Корозія водогрійних котлів та теплообмінного обладнання. Корозія у котлах Котельня види корозії та пошкодження котлів

Морський сайт Росія немає 05 жовтня 2016 Створено: 05 жовтня 2016 Оновлено: 05 жовтня 2016 Переглядів: 5363

Види корозії. У процесі роботи елементи парового котла піддаються впливу агресивних середовищ - води, пари та димових газів. Розрізняють корозію хімічну та електрохімічну.

Хімічна корозіявикликана парою або водою, руйнує метал рівномірно по всій поверхні. Швидкість такої корозії у сучасних суднових казанах низька. Більш небезпечна місцева хімічна корозія, що викликається агресивними хімічними сполуками, що містяться у відкладеннях золи (сірки, оксидів ванадію тощо).

Найбільш поширеною та небезпечною є електрохімічна корозія, що протікає у водних розчинах електролітів у разі виникнення електричного струму, Викликаного різницею потенціалів між окремими ділянками металу, що відрізняються хімічною неоднорідністю, температурою або якістю обробки.
Роль електроліту виконують вода (при внутрішній корозії) або пари води, що сконденсувалися, у відкладеннях (при зовнішній корозії).

Виникнення таких мікрогальванічних пар на поверхні труб призводить до того, що іон-атоми металу переходять у воду у вигляді позитивно заряджених іонів, а поверхня труби в цьому місці набуває негативного заряду. Якщо різниця в потенціалах таких мікрогальванічних пар незначна, то на межі метал-вода поступово створюється подвійний електричний шар, який гальмує подальший перебіг процесу.

Однак у більшості випадків потенціали окремих ділянок різні, що зумовлює виникнення ЕРС, спрямованої від більшого потенціалу (аноду) до меншого (катоду).

При цьому з анода у воду переходять іон-атоми металу, а на катоді накопичуються надлишкові електрони. В результаті ЕРС і, отже, інтенсивність процесу руйнування металу різко знижуються.

Це називається поляризацією. Якщо потенціал анода зменшується внаслідок утворення захисної оксидної плівки або зростання концентрації іонів металу в районі анода, а потенціал катода практично не змінюється, то поляризація зветься анодною.

При катодної поляризації в розчині у катода різко знижується концентрація іонів і молекул, здатних видаляти надлишкові електрони з поверхні металу. З цього випливає, що основним моментом боротьби з електрохімічною корозією є створення таких умов, коли будуть підтримуватись обидва види поляризації.
Практично досягти цього неможливо, тому що в казановій воді завжди є деполяризатори - речовини, що викликають порушення процесів поляризації.

До деполяризаторів відносяться молекули О 2 і СО 2 іони Н + , Сl - і SO - 4 а також оксиди заліза і міді. Розчинені у воді СО 2 , Cl - і SO - 4 гальмують утворення на аноді щільної захисної плівки оксидної і тим самим сприяють інтенсивному протіканню анодних процесів. Іони водню Н+ знижують негативний заряд катода.

Вплив кисню на швидкість корозії став проявлятися у двох протилежних напрямках. З одного боку, кисень збільшує швидкість корозійного процесу, оскільки є сильним деполяризатором катодних ділянок, з іншого надає пасивну дію на поверхню.
Зазвичай деталі котла, виготовлені зі сталі, мають досить міцну початкову оксидну плівку, яка захищає матеріал від дії кисню доти, доки не буде зруйнована під дією хімічних або механічних факторів.

Швидкість гетерогенних реакцій (до яких і корозія) регулюється інтенсивністю наступних процесів: підведенням до поверхні матеріалу реагентів (насамперед деполяризаторів); руйнуванням захисної оксидної плівки; видалення продуктів реакції від місця її протікання.

Інтенсивність цих процесів багато в чому визначається гидродинамическими, механічними і тепловими чинниками. Тому заходи щодо зниження концентрації агресивних хімічних реагентів за високої інтенсивності двох інших процесів, як показує досвід експлуатації котлів, зазвичай малоефективні.

Звідси випливає, що вирішення проблеми запобігання корозійним ушкодженням має бути комплексним, коли враховуються всі фактори, що впливають на вихідні причини руйнування матеріалів.

Електрохімічна корозія

Залежно від місця перебігу речовин, що беруть участь у реакціях, розрізняють наступні видиелектрохімічної корозії:

• кисневу (і її різновид - стоянкову),
• підшламову (іноді звану "черепашкової"),
• міжкристалітну (лужна крихкість котельних сталей),
• щілинну та
• сірчисту.

Киснева корозіяспостерігається в економайзерах, арматурі, живильних та опускних трубах, пароводяних колекторах та внутрішньоколекторних пристроях (щитах, трубах, пароохолоджувачах тощо). Особливо сильно схильні до кисневої корозії змійовики другого контуру двоконтурних котлів, утилізаційних котлів і парових повітропідігрівачів. Киснева корозія протікає під час дії котлів і залежить від концентрації кисню, розчиненого у воді котла.

Швидкість кисневої корозії у головних котлах низька, що зумовлено ефективною роботоюдеаераторів та фосфатно-нітратним водним режимом. У допоміжних водотрубних котлах вона часто досягає 0,5 - 1 мм/рік, хоча в середньому лежить в межах 0,05 - 0,2 мм/рік. Характер пошкодження котелень - виразки невеликих розмірів.

Більш небезпечним різновидом кисневої корозії є стоянкова корозія, що протікає під час бездіяльності котла. В силу специфіки роботи всі суднові котли (а особливо допоміжні) схильні до інтенсивної стоянкової корозії. Як правило, корозія стоянки не призводить до відмов котла, проте метал, що зазнав корозії під час зупинок, за інших рівних умов більш інтенсивно руйнується при роботі котла.

Основною причиною виникнення стоянкової корозії є попадання кисню у воду, якщо котел заповнений, або плівку вологи на поверхні металу, якщо котел осушений. Велику роль при цьому відіграють хлориди та NaOH, що містяться у воді, та водорозчинні відкладення солей.

За наявності у воді хлоридів інтенсифікується рівномірна корозія металу, а якщо в ній міститься незначна кількість лугів (менше 100 мг/л), корозія локалізується. Щоб уникнути стоянкової корозії, при температурі 20 - 25 °С у воді повинно міститися до 200 мг/л NaOH.

Зовнішні ознаки корозії за участю кисню: локальні виразки невеликого розміру (рис. 1 а), заповнені продуктами корозії бурого кольору, які утворюють горбики над виразками.

Видалення кисню з поживної води є одним із важливих заходів щодо зниження кисневої корозії. З 1986 р. вміст кисню у поживній воді для суднових допоміжних та утилізаційних котлів обмежується 0,1 мг/л.

Однак і при такому кисневмісті поживної води в експлуатації спостерігаються корозійні ушкодження елементів котла, що свідчить про переважний вплив процесів руйнування оксидної плівки і вимивання продуктів реакції з вогнищ корозії. Найбільш наочним прикладом, що ілюструє вплив цих процесів на корозійні ушкодження, є руйнування змійовиків утилізаційних котлів із примусовою циркуляцією.

