МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ

РД 34.26.105-84

СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1986

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского

ИСПОЛНИТЕЛИ Р.А. ПЕТРОСЯН, И.И. НАДЫРОВ

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 22.04.84 г.

Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА И ГАЗОХОДОВ КОТЛОВ

РД 34.26.105-84

Срок действия установлен
с 01.07.85 г.
до 01.07.2005 г.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приложение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

где m - число атомов серы в молекуле серосодержащего компонента;

q - объемный процент серы (серосодержащего компонента);

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

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

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

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

Таблица 1

	Скорость коррозии (мм/год) при температуре стенки, ºС
				0,5Более 2 0,20
Св. 0,11 до 0,4 вкл.
Св. 0,41 до 1,0 вкл.

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

Наиболее активно коррозия экранных труб проявляется в местах концентрирования примесей теплоносителя. Сюда относятся участки экранных труб с высокими тепловыми нагрузками, где происходит глубокое упаривание котловой воды (особенно при наличии на испарительной поверхности пористых малотеплопроводных отложений). Поэтому в отношении предупреждения повреждений экранных труб, связанных с внутренней коррозией металла, нужно учитывать необходимость комплексного подхода, т.е. воздействия как на водно-химический, так и топочный режим.

Повреждения экранных труб в основном носят смешанный характер, их условно можно разделить на две группы:

1) Повреждения с признаками перегрева стали (деформация и утонение стенок труб в месте разрушения; наличие графитных зерен и т.д.).

2) Хрупкие разрушения без характерных признаков перегрева металла.

На внутренней поверхности многих труб отмечены значительные отложения двухслойного характера: верхний - слабосцепленный, нижний - окалинообразный, плотно сцепленный с металлом. Толщина нижнего слоя окалины составляет 0.4-0.75 мм. В зоне повреждения окалина на внутренней поверхности подвергается разрушению. Вблизи мест разрушений и на некотором удалении от них внутренняя поверхность труб поражена коррозионными язвинами и хрупкими микроповреждениями.

Общий вид повреждений свидетельствует о тепловом характере разрушения. Структурные изменения на лобовой стороне труб - глубокая сферидизация и распад перлита, образование графита (переход углерода в графит 45-85%) - свидетельствует о превышении не только рабочей температуры экранов, но и допустимой для стали 20 500 оС. Наличие FeO также подтверждает высокий уровень температур металла в процессе эксплуатации (выше 845 оК - т.е. 572 оС).

Хрупкие повреждения, вызванные водородом, обычно происходят в зонах с мощными тепловыми потоками, под толстыми слоями отложений, и на-клонных или горизонтальных трубах, а также на участках теплопередачи рядом с подкладными кольцами сварных швов либо другпмии устройства-ми, препятствующими свободному движению потоков..Опыт показал, что повреждения, вызванные водородом, происходят в котлах, работающих под давлением ниже 1000 фунт/кв. дюйм (6.9 МПа).

Повреждення под действием водорода обычно приводят к разрывам с тол-стыми краями. Другие механизмы, способствующие образованию разры-вов с толстыми краями, это коррозионное растрескивание под напряжени-ем, коррозионная усталость, разрывы под действием напряжений, а также (в некоторых редких случаях) сильнейший перегрев. Может оказаться за-труднительным визуально отличить разрушения, вызванные водородным повреждением, от других видов разрушений, однако здесь могут помочь не-которые их особенности.

Например, водородное повреждение почти всегда связано с образова-нием раковин в металле (см. меры предосторожности, приведенные в Гла-вах 4 и 6). Другие виды разрушений (за исключением, возможно, коррози-онной усталости, которая часто начинается в отдельных раковинах) обыч-но не связаны с сильной коррозией.

Аварии труб в результате водородного повреждения металла часто про-являются в виде образования в стенке трубы прямоугольного «окна», что не характерно для других видов разрушений.

Для оценки повреждаемости экранных труб следует учитывать, что металлургическое (исходное) содержание газообразного водорода в стали перлитного класса (в т.ч. ст.20) не превышает 0.5--1 см3/100г. При содержании водорода выше 4--5 см3/100г механические свойства стали существенно ухудшаются. При этом ориентироваться надо преимущественно на локальное содержание остаточного водорода, поскольку при хрупких разрушениях экранных труб резкое ухудшение свойств металла отмечается только в узкой зоне по сечению трубы при неизменно удовлетворительных структуре и механических свойствах прилегаемого металла на удалении всего 0.2-2мм.

Полученные значения средних концентраций водорода у кромки разрушения в 5-10 раз превышают его исходное содержание для ст.20, что не могло не оказать существенного влияния на повреждаемость труб.

Приведенные результаты свидетельствуют, что водородное охрупчивание оказалось решающим фактором повреждаемости экранных труб котлов КрТЭЦ.

