СТАТИСТИКА И АНАЛИЗ ХАРАКТЕРНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ МАЗУТНЫХ КОТЛОАГРЕГАТОВ. Статья обследование исправленная. Статистика и анализ характерных повреждений мазутных котлоагрегатов удк 621. 182. 56
 Скачать 0.77 Mb.
|
3 %), её состояние должно подвергаться обязательному периодическому осмотру и контролю.Статистика и анализ характерных повреждений мазутных котлоагрегатов УДК 621.182.56 Условия, в которых находятся элементы паровых котлов во время эксплуатации, чрезвычайно разнообразны. Низколегированные и даже аустенитные стали при эксплуатации котлов могут подвергаться интенсивной коррозии. Коррозия металла поверхностей нагрева паровых котлов вызывает его преждевременный износ, а иногда приводит к серьезным неполадкам и авариям. Большинство аварийных остановов котлов приходится на сквозные коррозионные поражения экранных, экономайзерных, пароперегревательных труб и барабанов котлов [1]. При эксплуатации поверхностей нагрева паровых котлов имеет место высокотемпературная газовая коррозия в окислительной и восстановительной атмосферах топочных газов и низкотемпературная коррозия хвостовых поверхностей нагрева. Высокотемпературную газовую коррозию можно подразделить на три основных вида, протекающих по химическому механизму, но имеющих различный характер: окисление в газообразной фазе, натриево-ванадиевая коррозия и коррозия под воздействием отложений на поверхностях нагрева. Общим условием возникновения газовой высокотемпературной коррозии является воздействие на поверхность металла продуктов неполного сгорания мазута при отсутствии кислорода. При этих условиях в среде продуктов сгорания образуется сероводород H2S, который играет роль основного коррозионного агента и приводит к появлению сульфидной коррозии. Сульфидная коррозия поражает трубы ширмовых и конвективных перегревателей, первые ряды кипятильных пучков, металл дистанционирующих проставок между трубами, стойки и подвески [1]. Применение высокосернистого мазута в качестве топлива приводит к коррозии металла, связанной с наличием ванадия в сернистых мазутах и получившей название ванадиевой коррозии. Ванадиевая коррозия в котельных установках встречалась редко. Однако после ввода в эксплуатацию котлов высокого и сверхвысокого давления и повышения температуры перегретого пара коррозионные повреждения под действием ванадиевых соединений все чаще появляются в котельных установках. Если температура металла превышает 600÷650 0С, то при сжигании мазута, содержащего ванадий, за короткое время разрушаются как ферритные, так и аустенитные стали. Поэтому ванадиевая коррозия, в первую очередь, обнаруживается на неохлаждаемых подвесках и дистанционных гребенках пароперегревателя и его змеевиках, а также на каркасе котла при избыточном давлении в топке. Ванадиевые соединения понижают температуру плавления огнеупорной обмуровки и обусловливают ее разрушение [2]. Исследования показали [3], что ванадиевая коррозия наблюдается при температурах стенки металла, превышающих 625-650 0С, а при 700 0С достигает недопустимых в эксплуатации значений – порядка 100 мг/(м2×ч). Причиной интенсивной коррозии любых сталей (в том числе аустенитных) является пентоксид ванадия V2O5. Установлено, что увеличение содержания Ni в металле ускоряет коррозию, а повышение содержания Cr в стали до величины, превышающей содержание Ni, приводит к снижению коррозии. К ванадиевой коррозии более устойчивы ферритные стали, легированные только Cr. Учитывая проведенные исследования, при сжигании мазута не рекомендуется допускать длительную работу труб перегревателей из низколегированных ферритных сталей с температурой более 585 0С, а из высоколегированных аустенитных сталей – более 610 0С. Большую роль в высокотемпературной коррозии играет присутствующая в мазуте сера, образующая с компонентами золы сульфаты, которые, восстанавливаясь на поверхностях нагрева с образованием сульфидов, вызывают коррозию сталей. Ускоренному коррозионному воздействию подвержены, в том числе, и стали с высоким содержанием никеля. Низкотемпературной коррозии подвержены поверхности нагрева, имеющие температуру стенки металла ниже температуры точки росы дымовых газов, образующихся при сжигании мазута. Продукты сгорания мазута с высоким содержанием серы (более 1,0-1,1 %), в которых присутствует серный ангидрид SO3 и водяные пары Н2О, перемещаются по газовому тракту котла и охлаждаются. В результате этого при определенной температуре, называемой точкой росы дымовых газов, на поверхностях