Мал. 1. Ушкодження при кисневій корозії

Корозійні ушкодженняпри кисневій корозії зазвичай суворо локалізовані: на внутрішній поверхні вхідних ділянок (див. рис. 1, а), в районі згинів (рис. 1, б), на вихідних ділянках і в коліні змійовика (див. рис. 1, в), а також у пароводяних колекторах утилізаційних казанів (див. рис. 1, г). Саме на цих ділянках (2 – область пристінної кавітації) гідродинамічні особливості потоку створюють умови для руйнування оксидної плівки та інтенсивного вимивання продуктів корозії.
Справді, будь-які деформації потоку води та пароводяної суміші супроводжуються виникненням кавітації у пристінних шарахпотоку 2, що розширюється, де утворюються і тут же бульбашки пари, що схлопуються, обумовлюють руйнування оксидної плівки внаслідок енергії гідравлічних мікроударів.
Цьому сприяють також знакозмінні напруги в плівці, викликані вібрацією змійовиків і коливаннями температури та тиску. Підвищена локальна турбулізація потоку цих ділянках викликає активне вимивання продуктів корозії.

На прямих вихідних ділянках змійовиків оксидна плівка руйнується через удари об поверхню крапельок води при турбулентних пульсаціях потоку пароводяної суміші, дисперсно-кільцевий режим руху якої переходить тут у дисперсний при швидкості потоку до 20-25 м/с.
У цих умовах навіть невисокий вміст кисню (~ 0,1 мг/л) обумовлює інтенсивне руйнування металу, що призводить до появи нориці на вхідних ділянках змійовиків утилізаційних котлів типу Ла Монт через 2-4 роки експлуатації, а на інших ділянках - через 6-12 років.

Мал. 2. Корозійні ушкодження змійовиків економайзерів утилізаційних котлів КУП1500Р теплохода "Індіра Ганді".

Як ілюстрацію до викладеного розглянемо причини пошкодження змійовиків економайзерів двох утилізаційних котлів типу КУП1500Р, встановлених на ліхтеровозі «Індіра Ганді» (типу "Олексій Косигін"), який вступив в експлуатацію в жовтні 1985 р. Вже в лютому 1985 р. замінено економайзерів обох котлів. Через 3 роки і в цих економайзерах утворюються пошкодження змійовиків, розташовані на ділянках до 1-1,5 м від вхідного колектора. Характер ушкоджень свідчить (рис. 2, а, б) про типову кисневу корозію з подальшим руйнуванням втоми (поперечні тріщини).

Проте природа втоми окремих ділянках різна. Поява тріщини (а раніше - розтріскування оксидної плівки) в районі зварного шва (див. рис. 2, а) є наслідком знакозмінної напруги, обумовленої вібрацією пучка труб і конструктивною особливістю вузла з'єднання змійовиків з колектором (до вигнутого штуцера діаметром 22x 22x2).
Руйнування ж оксидної плівки та утворення втомних тріщин на внутрішній поверхні прямих ділянок змійовиків, віддалених від входу на 700-1000 мм (див. рис. 2, б), обумовлені знакозмінними термічними напругами, що виникають у період введення котла в дію, коли на гарячу поверхню подається холодна вода. При цьому дія термічних напруг посилюється тим, що ребра змійовиків ускладнює вільне розширення металу труби, створюючи додаткові напруги в металі.

Підшламова корозіязазвичай спостерігається в головних водотрубних котлах на внутрішніх поверхнях екранних і пароутворювальних труб пучків притопки, звернених до факелу. Характер підшламової корозії - виразки. овальної формиз розміром великої осі (паралельної осі труби) до 30-100 мм.
На виразках є щільний шар оксидів у вигляді „черепашок" 3 (рис. 3). Підшламова корозія протікає в присутності твердих деполяризаторів - оксидів заліза та міді 2, які осідають на найбільш теплонапружених ділянках труб у місцях активних центрів корозії, що виникають при руйнуванні .
Зверху утворюється пухкий шар накипу та продуктів корозії 1. Утворені "черепашки" з продуктів корозії міцно зчеплені з основним металом і можуть бути видалені тільки механічним шляхом. Під "черепашками" погіршується теплообмін, що призводить до перегріву металу та появи випучин.
Для допоміжних котлів цей вид корозії не характерний, але при високих теплових навантаженнях та відповідних режимах водообробки не виключена поява підшламової корозії та в цих котлах.

Умови, в яких знаходяться елементи парових казанів під час експлуатації, є надзвичайно різноманітними.

Як показали численні корозійні випробування та промислові спостереження, низьколеговані і навіть аустенітні сталі під час експлуатації котлів можуть зазнавати інтенсивної корозії.

Корозія металу поверхонь нагріву парових котлів викликає його передчасне зношування, а іноді призводить до серйозних неполадок і аварій.

Більшість аварійних зупинок котлів посідає наскрізні корозійні ураження екранних, економай - зерних, пароперегрівальних труб і барабанів котлів. Поява навіть одного корозійного нориці у прямоточного котла призводить до зупинення всього блоку, що пов'язано з недовиробленням електроенергії. Корозія барабанних котлів високого та понад високого тискустала основною причиною відмов у роботі ТЕЦ. 90% відмов у роботі через корозійні пошкодження сталося на барабанних котлах тиском 15,5 МПа. Значна кількість корозійних ушкоджень екранних трубсольових відсіків було в зонах максимальних теплових навантажень.

Проведеними спеціалістами США обстеженнями 238 казанів (блоки потужністю від 50 до 600 МВт) було зафіксовано 1719 позапланових простоїв. Близько 2/3 простоїв котлів були викликані корозією, їх 20 % припадало на корозію парогенерирующих труб. У США внутрішня корозія "1955 р. була визнана серйозною проблемою після введення в експлуатацію великої кількості барабанних котлів тиском 12,5-17 МПа".

До кінця 1970 р. близько 20% із 610 таких котлів були уражені корозією. В основному внутрішній корозії були схильні екранні труби, а пароперегрівачі та економайзери уражалися нею менше. З поліпшенням якості живильної води та переходом на режим координованого фосфатування, зі зростанням параметрів на барабанних котлах електростанцій США замість в'язких, пластичних корозійних пошкоджень відбувалися раптові крихкі руйнування екранних труб. "Станом на J970 т. для котлів тиском 12,5; 14,8 і 17 МПа руйнування труб через корозійні пошкодження склало відповідно 30, 33 і 65%".

За умовами протікання корозійного процесу розрізняють атмосферну корозію, що протікає під дією атмосферних та вологих газів; газову, обумовлену взаємодією металу з різними газами - киснем, хлором і т. д. - при високих температурах, і корозію в електролітах, що у більшості випадків протікає у водних розчинах.

