CC BY
107
АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ПРИЧИН НЕИСПРАВНОСТЕЙ И ОТКАЗОВ ВЫСОКОНАПОРНЫХ ВОДОТРУБНЫХ КОТЛОВ ТИПА КВГ
Закутаев Алексей Иванович,
к.т.н., доцент кафедры газовых турбинных установок Военно-Морского Политехнического Института г. Пушкин, г. Санкт-Петербург, Россия, zakutaev@bk.ru
Котов Валентин Сергеевич,
адъюнкт кафедры газовых турбинных установок Военно-Морского Политехнического Института г. Пушкин, г. Санкт-Петербург, Россия, drcatt@rambler.ru
Аннотация
Постановка проблемы: использование на кораблях дальней морской зоны с котлотурбинными энергетическими установками, высоконапорных котлов типа КВГ, требует всестороннего изучения проблемы повышения надежности энергетической установки. Надежность КТЭУ определяется в большей степени надежностью главных котлов. Их надежность в значительной степени определяется состоянием поверхностей нагрева.
При сжигании сернистых мазутов, на поверхностях нагрева котлов образуются шлако-золовые отложения, в результате чего снижаются технико-экономические показатели котельных установок. Отложения на внешних стенках труб вызывают повышение температуры металла, что может привести к их перегреву и разрыву.
Коррозия труб поверхностей нагрева приводит к появлению разрывов, а эрозия (износ) — к утонению стенок труб, а значит, снижению рабочего ресурса котла.
Формирование отложения на поверхностях нагрева — результат ряда сложных физико-химических процессов. Отложения по температурной зоне образования подразделяются на: отложения на низкотемпературных и на высокотемпературных поверхностях нагрева. Первые — формируются в зоне умеренных и низких температур дымовых газов на поверхностях нагрева, имеющих сравнительно низкую температуру стенки (экономайзеры). Вторые — образуются в зоне высоких температур стенки топочной камеры, пароперегревателях.
Высокотемпературная коррозия обусловлена наличием агрессивных компонентов (кислород, соединения серы, щелочных металлов, ванадия и др.) в газах горения и золе и их влиянием на металл поверхностей нагрева в условиях высоких температур. Поверхность металла под воздействием кислорода, содержащегося в газах горения покрывается тонким оксидным слоем (РеО2, Ре2О3), который препятствует дальнейшему окислению металла. Все факторы, которые оказывают разрущающее воздействие на этот оксидный слой, вызывают интенсивную коррозию.
Низкотемпературная коррозия происходит при конденсации водяных паров, находящихся в газах горения, на поверхности нагрева по газовой стороне. Поверхность металла покрывается водяной пленкой, содержащей и другие компоненты, которая представляет из себя электролит и вызывает интенсивную электрохимическую коррозию. Наличие в газах горения соединений Б02 и БОЗ поднимает температуру точки росы до 100-150 0С. Сконденсировавшиеся пары воды вместе с БОЗ образуют на поверхности металла серную кислоту, которая оказывает на металл высокое коррозионное воздействие.
Ключевые слова: высоконапорный котел; поверхности нагрева; коррозия; пароперегреватель; экономайзер; работоспособное состояние; отказ; неисправность.
В настоящее время сохраняется тенденция отдельных государств решать спорные вопросы с помощью сил армии и флота. Военно-политическая ситуация в мире вызывает необходимость в повышении обороноспособности ВС вообще и флота в частности. Геополитические споры последних лет высвечивают возрастающую роль военно-морских сил, например, в Арктической зоне [6]. Возросшее внимание стран мира к Арктике объясняется тем, что данный регион, действительно, является сокровищницей огромного количества природных ископаемых, а также является территорией с точки зрения военной, экономической и многих других областей, стратегической для многих государств, претендующих на высокое положение в мировой политике [1].
