CC BY
66
УДК 621.181
КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИЗ СТАЛИ 12Х1МФ НА СТАДИИ ПРЕДРАЗРУШЕНИЯ
В.И. ГРЫЗУНОВ, Е.В. ПОЯРКОВА, Е.Ю. ПРИЙМАК Орский гуманитарно-технологический институт, г. Орск
В работе дана оценка состояния элементов теплоэнергетического оборудования, основанная на определении деградации структуры и свойств металла экранной трубы котельного агрегата из теплоустойчивой низколегированной стали 12Х1МФ на стадии предразрушения.
Ключевые слова: разрушение, микроструктура, твердость, газовая коррозия, перегрев.
В процессе эксплуатации теплоэнергетического оборудования и трубопроводов приходится сталкиваться с проблемами, связанными с коррозионными поражениями поверхностей нагрева котельных агрегатов. В практике эксплуатации котлов всегда наблюдаются отклонения от расчетной температуры, достигающие особенно больших значений в период нестационарного режима работы агрегатов, например, при пусках, остановах, изменении производительности. Это, в свою очередь, приводит к увеличению интенсивности коррозионного процесса на поверхности труб, перегреву металла и преждевременному разрушению.
Коррозия труб поверхностей нагрева с газовой стороны представляет собой сложный физико-химический процесс взаимодействия топочных газов и наружных отложений с оксидными пленками и металлом труб. На развитие этого процесса оказывают влияние изменяющиеся во времени интенсивные тепловые потоки и высокие механические напряжения, возникающие от внутреннего давления. Кроме того, коррозионные процессы на наружной поверхности труб зависят от топлива, на котором работает котел, и состава газообразных продуктов горения.
Опыт эксплуатации показывает, что наиболее интенсивная высокотемпературная газовая коррозия наблюдается на боковых экранах нижней радиационной части, где сосредотачиваются максимальные тепловые потоки. В период освоения энергоблока 300МВт на первичном отечественном газомазутном паровом котле ПК-41 часто происходили разрушения экранных труб нижней радиационной части (НРЧ), связанные с ростом температуры [1].
Работа металла труб НРЧ в тяжелых температурных условиях объясняется следующими причинами:
- НРЧ расположена в зоне максимальных тепловых потоков, воспринимаемых трубами;
- температура рабочей среды в НРЧ соответствует зоне большой теплоемкости, где имеет место ухудшение теплоотдачи от стенки трубы к потоку рабочего тела, а также скорость окалинообразования на внутренней поверхности труб максимальна, что приводит к росту температуры стенки.
Повреждения этих труб, являющихся, как известно, наиболее термонапряженным элементом пароводяного тракта котлов, были и остаются
© В.И. Грызунов, Е.В. Пояркова, Е.Ю. Приймак Проблемы энергетики, 2011, № 3-4
одной из главных причин их внеплановых простоев. Во многих случаях на повреждения труб НРЧ приходится 50-60% общего числа отказов в работе основного теплоэнергетического оборудования ТЭС. При этом за последние 15 лет характер повреждений пароперегревателей котлов заметно изменился [2]. На таких котлах повреждений по известным, достаточно изученным причинам (условно называемыми «традиционными») стало ощутимо меньше, «нетрадиционных» - существенно больше.
Под «традиционными» понимаются повреждения труб пароперегревателей котлов в результате раздельного или совместного действия таких факторов, как:
- исчерпание ресурса металла;
- длительный перегрев - из-за относительно небольшого, но длительного превышения температурой стенки трубы ¿ст её расчетного предельно допустимого значения ¿доп;
- кратковременный перегрев, который может существенно превышать *доп и в большинстве случаев приводит к значительной локальной деформации трубы с увеличением её диаметра и утонением стенки;
- ползучесть стали;
- высокотемпературная газовая коррозия - при сжигании высокосернистого жидкого топлива или низкореакционного твердого топлива с мазутной подсветкой, или твердого топлива с повышенным содержанием серы;
- недостатки конструкции, изготовления и ремонта пароперегревателей котлов;
- недостатки эксплуатации, обусловленные нарушениями топочного режима, чрезмерной зашлаковкой топки и пароперегревателей, отсутствием или неэффективностью контроля ¿ст, отступлением от инструктивных указаний при переходных режимах работы.