Потребовалось дополнительное изучение, какой из факторов оказывает на этот процесс определяющее влияние: а) термоциклирование из-за дестабилизации нормального режима кипения в зонах повышенных тепловых потоков при наличии отложений на испарительной поверхности, а, как результат, - повреждение покрывающих ее защитных оксидных пленок; б) наличие в рабочей среде коррозионно активных примесей, концентрирующихся в отложениях у испарительной поверхности; в) совместное действие факторов "а" и "б".

Особо стоит вопрос о роли топочного режима. Характер кривых свидетельствует о скоплении водорода в ряде случаев вблизи наружной поверхности экранных труб. Это возможно прежде всего при наличии на указанной поверхности плотного слоя сульфидов, в значительной мере не проницаемых для водорода, диффундирующего от внутренней поверхности к наружной. Образование сульфидов обусловлено: высокой сернистостью сжигаемого топлива; набросом факела на экранные панели. Другой причиной наводораживания металла у наружной поверхности является протекание коррозионных процессов при контакте металла с дымовыми газами. Как показал анализ наружных отложений труб котлов, обычно имело место действие обеих приведенных причин.

Роль топочного режима проявляется также в коррозии экранных труб под действием чистой воды, которая чаще всего наблюдается на парогенераторах высокого давления. Очаги коррозии расположены обычно в зоне максимальных местных тепловых нагрузок и только на обогреваемой поверхности трубы. Это явление ведет к образованию круглых или эллиптических углублений диаметром больше 1 см.

Перегрев металла возникает наиболее часто при наличии отложений в связи с тем, что количество воспринятого тепла будет практически одинаковым как для чистой трубы, так и для трубы, содержащей накипь температура трубы будет разной.

Коррозия стали в паровых котлах, протекающая под действием водяного пара, сводится, в основном, к следующей реакции:

ЗFе + 4Н20 = Fe2O3 + 4H2

Можно считать, что внутренняя поверхность котла представляет тонкую пленку магнитной окиси железа. Во время эксплуатации котла пленка окиси непрерывно разрушается и снова образуется, причем выделяется водород. Поскольку поверхностная пленка магнитной окиси железа представляет основную защиту для стали, ее следует поддерживать в состоянии наименьшей проницаемости для воды.
Для котлов, арматуры, водо- и паропроводов применяются преимущественно простые углеродистые или низколегированные стали. Коррозионной средой во всех случаях являются вода или водяной пар различной степени чистоты.
Температура, при которой может протекать коррозионный процесс, колеблется от температуры помещения, где находится бездействующий котел, до температуры кипения насыщенных растворов при работе котла, достигающей иногда 700°. Раствор может иметь температуру, значительно более высокую, чем критическая температура чистой воды (374°). Однако высокие концентрации солей в котлах встречаются редко.
Механизм, посредством которого физические и химические причины могут приводить к разрушению пленки в паровых котлах, по существу на отличается от механизма, исследованного при более низких температурах на менее ответственном оборудовании. Разница заключается в том, что скорость коррозии в котлах значительно больше вследствие высокой температуры и давления. Большая скорость теплопередачи от стенок котла к среде, достигающая 15 кал/см2сек, также усиливает коррозию.

ТОЧЕЧНАЯ КОРРОЗИЯ

Форма коррозионных раковин и их распределение на поверхности металла могут изменяться в широких пределах. Коррозионные раковины иногда образуются внутри уже существующих раковин и часто располагаются настолько близко друг к другу, что поверхность становится чрезвычайно неровной.

Распознавание точечной коррозии

Выяснение причины образования коррозионных разрушений определенного типа часто весьма затруднительно, так как одновременно могут действовать несколько причин; кроме того, ряд изменений, происходящих при охлаждении котла от высокой температуры и при спуске воды, иногда маскирует явления, имевшие место при эксплуатации. Однако опыт существенно помогает распознавать точечную коррозию в котлах. Например, было замечено, что присутствие в коррозионной раковине или на поверхности бугорка черной магнитной окиси железа указывает, что в котле протекал активный процесс. Подобными наблюдениями часто пользуются при проверке мероприятий, принятых для защиты от коррозии.
Не следует смешивать ту окись железа, которая образуется в местах активной коррозии, с черной магнитной окисью железа, присутствующей иногда в виде взвеси в котловой воде. Необходимо помнить, что ни общее количество мелкодисперсной магнитной окиси железа, ни количество выделяющегося в котле водорода не могут служить надежным признаком степени и размеров происходящей коррозии. Гидрат закиси железа, попадающий в котел из посторонних источников, например из резервуаров для конденсата или из питающих котел трубопроводов, может частично объяснить присутствие в котле как окиси железа, так и водорода. Гидрат закиси железа, поступающий с питательной водой, взаимодействует в котле по реакции.

ЗFе (ОН)2 = Fе3O4 + 2Н2О + Н2.