Активная деятельность по созданию и развитию элементов арктической инфраструктуры была начата в 2012 г — с этого времени Российский флот регулярно осуществляет арктические походы, решает задачи по обеспечению безопасности в районах прохождения трассы Севморпути, формирует в арктической зоне современную и разветвленную систему освещения воздушной и надводной обстановки [2].
Созданная военная инфраструктура в Арктической зоне обеспечивает надежную защиту интересов России в Арктике, и способствует сохранению паритета и баланса сил в регионе за счет поддержания в нем российского военного присутствия [7]. Военное присутствие в арктической зоне достигается и модернизацией кораблей ВМФ с котлотурбинными энергетическими установками, таких как авианесущий крейсер, атомный ракетный крейсер.
Техническое состояние боевых кораблей одна из составляющих боевой готовности. Так как около 50% всех неисправностей и отказов котлотурбинных энергетических установок приходится на главные котлы, то для кораблей дальней морской зоны, приоритетным вопросом поддержания кораблей в технически исправном состоянии является поддержание работоспособного состояния наиболее слабого ее элемента — высоконапорных котлов.
Современные корабельные водотрубные главные котлы работают при высоких давлениях и температурах перегретого пара на топливе не всегда высокого качества. При маневрировании корабля имеет место частая смена теплового режима элементов под давлением. Кроме того элементы главных котлов находятся под постоянным воздействием агрессивных сред, растворенных в котловой воде и имеющихся в составе продуктов сгорания жидкого топлива.
Распределение отказов по элементам высоконапорных котлов типа КВГ представлены в таблице.
Распределение отказов по элементам котлоагрегата
№ п/п Наименование элемента Вид (характер отказа) Отказы,%
1 Пароперегреватель Нарушение плотности, свищи, предельное провисание труб 61,10
Экономайзер 29,30
Испарительные ПН 0,36
2 Кирпичная кладка, изоляция внутреннего кожуха, газовый заслон Деформация кладки, трещины и отколы огнеупорных соединений. Разрушение асбеста и т.п. 0,71
3 Топочное устройство Забивание форсунок коксом, разрушение обмуровки, деформация ВНУ 1,78
3 Внутренние части коллекторов Нарушение плотности крышек, затворов 0,71
4 Котельная арматура коллекторов Обрывы и трещины 2,47
5 Газоочистительное устройство Нарушение плотности стенок, щитов 2,86
6 Кожух котла 0,71
Из перечисленных в таблице 1 отказов пристального внимания заслуживают отказы 1-й подгруппы элементов: пароперегревателя, экономайзера, испарительных поверхности нагрева и топочныхустройств.
Более половины повреждений пароперегревателей главных котлов типов КВГ 3 и КВГ 2М вызваны коррозионными разъеданиями у корней труб (40 + 100 мм от коллектора) с наружной стороны. Конструктивное несовершенство этого пароперегревателя приводит к тому, что при очистке (обмыве) наружных поверхностей нагрева здесь скапливается вода и трудноудалимый шлам, включающий сернистые соединения. Четвертая часть повреждений обусловлена таким технологическим дефектом, как недоброкачественная (недолговечная) вальцовка. Остальные случаи неиспраностей и отказов пароперегревателей вызваны перегревом металла труб до значений, при которых возможны протекание высокотемпературной коррозии и структурные изменения в металле при длительном воздействии этих температур.
В работах [3, 4] отмечается, что наличие тепловой разверки и циклического колебания температуры металла труб в сочетании с неравномерным загрязнением поверхностей нагрева (рис. 1) обусловливают не только явления тепловой усталости [3], но и интенсифицируют процессы высокотемпературной коррозии [4] в следствии разрушения защитных окисных пленок в виде термоусталостного растрескивания, а также процессы диффузии и самодиффузии, вызывающие разупрочнение металла. Интенсивность коррозионных повреждений пароперегревателя зависит также от марки
www.h-es.ru
h&es research
15
стали. Для применяемых в настоящее время сталей (12Х1МФ) такие виды химической коррозии как паровая и газовая не являются преобладающими, так как температурный уровень интенсивного протекания первой -833К, второй ~ 973К. Наиболее опасна ванадиевая коррозия, имеющая местный характер. В настоящее время механизм высокотемпературной коррозии полностью не выяснен, однако, условия протекания установлены. Так, граничные условия, при которых должно отсутствовать шлакообразование:
1) температура наружной поверхности труб меньше 643К,
2) температура наружной поверхности труб больше 1153К,
3) температура газового потока меньше 1153К.