Под действием указанных факторов в большинстве случаев процесс разрушения развивается со стороны наружной поверхности труб пароперегревателей. При этом металл претерпевает характерные изменения структуры и механических свойств, которые обнаруживаются стандартными исследованиями и испытаниями, выполняемыми лабораториями металлов и сварки ТЭС или энергообъединений.
Весьма интересны нетрадиционные повреждения труб теплоэнергетического оборудования. К ним относятся повреждения, для которых приведённые разрушающие факторы определяющего значения не имеют. В последние годы такие повреждения вызывают основную долю отказов в работе блоков, но их механизм и причины изучены недостаточно. Для них показательно развитие процессов коррозионного или коррозионно-усталостного разрушения со стороны внутренней поверхности труб и преимущественно бездеформационный характер разрушения. В большинстве своем повреждения имеют вид продольных трещин различной протяженности и глубины (вплоть до сквозных), в ряде случаев может наблюдаться вырыв фрагмента стенки или участка трубы.
Исследованию подлежали фрагменты разрушенной трубы 032х6 НРЧ из теплоустойчивой низколегированной стали марки 12Х1МФ с наработкой 19260 часов и проектными параметрами эксплуатации Р=25,5 МПа и 7=430 °С. Известно, что разрушение трубы произошло из-за образования продольной трещины в результате утонения стенки по лобовой образующей до величины 3,7 мм, в то время как на тыльной стороне толщина стенки не изменилась. В зоне
коррозионных поражений наружная поверхность труб покрылась эмалевидным слоем отложений темно-серого цвета, толщиной 1,4 мм.
Для точной количественной оценки методом электронной микроскопии содержания атомов выявленных элементов в поврежденном металле исследуемой трубы (в процентах общего количества элементов, вес. % в образце) была выбрана трасса дискретно-точечного анализа - от кромки разрушения через слой продуктов коррозии вглубь основного металла. На рис. 1 показаны результаты локального спектрального анализа в нескольких точках по сечению наружного слоя отложений исследуемого объекта, полученные с помощью сканирующего электронного микроскопа JEOL JSM-6460LV (фирма JEOL, Япония) с приставкой энерго-дисперсионного анализа INCA-energy (фирма OXFORD Instruments, Англия).
№ Содержание элементов, вес. % 1
1 O Mg Si S 1 V Cr Mn 1 Fe Ni I
1 120.55 2.65 1 0.97 I 0.54 167.07 8.221
2 120.80 0.72 12.35 176.12 1
3 123.78 18.87 1.90 I 165.45 1
4 129.06 0.61 0.70 0.75 10.43 1.58 I 166.86 1
5 113.35 0.37 0.31 10.40 1.70 I 183.87 1
6 0.31 1 2.76 I 0.76 196.17 1
7 117.63 11.33 10.38 1.39 I 169.28 1
8 123.17 1 1.21 I 0.64 174.97 1
Рис. 1. Химический состав окалины, образующейся в результате газовой коррозии экранных труб НРЧ газомазутного котла. Цифрами отмечены места съемки рентгеновских спектров
(табл.)
В ряде работ [3-6], в которых рассмотрены вопросы коррозии металла котельного оборудования, говорится, что окалина, образующаяся в продуктах сгорания мазута, представляет собой систему с последовательным расположением слоев: защитной оксидной пленки, состоящей из вюстита РеО, магнетита Ре304 и гематита Ре203, промежуточного слоя продуктов взаимодействия оксидов металла с золовыми отложениями и внешнего слоя золовых отложений. Однако, как показали результаты исследований (рис. 1), слоистого строения окалины не наблюдается, и она представляет собой гетерогенную систему, состоящую из смеси образующихся фаз. Основными компонентами этой системы являются железо и хром стали, и кислород, ванадий и сера топочных газов. Начальным точкам, принадлежащим продуктам коррозии, на поверхности разрушения соответствуют наименьшие значения атомных концентраций железа и наибольшие - кислорода. Максимальные атомные концентрации углерода, а также серы отмечены вблизи границы раздела металл - оксид. Примечательно, что сера концентрируется в слоях, расположенных вблизи металла, в то время как ванадий локализуется ближе к наружному (периферийному) слою. В основном металле сверхнормативное присутствие атомов серы наблюдается на удалении до 800 мкм от наружной поверхности разрушения. Хлора в составе продуктов коррозии на кромке и в металле не выявлено. В подокисных слоях металла изменения химического состава, по сравнению с глубинными слоями, не наблюдаются. Очевидно, что поверхностные слои подверглись разрыхлению и растрескиванию.