Причины, влияющие на развитие точечной коррозии

Посторонние примеси и напряжения. Неметаллические включения в стали, так же как и напряжения, способны создавать анодные участки на металлической поверхности. Обычно коррозионные раковины бывают разных размеров и разбросаны по поверхности в беспорядке. При наличии напряжений расположение раковин подчиняется направлению приложенного напряжения. Типичными примерами могут служить плавниковые трубки в местах, где плавники дали трещины, а также места развальцовки котельных трубок.
Растворенный кислород.
Возможно, что самым сильным активатором точечной коррозии является растворенный в воде кислород. При всех температурах, даже в щелочном растворе, кислород служит активным деполяризатором. Кроме того, в котлах легко могут возникать кислородные концентрационные элементы, особенно под окалиной или загрязнениями, где создаются застойные участки. Обычной мерой борьбы с такого рода коррозией служит деаэрация.
Растворенный угольный ангидрид.
Так как растворы угольного ангидрида имеют слабокислую реакцию, то он ускоряет коррозию в котлах. Щелочная котловая вода снижает агрессивность растворенного угольного ангидрида однако получающаяся от этого выгода не распространяется на поверхности, омываемые паром, или на трубопроводы для конденсата. Удаление угольного ангидрида вместе с растворенным кислородом путем механической деаэрации является обычным мероприятием.
Недавно были произведены попытки применить циклогексиламин с целью устранения коррозии в паропроводах и трубопроводах для конденсата отопительных систем.
Отложения на стенках котла.
Очень часто коррозионные раковины можно обнаружить вдоль наружной поверхности (или под поверхностью) таких отложений, как прокатная окалина, котельный шлам, котельная накипь, продукты коррозии, масляные пленки. Раз начавшись, точечная коррозия будет развиваться дальше, если не удалить продуктов коррозии. Этот вид местной коррозии усиливается катодным (по отношению к котельной стали) характером осадков или истощением кислорода под отложениями.
Медь в котловой воде.
Если принять во внимание большие количества медных сплавов, применяемых для вспомогательного оборудования (конденсаторы, насосы и т. п.), то нет ничего удивительного в том, что в большинстве случаев в котельных отложениях содержится медь. Она присутствует обычно в металлическом состоянии, иногда в виде окиси. Количество меди в отложениях изменяется от долей процента до почти чистой меди.
Вопрос о значении медных отложении в котельной коррозии нельзя считать решенным. Некоторые утверждают, что медь лишь присутствует при коррозионном процессе и никак на него не влияет, другие, напротив, считают, что медь, являясь катодом по отношению к стали, может способствовать точечной коррозии. Ни одна из этих точек зрения не подтверждена прямыми опытами.
Во многих случаях наблюдалась незначительная коррозия (или даже полное ее отсутствие), несмотря на то, что отложения по всему котлу содержали значительные количества металлической меди. Имеются также сведения, что при контакте меди с малоуглеродистой сталью в щелочной котловой воде, при повышенных температурах, медь разрушается скорее, чем сталь. Медные кольца, обжимающие концы развальцованных труб, медные заклепки и экраны вспомогательного оборудования, через которое проходит котловая вода, почти полностью разрушаются даже при относительно низких температурах. Ввиду этого считается, что металлическая медь не усиливает коррозии котельной стали. Отложившуюся медь можно рассматривать просто как конечный продукт восстановления окиси меди водородом в момент его образования.
Наоборот, весьма сильные коррозионные изъязвления котельного металла часто наблюдаются по соседству с отложениями, особо богатыми медью. Эти наблюдения привели к предположению, что медь, поскольку она катодна по отношению к стали, способствует точечной коррозии.
Поверхность котлов редко представляет обнаженное металлическое железо. Чаще всего на ней имеется защитный слой, состоящий преимущественно из окиси железа. Возможно, что там, где в этом слое образуются трещины, обнажается поверхность, являющаяся анодной относительно меди. В таких местах образование коррозионных раковин усиливается. Этим же можно объяснить в некоторых случаях ускоренное разъедание в тех местах, где образовалась раковина, а также сильную точечную коррозию, наблюдаемую иногда после очистки котлов с применением кислот.
Неправильный уход за бездействующими котлами.
Одной из самых частых причин образования коррозионных раковин является отсутствие надлежащего ухода за бездействующими котлами. Бездействующий котел должен содержаться либо совершенно сухим, либо наполненным водой, обработанной таким образом, чтобы коррозия была невозможна.
Вода, оставшаяся на внутренней поверхности бездействующег котла, растворяет кислород из воздуха, что приводит к образованию раковин, которые в дальнейшем явятся центрами вокруг которых будет развиваться коррозионный процесс.
Обычные инструкции по предохранению бездействующих котлов от коррозии заключаются в следующем:
1) спуск воды из еще горячего котла (около 90°); продувание котла воздухом до полного его осушения и содержание в сухом состоянии;
2) наполнение котла щелочной водой (рН = 11), содержащей избыток ионов SО3" (около 0,01%), и хранение под водяным или паровым затвором;
3) наполнение котла щелочным раствором, содержащим, соли хромовой кислоты (0,02-0,03% СгО4").
При химической очистке котлов защитный слой окиси железа будет снят во многих местах. Впоследствии эти места могут не покрыться вновь образованным сплошным слоем и на них, даже в отсутствие меди, появятся раковины. Поэтому рекомендуется немедленно после химической очистки возобновить слой окиси железа путем обработки кипящим щелочным раствором (подобно тому, как это делается для новых котлов, вступающих в эксплуатацию).