За характером корозійних процесів котельний метал може зазнавати хімічної та електрохімічної корозії, а також їх спільного впливу.

При експлуатації поверхонь нагріву парових котлів зустрічається високотемпературна газова корозіяв окислювальній та відновлювальній атмосферах топкових газів та низькотемпературна електрохімічна корозія хвостових поверхонь нагріву.

Дослідженнями встановлено, що високотемпературна корозія поверхонь нагріву найбільш інтенсивно протікає лише за наявності в топкових газах надлишкового вільного кисню та при розплавлених оксидів ванадію.

Високотемпературна газова або сульфідна корозія в окислювальній атмосфері топкових газів уражає труби ширмових і конвективних перегрівачів, перші ряди кип'ятільних пучків, метал дистанційних простаків між трубами, стійки та підвіски.

Високотемпературна газова корозія у відновлювальній атмосфері спостерігалася на екранних трубах топкових камер ряду котлів високого та надкритичного тиску.

Корозія труб поверхонь нагріву з газового боку представляє складний фізико-хімічний процес взаємодії топкових газів і зовнішніх відкладень з окисними плівками і металом труб. На розвиток цього процесу впливають інтенсивні теплові потоки, що змінюються в часі, і високі механічні напруги, що виникають від внутрішнього тиску і самокомпенсації.

На котлах середнього та низького тиску температура стінки екранів, що визначається температурою кипіння води, нижча, і тому цей вид руйнування металу не спостерігається.

Корозія поверхонь нагрівання з боку димових газів (зовнішня корозія) є процесом руйнування металу в результаті взаємодії з продуктами згоряння, агресивними газами, розчинами і розплавами мінеральних сполук.

Під корозією металу розуміють поступове руйнування металу, що відбувається внаслідок хімічного чи електрохімічного впливу довкілля.

\ Процеси руйнування металу, що є наслідком їхньої безпосередньої хімічної взаємодії з навколишнім середовищем, відносяться до хімічної корозії.

Хімічна корозія відбувається при контакті металу з перегрітою парою та сухими газами. Хімічну корозію у сухих газах називають газовою корозією.

У топці та газоходах котла газова корозія зовнішньої поверхні труб та стійок пароперегрівачів відбувається під впливом кисню, вуглекислого газу, водяної пари, сірчистого та інших газів; внутрішньої поверхні труб - у результаті взаємодії з парою чи водою.

Електрохімічна корозія на відміну хімічної характеризується тим, що які у ній реакції супроводжуються виникненням електричного струму.

Переносником електрики в розчинах служать іони, присутні в них через дисоціацію молекул, а в металах - вільні електрони:

Внутрішньокотлова поверхня схильна в основному до електрохімічної корозії. За сучасними уявленнями її прояв обумовлений двома самостійними процесами: анодним, при якому іони металу переходять в розчин у вигляді гідратованих іонів, і катодним, при якому відбувається асиміляція надлишкових електронів деполяризаторами. Деполяризаторами може бути атоми, іони, молекули, які у своїй відновлюються.

за зовнішніми ознакамирозрізняють суцільну (загальну) та місцеву (локальну) форми корозійних руйнувань.

При загальній корозії вся поверхня нагріву, що стикається, з агресивним середовищем піддається роз'їданню, рівномірно утоняючись з внутрішньої або зовнішньої сторони. При локальній корозії руйнація відбувається на окремих ділянках поверхні, решта поверхні металу не торкається ушкоджень.

До місцевої локальної відносять корозію плямами, виразкову, точкову, міжкристалітну, корозійне розтріскування, корозійну втому металу.

Типовий прикладруйнування електрохімічної корозії.

Руйнування із зовнішньої поверхні труб НРЧ 042X5 мм із сталі 12Х1МФ котлів ТПП-110 сталося на горизонтальній ділянці в нижній частині підйомно-опускної петлі в зоні, що примикає до подового екрану. На тильній стороні труби відбулося розкриття з малим утоненням кромок у місці руйнування. Причиною руйнування стало потонання стінки труби приблизно на 2 мм при корозії через розшлаковування струменем води. Після зупинки котла паропродуктивністю 950 т/год, опалювального пилом антрацитного штиба (рідке шлаковидалення), тиском 25,5 МПа і температурою перегрітої пари 540 ° С на трубах залишалися мокрий шлак і зола, в яких інтенсивно протікала електрохімічна корозія. Зовні труба була покрита товстим шаром бурого гідроксиду заліза. Внутрішній діаметр труб знаходився в межах допусків на труби котлів високого та надвисокого тиску. Розміри зовнішнього діаметра мають відхилення, що виходять за межі мінусового допуску: мінімальний зовнішній діаметр. становив 39 мм при мінімально допустимому 41,7 мм. Товщина стінки поблизу місця руйнування від корозії становила лише 3,1 мм при номінальній товщині труби 5 мм.

Мікроструктура металу однорідна по довжині та колу. На внутрішній поверхні труби є обезуглераженный шар, що утворився при окисленні труби в процесі термічної обробки. на зовнішній сторонітакий шар відсутній.

Обстеження труб НРЧ після першого розриву дозволило з'ясувати причину руйнування. Було ухвалено рішення про заміну НРЧ та про зміну технології розшлаковування. У даному випадкуелектрохімічна корозія протікала через наявність тонкої плівки електроліту.

Виразкова корозія протікає інтенсивно на окремих невеликих ділянкахповерхні, але часто на значну глибину. При діаметрі виразок близько 0,2-1 мм її називають точковою.

У місцях, де утворюються виразки, згодом можуть утворитися нориці. Виразки часто заповнюються продуктами корозії, внаслідок чого не вдається виявити їх. Прикладом може бути руйнування труб сталевого економайзера при поганої деаерації поживної води та низьких швидкостях руху води в трубах.

Незважаючи на те, що вражена значна частина металу труб, через наскрізні нориці доводиться повністю замінювати змійовики економайзера.

Метал парових котлів зазнає наступних небезпечних видів корозії: кисневої корозії під час роботи котлів та знаходження їх у ремонті; міжкристаліт-ної корозії у місцях упарювання котлової води; пароводяної корозії; корозійного розтріскування елементів котлів, виготовлених з аустенітних сталей; підшламовий корозії. коротка характеристиказазначених видів корозії металу котлів наведено у табл. ЮЛ.

У процесі роботи котлів розрізняють корозію металу - корозію під навантаженням та корозію стоянки.

Корозії під навантаженням найбільш схильні до обігріву. котельні елементи, що контактують з двофазним середовищем, тобто екранні і кип'ятільні труби. Внутрішня поверхня економайзерів та перегрівачів при роботі котлів уражається меншою корозією. Корозія під навантаженням протікає і в знекисненому середовищі.