нагрева происходит конденсация серной кислоты, вызывающая их интенсивную коррозию. Низкотемпературная сернокислотная коррозия поражает хвостовые поверхности нагрева паровых котлов (воздухоподогреватели и реже экономайзеры) [1]. Разрушению от коррозии подвержена также нижняя, более холодная часть набивки регенеративных воздухоподогревателей. При температуре точки росы 120÷140 0С и температуре стенки металла 70÷105 0С скорость коррозии стали не превышает 0,15 мм/год [3], что обеспечивает достаточно длительную эксплуатацию воздухоподогревателя. Когда температура стенки воздухоподогревателя близка к температуре точки росы или остается ниже ее, то в зависимости от концентрации конденсирующейся серной кислоты, полученной при сжигании сернистых топлив, коррозионный износ может достигать 1,0 мм/год, что недопустимо. Отложения золы также играют большую роль в процессе протекания данного вида коррозии. Одновременно с конденсацией паров серной кислоты происходит рост отложений на поверхностях нагрева из-за выпадения из потока газов частиц золы и механического недожога топлива, в результате чего образуется липкая, трудно удаляемая корка, обладающая высокой коррозионной активностью [1]. Гигроскопичность этих отложений и способность к адсорбции обусловливают поглощение SO3. При остановке оборудования кислые отложения золы адсорбируют воду, гидролизуются и выделяют кислоту непосредственно на поверхности металла. Это приводит к резкому увеличению скорости коррозии. Низкотемпературная коррозия конвективных поверхностей нагрева (воздухоподогревателей, а иногда и водяных экономайзеров), металлических газоходов, роторов дымососов и металлических дымовых труб при сжигании высокосернистых мазутов встречается повсеместно [2]. Застойные места в газоходе и неравномерное омывание поверхностей нагрева дымовыми газами также могут быть причиной коррозии участков, где температура стенки металла окажется более низкой. В трубчатом воздухоподогревателе трубы разрушаются из-за коррозии на небольшой длине, но при этом необходимо заменять их целиком. При остановках оборудования происходит конденсация кислоты на поверхностях нагрева, когда их температура достигает значения точки росы кислоты (70÷170 0С в зависимости от парциального давления серного ангидрида и водяного пара в системе). Наиболее опасным является начальный, стояночный, период. Коррозия печных змеевиков и трубных пучков воздухонагревателей наблюдается, как правило, под поверхностью зольных отложений или отложений продуктов коррозии. Скорость роста язв на углеродистых и низколегированных сталях под действием серной кислоты может достигать 8÷10 мм/год [4], а в ряде случаев даже превышать эти значения. Интенсивный рост коррозионных язв нередко приводит к сквозным поражениям металла. Таким образом, основные элементы котлоагрегатов подвержены широкому спектру коррозионного воздействия со стороны топочных мазутов и продуктов его сгорания. Данный фактор определяет важность всестороннего изучения и анализа характерных повреждений котельного оборудования, мест их локализации и периодичности проявления с целью своевременного принятия профилактических мер по защите от коррозии и продления срока безопасной эксплуатации агрегатов. ООО «НИУИФ-Инжиниринг» на основании натурного обследования оборудования энергетического комплекса горно-обогатительного предприятия за последние десять лет в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности обобщены и проанализированы характерные повреждения котлоагрегатов, выявлены их наиболее проблемные места и часто встречающиеся повреждения. Исходные данные о характерных повреждениях и местах их сосредоточения в рассматриваемом оборудовании, выполненных ремонтных работах и периодичности их проведения получены на основе информации, содержащейся в ремонтно-эксплуатационной документации предприятия. Техническое состояние объектов обследования оценивалось по результатам их технического диагностирования неразрушающими методами контроля. Исследование исходной информации показало, что к эксплуатационным проблемам основных элементов котлоагрегатов со стороны сжигаемого мазута (топочных газов) можно отнести следующие возникающие неисправности: для паровых котлов: выход из строя и замена труб экранов топки (боковых, передних, задних) с периодичностью от 2÷3,6 мес. (1440÷2592 часов наработки) до 8 мес. (5760 ч); замена конвективной части, коллекторов, потолка топки в периоды проведения капитальных ремонтов; выход из строя и замена труб конвективной