Коррозия экономайзеров

Общие положения, касающиеся котельной коррозии, в равной мере применимы и к экономайзерам. Однако экономайзер, подогревая питательную воду и располагаясь перед котлом, особенно чувствителен к образованию коррозионных раковин. Он представляет первую поверхность с высокой температурой, испытывающую на себе разрушающее действие кислорода, растворенного в питательной воде. Кроме того, вода, проходящая через экономайзер, имеет, как правило, низкое значение рН и не содержит химических замедлителей.
Борьба с коррозией экономайзеров заключается в деаэрации воды и добавке щелочи и химических замедлителей.
Иногда обработка котловой воды осуществляется пропусканием части ее через экономайзер. В этом случае следует избегать отложений шлама в экономайзере. Нужно учитывать также влияние такой рециркуляции котловой воды на качество пара.

ОБРАБОТКА КОТЛОВОЙ ВОДЫ

При обработке котловой воды с целью защиты от коррозии первостепенной задачей является образование и сохранение защитной пленки на металлических поверхностях. Сочетание добавляемых в воду веществ зависит от рабочих условий, особенно от давления, температуры, тепловой напряженности качества питательной воды. Однако для всех случаев нужно соблюдать три правила: котловая вода должна быть щелочной, не должна содержать растворенного кислорода и загрязнять поверхность нагрева.
Едкий натр лучше всего обеспечивает защиту при рН =11-12. На практике при сложном составе котловой воды наилучшие результаты получаются при рН = 11. Для котлов, работающих при давлениях ниже 17,5 кг/см2, рН обычно поддерживается в пределах, между 11,0 и 11,5. Для более высоких давлений, ввиду возможности разрушения металла в результате неправильной циркуляции и местного повышения концентрации раствора щелочи, рН обычно берется равным 10,5 - 11,0.
Для удаления остаточного кислорода широко применяются химические восстановители: соли сернистой кислоты, гидрат закиси железа и органические восстановители. Соединения двухвалентного железа очень хороши для удаления кислорода, но образуют шлам, который оказывает нежелательное влияние на теплопередачу. Органические восстановители, ввиду их неустойчивости при высоких температурах, обычно не рекомендуются для котлов, работающих при давлениях выше 35 кг/см2. Имеются данные о разложении сернистокислых солей при повышенных температурах. Однако применение их в небольших концентрациях в котлах, работающих под давлением вплоть до 98 кг/см2, широко практикуется. Многие установки высокого давления работают вообще без химической деаэрации.
Стоимость специального оборудования для деаэрации, несмотря на несомненную его пользу, не всегда оправдывается для малых установок, работающих при сравнительно низких давлениях. При давлениях ниже 14 кг/см2 частичная деаэрация в подогревателях питательной воды может довести содержание растворенного кислорода приблизительно до 0,00007%. Добавка химических восстановителей дает хорошие результаты, особенно, когда рН воды выше 11, а вещества, связывающие кислород, добавляются до поступления воды в котел, что обеспечивает поглощение кислорода вне котла.

