Повреждения труб пароперегревателя

Вынужденные остановы котлов высокого давления происходят чаще всего из-за повреждения труб пароперегревателей, работающих в наиболее тяжелых условиях. Повреждения труб выходной ступени пароперегревателя, исключая начальный период эксплуатации котлоагрегата, когда идет процесс отбраковки труб с дефектами металлургического и заводского происхождения, обусловлены главным образом перегревом стенки трубы до температур, превышающих расчетную. Однако при незначительных запасах жаропрочности перлитных теплоустойчивых сталей, применяемых для пароперегревателей, даже незначительное превышение расчетных температур резко снижает сопротивление ползучести металла и приводит к разрыву труб. [c.248]

Анализ причин всех случаев неполадок и повреждений труб пароперегревателей и разработка на основе [c.166]

На рис. 7-2 [Л. 36] показана поврежденная труба пароперегревателя котла высокого давления, изготовленная из 0,5-процентной молибденовой стали. В месте разрыва труба имеет значительную деформацию и большое раскрытие в поперечном направлении. Кромки разрыва утонены незначительно, а стенки с внутренней и внешней стороны покрыты толстым слоем окалины. Участки трубы, расположенные около разрыва, имеют диаметр, увеличенный на 5—6%. Кажется, что разрыв произошел по имевшейся в трубе трещине. На самом деле повреждение появилось вследствие изменения структуры металла (сфероидизации перлита) в результате перегрева трубы. [c.245]

При установке пароохладителя на выходе пара из пароперегревателя (устаревшая схема) температура пара до пароохладителя при недостаточном ее контроле может значительно превышать допускаемую, что ведет к перегреву и повреждениям труб пароперегревателя. [c.128]

Повреждение труб пароперегревателя из перлитной стали чаще всего вызывается чрезмерным повышением температуры металла. Это происходит как при описанных выше отклонениях от расчетных условий обогрева труб, так и при наличии внутри них накипи или продуктов коррозии. [c.115]

Повреждения труб пароперегревателей могут произойти вследствие повышения температуры стенок труб, что может привести к снижению прочности металла, вследствие коррозийных повреждений и дефектности металла труб. [c.75]

ПОВРЕЖДЕНИЯ ТРУБ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ [c.270]

Рис. 2,38. Повреждения труб пароперегревателя котла БКЗ-160-100 из-за стояночной коррозии

Широкое применение аустенитных сталей для наиболее горячей части пароперегревателей выявило чувствительность жаропрочных свойств этих сталей к их структурному состоянию. Ранее было показано, что аустенитные стали проявляют высокую чувствительность к пластической деформации (см. гл.1). Кроме пластической деформации жаропрочность аустенитных сталей зависит также от величины зерна. Так, большое число повреждений аустенитных пароперегревателей в первые 10—25 тыс. ч работы вызвано низкой жаропрочностью поставляемых труб, прошедших после холодной прокатки термическую обработку по режиму аустенизации при 1000—1050 С, которая не приводила к гомогенизации аустенита. При такой термической обработке формировалось мелкое зерно с условным диаметром (1- 2) 10 2 мм (8—11 балл шкалы). [c.59]

Трубы поверхностей нагрева котлов, работающих на твердом топливе, подвержены интенсивному золовому износу. В основном это трубы водяных экономайзеров и конвективных пароперегревателей. Чем выше скорость газов, тем быстрее движутся частицы летучей золы, тем сильнее износ труб. Особенно повреждаются от эолового износа змеевики водяных экономайзеров, находящихся в местах с повышенными скоростями потока. Кроме частой замены быстроизнашивающихся труб еще имеют место остановы блоков по вине повреждения труб золовым износом (10% остановов от повреждений труб поверхностей нагрева). [c.242]

Исследования микроструктуры металла поврежденных труб показали, что в местах наибольшего коррозионного утонения стенки металл пароперегревателя в процессе эксплуатации котла нагревался до температуры выше 600 °С. Причиной перегрева металла послужили отложения окислов железа, накапливающиеся на внутренней поверхности труб и ухудшающие процесс теплопередачи. [c.252]