Стоянкова корозія проявляється у недренованих. елементах вертикальних змійовиків перегрівачів, провислих трубах горизонтальних змійовиків перегрівачів

Вперше зовнішню корозію екранних труб було виявлено на двох електростанціях у котлів високого тиску ТП-230-2, які працювали на вугіллі марки АШ і сірчистому мазуті, що були до того в експлуатації близько 4 років. Зовнішня поверхня труб зазнавала корозійного роз'їдання з боку, зверненого в топку, у зоні максимальної температурифакела. 88

Руйнувалися переважно труби середньої (по ширині) частини топки, безпосередньо над запальним. поясом. Широкі та відносно неглибокі корозійні виразки мали неправильну формуі часто стулялися між собою, внаслідок чого пошкоджена поверхня труб була нерівною, бугристою. В середині найбільш глибоких виразок з'явилися нориці, і через них почали вириватися струмені води та пари.

Характерною була повна відсутність такої корозії на екранних трубах котлів середнього тиску цих електростанцій, хоча середнього тиску перебували там в експлуатації значно більш тривалий час.

У наступні роки зовнішня корозія екранних труб з'явилася і інших котлах високого тиску, працювали на твердому паливі. Зона корозійних руйнувань поширювалася іноді на значну висоту; в окремі місцяхтовщина стінок труб у результаті корозії зменшувалась до 2-3 мм. Було помічено також, що ця корозія практично відсутня у казанах високого тиску, що працюють на мазуті.

Зовнішню корозію екранних труб виявили у котлів ТП-240-1 після 4 років експлуатації, що працюють при тиску в барабанах 185 ат. У цих котлах спалювалося підмосковне буре вугілля, що мало вологість близько 30%; мазут спалювали тільки під час розпалювання. У цих котлів корозійні руйнування також виникали у зоні найбільшого теплового навантаження екранних труб. Особливість процесу корозії полягала в тому, що труби руйнувалися як з боку, зверненого в топку, так і з боку, зверненого до обмуровування (рис. 62).

Ці факти показують, що корозія екранних труб залежить насамперед від температури поверхні. У котлів середнього тиску вода випаровується за нормальної температури близько 240° З; у котлів, розрахованих тиск 110 ат, розрахункова температура кипіння води дорівнює 317° З; в котлах ТП-240-1 вода кипить за нормальної температури 358° З. Температура зовнішньої поверхні екранних труб зазвичай перевищує температуру кипіння приблизно 30-40° З.

Можна, можливо. припустити, що інтенсивна зовнішня корозія металу починається при підвищенні його температури до 350 ° С. У котлів, розрахованих на тиск 110 ат, ця температура досягається лише з вогневого боку труб, а у котлів, що мають тиск 185 ат, вона відповідає температурі води в трубах . Саме тому корозія екранних труб з боку обмуровки спостерігалася лише у цих казанів.

Докладне вивчення питання було здійснено на котлах ТП-230-2, які працювали на одній із згаданих електростанцій. Там відбиралися проби газів та горя.

Щих частинок зі смолоскипа на відстані близько 25 мм від екранних труб. Поблизу фронтового екрану в зоні інтенсивної зовнішньої корозії труб топкові гази майже не містили вільного кисню. Поблизу заднього екрана, біля якого зовнішня корозія труб майже була відсутня, вільного кисню в газах було значно більше. Крім того, перевірка показала, що у районі утворення корозії понад 70% проб газів

Можна "припустити, що в присутності надлишкового кисню сірководень згоряє і корозії не відбувається, Але за відсутності надлишкового кисню сірководень вступає в хімічну сполуку з металом труб. При цьому утворюється сульфід заліза FeS. Цей продукт корозії дійсно був знайдений у відкладеннях на екранних трубах.

Зовнішню корозію схильна не тільки вуглецева сталь, але і хромомолібденова. Зокрема, у казанів ТП-240-1 корозія вражала екранні труби, виготовлені зі сталі марки 15ХМ.

До цього часу відсутні перевірені заходи повного попередження описаного виду корозії. Деяке зменшення швидкості руйнування. металу досягалося. після налагодження процесу горіння, зокрема зі збільшенням надлишку повітря в топкових газах.

27. Корозія екранів при надвисокому тиску

У цій книзі коротко розказано про умови роботи металу парових казанів сучасних електростанцій. Але прогрес енергетики у СРСР триває, і тепер входить у лад велику кількість нових котлів, розрахованих більш високі тиску і температури пари. В цих умовах велике значеннямає практичний досвід експлуатації кількох казанів ТП-240-1, що працюють з 1953-1955 рр. при тиску 175 ат (185 ат барабані). Дуже цінні, зокрема, відомості про корозію їх екранів.

Екрани цих котлів були схильні до корозії як із зовнішньої, так і з внутрішньої сторони. Їх зовнішня корозія описана в попередньому параграфі цього розділу, руйнування внутрішньої поверхні труб не схоже на жоден з описаних вище видів корозії металу

Роз'їдання відбувалося в основному з вогневого боку верхньої частини похилих труб холодної лійки та супроводжувалося появою корозійних раковин (рис. 63,а). Надалі кількість таких раковин збільшувалася, і виникала суцільна смуга (іноді дві паралельні смуги) роз'їденого металу (рис. 63,6). Характерною була відсутність корозії в зоні зварних стиків.

Усередині труб був наліт пухкого шламу товщиною 0,1-0,2 мм, що складався в основному з оксидів заліза та міді. Збільшення корозійного руйнування металу не супроводжувалося збільшенням товщини шару шламу, отже, корозія під шаром шламу була основною причиною роз'їдання внутрішньої поверхні екранних труб.

У котловій воді підтримувався режим чистофосфатної лужності. Фосфати вводилися в котел не безперервно, а періодично.

Велике значення мала та обставина, що температура металу труб періодично різко. Зона найчастішого та максимального підвищення температури збігалася із зоною найбільшого руйнування металу. Зниження тиску в котлі до 140-165 ат (тобто до тиску, при якому працюють нові серійні котли) не змінювало характеру тимчасового підвищення температури труб, але супроводжувалося значним зниженням максимального значенняцієї температури. Причини такого періодичного підвищення температури вогневої сторони холодних похилих труб. вирви ще докладно не вивчені.

У книзі розглядаються конкретні питання, пов'язані з роботою сталевих деталей парового котла. Але для вивчення цих суто практичних питань необхідно знати загальні відомості, що стосуються будови сталі та її властивостей. , але у них важко наочно показати розташування атомів друг щодо друга. Ерозією називається поступове руйнування поверхневого шару металу під впливом механічної дії. Найбільш поширеним видом ерозії сталевих елементів - парового котла є їх стирання твердими частинками золи, що рухається разом із димовими газами. При тривалому стиранні відбувається поступове зменшення товщини стінок труб, а потім їх деформація і розрив під дією внутрішнього тиску.

Ідентифікація видів корозії утруднена, і, отже, нерідкі помилки щодо технологічно і економічно оптимальних заходів протидії корозії. Основні необхідні заходи вживаються відповідно до нормативних документів, де встановлено межі головних ініціаторів корозії.