Эти условия показывают, что практически нельзя избежать шлакования пароперегревателя, т. к. температура перегрева значительного больше 643К, но меньше 1153К. Размещение пароперегревателя в зоне температуры газов ниже 1153К связано с чрезмерным увеличением его размеров, что для корабельного главного котла неприемлемо.
Примерно 2/3 общего числа неисправностей испарительных элементов главных котлов приходится на экранные трубы (рис. 2) и трубы первых двух рядов притопочного (конвективного) пучка, остальная 1/3 —на трубы последних рядов конвективного пучка. Причиной около половины всех повреждений экранных труб и труб притопочного пучка является подшламовая коррозия [3]. Остальные преимущественно являются следствием коррозионного разъедания корней труб с наружной стороны сернистыми соединениями, содержащимися в шламовых накоплениях. Повреждения труб последних рядов конвективного пучка обусловлены той же причиной.
В экономайзерах преобладают два вида повреждений — свищи в змеевиках (около 60% общего числа отказов экономайзеров) и течи в лючках коллекторов. Первые образуются вследствие низкотемпературной коррозии, кислородной коррозии, технологических дефектов в сварных стыках и гибах труб и наблюдаются в большинстве своем в последней по ходу газов секции. Причиной появления вторых являются дефекты уплотнительного материала. Возможны также повреждения от пульсации воды и гидравлической разверки, приводящих к возникновению переменных температурных и механических напряжений в трубах.
Неисправности форсуночных и воздухонаправляющих устройств связаны обычно с их механическими повреждениями и износом: повышением производительности форсунок в результате увеличения проходного сечения, вызванного эрозионным изнашиванием стенок соплового отверстия и тангенциальных канавок распылителей, что ухудшает качество распыливания топлива; растрескиванием торцевых поверхностей стаканов форсунок в результате их перегрева; деформацией деталей воздухонаправляющих устройств, ухудшающей качество сгорания топлива в топке котла.
Рассмотрим эти процессы более подробно. В настоящее время нет удовлетворительной теории образования золовых отложений, с помощью которой по анализам сжигаемого мазута и его золы можно было бы безошибочно предсказать
Рис. 1. Характер распределения наружных отложений на поверхностях нагрева в котлах типа КВГ
поведение в газовом тракте минеральной части, определить оптимальную конструкцию и компоновку поверхностей нагрева и условия минимального шлакования поверхностей нагрева главных котлов еще на проектном этапе. Тем не менее у нас и за рубежом накоплен большой опыт сжигания жидких топлив, обобщение которого дает представление о механизме загрязнения котельных труб.
При горении капли мазута происходит ее полимеризация и коксование с образованием коксового остатка [5]. Неорганические соединения, при полном окислении последнего, превращаются в частицы свободной золы с различной температурой плавления. На выходе из топки, как правило, процесс формирования паров У205, 802, 803 и окислов имевшихся в мазуте металлов завершается. В выходном сечении топки золовые частицы коагулируют, на них конденсируются пары различат окислов. В результате, укрупненные до размеров в несколько микрон частицы с липкой поверхностью переносятся в конвективную шахту. Из-за наличия в составе минеральной части мазутов, кроме V и 8 солей № и Са золовые отложения склонны к образованию твердых, плотно прилегающих к металлу труб образований. Темпы роста таких отложений или совсем не стабилизируются во времени, или стабилизируются крайне медленно [3,8].