Коробление труб поверхностей нагрева ухудшает аэродинамику котла, вызывает неравномерное распределение потока газов по газоходам, что может привести к местным перегревам и повреждениям труб. Коробление экранных и кипятильных труб вызывается отсутствием свободы тепловых перемещений, вызванным защемлением коллекторов, нижних барабанов или отдельных труб, обрывом креплений, неравномерным нагревом и другими причинами, В пароперегревателях коробление вызывается обгоранием [c.401]

Эксплуатация контактных сварных стыков промежуточного пароперегревателя протекает в очень тяжелых условиях вследствие того, что пролет между опорами велик и имеет место защемление камеры, препятствующее свободному перемещению змеевиков при тепловом расширении. Несмотря на это, повреждения контактных стыков наблюдались только на первом котле и составляли всего около 5% от общего числа повреждений труб поверхностей нагрева за 15 тыс. ч эксплуатации. На трех последующих котлах, пароперегреватели которых имели такие же смещения в стыках, не было зарегистрировано ни одного повреждения, хотя время эксплуатации составляло от 7 до 15 тыс. ч. [c.195]

Следует иметь в виду, что ряд типов котлов блочных установок по своим конструктивным особенностям и техническим условиям заводов-изготовителей не может нести нагрузку ниже примерно 40% номинальной. Действительно, со снижением нагрузки растут температуры стенок труб радиационных пароперегревателей и снижается гидродинамическая устойчивость испарительных контуров прямоточных котлов, что непосредственно отражается на надежности оборудования. Аналогичные положения распространяются и на котлы электростанций с поперечными связями. В частности, большая группа повреждений радиационных пароперегревателей котлов ТМ-84 связана с их длительной эксплуатацией с нагрузками 25—50% номинальной. [c.172]

Как уже указывалось в 10-1, важнейшим условием надежного пуска является паровая продувка котла. На большинстве электростанций продувочные устройства (выхлоп) при полном давлении имеют производительность 25—30% номинальной. В частности, у котлов ТГМ-84 мощностью 420 т/ч через растопочные устройства можно пропустить от 70 до 120 т/ч. Согласно уравнению (10-9) в начале растопки расход пара через указанные выше устройства ограничен (4—6 г/ч при 7 ат) и температура стенок труб пароперегревателей недопустимо повышается. Достаточно небольших ошибок персонала, чтобы это привело к повреждению. По мере роста давления расход увеличивается и, начиная с 40—50 аг, сечение растопочных линий, как правило, удовлетворяет требованиям надежности. [c.306]

Дефекты змеевиков пароперегревателей могут быть следствием недостатков металлургического или технологического производства. Развиваясь при работе котлов, они трансформируются в трещины различной глубины и протяженности. Золовой износ, перегревы металла выше предельно допустимой температуры также являются причинами повреждений труб и сварных соединений. Закономерность в распределении повреждений пароперегревателей котлов низкого и среднего давлений хотя бы по технологическим и эксплуатационным группам определить не удалось. На котлах высокого давления это соотношение примерно равно 1 3. Перегревы металла выше допустимых НТД норм иногда условно делят на три группы, К первой относят небольшие длительные перегревы, измеряемые сотнями и тысячами часов, и небольшие разовые превышения температуры над установленным пределом. Ко второй - одиночные резкие выбеги в течение нескольких минут или часов. К третьей - смешанные, при которых происходят два предыдущих перегрева одновременно или поочередно. Изменение долговечности оценивается расчетом по уравнению Ларсена-Миллера и может прогнозироваться методами статистического анализа или динамикой прямых измерений свойств металла с экстраполяцией полученных результатов на определенный, конкретно задаваемый интервал времени. [c.199]

Как правило, доля повреждаемости труб пароперегревателей в начальный период работы котлоагрегата, а также и во время длительной эксплуатации котельного агрегата, достаточно высокая. Основными причинами этих повреждений являются температурная разверка труб пароперегревателя с выходом отдельных труб на недопустимый уровень температуры, коррозия металла труб и другие. [c.58]