КОРРОЗИЯ В КОНЦЕНТРИРОВАННОЙ КОТЛОВОЙ ВОДЕ

Низкие концентрации едкого натра (порядка 0,01%) способствуют сохранению окисного слоя на стали в состоянии, надежно обеспечивающем защиту от коррозии. Местное повышение концентрации вызывает сильную коррозию.
Участки котельной поверхности, на которых концентрация щелочи достигает опасной величины, обычно характеризуются избыточным, по отношению к циркулирующей воде, подводом тепла. Обогащенные щелочью зоны у поверхности металла могут возникать в разных местах котла. Коррозионные изъязвления расположены в виде полос или удлиненных участков, иногда гладких, а иногда наполненных твердой и плотной магнитной окисью.
Трубки, расположенные горизонтально или слегка наклонно и подверженные интенсивному действию излучения сверху, разъедаются внутри, вдоль верхней образующей. Подобные случаи наблюдались в котлах большой мощности, а также воспроизводились при специально поставленных опытах.
Трубки, в которых циркуляция воды неравномерна или нарушается при большой нагрузке котла, могут подвергаться разрушению вдоль нижней образующей. Иногда коррозия более резко выражена вдоль переменного уровня воды на боковых поверхностях. Часто можно наблюдать обильные скопления магнитной окиси железа-иногда рыхлые, иногда представляющие плотные массы.
Перегрев стали часто усиливает разрушение. Это может произойти в результате образования прослойки пара в верхней части наклонной трубки. Образование паровой рубашки возможно и в вертикальных трубках при усиленном подводе тепла, на что указывает измерение температуры в различных местах трубок во время работы котла. Характерные данные, полученные при этих измерениях, представлены на рис. 7. Ограниченные участки перегрева в вертикальных трубках, имеющих нормальную температуру выше и ниже „горячего места", возможно являются результатом пленочного кипения воды.
Всякий раз, как на поверхности котельной трубки образуется пузырек пара, температура металла под ним повышается.
Повышение концентрации щелочи в воде должно происходить на поверхности раздела: пузырек пара - вода - поверхность нагрева. На рис. показано, что даже незначительное повышение температуры водяной пленки, соприкасающейся с металлом и с расширяющимся пузырьком пара, приводит к концентрации едкого натра, измеряемой уже процентами а не миллионными долями. Пленка воды, обогащенной щелочью, образующаяся в результате появления каждого пузырька пара, влияет на малый участок металла и в течение весьма короткого времени. Тем не менее, суммарное действие пара на поверхность нагрева может быть уподоблено непрерывному действию концентрированного раствора щелочи, несмотря на то, что общая масса воды содержит всего лишь миллионные доли едкого натра. Было сделано несколько попыток найти разрешение вопроса, связанного с местным повышением концентрации едкого натра на поверхностях нагрева. Так предлагалось добавлять к воде нейтральные соли (например, хлористые металлы) в большей концентрации, чем едкий натр. Однако лучше всего вовсе исключить добавку едкого натра и обеспечить необходимую величину рН введением гидролизующихся солей фосфорной кислоты. Зависимость между рН раствора и концентрацией фосфорнонатриевой соли представлена на рис. Несмотря на то, что вода, содержащая фосфорнонатриевую соль, имеет высокое значение рН, ее можно упаривать без значительного повышения концентрации гидроксильных ионов.
Следует, однако, помнить, что исключение действия едкого натра означает только, что удален один фактор, ускоряющий коррозию. Если в трубках образуется паровая рубашка, то хотя бы вода и не содержала щелочи, коррозия все же возможна, хотя и в меньшей степени, чем в присутствии едкого натра. Решение задачи следует искать также путем изменения конструкции, учитывая в то же время тенденцию к постоянному увеличению энергетической напряженности поверхностей нагрева, что, в свою очередь, безусловно усиливает коррозию. Если температура тонкого слоя воды, непосредственно у нагревающей поверхности трубки, превосходит среднюю температуру воды в грубке хогя бы на малую величину, в таком слое может относительно сильно вырасти концентрация едкого натра. Кривая приблизительно показывает условия равновесия в растворе, содержащем только едкий натр. Точные данные зависят, до некоторой степени, от давления в котле.

ЩЕЛОЧНАЯ ХРУПКОСТЬ СТАЛИ

Щелочную хрупкость можно определить, как появление трещин в районе заклепочных швов или в других местах соединений, где возможно скопление концентрированного раствора щелочи и где имеются высокие механические напряжения.
Наиболее серьезные повреждения почти всегда происходят в районе заклепочных швов. Иногда они приводят к взрыву котла; чаще приходится производить дорогостоящий ремонт даже сравнительно новых котлов. Одна американская железная дорога за год зарегистрировала образование трещин у 40 паровозных котлов, что потребовало ремонта стоимостью около 60000 долларов. Появление хрупкости было установлено также на трубках в местах развальцовки, на связях, коллекторах и в местах резьбовых соединений.

Напряжение, необходимое для возникновения щелочной хрупкости

Практика показывает малую вероятность хрупкого разрушения обычной котельной стали, если напряжения не превышают предела текучести. Напряжения, создаваемые давлением пара или равномерно распределенной нагрузкой от собственного веса сооружения, не могут привести к образованию трещин. Однако напряжения, создаваемые прокаткой листового материала, предназначенного для изготовления котлов, деформацией во время клепки или любой холодной обработкой, сопряженной с остаточной деформацией, могут вызвать образование трещин.
Наличие прилагаемых извне напряжений необязательно для образования трещин. Образец котельной стали, предварительно выдержанный при постоянном изгибающем напряжении, а затем освобожденный, может дать трещину в щелочном растворе, концентрация которого равняется повышенной концентрации щелочи в котловой воде.