части с периодичностью 25,5 мес. (18360 ч); чистка от отложений конвективной части и конвективных труб с периодичностью 72 мес. (51840 ч); для пароперегревателей: выход из строя и замена труб конвективных пучков с периодичностью от 4,5 мес. (3240 часов наработки) до 18 мес. (12960 ч); чистка от отложений конвективной части и конвективных труб с периодичностью 9,2 мес. (6624 ч); для экономайзеров: выход из строя и замена оребрённых труб и калачей со средней периодичностью 6 мес. (3140 часов наработки); полный износ экономайзеров и их замена с периодичностью от 25 мес. (17980 ч) до 65 мес. (46820 ч). Статистический анализ имеющейся информации, полученной из ремонтно-эксплуатационной документации, и результатов технического диагностирования показывает, что наибольшему износу подвержены поверхности нагрева котлов, пароперегревателей и экономайзеров (рис.1).  Рис. 1. Анализ характерных мест повреждений основных элементов котлоагрегатов. Наиболее вероятному выходу из строя подвержены экономайзеры. На их долю приходится до ⅔ всех производимых ремонтов, заключающихся, в основном, в замене оребрённых труб. Вероятно, это связано с коррозионными проблемами, возникающими не только со стороны топочных газов, образующихся при сжигании мазута и воздействующих с внешней стороны труб, но и стороны пара и горячей воды, вызывающих коррозию на их внутренней поверхности. Коррозия под действием пара и горячей воды представляет собой отдельную задачу и в рамках данной работы не рассматривается. Воздействие топочных газов на так называемые хвостовые поверхности нагрева, которыми, как раз, и являются экономайзеры, связано с конденсацией из газовой фазы при достижении точки росы растворов серной кислоты, обладающих высокой коррозионной активностью и приводящих к интенсивному разрушению элементов экономайзеров. Коррозионному воздействию топочных газов в котлах и пароперегревателях преимущественно подвергаются трубы поверхностей нагрева и коллекторы. Суммарная доля ремонтов, приходящаяся на конвективные и топочные камеры котлов с заменой обмуровки, составляет около 40 %. От состояния обмуровки в значительной степени зависит температурный режим эксплуатации экранных труб, который в большой мере влияет на их эксплуатационную надежность. По мере разрушения огнеупорной торкрет-массы происходит изменение температурного режима эксплуатации экранных труб. При наличии дефектов в обмуровке или ее разрушении участки оголённых экранов воспринимают повышенные тепловые нагрузки, приводящие к увеличению интенсивности образования отложений на поверхностях нагрева и появлению зон местного перегрева [5]. За счет повышения температуры металла труб усиливается их высокотемпературная газовая коррозия. При проведении обследования топочной и конвективной частей некоторых котлоагрегатов в обмуровке фурм горелок были выявлены отколы. Футеровка свода над форсунками и коллекторами экранов в отдельных котельных установках подвержена разрушению: между футеровкой коллекторов и трубками экранов могут образовываться зазоры (до 150 мм), в обмуровке барабанов присутствуют разрушения и щели шириной |
 |  |
| Рис. 4. Образование нагара на поверхности труб фронтового экрана котла ГМ-50/14. | Рис. 5. Образование отложений продуктов сгорания топливного мазута котла ДКВР 10/13. |
Опасность отложения продуктов сжигания топливного мазута на поверхности трубных пучков и коллекторов заключается не только в высокой коррозионной активности этих отложений, но и в возникновении местных зон перегрева металла. Зоны с более высокой температурой подвергаются ускоренному коррозионному разрушению по отношению к остальной поверхности металла. Данное обстоятельство способствует развитию локальной коррозии металла под слоем отложений в виде пятен и язв.
Обследование котлоагрегатов типов ГМ-50/14-250, ТП-35-У и ДКВР 10/13 показало наличие язв глубиной 0,1÷0,4 мм на поверхности коллекторов и экранных труб. То есть глубина коррозионных язв указанных элементов не превышает 3÷10 % от номинальной толщины стенки труб.
В соответствии с нормативной документацией по эксплуатации паровых котлов [6] (п. 5.5 СО 153-34.17.469-2003), коррозионные язвы и/или эрозионные повреждения глубиной до 1,0 мм, но не более 15 % номинальной толщины стенки труб, обнаруженные при визуальном контроле, можно считать допустимыми. Таким образом, факт появления язв, в нашем случае, не является критическим, но на него, несомненно, нужно обращать пристальное внимание при дальнейшей эксплуатации котельных установок.