При заглушке поврежденных змеевиков пароперегревателей, оставленных в газоходе, следует обязательно разрезать хотя бы один конец трубы, так как попавшая в змеевик вода будет испаряться и в змеевике может создаться давление пара, которое может вырвать заглушку и вызвать аварию котла. [c.102]

Часто бывают случаи повреждения труб из-за оставления в них посторонних предметов. Так, на одной из электростанций была разорвана экранная труба в день выхода котла из ремонта вследствие оставления в ней деревянной пробки после гнутья. На другой электростанции сгорел змеевик пароперегревателя, так как из него забыли высыпать песок, набитый при гнутье. [c.225]

Подводя итоги периоду внедрения-высокого давления на электростанциях СССР, можно констатировать,, что неизбежные трудности, связанные с внедрением новой ступени параметров, в общем были преодолены в сравнительно короткие сроки и довольно безболезненно. Ряд осложнений, с которыми в свое время сталкивались энергетики в процессе освоения котлов с параметрами пара 30 ата и 420° С, при переходе к высоким давлениям и температурам пара не имел места или сказывался мало. Таковы, например, повреждения котлов вследствие накипеобразования или отложения солей в пароперегревателях, повреждения труб радиационной части прямоточных котлов, образование кольцевых трещин и парение лючков в экранных или. кипятильных системах. В основном это было связано со значительным прогрессом науки, накоплением эксплуатационного и конструкторского опыта в области ко- [c.31]

Причинами повреждений труб вторичных пароперегревателей явились высокие температуры металла труб 68 [c.68]

При замене дефектных труб новые витки были выполнены из той же стали ЭИ-531 в расчете на то, что при правильном ведении режима котла температура слепки труб вторичного пароперегревателя не должна длительно превышать 600° С. В настоящее время в связи с пониженной окалиностойкостью и рядом повреждений труб, сталь ЭИ-531 снята с производства. [c.119]

На основании результатов исспепования и расчетов сделано заключение, что основной причиной повреждения труб пароперегревателя явилось образование слоя внутритрубных отложений. При повышенной температуре топочных газов ( >980°С) температура металла труб достигала 593°С. В этих условиях на наружной поверхности труб формировались легкоплавкие эоловые отложения с повышенным содержанием хлоридов, что вызывало значительное уменьшение толщины стенки труб вследствие высокотемпературной коррозии. При этом существенно ( в 4 раза) возрастали рабочие напряжения в стенке труб и развивались процессы ускоренной ползучести металла. [c.47]

Таблица 5.5 Повреждения труб пароперегревателей из стали 1X18HI2T

При повреждении трубы пароперегревателя котла 30 атм образовалась длинная трещина с толстыми краями. На наружной поверхности трубы вблизи от трещины не было никаких отложений. Вдали от места повреждения имелись полоски весьма твердого хрупкого материала, обладающего магнитными свойствами. В некоторых местах толщина этого слоя, состоящего преимущественно из магнетита, достигала 0,8 мм. Очевидно, в момент образования трещины произошло разрушение слоя окалины в этом месте. Внутреняя поверхность трубы была покрыта хрупким твердым слоем толщиной - 0,8 мм отложения состояли в основном из магнетита, следов других соединений железа и небольших количеств фосфата кальция и беркеита (МагСОз 2Na2S04). [c.75]

Этот вид охрупчивания реализуется в водородсодержащих средах, широко распространенных в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающих отраслях производства. В последнее время анализ значительного числа повреждений труб пароперегревателей, гибов паропроводов [114, 115] приводит к выводу, что их разрушение обусловлено воздействием водорода, ранее не учитываемым. Межкрис-таллитное растрескивание под действием пара с наводороживанием металла отмечается в трубах из стали 12Х1МФ при температурах более 400 "С и 12Х18Н10Т при температурах более 570 С. В этом случае пар необходимо рассматривать как водород со держащую среду. [c.178]

Повреждения труб пароперегревателей, по-видимому, вызываются окислением ЗОо в ЗОз. Это приводит к образованию сульфатных окислов л елеза на поверхности труб. Кроме того, наличие в золе топлива окиси ванадия (УгОв) оказывает растворяющее действие на защитные оксидные пленки (особенно хрома), что усиливает процесс коррозии даже легированных труб пароперегревателей. Из эксплуатационного опыта (ФРГ) известно, что опасность такой коррозии может быть снижена путем увеличения скорости газов, уменьшения отложений золы, применения в качестве защиты труб графитовых покрытий и окраски цементным молоком или растворимым стеклом и т. п. [Л. 51]. [c.149]