Согласно литературным данным [3-6], наибольшую опасность в топочных газах при горении мазута оказывают соединения ванадия. Так, содержащийся в золе ванадий в топке переходит в трехокись У203 (Тпл = 1967 °С), а при наличии окислительной атмосферы преобразуется в пятиокись У205 (Тпл = 650 °С). На
поверхности металла при температуре стенки более 650 °С пятиокись ванадия переходит в жидкое состояние и растворяет защитную пленку металла, создавая, тем самым, условия для усиления процесса коррозии. Кроме образования расплавов с низкой температурой плавления, пятиокись ванадия ускоряет коррозию еще и потому, что служит катализатором в реакции окисления железа. Продукты ванадиевой коррозии образуют на поверхности металла пористый слой, через который легко проникает кислород из газовой фазы, а жидкая пятиокись ванадия обеспечивает постоянный контакт реагирующих веществ на границе металл-оксид.
Перегрев сверх расчетной температуры провоцировал изменения в структуре металла. Для выяснения механизма и причин нетрадиционных повреждений экранных труб НРЧ потребовался иной подход, при котором принималось во внимание, что поврежденный металл сохраняет всю свою «предысторию эксплуатации» и способен (при специальных исследованиях) давать необходимую информацию о протекавших процессах разрушения.
Особый интерес вызвала оценка микроструктурных различий поврежденных элементов по сечению трубы. На рис. 2 показана микроструктура разрушенной трубы экрана НРЧ в различных зонах поперечного сечения.
При анализе представленного иллюстративного материала обращает на себя внимание принципиальное различие микроструктуры по периметру разрушенного участка трубы в пределах одного сечения. Структура с тыльной стороны состоит из феррита, перлита и отпущенной промежуточной составляющей бейнитного типа.
геьи хьеее 1вм« 1© 55 вез геки хьеее 1вм*л 1в 55 вез щ 2вки хьнв 1вмт 1е 55 вез
Рис. 2 Микроструктура разрушенной трубы экрана НРЧ в различных зонах © Проблемы энергетики, 2011, № 3-4
Однако с лобовой обогреваемой стороны на внешней поверхности наблюдается полный распад перлита с образованием феррито-карбидной структуры 9-10 балла. Выявлено также формирование участков феррита с мелким рекристаллизованным зерном. При переходе вдоль трещины от внешней к внутренней поверхности наблюдается переход от феррито-карбидной к феррито-перлитной структуре.
При удалении от магистральной трещины структура стали претерпевает изменение, заключающееся в постепенном уменьшении количества и размеров карбидных частиц. Наиболее контрастная динамика изменения микроструктуры проявлялась на внешней поверхности трубы. Кроме того, в зоне распространения трещины по границам зерен феррита выявлены микротрещины межкристаллитного характера длиной до 35 мкм, образующиеся в результате слияния пор ползучести. Оценка распределения пор в зоне разрушения показала, что максимальное их скопление наблюдается вблизи излома и постепенно уменьшается при удалении от зоны разрушения.
В структуре металла вдали от места разрушения с лобовой стороны еще выявляются следы карбидных фаз на внешней поверхности. Однако во всех остальных сечениях структура стали удовлетворительная и представляет собой феррито-перлитную смесь с мелкими карбидными частицами. Такой характер распределения пор и изменения микроструктуры свидетельствуют о разрушении трубы НРЧ вследствие ускоренной ползучести при локальном перегреве металла выше расчетной температуры, вызванным нарушениями условий эксплуатации. Ползучесть труб развивалась только со стороны отложений, где температура стенки более высокая. Трещина начиналась с наружной поверхности и распространялась внутрь по границам зерен металла.
Изменения микроструктуры в процессе эксплуатации привели и к изменению механических свойств. До эксплуатации твердость НИВ относительно равномерно распределяется по поверхности трубы. Однако с увеличением времени наработки неоднородность распределения твердости по поверхности возрастает, что свидетельствует о постепенном разупрочнении металла. У исследуемых фрагментов трубопроводов, имеющих разрушения, в зоне распространения трещины наблюдались минимальные значения НИВ.
Измерения твердости по сечению разрушенных труб с наружного и внутреннего края, а также в центре показывают (рис. 3), что разрушенные элементы ТЭО характеризуются неоднородностью распределения твердости как по сечению, так и по длине трубы.
