Защита металла пароводяного тракта оборудования от коррозии является одной из актуальнейших проблем, стоящих перед специалистами, занятыми его подготовкой к эксплуатации. Различные разработки в этом направлении подтверждают, что наиболее прогрессивным способом защиты металла пароводяного тракта является получение на внутренней поверхности энергетического оборудования стойких защитных оксидных пленок, состоящих из магнетита — Fe3O4. В последние годы в России разработаны и прошли множество промышленных испытаний методы очистки и защиты металла от коррозии с использованием в качестве окислителя газообразного кислорода. Наиболее эффективным является метод пароводокислородной очистки и пассивации (ПВКОиП) металла внутренних поверхностей нагрева пароводяного тракта котла, трубопроводов и другого теплосилового оборудования, который стал широко применяться на вновь вводимых энергоблоках, обеспечивая высокую надежность эксплуатации.
Специалистами АО «СибИАЦ» была применена технология и схема ПВКОиП для поверхностей нагрева котлоагрегата ПК-40-1 (Подольский машиностроительный завод — ЗиО производительностью 670 т/ч на параметры высокого давления пара) блока одной из ТЭС после реконструкции.
ЦЕЛЬ ПРОВОДИМОЙ ОЧИСТКИ:
- удалить из пароводяного тракта котла посторонние частицы и загрязнения, оставшиеся после механической очистки во время монтажа и влияющие на надежность работы поверхностей нагрева;
- обеспечить чистоту труб вновь смонтированных поверхностей нагрева котла от окислов Fe до остаточной загрязненности не более 50 г/м2;
- выполнить скоростные паровые продувки первичного и вторичного пароперегревателя с обеспечением коэффициента эффективности энергии потока К больше или равно 1,2 по сравнению с энергией пара
при номинальной нагрузке;
- получить на очищенной поверхности труб стойкую защитную пленку, способствующую быстрому выходу на нормируемый водно-химический режим.
После незначительного периода эксплуатации реконструированного блока произошло разрушение незамененной трубы переходной зоны на прямом участке нижнего змеевика. Наработка труб (DxS=) O32х3,5 мм, изготовленных из стали 20, с момента замены в 2007 г. составляет 7548 часов, параметры среды — Т=350, Р=172,5 кгс/см2. После визуального осмотра и обнаружения на внутренней поверхности трубы коррозионной полости глубиной до 2,6 мм размером до 1/2 периметра трубы и коррозионных язвин диаметром до 2 мм глубиной до 0,2 мм вокруг обнаруженной коррозионной полости возникло предположение о влиянии ПВКОиП на развитие данного коррозионного повреждения. Металлографическое исследование разрушенного участка трубы проводилось на микроскопе МИМ-8М при увеличениях 100х и 500х. Структура феррито-перлитная, равномерная по толщине стенки по всему периметру трубы. Величина зерна — балл 7 по ГОСТ 5639. Рекомендовано проведение вырезок из разных участков переходной зоны.
ИССЛЕДОВАНИЕ ПОКАЗАЛО:
Исследование металла шести вырезок из переходной зоны и ВЭК показало:
1. По результатам химического анализа и механических испытаний металл труб в переходной зоне (DxS=) диаметр32х3,5 мм удовлетворяет требованиям ТУ 14-3Р-55-2001 для стали марки 20ПВ.
2. На внутренней поверхности входных и выходных труб в переходной зоне обнаружены участки локальной коррозии глубиной до 1,5 мм (фото 1).
Были проанализированы проведенные исследования образцов труб поверхностей нагрева для котлов ПК-40-1 на удельную загрязненность и качественный состав отложений в соответствии с требованиями СО 34.37.306-2001 «Методические указания по контролю состояния основного оборудования ТЭС. Определение количества и химического состава отложений» в переходной зоне энергоблоков до и после проведения ПВКОиП».
Сравнение образцов труб переходной зоны, вырезанных за три месяца до проведения ПВКОиП, с образцами, вырезанными после проведения ПВКОиП, показало, что удельная загрязненность переходной зоны котла возросла с 18,8 г/м2 до 106-451 г/м2. Наиболее загрязненная труба вырезана с выходного участка пакета № 45 переходной зоны между 1 и 2 опорами (фото 2). Переходная зона наиболее подвержена образованию отложений, так как в ней вода полностью испаряется, вследствие чего значительная часть солей, внесенных с питательной водой, откладывается в виде отложений в её змеевиках.