Приводятся результаты исследования поврежденных труб из сталей Т11 (1,25 Сг - 0,5 Мо - 0,5 Si ) и Т22 (2,25 t - Шо ) вторичного пароперегревателя котпа-утипизатора пара производительностью 200 т/ч с параметрами пара 43 кгс/см2, 330°С. Разрушение труб произошло после 1,5 пет эксппуатадии котла. Исследования поврежденных участков труб включали анализ внутритрубиых и зольных отложений, микроструктурный анализ металла, измерение толщины стенки труб. [c.46]

Установлено, что в процессе эксплуатации котла на внутренней поверхности труб пароперегревателя сформировался слой растворимых отложений с повышенной концентрацией S, Na и солей, источником которых служила питательная вода котла. Наличие указанных примесей в воде объясняется попаданием в нее черного шелока, которое произошло в результате коррозионных повреждений. [c.46]

Преимущественное разрущение гнутых элементов паропере-гревательных труб происходит в том случае, когда прямые трубы и гибы работают в одинаковых температурных условиях. Это обычно имеет место в необогреваемой зоне пароперегревателя. В этом случае разрушение гибов пароперегревателей происходит аналогично разрушению гибов паропроводов. В обогреваемой зоне в связи со значительными температурными разверка-ми поврежденность, вызванная ползучестью, в основном определяется зонами с максимальной температурой. Поэтому поврежденность прямых труб пароперегревателя может преобладать над поврежденностью гибов. Следует отметить, что напряжения в гибах пароперегревателей близки к таковым для прямых труб. [c.25]

Межкристаллитная коррозия является одной из причин повреждения труб в процессе эксплуатации. Преимущественно от межкристаллитной коррозии повреждаются трубы промежуточных ступеней пароперегревателей вторичного пара. Вместе с тем поверхностные трещины на глубину 1—2 зерен наблюдаются и на трубах пароперегревателей из стали 12Х18Н12Т свежего пара. [c.62]

На Черепетской ГРЭС (номинальные рабочие параметры пара перед турбиной — давление 170 ат, температура 550° С) с котлами ТП-240 барабанного типа коррозионные повреждения под напряжением также наблюдались в конвективной части пароперегревателей котлов № 1 и № 2 в первый период эксплуатации. Конвективные пароперегреватели были изготовлены из стали 1 Х14Н14В2М(ЭИ257) в виде труб размером 32 X 5,5 мм. Изгибы труб радиусом 55 мм и 105 мм после холодной деформации термообработке не подвергались. На котле № 1 за период 1863 час эксплуатации было зарегистрировано четыре случая разрушений, на котле № 2 за 767 час — 59 случаев. Разрушения происходили исключительно в нижних изгибах малого радиуса (г = 55 мм). Трещины появлялись главным образом на внутренней поверхности труб. Металлографическое исследование показало, что трещины сначала имели межкристаллитный характер, а затем они развивались как по границам, так и по телу зерен. В этот период изгибы труб, как указано выше, не были аусте-низированы кроме того, при термической обработке они не могли свободно перемещаться. Было произведено 50 пусков котла № 1 за период 1863 час испытаний и 22 пуска котла №2 за период 757 час, что способствовало появлению повышенных механических напряжений в металле и упариванию воды в изгибах (недренируемого перегревателя). Перед первым пуском котлы № 1 м № 2 длительно промывали щелочью, а пар из барабана со значительной концентрацией щелочей конденсировался в вертикальных петлях перегревателя. После проведения аустенизации изгибов труб радиусом 55 Л1м с нагревом по методу электросопротивления разрущений такого характера уже не наблюдалось. В процессе эксплуатации не было также случаев повреждения сварных соединений труб пароперегревателей, изготовленных контактным способом. При исследовании двух контрольных стыков паропровода, не прошедших стабилизации, в одном из них, проработавшем 3500 час, была обнаружена трещина глубиной 5,1 мм у корня шва — на расстоянии примерно 5 мм от наплавленного металла. Авторы работы считают, что причина возникновения этой трещины — повышение концентрации солей и их агрессивность при упаривании конденсата между трубой и подкладным кольцом в периоды останова и пуска котла. Разрушения межкристаллит-ного характера отмечены в нескольких случаях, в том числе и в дренажных трубках и в сварных соединениях труб (размеры 219 X X 27 мм) в месте контакта поверхности трубы с подкладным кольцом. В трубе размером 133 X 18 мм, находившейся в течение года в кон- [c.342]