Концентрация щелочи

Нормальная концентрация щелочи в барабане котла не может вызвать образования трещин, потому что она не превышает 0,1% NaОН, а наименьшая концентрация, при которой наблюдается щелочная хрупкость, выше нормальной приблизительно в 100 раз.
Такие высокие концентрации могут получаться в результате чрезвычайно медленного просачивания воды через заклепочный шов или какой-либо другой зазор. Это объясняет появление твердых солей снаружи большинства заклепочных швов в паровых котлах. Наиболее опасной течью является такая, которую трудно обнаружить Она оставляет осадок твердого вещества внутри заклепочного шва, где имеются высокие остаточные напряжения. Совместное действие напряжения и концентрированного раствора может вызвать появление трещин щелочной хрупкости.

Устройство для выявления щелочной хрупкости

Специальное устройство для контроля состава воды воспроизводит процесс упаривания воды с повышением концентрации щелочи на напряженном стальном образце в тех же условиях, в которых это происходит в районе заклепочнох шва. Растрескивание контрольного образца указывает, что котловая вода данного состава способна вызвать щелочную хрупкость. Следовательно, в таком случае необходима обработка воды, устраняющая ее опасные свойства. Однако растрескивание контрольного образца еще не означает, что в котле уже появились или появятся трещины. В заклепочных швах или в других местах соединений необязательно имеются одновременно и течь (пропаривание), и напряжение, и повышение концентрации щелочи, как у контрольного образца.
Контрольное устройство устанавливается непосредственно на паровом котле и позволяет судить о качестве котловой воды.
Испытание длится 30 и более дней при постоянной циркуляции воды через контрольное устройство.

Распознавание трещин щелочной хрупкости

Трещины щелочной хрупкости в обычной котельной стали носят иной характер, чем усталостные трещины или трещины, образовавшиеся вследствие высоких напряжений. Это иллюстрируется рис. I9, который показывает межкристаллитный характер таких трещин, образующих тонкую сетку. Разницу между межкристаллитными трещинами щелочной хрупкости и внутрикристаллитными трещинами, вызванными коррозионной усталостью, можно видеть при сравнении.
В легированных сталях (например, никелевых или кремнемарганцовистых), применяемых для паровозных котлов, трещины также располагаются сеткой, но не всегда проходят между кристаллитами, как в случае обыкновенной котельной стали.

Теория щелочной хрупкости

Атомы в кристаллической решетке металла, находящиеся на границах кристаллитов, испытывают менее симметричное воздействие своих соседей, чем атомы в остальной массе зерна. Поэтому они легче покидают кристаллическую решетку. Можно думать, что при тщательном подборе агрессивной среды удастся осуществить такое избирательное удаление атомов с границ кристаллитов. Действительно, опыты показывают, что в кислых, нейтральных (с помощью слабого электрического тока, создающего условия, благоприятные для коррозии) и концентрированных растворах щелочи можно получить межкристаллитное растрескивание. Если раствор, вызывающий общую коррозию, изменен добавкой какого-либо вещества, образующего защитную пленку на поверхности кристаллитов, коррозия сосредоточивается на границах между кристаллитами.
Агрессивным раствором в рассматриваемом случае является раствор едкого натра. Кремненатриевая соль может защищать поверхности кристаллитов, не действуя при этом на границы между ними. Результат совместного защитного и агрессивного действия зависит от многих обстоятельств: концентрации, температуры, напряженного состояния металла и состава раствора.
Существуют также коллоидная теория щелочной хрупкости и теория действия водорода, растворяющегося в стали.

Способы борьбы с щелочной хрупкостью

Одним из способов борьбы с щелочной хрупкостью является замена клепки котлов сваркой, что исключает возможность образования течи. Хрупкость можно устранить также примене нием стали, стойкой против межкристаллитной коррозии, или химической обработкой котловой воды. В клепаных котлах, применяемых в настоящее время, последний способ является единственно приемлемым.
Предварительные испытания с применением контрольного образца представляют наилучший способ определения действенности тех или иных защитных добавок к воде. Сернистонатриевая соль не предупреждает растрескивания. Азотнонатриевая соль успешно применяется для предохранения от растрескивания при давлениях до 52,5 кг/см2. Концентрированные растворы азотнонатриевой соли, кипящие при атмосферном давлении, могут вызывать коррозионные трещины при напряжении мягкой стали.
В настоящее время азотнонатриевая соль широко применяется в стационарных котлах. Концентрация азотнонатриевой соли отвечает 20- 30% от концентрации щелочи.

КОРРОЗИЯ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЕЙ

Коррозия на внутренних поверхностях трубок пароперегревателей обусловлена прежде всего взаимодействием между металлом и паром при высокой температуре и в меньшей степени - уносом солей котловой воды паром. В последнем случае на металлических стенках могут образовываться пленки растворов с высокой концентрацией едкого натра, непосредственно разъедающие сталь или же дающие отложения, спекающиеся на стенке трубок, что может привести к образованию отдулин. В бездействующих котлах и в случаях конденсации пара в относительно холодных пароперегревателях может развиваться точечная коррозия под влиянием кислорода и угольного ангидрида.

