ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Коррозия труб экранных поверхностей нагрева из "Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов Издание 3 " Интенсивная газовая коррозия может разрушать наружную поверхность экранных труб. Такие коррозионные поражения впервые обнаружены на двух электростанциях на барабанных коТлах ТП-230-2 высокого давления, сжигающих антрацитовый штыб, после 4 лет эксплуатации. Наружная поверхность труб разъедалась со стороны, обращенной в топку в зоне максимальных температур факела. Широкие и относительно неглубокие коррозионные язвы имели неправильную форму и часто смыкались. В середине наиболее глубоких язв появлялись свищи. [c.210] На котлах среднего давления, работающих в аналогичных условиях в течение более 20 лет, коррозии экранных труб с наружной стороны не отмечалось. Очевидно, одной из причин, вызывающих быстрое протекание коррозионных процессов на котлах высокого давления, является высокая температура стенки. [c.210] На котлах сверхкритического давления ПК-39 блоков мощностью 300 МВт при сжигании пыли антрацитового штыба также обнаружена интенсивная коррозия экранов средней радиационной части. В этом случае температура наружной поверхности экранов выше, чем в котлах высокого давления. Существенную роль в ускорении коррозии играют воспринятые экраном тепловые потоки чем они выше, тем больше градиент температуры по толщине наружных отложений, тем больше вероятность образования жидкого расплава в отложениях. [c.210] Наружная коррозия также отмечалась на котлах сверхвысокого давления ТП-240-1 при сжигании пыли подмосковного угля после 4 лет эксплуатации. На котлах среднего и высокого давления аналогичное явление при сжигании подмосковного угля не наблюдалось. [c.210] Конструкция парового котла, работающего на твердом топливе, его надежность и экономичность в эксплуатации в значительной степени зависят от зольности сжигаемого топлива и минералогического состава балласта. Эти показатели определяют процессы шлакования, коррозии и коррозионно-эрозион-ного износа поверхностей нагрева, которые тесно взаимосвязаны. Зольность топлива и плавкость золы предъявляют определенные требования к конструкции топочного устройства, компоновке и расположению ширм и конвективных пакетов. Характер взаимодействия между золовыми отложениями, горячими газами и защитными оксидными пленками на металле определяет долговечность и надежность работы поверхностей нагрева. [c.210] Наиболее неблагоприятное коррозионное воздействие на металл поверхностей нагрева при сжигании углей и сланцев оказывают оксиды серы, сероводород, хлор и легкоплавкие соединения щелочных металлов. [c.210] Хлориды на.кодятся в составе минеральных соединений, образовавшихся в процессе формирования твердого топлива вследствие его контакта с морской водой. [c.211] Коррозионный процесс резко ускоряется при наличии восстановительной атмосферы около экранов или, тем более, при на-бросе факела на экран. В этом случае происходит так называемая сероводородная коррозия. В восстановительной атмосфере топочных газов имеется сероводород, который, взаимодействуя с железом образует сульфид железа. [c.211] Интенсивной наружной коррозии при сжигании угольной пыли подвержены экраны из углеродистой стали, а также экраны из низколегированных перлитных сталей 15ХМ и 12Х1МФ. [c.211] С проблемой наружной коррозии экранов часто приходится сталкиваться при сжигании антрацитового штыба — АШ. Из-за низкой реакционной способности этого топлива происходит затягивание процесса его воспламенения и горения. Имеет место наброс факела на экраны топочной камеры. В пристенной области образуется восстановительная атмосфера. Положение усугубляется при неравномерной подаче пыли по горелкам и повышенных присосах воздуха в топку, когда через горелки воздуха вынужденно подается меньше, чем необходимо для полного сгорания топлива. [c.211] На котле сверхкритического давления ТПП-110 блока мощностью 300 МВт на наружной поверхности труб нижней радиационной части с лобовой стороны