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 N° 71—142 —II ход)

Пературных вставках составляла 500—520 °С, а после 6 мес достигла 580—600 °С. Максимальная скорость повышения температуры имела место при энтальпиях среды 1950—2200 кДж/кг, а в отдельных про­межутки времени составляла 18—19 °С в месяц. За время - годичного измерения суммарная скорость повышения температуры для заднего (выходного) экрана составляла 8—12 °С 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 032x5 мм состав­ляет 500—520 °С, на наружной поверхности труб 032x6 ,мм 520—540 °С, когда внутренняя поверхность труб НРЧ чис­тая. При полном отсутствии слоя оксидов железа темпера­тура металла на внутренней поверхности труб НРЧ состав­ляет 420—440 °С.

При накоплении железооксидиых 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 теплонапря - женных 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 пылеуголь - ных 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 [39].

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.

Повреждения происходили (ФРГ) на котлах давлением от 24 до 30 МПа и паропроизводительностью от 175 до 600 т/ч, сжигающих уголь и мазут [20]. 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 пыле - угольном топливе повреждений подобного рода не происходило.

В [13] сообщается о двух случаях повреждений экранных труб ма* зутного котла фирмы Зульцер давлением 19 МПа. Повреждения нача* лись после 15 тыс. ч работы котла из-за железооксидных образований, толщина которых составила 0,3 мм.

В [46] 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) [47] 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.

Повреждения труб НРЧ имели место на газомазутном котле СКД фирмы Бабкок-Вилькокс [45].

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 комплексоиного водно-хи­мического режима [5], при котором формирование желез - нооксидных 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 комплексоином режиме. 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 °С/1000 ч, что в 3—3,5 раза меньше скорости роста температуры при ра­боте блоков с котлами ТГМП-114 на гидразинно-аммиач - ном водном режиме с рН—9,1 ±0,1. Максимальная темпе­ратура металла труб НРЧ в этот период не превышала 53 °С.

Рис. 4 8. Изменение температуры металла труб при длительной работе энергоблока, эксплуатировавшегося на комплексном водном режиме: / — 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 № 6 (ход III); 7 —вставка № 7 (ход III); 8 — вставка № 8 (ход II)

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 [17]. Такая обработка проводится в два этапа. На первом этапе происходит растопка котла при температуре котловой воды 160—170 °С, 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 °С происходит термолиз ком- плексаторов 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 пего защитной пленки.

За последнее время возрос интерес к непрерывной кор­рекции водио-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 [29]. 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 нейт - рально-окислительного водного режима на котлах ПК-41 блоков 300 МВт на Конаковской ГРЭС. Котлы за 15 мес эксплуатации при указанном водном режиме по данным [29] практически не имели отложений в трубах ИРЧ. 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.

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 на-, грева. 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 на - , дежной эксплуатации экранов и других поверхностей на­грева.