Водород, как мера скорости коррозии

Температура пара в современных котлах приближается к температурам, применяемым в промышленном производстве водорода прямой реакцией между паром и железом.
О скорости коррозии труб из углеродистой и легированной сталей под действием пара, при температурах до 650°, можно судить по объему выделяющегося водорода. Иногда пользуются выделением водорода, как мерилом общей коррозии.
В последнее время на силовых станциях США применяются три типа миниатюрных установок для удаления газов и воздуха. Они обеспечивают полное удаление газов, а дегазированный конденсат пригоден для определения в нем солей, уносимых паром из котла. Приближенная величина общей коррозии пароперегревателя во время работы котла может быть получена определением разности концентраций водорода в пробах пара, взятых до и после прохода его через пароперегреватель.

Коррозия, вызываемая примесями в паре

Насыщенный пар, входящий в пароперегреватель, уносит с собой малые, но измеримые количества газов и солей из котловой воды. Наиболее часто встречающиеся газы - кислород, аммиак и двуокись углерода. При прохождении пара через пароперегреватель ощутимого изменения концентрации этих газов не наблюдается. Только незначительная коррозия металлического пароперегревателя может быть отнесена за счет действия этих газов. До сих пор еще не доказано, что соли, растворенные в воде, в сухом виде или осажденные на элементах пароперегревателя, могут способствовать коррозии. Однако едкий натр, будучи основной составной частью увлекаемых котловой водой солей, может способствовать коррозии сильно нагретой трубки, особенно если щелочь пристает к металлической стенке.
Повышение чистоты насыщенного пара достигается предварительным тщательным удалением газов из питательной воды. Уменьшение количества солей, увлекаемых паром, достигается тщательной очисткой в верхнем коллекторе, применением механических сепараторов, промывкой насыщенного пара питательной водой или подходящей химической обработкой воды.
Определение концентрации и природы газов, увлекаемых насыщенным паром, осуществляется применением указанных выще устройств и химическим анализом. Определение концентрации солей в насыщенном паре удобно производить путем измерения электропроводности воды или испарения большого количества конденсата.
Предложен улучшенный способ измерения электропроводности, даны соответствующие поправки на некоторые растворенные газы. Конденсат в упомянутых выше миниатюрных установках для удаления газов также может быть использован для измерения электропроводности.
Когда котел бездействует, пароперегреватель представляет собой холодильник, в котором скапливается конденсат; в этом случае возможна обычная подводная точечная коррозия, если пар содержал кислород или двуокись углерода.

Популярные статьи

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%.

Эта коррозия по размеру и интенсивности часто бывает более значительной и опасной, чем коррозия котлов во время их работы.

При оставлении воды в системах в зависимости от ее температуры и доступа воздуха могут встречаться самые разнообразные случаи проявления стояночной коррозии. Следует прежде всего отметить крайнюю нежелательность наличия воды в трубах агрегатов при нахождении их в резерве.

Если вода по тем или иным причинам остается в системе, то может наблюдаться сильная стояночная коррозия в паровом и особенно в водяном пространстве емкости (преимущественно по ватерлинии) при температуре воды 60—70°С. Поэтому на практике довольно часто наблюдается различная по интенсивности стояночная коррозия, несмотря на одинаковые режимы останова системы и качество содержащейся в них воды; аппараты со значительной тепловой аккумуляцией подвергаются более сильной коррозии, чем аппараты, имеющие размеры топки и поверхность нагрева, так как котловая вода в них быстрее охлаждается; температура ее становится ниже 60—70°С.

При температуре воды выше 85—90°С (например, при кратковременных остановах аппаратов) общая коррозия снижается, причем коррозия металла парового пространства, в котором наблюдается в этом случае повышенная конденсация паров, может превышать коррозию металла водяного пространства. Стояночная коррозия в паровом пространстве во всех случаях более равномерная, чем в водяном пространстве котла.

Развитию стояночной коррозии сильно способствует скапливающийся на поверхностях котла шлам, который обычно удерживает влагу. В связи с этим значительные коррозионные раковины часто обнаруживаются в агрегатах и трубах вдоль нижней образующей и на их концах, т. е. на участках наибольшего скопления шлама.

Способы консервации оборудования, находящегося в резерве

Для консервации оборудования могут быть применены следующие способы:

а) высушивание — удаление из агрегатов воды и влаги;

б) заполнение их растворами едкого натра, фосфата, силиката, нитрита натрия, гидразина;

в) заполнение технологической системы азотом.

Способ консервации следует выбирать в зависимости от характера и длительности простоя, а также от типа и конструктивных особенностей оборудования.

Простои оборудования по продолжительности можно разделить на две группы: кратковременные—не более 3 сут и длительные — более 3 сут.

Различают два вида кратковременных простоев:

а) плановые, связанные с выводом в резерв на выходные дни в связи с падением нагрузки или выводом в резерв на ночное время;

б) вынужденные — из-за выхода из строя труб или повреждений других узлов оборудования, для устранения которых не требуется более длительный останов.