Рис. 10. Коррозионное повреждение трубы 042X3,5 мм, выполненной из стали 12Х1МФ, настенного радиационного пароперегревателя парогенератора ТГМ-96.

Микроструктура всех поврежденных труб из стали 12Х2МФСР котла ПК-41 упомянутой выше ГРЭС не соответствует рекомендованной. По окружности структура одинаковая. Повышенного окалинообразования не наблюдается. По результатам исследования были даны рекомендации о замене ширмового пароперегревателя. [c.124]

Рис. 5-21. Типичные случаи повреждения аустенитных труб пароперегревателя вверху приведены фотографии трещин, внизу показано расположение трещин на схемах гибов. Буквамк а, б, в и г на схемах и фотографиях обозначены одни и те же трещины [Л. 69].

Пример 1. На импортном парогенераторе 140 г/ч, 100 ат, 470° С происходили разрывы подвесных труб пароперегревателя (рис. 10-1). До этого парогенератор несколько лет простоял открытым, т. е. без консервации. Разрывы начались сразу после пуска. Наряду с разрывами наблюдались раздутия отдельных труб, однако при вырезке поврежденных участков в них ничего не было обнаружено. Кампания парогенератора не превышала 2 суток. Наблюдались повторные разрывы на замененных участках. Промер диаметров всех труб по обогреваемому и необогреваемому участкам показал, что около десяти труб имеют отдулину в обогреваемой части. У остальных труб изменений диаметра не было. Расположение отдулнн было хаотичным. Марка металла отвечала проектной, дефектов проката и монтажа не обнаруживалось. [c.215]

На одной из электростанщ1Й было повреждение змеевика пароперегревателя вновь пущенного котла. Причиной разрыва было наличие шара, застрявшего у сварного стыка, которым проверялись змеевики. Имелись случаи разрыва экранных труб вследствие истирания угольной пылью около выхода из пылевых горелок. Трубы холодной воронки имели повреждения из-за плохой внутренней очистки труб от шлама. [c.225]

В действительности опыт эксплуатации показывает, что повреждения аустенитных труб пароперегревателей наблюдаются не только в области наиболее высоких температур и металла. Поэтому указанная выше схема включения аустенитной выходной ступени пароперегревателя не облегчает условий ее службы. С другой стороны, эта схема обусловливает наименьшие температурные напоры в области выходной ступени и потому наибольший расход аустенитной стали. Одно1вре-менно возрастает общий расход металла на пароперегреватель. Если еще и входная ступень перегревателя выполняется конвективной, то трудно подобрать радиационную ступень паро- [c.119]

На котлах типа ПК-39 происходили повреждения труб ширмовых вторичных пароперегревателей, выполненных из стали ЭИ-531. Для безаварийной работы этих вторичных перегревателей намечено прежде всего снизить температуру пара с 570 до 545° С. Это можно считать приемлемым, учитывая низкую стоимость эмиба-стузского угля, на котором работают котлы. Далее предполагается заменить трубы ЭИ-531 трубами из стали ЭИ-756 или аустенитной стали. [c.120]

В практике эксплуатации встречаются коррозийные разъедания внутренней поверхности труб пароперегревателя, так называемая стояночная коррозия. При этом явлении на внутренней стороне стенки трубы возникают и развиваются оспины, язвины, раковины в период простоя котла, не заполненного водой. Повреждения обычно имеют место на нижних гибах вертикальных змеевиков и объясняются наличием в них некоторого количества неудаленной воды. [c.108]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...