Перенос золовых частиц к поверхности радиационных труб осуществляется в основном за счет сил термофореза и диффузии паров У205 и №2804 (Са28о4), инерционное осаждение играет меньшую роль [3, 8]. При таком механизме переноса существенное значение имеют размеры частиц (десятые — сотые доли микрон). Этим объясняется очень низкая теплопроводность первичного слоя отложений. Однако, из-за нее температура поверхностного слоя отложений быстро возрастает, что приводит к его размягчению и оплавлению. При этом возрастает доля инерционно осаждающихся золовых частиц. По глубине слоя отложений претерпевает структурные и химические превращения, результатом чего является некоторое возрастание их теплопроводности.
Дальнейшее налипание загрязнений приводит к снижению теплопроводности слоя, что в свою очередь приводит к росту толщины оплавленной пленки на его поверхности. Силы сцепления между пленкой остальным слоем уменьшаются и при достаточно высокой скорости газовый поток может ее сорвать, т. е. работает механизм самообдува, уменьшающий и, стабилизирующий темп роста толщины слоя отложений.
Процесс загрязнения труб конвективных поверхностей нагрева отличается от вышеописанного тем, что здесь, в зоне высоких температур, отложения образуются как за счет диффузии ванадиевых, натриевых, кальциевых соединений, так и за счет инерционного налипания частиц золы. По данным [3] скорость загрязнения за счет инерционного осаждения частиц на первых рядах труб пароперегревателя в несколько раз превышает таковую за счет отложений на них после образования первичного слоя во многом сходна с вышеописанными процессами на радиационной трубе.
В загрязнении хвостовых поверхностей нагрева (экономайзер) основную роль играют крупные частицы и агрегаты частиц золы и сажи, которые переносятся к трубам инерционными силами и зацепляются на них благодаря липкости
Г л
О - СКНЩН * - отдушшы
Рис. 2. Схема характерных поражений участков труб радиационных поверхностей нагрева котлов типа КВГ
отложений от сконденсировавшихся паров Н20 и H2S04. В результате на трубах экономайзеров образуются отложения, которые уплотняются со временем, но практически не претерпевают химических превращений [3].
Лабораторные исследования показали, что интенсивность диффузионного загрязнения не зависит от избытка воздуха и времени пребывания топлива в топке, а определяется, в основном, температурой металла стенки труб. В то же время скорость загрязнения за счет инерционного осаждения частиц сильно зависит от избытка воздуха. Объясняется это тем, что, при а= 1,15 и обеспечении высокого качества распыла топлива, количество образующихся инерционных (крупных) частиц много меньше, чем при а> 1,15.
В результате анализа опыта эксплуатации обследованных главных котлов установлено, что количество отказов из-за образования свищей, трещин и разрывов труб составляет: — для экранных (испарительных) поверхностей нагрева — 25-30% всех износовых отказов; — для пароперегревательных поверхностей нагрева—до 50% (с учетом протечек из-за разгерметизации лючков камер. При этом на долю свищей различного диаметра приходится большая часть зарегистрированных нарушений герметичности пароводяного тракта.
Рассмотрим механизм формирования свищей в трубах поверхностей нагрева. По современным представлениям наиболее вероятной причиной образования свища является коррозия. В зависимости от типа поверхности нагрева, характеристики среды и температурной зоны размещения поверхности нагрева вызываются в первую очередь кислородная, сернистая, подшламовая, низкотемпературная, высокотемпературная коррозия.
В испарительных трубах преобладают сернистая и подшламовая коррозия.