В ходе исследований установлено снижение значений твердости внутренней и внешней поверхности трубы экрана НРЧ, а в зоне перегрева по лобовой образующей они достигают экстремального минимума.
Формирование смеси феррита с крупными скоагулированными карбидами по границам зерен, а также значительное развитие микроповрежденности обусловило наличие минимальной твердости металла непосредственно в зоне разрушения (55-65 НИВ), при этом наблюдались провалы до 48 НИВ. Твердость металла экрана трубы вдали от зоны разрушения несколько выше, так как структура здесь претерпела лишь сфероидизацию перлита с выделением карбидов по границам зерен.
а) б)
Рис. 3. Распределение твердости по поперечному сечению трубы экрана НРЧ с наработкой 19620 часов: а) в зоне разрушения; б) на расстоянии 60 мм от магистральной трещины
Карты распределения твердости (рис. 4) по поверхности трубы наглядно демонстрируют зону перегрева металла, где отмечаются минимальные значения твердости, связанные с изменениями структурно-фазового состава и поврежденностью порами.
Рис. 4. Карты распределения твердости по поверхности разрушенной трубы экрана НРЧ с наработкой 19260 часов: а) в зоне разрушения; б) на расстоянии 60 мм от магистральной
трещины
Приведенный в статье объем исследований в условиях ТЭС затруднительно выполнить, поэтому для практической работы целесообразно учитывать отличительные признаки «нетрадиционных» повреждений труб теплоэнергетического оборудования. Основные из них - деградация оксидного слоя на внутренней поверхности труб с потерей им своих защитных свойств;
развитие процесса разрушения со стороны внутренней поверхности труб; для труб из теплоустойчивой низколегированной стали 12Х1МФ частичное или глубокое обезуглероживание металла в зонах, непосредственно примыкающих к поверхности разрушения.
Выводы
1. Исследованием коррозионного поведения разрушенных труб НРЧ выявлено, что разрушение произошло в результате интенсивного окалинообразования на наружной поверхности труб, вызванного локальным перегревом металла.
2. Значительный локальный перегрев привел к изменению микроструктурного состояния. Структура с лобовой стороны представляет собой феррито-карбидную смесь, а с тыльной - состоит из феррита, перлита и бейнита.
3. Анализ твердости разрушенных элементов показал, что минимальные значения твердости достигают в зоне перегрева с наружной поверхности.
Summary
The estimate of elements theat-and-power engineering equipment condition is given in this work, it is based on the determination of structure and metal property degradation in screen pipe of the boiler unit from the heat-resistant low alloyed steel 12H1MFat the stage of before destruction.
Key words: destruction, structure, hardness, gas corrosion, overheat.
Литература
1. Антикайн П. А. Металлы и расчеты на прочность котлов и трубопроводов. М.: Энергия, 1980. 424 с.
2. Вайнман А.Б. Механизмы коррозионных повреждений теплоэнергетического оборудования энергоблоков СКД // Энергетика и электрификация. 2002. № 4.
3. Антикайн П.А. Коррозия металла парогенераторов. М.: Энергия, 1977.
112 с.
4. Баранов П.А. Предупреждение аварий паровых котлов. М.: Энергоатомиздат, 1991. 272 с.
5. Матюнин В.М. Металловедение в теплоэнергетике. М.: Издательский дом МЭИ, 2008. 328 с.
6. Семенова И.В., Хорошилов А.В., Флорианович Г.М. Коррозия и защита от коррозии. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006. 376 с.
Поступила в редакцию 17 ноября 2010 г.
Грызунов Владимир Иванович - д-р хим. наук, профессор кафедры «Материаловедение и технологии металлов» Орского гуманитарно-технологического института (ОГТИ). Тел.: 8 (3537) 23-77-00. E-mail: MTM@OGTI.ORSK.RU.
Пояркова Екатерина Васильевна - канд. техн. наук, доцент кафедры «Материаловедение и технологии металлов» Орского гуманитарно-технологического института (ОГТИ). Тел.: 8-9058995155. E-mail: YARKO.E@MAIL.RU.
Приймак Елена Юрьевна - старший преподаватель кафедры «Материаловедение и технологии металлов» Орского гуманитарно-технологического института (ОГТИ). Тел. 8-905-8972444. E-mail: ELENA-PIJJMAK@YANDEX.RU.