Осмотр образцов труб входных участков пакетов №31, 38, вырезанных между 1 и 2, 2 и 3 опорами, показал, что коррозия поверхностей нагрева котла носит локальный характер, поскольку из 14 образцов только на 3 образцах, вырезанных между 1 и 2 опорами, имеются очаги язвенной коррозии и коррозии в виде пятен. Осмотр вырезанных образцов труб переходной зоны котла после травления на катодной установке также показал наличие язвенной коррозии и коррозии в виде пятен. Развитию коррозионных процессов в переходной зоне котлоагрегатов способствовало комплексное воздействие ряда причин, одной из которых является стояночная коррозия, возникающая в связи с большими простоями оборудования по сравнению со временем его работы, и развивающаяся под отложениями шлама, в которых удерживается влага после спуска воды из котла.
При выводе котлов в ремонт была проведена консервация методом гидразинной обработки при рабочих параметрах с последующим сухим остановом. Данный метод обеспечивает защиту от стояночной коррозии при выводе в ремонт только на срок до 5-6 месяцев (РД 34.20.591-97 «Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования»). Фактическая продолжительность простоя при проведении реконструкции составила более 1 года. Простои оборудования без применения должных защитных мер от коррозии приводят к серьезным повреждениям металла. Сильно страдают от стояночной коррозии пароперегреватели и парообразующие трубы переходных зон прямоточных парогенераторов. Дальнейшее развитие коррозионных процессов на поверхностях нагрева котлов происходят из-за длительного простоя «увлажненного» котла после проведения гидравлических испытаний.
Если предполагается вынужденный простой «увлажненного» котла между гидравлическими испытаниями и началом очистки более 20—30 суток, то необходимо предусматривать возможность проведения пассивации (консервации) поверхностей нагрева после гидравлических испытаний. Время простоя незаконсервированного котла от окончания гидравлических испытаний до проведения ПВКО и П составило порядка 4-х месяцев.
Согласно опытным данным скорость стояночной коррозии после смачивания поверхностей нагрева составляет порядка 30 г/м2*месяц. Нельзя не рассматривать и протекание пароводяной коррозии, носящей локальный характер. Язвенный вид пароводяной коррозии характерен выеданием металла на сравнительно небольшой площади труб преимущественно переходной зоны и других участков, где наблюдаются большие колебания тепловых нагрузок. Развитию коррозии способствуют оксиды железа и меди, а также другие загрязнения, приносимые водой из питательного тракта котла.
ВЫВОДЫ:
В результате установлено, что причиной повреждений незамененных труб переходной зоны котлоагрегата ПК-40-1 является комплексное воздействие ряда факторов помимо ПВКОиП, наибольшее влияние из которых оказывает стояночная коррозия, возникающая в связи с большими простоями оборудования по сравнению со временем его работы, и развивающаяся под отложениями шлама, в которых удерживается влага после спуска воды из котла. Считаем проведение ПВКО при наличии незамененных поверхностей нагрева целесообразным при условии выполнения следующих рекомендаций:
1. Для предотвращения развития коррозии на поверхностях нагрева переходной зоны котлов ПК-40-1 после проведения гидравлических испытаний реализовать мероприятия по их консервации.
2. При пуске энергоблока в работу соблюдать требования инструкции по водно-химическому режиму и инструкции по эксплуатации энергоблока в части проведения предпусковой деаэрации питательной воды, промывки котла большим расходом воды, замыкания контура на конденсатор и дальнейшего повышения параметров работы блока.
ЛИТЕРАТУРА:
1. П.А. Антикайн, А.К. Зыков, «Эксплуатационная надежность объектов котлонадзора»
2. П.А. Баранов, «Предупреждение аварий паровых котлов»
3. М.В. Мейкеляр, «Как работает металл парового котла»
4. РД 34.20.591-97 «Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования»
5. СО 34.37.306-2001 «Методические указания по контролю состояния основного оборудования ТЭС. Определение количества и химического состава отложений»
6. РД 34.37.409-96 «Методические указания по предпусковой пароводокислородной очистке и пассивации внутренних поверхностей энергооборудования»
Опубликовано в журнале "Вестник арматуростроителя" № 3 (38)
Размещено в номере: «Вестник арматуростроителя», №3 (38) 2017