Подшламовая (ракушечная) коррозия развивается на внутренней стороне стенки трубы о высоким удельным тепло-напряжением. Образующаяся «ракушка» обладает высокой прочностью. Очаги поражения имеют размеры 15^60 мм. В результате коррозионного процесса «ракушка» распространяется как по поверхности трубы, так и в глубину металла. Угол раскрытия язвины составляет в среднем 165-175° и практически не меняется во времени. При уменьшении 5w, до значения критического, в смысле прочности при давлении в трубе, и удаления «ракушки», например, в результате химоочистки, образуется свищ, диаметр отверстия которого составляет обычно от 1 до 4 мм. Если «ракушка» не удалена, а 5w < öwKpllr — наблюдается разрыв трубы в слабом сечении. Образуется свищ с диаметром отверстия до 7^10 мм. Локальный перегрев металла под «ракушкой» также приводит к разрыву трубы, но диаметр отверстия при этом достигает 30^40 мм и более. По результатам гпдроопрессовок ГК выявлено, что из перечисленных чаще всего обнаруживаются свищи диаметром 7^8 мм, тогда как диаметром менее 1 мм и более 10 мм — крайне редко.
Сернистая коррозия, поражающая наружную поверхность стенки трубы, является причиной примерно половины обследованных отказов испарительных поверхностей нагрева. Металл поражается в местах, где постоянно имеются зо-ловые отложения. Диаметр образующихся свищей обычно составляет 4^5 мм.
Трубы пароперегревателей подвержены высокотемпературной (ванадиевой) коррозии. Размеры образующихся свищей колеблются от 0,5 до 8 мм, но чаще обнаруживаются свищи диаметром 3^4 мм.
Кислородная (точечная) коррозия чаще всего поражает внутренние стенки труб экономайзеров. При этом образуются свищи диаметром не более 3^5 мм.
Низкотемпературная коррозия поражает наружные стенки труб «хвостовых» поверхностей нагрева (экономайзер). Размеры свищей колеблются в пределах от 1^2 до 10^15 мм с преобладанием отверстий диаметром 3^6 мм.
В основном, во всех поверхностях нагрева наиболее вероятно появление свищей с диаметром отверстия до 5 мм.
Установлено также, что диаметр отверстия свища остается постоянным: в течение ~ 10^15 с в результате эрозивного действия истекающей среда кромки стираются и отверстие увеличивается в 2^2,5 раза.
Таким образом, чаще всего снижение эффективности главного котла является следствием загрязнения поверхностей нагрева золовыми отложениями, а снижение надежности (безотказности) — следствием нарушения герметичности трактов рабочей среды (свищи в трубах). Отложения продуктов сгорания сернистых мазутов, вызывают коррозионные повреждения и перегрев металла труб главных котлов, что является основной причиной нарушения герметичности циркуляционного контура и перехода котла в неработоспособное состояние.
Список литературы
1. Абрамов В.Россия должна быть готова к возможному конфликту. // Электронный сайт «РИАНОВОСТИ». 07.05.2010. URL http://ria.ru/defense_safety/20100507/231522655.html
2. Цыганок А. Арктика и безопасность России II Электронное издание «Фонд Стратегической Культуры» [Электронный ресурс]. 22.11.2009. URL http://www.perspektivy.info/print.php? ID=42729.
3. Денисенко Н.И. Пароперегреватели судовых паровых котлов. Л.: Судостроение. 1970. 184 с.
4. Коррозия и загрязнение поверхностей нагрева паровых котлов при сжигании сернистых мазутов. М.: БНИ ОР-РРЭС. 1963. 148 с.
5. Реллер З.И. Мазут кактопливо. М.: Недра. 1965. 495 с.
6. Морской сборник. 2013. № 2. С. 24-26.
7. Национальная оборона. 2013. № 6. С. 6-8.
8. Роловин В. Н. К вопросу о загрязнении экранов паровых котлов II Теплоэнергетика. 1965. № 4. с. 42-47.