ГОСТ 20995-75 «Котли парові стаціонарні тиском до 3,9 МПа. Показники якості поживної води та пари нормує показники в поживній воді: прозорість, тобто кількість зважених домішок; загальна жорсткість, вміст сполук заліза та міді - запобігання накипеутворенню та залізо- та мідноокисних відкладень; значення рН - запобігання лужній та кислотній корозії і також піноутворення в барабані котла; вміст кисню - запобігання кисневій корозії; вміст нітритів – запобігання нітритній корозії; вміст нафтопродуктів - запобігання піноутворенню в барабані котла.

Значення норм визначені ГОСТом залежно від тиску в казані (отже, від температури води), від потужності локального теплового потокута від технології водопідготовки.

При дослідженні причин корозії, насамперед, необхідно проводити огляд (де це доступно) місць руйнування металу, аналіз умов роботи котла в передаварійний період, аналіз якості поживної води, пари та відкладень, аналіз конструктивних особливостейказана.

При зовнішньому оглядіможна підозрювати такі види корозії.

Киснева корозія

: вхідні ділянкитруб сталевих економайзерів; живильні трубопроводи при зустрічі з недостатньо знекисненою (вищою за норму) водою - «прориви» кисню при поганій деаерації; підігрівачі живильної води; всі вологі ділянки котла під час його зупинки та неприйняття заходів щодо запобігання надходженню повітря в котел, особливо в застійних ділянках, при дренуванні води, звідки важко видалити конденсат пари або повністю залити водою, наприклад вертикальні трубипароперегрівачів. Під час простоїв корозія посилюється (локалізується) у присутності лугу (менше 100 мг/л).

Киснева корозія рідко (при вмісті кисню у воді, що значно перевищує норму, - 0,3 мг/л) проявляється в паросепараційних пристроях барабанів котлів і на стінці барабанів на межі рівня води; у опускних трубах. У підйомних трубах корозія не проявляється через деаеруючу дію парових бульбашок.

Вид та характер ушкодження. Виразки різної глибини і діаметра, часто покриті горбками, верхня кірка яких - червоні оксиди заліза (ймовірно, гематит Fе 2 Про 3). Свідчення активної корозії: під кіркою горбків - чорний рідкий осад, напевно, магнетит (Fе 3 Про 4) у суміші з сульфатами та хлоридами. При затухлій корозії під кіркою - порожнеча, а дно виразки покрите відкладами накипу та шламу.

При рН води > 8,5 - виразки рідкісні, але більші та глибокі, при рН< 8,5 - встречаются чаще, но меньших размеров. Только вскрытие бугорков помогает интерпретировать бугорки не как поверхностные отложения, а как следствие коррозии.

При швидкості води більше 2 м/с горбки можуть набути довгасту форму в напрямку руху струменя.

. Магнетитні кірки досить щільні і могли б служити надійною перешкодою для проникнення кисню всередину горбків. Але вони часто руйнуються в результаті корозійної втоми, коли циклічно змінюється температура води та металу: часті зупинки та пуски котла, пульсуючий рух пароводяної суміші, розшарування пароводяної суміші на окремі пробки пари та води, що йдуть один за одним.

Корозія посилюється зі зростанням температури (до 350 ° С) та збільшенням вмісту хлоридів у котловій воді. Іноді корозію посилюють продукти термічного розпаду деяких органічних поживної води.

Мал. 1. Зовнішній виглядкисневої корозії

Лужна (у більш вузькому значенні - міжкристалітна) корозія

Місця корозійного пошкодження металу. Труби в зонах теплового потоку великої потужності (район пальників і навпроти витягнутого факела) - 300-400 кВт/м 2 і де температура металу на 5-10 ° С вище за температуру кипіння води при даному тиску; похилі та горизонтальні труби, де слабка циркуляція води; місця під товстими відкладеннями; зони поблизу підкладних кілець та у самих зварних швах, наприклад, у місцях приварювання внутрішньобарабанних паросепараційних пристроїв; місця біля заклепок.

Вид та характер ушкодження. Напівсферичні або еліптичні заглиблення, заповнені продуктами корозії, які часто включають блискучі кристали магнетиту (Fе 3 Про 4). Більшість заглиблень покрита твердою кіркою. На стороні труб, звернених до топки, поглиблення можуть з'єднуватися, утворюючи так звану доріжку корозійну шириною 20-40 мм і довжиною до 2-3 м.

Якщо кірка недостатньо стійка і щільна, то корозія може призвести - в умовах механічної напруги - до появи тріщин у металі, особливо біля щілин: заклепки, з'єднання вальцювання, місця приварювання паросепараційних пристроїв.

Причини корозійного ушкодження. При високих температурах- більше 200 °С - і великої концентрації їдкого натру (NаОН) - 10 % і більше - захисна плівка (кірка) на металі руйнується:

4NаОН + Fе 3 О 4 = 2NаFеО 2 + Nа 2 FеО 2 + 2Н 2 О (1)

Проміжний продукт NaFеО 2 піддається гідролізу:

4NаFеО 2 + 2Н 2 О = 4NаОН + 2Fe 2 О 3 + 2Н 2 (2)

Тобто в цій реакції (2) їдкий натр відновлюється, в реакціях (1), (2) не витрачається, а виступає як каталізатор.

Коли магнетит видалений, то їдкий натр і вода можуть реагувати із залізом безпосередньо з виділенням атомарного водню:

2NаОН + Fе = Nа 2 FеО 2 + 2Н (3)

4Н 2 Про + 3Fе = Fе 3 Про 4 + 8Н (4)

Водень, що виділяється, здатний дифундувати всередину металу і утворювати з карбідом заліза метан (CH 4):

4Н + Fе 3 С = СН 4 + 3Fе (5)

Можливе також об'єднання атомарного водню в молекулярний (Н+Н=Н2).

Метан і молекулярний водень не можуть проникати всередину металу, вони накопичуються на межах зерен і за наявності тріщин розширюють та поглиблюють їх. Крім того, ці гази перешкоджають утворенню та ущільненню захисних плівок.

Концентрований розчин їдкого натру утворюється в місцях глибокого упарювання котлової води: щільні накипні відкладення солей (вид підшламової корозії); криза бульбашкового кипіння, коли утворюється стійка парова плівка над металом - там метал майже не пошкоджується, але з обох боків плівки, де йде активне випаровування, їдкий натр концентрується; наявність щілин, де йде випаровування, відмінне від випаровування у всьому обсязі води: їдкий натр випаровується гірше, ніж вода, не розмивається водою і накопичується. Діючи на метал, їдкий натр утворює на межах зерен щілини, спрямовані всередину металу (вигляд міжкристалітної корозії – щілинна).

Міжкристалітна корозія під впливом лужної води котла найчастіше концентрується в барабані котла.