При проведения технического диагностирования ООО «НИУИФ-Инжиниринг» оценивалась величина относительного утонения стенок основных элементов котлоагрегатов на основании результатов ультразвуковой толщинометрии.
Поскольку продолжительность эксплуатации обследованных котельных установок с момента их пуска до момента проведения технического диагностирования находится в широких пределах (от 24-х до 53-х лет), а начальные исполнительные толщины стенок основных элементов различных котлоагрегатов отличаются между собой, в качестве критерия оценки технического состояния оборудования использовались величины среднегодового и максимального относительного утонения стенок, выраженные в %/год, которые сравнивались с допустимой величиной среднегодового утонения (%/год), приведенной к 20-летнему нормативному сроку эксплуатации котлоагрегатов.
Полученные результаты по среднегодовым утонениям стенок основных элементов котлоагрегатов представлены на диаграмме (рис. 6).
Рис. 6. Относительные среднегодовые утонения стенок основных элементов котлоагрегатов.
Предельное допустимое утонение корпусных изделий котлов установлено НТД [6] (п. 5.21 СО 153-34.17.469-2003) и составляет 15 % от их номинальной толщины, т.е. при нормативном 20-летнем сроке эксплуатации среднегодовое допустимое утонение не должно превышать 0,75 %/год.
Утонение стенки прямых участков труб поверхностей нагрева, выявленное ультразвуковым или другими методами контроля, допускается не более чем на 30 % их номинальной толщины. При этом уменьшение толщины стенки труб должно быть не более 1,0 мм [6] (п. 5.23 СО 153-34.17.469-2003). Таким образом, при 20-летнем сроке эксплуатации утонение стенок труб не должно превышать 1,5 %/год.
Утонения стенок корпусных изделий (обечаек и днищ барабанов), коллекторов и экранных труб находятся в пределах 0,19÷0,28 %/год (усредненные величины) и 0,38÷0,69 %/год (максимальные значения), которые не превышают установленные предельные нормативы.
Полученные результаты по толщинометрии свидетельствуют о некотором запасе в эксплуатационной надёжности основных элементов обследованных котлоагрегатов, который достигается за счет своевременного проведения периодических осмотров и планово-предупредительных ремонтов.
Таким образом, на основании данных ремонтно-эксплуатационной документации и результатов натурного обследования оборудования выявлены характерные проблемные места и наиболее часто встречающиеся повреждения основных элементов котлоагрегатов со стороны топочного мазута и образующихся при его сжигании топочных газов.
Для повышения эксплуатационной надежности котельных установок необходимо, в первую очередь, уделять внимание качеству топлива, оптимизации процессов горения, режимам эксплуатации оборудования и его конструктивным особенностям.
С целью снижения вероятности образования коррозионно-активной золы следует использовать малосернистый топочный мазут. При невозможности использования мазута с низким содержанием серы, а также ванадия и натрия, можно рекомендовать введение добавок к топливу, предотвращающих образование эвтектических смесей с низкой температурой плавления.
Котлы, имеющие секции со стоком, должны периодически проходить химическую очистку с целью предотвращения образовании отложений.
Представленные в статье данные могут послужить основой при разработке графика планово предупредительных ремонтов котлоагрегатов.
Литература
Коррозия и защита химической аппаратуры. Т. 9. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность./Под ред. Сухотина А.М., Шрайера А.В., Арчакова Ю.И. – Л.: Химия, 1990. – 399 с.
Геллер 3.И. Мазут как топливо. – М: Недра, 1965. – 495 с.
Зайдман М.E., Миронов Д.К. Опыт работы пароперегревателей из аустенитных сталей котлов на 180 атм с температурой пара 565-580 0С.//Энергомашиностроение, 1964, № 4.
Werkstoffeinsatz und Korrosionsschutz in der chemischen Industrie.//VEB Deutscher Verlag für Grundstoffindustrie. – Leipzig, 1973. – 324 s.
Магадеев В.Ш. Коррозия газового тракта котельных установок. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 272 с.
СО 153-34.17.469-2003. Инструкция по продлению срока безопасной эксплуатации паровых котлов с рабочим давлением до 4,0 МПа включительно и водогрейных котлов с температурой воды выше 115 0С.