наблюдается интенсивная коррозия, которая приводит к сильному утонению стенки трубы и последующему ее разрыву. Коррозионные повреждения имеют место только у боковых экранов на уровне оси горелки, на трубах, обрамляющих сбросную горелку, и на трубах верхнего пережима. [c.211] Коррозионные поражения экранов нижней радиационной части отмечены также на котлах ТПП-210А блоков мощностью 300 МВт в случаях работы как на АШ, так и на смеси каменных углей с подсветкой мазутом или при периодической работе на угольной пыли и мазуте. [c.211] Котлы ТПП-210А — двухкорпусные. Производительность каждого корпуса 475 т/ч. Давление острого пара 25,5 МПа. [c.211] При обследовании одного из котлов Новочеркасской ГРЭС, проведенном ВТИ и Ростовэнерго, обнаружена интенсивная коррозия боковых экранов нижней радиационной части. Котел работал около 8000 ч на АШ с растопкой на мазуте и с подсветкой мазутом. Коррозия протекала на обоих корпусах. Зона максимальной коррозии располагается на оси горелок и охватывает среднюю часть экрана шириной 5,2 м по высоте пятно коррозии простирается на 2 м выше и ниже оси горелок. Коррозионное утонение доходило до 3,7 мм при первоначальной толщине стенки 6 мм и простиралось на 0,20—0,25 окружности трубы с небольшим смещением от лобовой образующей в сторону ядра факела и образованием уплощения. С тыльной и боковой стороны коррозионный износ трубы незначительный. В районе коррозионного поражения карборундовая обмазка отсутствовала. Шипы при первоначальной длине 16 мм обгорали до 0,5—1,5 мм. На поверхности труб слой продуктов коррозии имел толщину 0,5—1,5 мм. [c.212] Анализ топочных газов в пристенной области в районе пятна коррозии позволил установить присутствие сероводорода в восстановительной атмосфере. Концентрация сероводорода достигала 0,08% при содержании оксида углерода 6—7% и кислорода— до 1%. Количество воздуха, подаваемого через горелки, составляло 95—90% необходимого для полного сгорания. В окалине, снятой с труб в районе пятна коррозии, обнаружено 2— 3,5% Ре5. Количество оксидов железа на внутренней лобовой поверхности прокорродировавших труб было умеренным (90— 150 г/м ). При тепловом потоке 175—230 кВт/м эти отложения не вызывали опасного роста температуры наружной поверхности труб. [c.212] Основным методом борьбы с коррозией на котлах, работающих на АШ, должна служить правильная организация топочного процесса, позволяющая устранить зоны с восстановительной атмосферой около экранов. [c.212] Необходимо тщательно следить за состоянием набивки огнеупорной массы на трубах. [c.212] Хотя в мазуте содержится в 00 300 раз меньше золы, чем в твердом топливе, поверхности нагрева мазутных котлов быстро заносятся из-за образования легкоплавких соединений. Большие осложнения вызывает наличие пентаксида ванадия в золовых отложениях мазутов. Кроме образования расплавов с низкой температурой плавления, пентаксид ванадия ускоряет коррозию еще и потому, что служит катализатором в реакции окисления железа. [c.213] В процессе эксплуатации прямоточных котлов мощных энергетических блоков сверхкритических параметров пара, работающих на мазуте с содержанием серы 2,0—3,5%, пришлось столкнуться с интенсивной высокотемпературной коррозией топочных экранов. В частности, первые коррозионные повреждения были обнаружены на трубах нижней радиационной части котлов ПК-41, с которых началось освоение газомазутных энергоблоков мощностью 300 МВт. Эти двухкорпусные котлы спроектированы на сверхкритические параметры пара / 2 = 565° С и р = 25,5 МПа с промежуточным нагревом пара до 565° С при давлении 4 МПа. [c.213] В процессе эксплуатации температура перегрева снижена до 545° С из-за интенсивной коррозии выходных ступеней конвективных пароперегревателей и ускоренной ползучести части паропроводных труб. Проектная паропроизводительность обоих корпусов — 950 т/ч. Котлы ПК-41 оснащены турбулентными горелками (ЗиО), которые расположены встречно на фронтовой и задней стенках топки, в один ряд по четыре с каждой стороны. [c.213] Вернуться к основной статье