Мал. 3. Міжкристалітна корозія: а – мікроструктура металу до корозії, б – мікроструктура на стадії корозії, утворення тріщин по межі зерен металу

Такий корозійний вплив на метал можливий лише за одночасної наявності трьох факторів:

• місцеві механічні напруги, що розтягують, близькі або дещо перевищують межу плинності, тобто 2,5 МН/мм 2 ;
• нещільні зчленування деталей барабана (вказані вище), де може відбуватися глибоке упарювання котлової води і де їдкий натр, що накопичується, розчиняє захисну плівкуоксидів заліза (концентрація NaОН більше 10 %, температура води вище 200 ° С і - особливо - ближче до 300 ° С). Якщо котел експлуатується з меншим тиском, ніж паспортне (наприклад, 0,6-0,7 МПа замість 1,4 МПа), то ймовірність цього виду корозії зменшується;
• несприятливе поєднання речовин у котловій воді, у якій відсутні необхідні захисні концентрації інгібіторів цього виду корозії. Як інгібітори можуть виступати натрієві солі: сульфати, карбонати, фосфати, нітрати, сульфітцелюлозний луг.

Мал. 4. Зовнішній вигляд міжкристалітної корозії

Корозійні тріщини не розвиваються, якщо дотримується відношення:

(Nа 2 SО 4 + Na 2 СО 3 + Na 3 РО 4 + NaNO 3)/(NaOH) ≥ 5, 3 (6)

де Na 2 SО 4 , Na 2 3 , Na 3 РО 4 , NaNO 3 , NaOH - вміст відповідно натрій сульфату, натрій карбонату, натрій фосфату, натрій нітрату і натрій гідроксиду, мг/кг.

У котлах, що виготовляються в даний час, принаймні одна з зазначених умов виникнення корозії відсутня.

Наявність у котловій воді кремнієвих сполук також може посилювати міжкристалітну корозію.

NаСl у даних умовах – не інгібітор корозії. Вище було показано: іони хлору (Сl -) - прискорювачі корозії, через велику рухливість і малих розмірів вони легко проникають через захисні плівки і дають із залізом добре розчинні солі (FеСl 2 , FеСl 3) замість малорозчинних оксидів заліза.

У воді котелень традиційно контролюють значення загальної мінералізації, а не вміст окремих солей. Ймовірно, з цієї причини було введено нормування не за вказаним співвідношенням (6), а за значенням відносної лужності котлової води:

Щ кв отн = Щ ов відн = Щ ов 40 100/S ов ≤ 20, (7)

де Щ кв отн - відносна лужність казанової води, %; Щ ов відн - відносна лужність обробленої (додаткової) води, %; Щ ів - загальна лужність обробленої (додаткової) води, ммоль/л; S ов - мінералізація обробленої (додаткової) води (зокрема - вміст хлоридів), мг/л.

Загальна лужність обробленої (додаткової) води може бути прийнята рівною, ммоль/л:

• після натрій-катіонування - загальної лужності вихідної води;
• після водень-натрій-катіонування паралельного - (0,3-0,4), або послідовного з «голодною» регенерацією водень-катіонітного фільтра - (0,5-0,7);
• після натрій-катіонування з підкисленням та натрій-хлор-іонування - (0,5-1,0);
• після амоній-натрій-катіонування - (0,5-0,7);
• після вапнування при 30-40 ° С - (0,35-1,0);
• після коагулювання - (Що вых - Д к), де Щ про вых - загальна лужність вихідної води, ммоль/л; Д до - доза коагулянту, ммоль/л;
• після содовапнювання при 30-40 ° С - (1,0-1,5), а при 60-70 ° С - (1,0-1,2).

Значення відносної лужності котлової води за нормами Ростехнагляду приймаються, %, не більше:

• для котлів із клепаними барабанами - 20;
• для котлів зі звареними барабанами та ввальцьованими в них трубами - 50;
• для котлів зі звареними барабанами та привареними до них трубами - будь-яке значення не нормується.

Мал. 4. Результат міжкристалітної корозії

За нормами Ростехнагляду Щ кв отн - один із критеріїв безпечної роботиказанів. Правильніше перевіряти критерій потенційної лужної агресивності котлової води, який не враховує вміст іону хлору:

К щ = (S ов - [Сl - ])/40 Щ ов, (8)

де К щ - критерій потенційної лужної агресивності казанової води; S ов - мінералізація обробленої (додаткової) води (у тому числі вміст хлоридів), мг/л; Сl - вміст хлоридів в обробленій (додатковій) воді, мг/л; Щ ів - загальна лужність обробленої (додаткової) води, ммоль/л.

Значення К щ можна набувати:

• для котлів із клепаними барабанами тиском понад 0,8 МПа ≥ 5;
• для котлів зі звареними барабанами та ввальцьованими в них трубами тиском понад 1,4 МПа ≥ 2;
• для котлів зі звареними барабанами та привареними до них трубами, а також для котлів зі звареними барабанами та ввальцованими в них трубами тиском до 1,4 МПа та котлів із клепаними барабанами тиском до 0,8 МПа - не нормувати.

Підшламова корозія

Під цією назвою об'єднують кілька різних видівкорозії (лужна, киснева та ін.). Нагромадження в різних зонахкотла пухких та пористих відкладень, шламу викликає корозію металу під шламом. Головна причина: забруднення поживної води окислами заліза

Нітритна корозія

. Екранні та кип'ятільні труби котла на боці, зверненій у топку.

Вид та характер пошкоджень. Рідкісні, різко обмежені великі виразки.

. За наявності у поживній воді нітритних іонів (NО - 2) більше 20 мкг/л, температурі води понад 200 °С, нітрити служать катодними деполяризатрами електрохімічної корозії, відновлюючись до НNО 2 , NО, N 2 (див. вище).

Пароводяна корозія

Місця корозійних пошкоджень металу. Вихідна частина змійовиків пароперегрівачів, паропроводи перегрітої пари, горизонтальні та слабонахильні парогенеруючі труби на ділянках поганої циркуляції води, іноді по верхній утворює вихідних змійовиків киплячих водяних економайзерів.

Вид та характер пошкоджень. Нальоти щільних чорних оксидів заліза (Fе 3 Про 4), міцно зчеплених із металом. При коливаннях температури суцільність нальоту (кірки) порушується, лусочки відвалюються. Рівномірне витончення металу з отдулінами, поздовжніми тріщинами, розривами.

Може ідентифікуватися як підшламова корозія: у вигляді глибоких виразок з нечітко відмежованими краями, частіше біля труби, що виступають усередину. зварних швівде накопичується шлам.

Причини корозійних ушкоджень:

• омиваюче середовище - пара в пароперегрівачах, паропроводах, парові «подушки» під шаром шламу;
• температура металу (сталь 20) понад 450 °С, тепловий потік на ділянку металу - 450 кВт/м 2 ;
• порушення топкового режиму: зашлаковування пальників, підвищене забруднення труб усередині та зовні, нестійке (вібраційне) горіння, подовження факела у напрямку до екранів.