ROOT CAUSE ANALYSIS MALFUNCTIONS AND FAILURES OF HIGH-WATER BOILER OF TYPE "^G"
Zakutaev Aleksej Ivanovich,
Puskin, St. Petersburg, Russian, zakutaev@bk.ru
Kotov Valentin Sergeevich,
Puskin, St. Petersburg, Russian, drcatt@rambler.ru
Abstraet
Statement of the problem — the use of ships far sea zone with a boiler and turbine power plants, high-pressure boilers of type "KVG", requires a comprehensive study of the problem of increasing the reliability of the power plant. Reliability KTEU determined to a greater degree of reliability the main boilers. Their reliability is largely determined by the state of the heating surfaces.
The combustion of sulfur fuel oil for heating surfaces of boilers, slag, ash deposits, thereby reducing technical and economic parameters of boiler plants.
Deposits on the external walls of the pipes cause an increase in temperature of the metal that can lead to overheating and rupture. Corrosion of heating surface tubes leads to fractures and erosion (wear) - a thinning of the pipe wall, and thus reduce the operating life of the boiler.
The formation of deposits on the surfaces of heat - the result of a number of complex physical and chemical processes. The deposits on the temperature zone formation of deposits on the divided low-temperature and high-temperature heating surfaces. The first - zone formed in moderate to low temperature flue gases at the heating surfaces that have a relatively low wall temperature (economizers). Second - are formed in high temperature zone of the combustion chamber wall, superheaters. High temperature corrosion due to the presence of aggressive components (oxygen, sulfur compounds, alkaline metals, vanadium, etc.) In the combustion gases and ash, and their effect on the metal surfaces of heating at high temperatures. The metal surface is exposed to oxygen contained in the combustion gases is covered by a thin oxide layer (FeO2, Fe2O3), which prevents further oxidation of the metal. All the factors which have an effect on this razruschayuschee oxide layer to cause intensive corrosion.
Low-temperature corrosion occurs in the condensation of water vapor in the gases are burning on the heating surface on the gas side. The metal surface is covered by a water film, and containing other components, which represents the electrolyte and causing galvanic corrosion intensive. Availability of the compounds in the combustion gases SO2 and SO3 raises the dew point temperature of -150 to 100 °C. Condense water vapor with SO3 to form sulfuric acid, the metal surface, which metal has a high corrosive effect.
Keywords: high-pressure boiler heating surfaces; corrosion superheater; economizer; usable state; failure, failure. References
1. Abramov V. Rossiya dolzhna byt' gotova k vozmozhnomu konfliktu. EHlektronnyj sajt «RIANOVOSTI» [Ehlektronnyj resurs]. 07.05.2010. URL http://ria.ru/defense_safety/20100507/231522655.html.
2. Cyganok A. Arktika i bezopasnost' Rossii. Ehlektronnoe izdanie «Fond Strategicheskoj Kul'tury» [Ehlektronnyj resurs]. 22.11.2009. URL http://www.perspektivy.info/print.php? ID=42729.
3. Denisenko N. I. Paroperegrevateli sudovyh parovyh kotlov. Leningrad, Sudostroenie. 1970. 184 p.
4. Korroziya i zagryaznenie poverhnostej nagreva parovyh kotlov pri szhiganii sernistyh mazutov. Moscow, BNI ORGREHS. 1963. 148 p.
5. Geller Z. I. Mazut kak toplivo. Moscow, Nedra. 1965. 495 p.
6. Morskoj sbornik. 2013. No. 2. Pp. 24-26.
7. Nacional'naya oborona. 2013. No. 6. Pp. 6-8.
8. Golovin V. N. K voprosu o zagryaznenii ehkranov parovyh kotlov. Teploehnergetika. 1965. No. 4. Pp.42-47. Information about authors:
Zakutaev A. I., Ph.D., Associate Professor of Naval Engineering Institute Military Training and Research Center of the Navy "Naval Academy";
Kotov V. S. adjunct of Naval Engineering Institute Military Training and Research Center of the Navy "Naval Academy".