В зависимости от цели длительные простои можно разделить на следующие группы: а) вывод оборудования в резерв; б) текущие ремонты; в) капитальные ремонты.

При кратковременных простоях оборудования необходимо использовать консервацию путем заполнения деаэрированной водой с поддержанием избыточного давления или газовый (азотный) способ. Если необходим аварийный останов, то единственно приемлемый способ — консервация азотом.

При выводе системы в резерв или длительном простое без выполнения ремонтных работ консервацию целесообразно вести путем заполнения раствором нитрита или силиката натрия. В этих случаях можно использовать и азотную консервацию, обязательно принимая меры для создания плотности системы с целью предотвращения чрезмерного расхода газа и непроизводительной работы азотной установки, а также создания безопасных условий при обслуживании оборудования.

Способы консервации путем создания избыточного давления, заполнения азотом можно использовать независимо от конструктивных особенностей поверхностей нагрева оборудования.

Для предотвращения стояночной коррозии металла во время капитального и текущего ремонтов применимы только способы консервации, позволяющие создать на поверхности металла защитную пленку, сохраняющую свойства в течение не менее 1—2 мес после слива консервирующего раствора, поскольку опорожнение и разгерметизация системы неизбежны. Срок действия защитной пленки на поверхности металла после обработки ее нитритом натрия может достигать 3 мес.

Способы консервации с использованием воды и растворов реагентов практически неприемлемы для защиты от стояночной коррозии промежуточных пароперегревателей котлов из-за трудностей, связанных с их заполнением и последующей отмывкой.

Способы консервации водогрейных и паровых котлов низкого давления, а также другого оборудования замкнутых технологических контуров тепло- и водоснабжения во многом отличаются от применяемых в настоящее время методов предупреждения стояночной коррозии на ТЭС. Ниже описываются основные способы предупреждения коррозии в режиме простаивания оборудования аппаратов подобных циркуляционных систем с учетом специфики их работы.

Упрощенные способы консервации

Эти способы целесообразно применять для мелких котлов. Они заключаются в полном удалении воды из котлов и размещении в них влагопоглотителей: прокаленного хлористого кальция, негашеной извести, силикагеля из расчета 1—2 кг на 1 м 3 объема.

Этот способ консервации пригоден при температурах помещения ниже и выше нуля. В помещениях, отапливаемых в зимнее время, может быть реализован один из контактных способов консервации. Он сводится к заполнению всего внутреннего объема агрегата щелочным раствором (NaOH, Na 3 P0 4 и др.), обеспечивающим полную устойчивость защитной пленки на поверхности металла даже при насыщении жидкости кислородом.

Обычно применяют растворы, содержащие от 1,5— 2 до 10 кг/м 3 NaOH или 5—20 кг/м 3 Na 3 P0 4 в зависимости от содержания нейтральный солей в исходной воде. Меньшие значения относятся к конденсату, большие — к воде, содержащей до 3000 мг/л нейтральных солей.

Коррозию можно предупредить также способом избыточного давления, при котором давление пара в остановленном агрегате постоянно поддерживается на уровне выше атмосферного давления, а температура воды остается выше 100°С, чем предотвращается доступ основного коррозионного агента — кислорода.

Важное условие эффективности и экономичности любого способа защиты — максимально возможная герметичность паро-водяной арматуры во избежание слишком быстрого снижения давления, потерь защитного раствора (или газа) или попадания влаги. Кроме того, во многих случаях полезна предварительная очистка поверхностей от различных отложений (солей, шлама, накипи).

При осуществлении различных способов защиты от стояночной коррозии необходимо иметь в виду следующее.

1. При всех видах консервации необходимо предварительное удаление (промывка) отложений легкорастворимых солей (см. выше) во избежание усиления стояночной коррозии на отдельных участках защищаемого агрегата. Обязательным является осуществление этого мероприятия при контактной консервации, иначе возможна интенсивная местная коррозия.

2. По аналогичным соображениям желательно удаление перед длительной консервацией всех видов нерастворимых отложений (шлама, накипи, оксидов железа).

3. При ненадежности арматуры необходимо отключение резервного оборудования от работающих агрегатов с помощью заглушек.

Просачивание пара и воды менее опасно при контактной консервации, но недопустимо при сухом и газовом методах защиты.

Выбор влагопоглотителей определяется сравнительной доступностью реагента и желательностью получения максимально возможной удельной влагоемкости. Наилучший влагопоглотитель — зерненый хлористый кальций. Негашеная известь значительно хуже хлористого кальция не только вследствие меньшей влагоемкости, но и быстрой потери ее активности. Известь поглощает из воздуха не только влагу, но и углекислоту, в результате чего она покрывается слоем углекислого кальция, препятствующего дальнейшему поглощению влаги.