В результаті: безпосереднє хімічна взаємодіязаліза з водяною парою (див. вище).

Мікробіологічна корозія

Викликається аеробними та анаеробними бактеріями, з'являється при температурах 20-80 °С.

Місця пошкоджень металу. Труби та ємності до котла з водою вказаної температури.

Вид та характер пошкоджень. Горбики різних розмірів: діаметр від кількох міліметрів до кількох сантиметрів, рідко – кілька десятків сантиметрів. Горбики покриті щільними оксидами заліза – продукт життєдіяльності аеробних бактерій. Усередині - порошок і суспензія чорного кольору (сульфід заліза FеS) - продукт анаеробних бактерій, що сульфатвідновлюють, під чорним утворенням - круглі виразки.

Причини пошкоджень. У природній воді завжди присутні сульфати заліза, кисень та різні бактерії.

Залізобактерії у присутності кисню утворюють плівку оксидів заліза, під нею анаеробні бактерії відновлюють сульфати до сульфіду заліза (FеS) та сірководню (Н 2 S). У свою чергу, сірководень дає старт утворенню сірчистої (дуже нестійкої) і сірчаної кислот, і корродує метал.

На корозію котла цей вид впливає непрямо: потік води при швидкості 2-3 м/с зриває горбики, відносить їх вміст у котел, збільшуючи накопичення шламу.

У поодиноких випадках можливе протікання цієї корозії в самому котлі, якщо під час тривалої зупинки котла в резерв він заповнюється водою з температурою 50-60 о С, температура підтримується за рахунок випадкових проривів пари з сусідніх котлів.

«Хелатна» корозія

Місця корозійного пошкодження. Обладнання, в якому пара відокремлюється від води: барабан котла, паросепараційні пристрої в барабані та поза ним, також - рідко - у трубопроводах живильної води та економайзері.

Вид та характер ушкодження. Поверхня металу – гладка, але якщо середовище рухається з великою швидкістю, то корродована поверхня – негладка, має підковоподібні заглиблення та «хвости», орієнтовані у напрямку руху. Поверхня покрита тонкою матовою або чорною блискучою плівкою. Явних відкладень немає, немає і продуктів корозії, тому що «хелат» (які спеціально вводяться в котел органічні сполукиполіамінів) вже прореагував.

У присутності кисню, що в нормально працюючому казані трапляється рідко, корозійна поверхня - «підбадьорена»: шорсткості, острівці металу.

Причини корозійного ушкодження. Механізм дії «хелату» описаний раніше («Промислові та опалювальні котельні та міні-ТЕЦ», 1(6) 2011, с.40).

«Хелатна» корозія виникає при передозуванні «хелату», але і при нормальній дозі можлива, оскільки «хелат» концентрується в зонах, де йде інтенсивне випаровування води: бульбашковий кипіння замінюється плівчастим. У паросепараційних пристроях бувають випадки особливо руйнівної дії «хелатної» корозії через великі турбулентні швидкості води та пароводяної суміші.

Всі описані корозійні пошкодження можуть мати синенергетичний ефект, тому сумарні збитки від спільної дії різних факторів корозії можуть перевищити суму збитків від окремих видів корозії.

Як правило, дія корозійних агентів посилює нестабільний тепловий режим котла, що викликає корозійну втому і збуджує термоутомну корозію: число пусків з холодного стану - більше 100, загальне числопусків - понад 200. Так як ці види руйнувань металу виявляються рідко, то тріщини, розрив труб мають вигляд, ідентичний ураженням металу від різних видів корозії.

Зазвичай, для ідентифікації причини руйнування металу потрібні додатково металографічні дослідження: рентгенографія, ультразвук, кольорова та магніто-порошкова дефектоскопія.

Різними дослідниками було запропоновано програми діагностування видів корозійних ушкоджень котельних сталей. Відомі програма ОТІ (А.Ф. Богачов із співробітниками) – в основному для енергетичних котлів високого тиску, та розробки об'єднання «Енергочермет» – в основному для енергетичних котлів низького та середнього тиску та котлів-утилізаторів.

2.1. Поверхні нагрівання.

Найбільш характерними ушкодженнями труб поверхонь нагріву є: тріщини поверхні екранних та кип'ятільних труб, корозійні роз'їдання зовнішніх та внутрішніх поверхонь труб, розриви, потонання стінок труб, тріщини та руйнування дзвіночків.

Причини появи тріщин, розривів і нориці: відкладення в трубах котлів солей, продуктів корозії, зварювального грата, що уповільнюють циркуляцію та викликають перегрів металу, зовнішні механічні пошкодження, порушення водно-хімічного режиму.

Корозія зовнішньої поверхні труб поділяється на низькотемпературну та високотемпературну. Низькотемпературна корозія виникає в місцях установки приладів обдувних, коли в результаті неправильної експлуатації допускається утворення конденсату на занесених сажею поверхнях нагріву. Високотемпературна корозія може мати місце на другому ступені пароперегрівача при спалюванні сірчистого мазуту.

Найчастіше зустрічається корозія внутрішньої поверхні труб, що виникає при взаємодії корозійноактивних газів (кисню, вуглекислоти) або солей (хлоридів та сульфатів), що містяться в казановій воді, з металом труб. Корозія внутрішньої поверхні труб проявляється у освіті оспин, виразок, раковин і тріщин.

До корозії внутрішньої поверхні труб також відносяться: киснева корозія стоянки, підшламова лужна корозія кип'ятільних і екранних труб, корозійна втома, що проявляється у вигляді тріщин в кип'ятильних і екранних трубах.

Ушкодження труб через повзучість характеризуються збільшенням діаметра та утворенням поздовжніх тріщин. Деформації в місцях згинів труб і зварних з'єднань можуть мати різні напрямки.

Прогари та окалнноутворення в трубах відбуваються внаслідок їх перегріву до температур, що перевищують розрахункову.

Основні види пошкоджень зварних швів виконаних ручним дуговим зварюванням - нориці, що виникають через непровари, шлакові включення, газові пори, несплавлення по кромках труб.

Основними дефектами та пошкодженнями поверхні пароперегрівача є: корозія та окалиноутворення на зовнішній та внутрішній поверхні труб, тріщини, ризики та розшарування металу труб, нориці та розриви труб, дефекти зварних з'єднань труб, залишкова деформація внаслідок повзучості.

Ушкодження кутових швів приварювання змійовиків та штуцерів до колекторів, що викликають порушенням технології зварювання, мають вигляд кільцевих тріщин уздовж лінії сплаву з боку змійовика або штуцерів.

Характерними несправностями, що виникають при експлуатації поверхневого пароохолоджувача котла ДЕ-25-24-380ГМ є: внутрішня та зовнішня корозія труб, тріщини та нориці у зварних.

швах та на згинах труб, раковини, що можуть виникнути при ремонтах, ризики на дзеркалі фланців, течії фланцевих з'єднань унаслідок перекосу фланців. При гідравлічному випробуванні котла можна

визначити лише наявність нещільностей у пароохолоджувачі. Для виявлення прихованих дефектівслід провести індивідуальне гідравлічне випробування пароохолоджувача.

2.2. Барабани казана.

Характерними пошкодженнями барабанів котла є: тріщини-надриви на внутрішній та зовнішній поверхні обічок і днищ, тріщини-надриви навколо трубних отворівна внутрішній поверхні барабанів і на циліндричній поверхні трубних отворів, міжкристалітна корозія обічаків і днищ, корозійні роз'єднання поверхонь обічаків і днищ, овальність барабана оддуліни (випучини) на поверхнях барабанів, звернених в топку, викликані температурним впливом частин футерування.

2.3. Металоконструкції та обмуровування котла.

Залежно від якості профілактичної роботи, а також від режимів та термінів експлуатації котла, його металоконструкції можуть мати такі дефекти та пошкодження: розриви та вигини стійок та зв'язків, тріщини, корозійні пошкодження поверхні металу.

В результаті тривалого впливу температур мають місце розтріскування та порушення цілісності фасонної цегли, що закріплюється на штирях до верхнього барабана з боку топки, а також тріщини в цегляну кладкупо нижньому барабану та поду топки.

Особливо часто трапляється руйнація цегляної амбразури пальника та порушення геометричних розмірів за рахунок оплавлення цегли.

3. Перевірка стану елементів котла.

Перевірка стану елементів котла, виведеного в ремонт, проводиться за результатами гідравлічного випробування, зовнішнього та внутрішнього огляду, а також інших видів контролю, які проводяться в обсязі та відповідно до програми експертного обстеження котла (розділ «Програма експертного обстеження котлів»).

3.1. Перевірка поверхонь нагріву.

Огляд зовнішніх поверхонь трубних елементів особливо ретельно необхідно проводити в місцях проходу труб через обмуровку, обшивку, в зонах максимальних теплових напрузі - в районі пальників, лючків, лазів, а також у місцях згинання екранних труб і на зварних швах.

Для попередження аварії, пов'язаних із потонанням стінок труб внаслідок сірчистої та стоянкової корозії, необхідно при щорічних технічних оглядах, які проводяться адміністрацією підприємства, здійснювати контроль труб поверхонь нагріву котлів, що експлуатуються понад два роки.

Контроль проводиться зовнішнім оглядом з обстукуванням попередньо очищених зовнішніх поверхонь труб молотком масою не більше 0,5 кг та вимірюванням товщини стінок труб. При цьому слід вибирати ділянки труб, що зазнали найбільшого зношування та корозії (горизонтальні ділянки, ділянки у відкладах сажі та покриті коксовими відкладеннями).

Вимірювання товщини стінок труб проводиться ультразвуковими товщиномірами. Можливе вирізання ділянок труб на двох-трьох трубах топкових екранів та трубах конвективного пучка, розташованих на вході газів у нього та виході. Товщина стінок труб, що залишилася, повинна бути не менш розрахунковою згідно з розрахунку на міцність (додається до Паспорта котла) з урахуванням збільшення на корозію на період подальшої експлуатації до наступного огляду і збільшення запасу 0,5 мм.

Розрахункова товщина стінки екранних та кип'ятільних труб для робочого тиску 1,3 МПа (13 кгс/см2) становить 0,8 мм, для 2,3 МПа (23 кгс/см2) – 1,1 мм. Прибавка на корозію приймається за результатами вимірів і з урахуванням тривалості експлуатації між оглядами.

На підприємствах, де в результаті тривалої експлуатації не спостерігалося інтенсивного зношування труб поверхонь нагріву, контроль товщини стінок труб може проводитися при капітальних ремонтах, але не рідше 1 разу на 4 роки.

Внутрішньому огляду підлягають колектора, пароперегрівача та заднього екрана. Обов'язковому розтині та огляду повинні бути піддані лючки верхнього колектора заднього екрана.

Зовнішній діаметр труб повинен вимірюватись у зоні максимальних температур. Для вимірювання застосовувати спеціальні шаблони (скоби) або штангенциркуль. На поверхні труб допускаються вм'ятини з плавними переходами глибиною трохи більше 4 мм, якщо вони виводять товщину стінки межі мінусових відхилень.

Розрізнення труб, що допускається, - 10%.

Результати огляду та вимірювань заносяться у ремонтний формуляр.

3.2. Перевірка барабана.

Дня виявлення ділянок барабана, пошкоджених корозією, необхідно оглянути поверхню внутрішнього очищенняз метою визначення інтенсивності корозії виміряти глибину роз'їдання металу.

Рівномірні роз'їдання виміряти по товщині стінки, в якій для цього просвердлити отвір діаметром 8 мм. Після вимірювання в отвір встановити пробку і обварити з двох сторін або, у крайньому випадку, лише зсередини барабана. Вимір можна також проводити ультразвуковим товщиноміром.

Основні роз'їдання та виразки виміряти, по відбитках. Для цієї мети пошкоджену ділянку поверхні металу очистити від відкладень і змастити злегка технічним вазеліном. Найточніший відбиток виходить, якщо пошкоджена ділянка розташована на горизонтальній поверхні і в цьому випадку є можливість залити її розплавленим металом з низькою температурою плавлення. Затверділий метал утворює точний зліпок пошкодженої поверхні.

Для отримання відбитків, користуватися третиною, бабітом, оловом, по можливості застосовувати гіпс.

Відбитки пошкоджень, розташованих на вертикальних поверхнях стель, отримати, використовуючи віск і пластилін.

Огляд трубних отворів, барабанів проводиться у такому порядку.

Після видалення розвальцьованих труб перевірити діаметр отворів за допомогою шаблону. Якщо шаблон входить в отвір до завзятого виступу, це означає, що діаметр отвору збільшений понад норму. Вимірювання точної величини діаметра здійснюється штангенциркулем і відзначається в ремонтному формулярі.

При контролі зварних швів барабанів необхідно перевірити прилеглий до них основний метал на ширину 20-25 мм по обидва боки від шва.

Овальність барабана вимірюється не менше ніж через кожні 500 мм по довжині барабана, у сумнівних випадках та частіше.

Вимірювання прогину барабана здійснюється шляхом натяжки струни вздовж поверхні барабана та виміру зазорів по довжині струни.

Контроль поверхні барабана, трубних отворів та зварних з'єднань здійснюється зовнішнім оглядом, методами, магнітопорошковою, кольоровою та ультразвуковою дефектоскопією.

Допускаються (не вимагають виправлення) отдулини та вм'ятини поза зоною швів та отворів за умови, що їх висота (прогин), у відсотках від найменшого розміру їхньої основи, буде не більше:

у бік атмосферного тиску (отдулини) – 2%;

у бік тиску пари (вм'ятини) - 5%.

Допустиме зменшення товщини стінки днища - 15%.

Допустиме збільшення діаметра отворів для труб (під зварювання) - 10%.