Повреждения парогенерирующих труб котлов в результате водородного охрупчивания являются серьезной проблемой, что связано с рядом обстоятельств.
В отличие от других видов коррозионных повреждений первого типа, связанных первоначально с утонением стенки экранной трубы, затем — с появлением небольшой отдулины, а уж потом — свища или трещины по месту наибольшего утонения, повреждения в результате водородного охрупчивания, как правило, характеризуются неожиданными мощными разрывами. Иногда из трубы вырывается крупный кусок металла, она деформируется под действием реакции истекающей пароводяной смеси, что приводит к внезапному аварийному останову котла или блока. Следует отметить далее такое обстоятельство, как различие условий, при которых приходилось и приходится сталкиваться с повреждениями парогенерирующих труб этого типа.
Водородное охрупчивание охватывает большой диапазон барабанных котлов по давлению (от 60 до 180 кгс/см1); самые различные водно-химические режимы, в том числе и рекомендуемые ПТЭ режим чистофосфатной щелочности и щелочно-фосфатный режим; различные конструкции топочно-горелочных устройств. Наиболее удивительными являются случаи хрупких повреждений на одном из котлов ТЭС, тогда как на других котлах тех же типов, работающих в аналогичных условиях по топочному и водно-химическому режиму, повреждений не происходит. Нередко в результате водородного охрупчивания за короткий период (1—3 сут) повреждалось несколько котлов ТЭС, а в ряде случаев — все работающие котлы, что приводило к полному останову электростанции. Со столь тяжелыми последствиями при других видах коррозионных повреждений котлов сталкиваться не приходилось.
Наконец, отметим, что несмотря на значительное число сообщений о хрупких повреждениях экранных груб до настоящего времени практически отсутствуют директивные либо информационные материалы, посвященные характеристике таких повреждений и методам их предупреждения.
О серьезности проблемы водородного охрупчивания металла парогенерирующих труб можно судить по следующим примерам. Прямые убытки от коррозии внутренней поверхности котлов высокого давления США оцениваются ежегодно в десятки миллионов долларов. Коррозия парогенерирующих труб была признана в США серьезной проблемой после 1955 г., т. е. после ввода в эксплуатацию большого числа котлов высокого давления (125—170 кгс/см2). К концу 1970 г. в США оказалось пораженным коррозией почти 20% из 610 таких котлов. Следует особенно подчеркнуть, что характер коррозионных повреждений экранных труб с ростом параметров изменился — вместо вязких все чаще стали происходить хрупкие разрушения.
Серьезные водородные повреждения экранных труб были также на котлах сверхвысокого давления электростанций Астория и Ист- Ривер (США). Котел № 40 электростанции Астория со сдвоенной топкой, принудительной циркуляцией и промперегревом имеет паропроизводительность 1850 т/ч, давление в барабане 160 кгс/см2, температуру пара 545/565°С, число двусветных экранов — по три в каждой полутопке, расположение горелок — тангенциальное. Котел № 70 станции Ист-Ривер барабанного типа с естественной циркуляцией, двухступенчатым испарением и промперегревом, паропроизводительности его 630 т/ч, давление в барабане 140 кгс/см2, температура пара 545/545°С, расположение горелок — фронтальное в три ряда по 6 шт. в каждом, топка разделена двусветным экраном, топливо — только пылевидное. На котле электростанции Астория хрупкие разрушения парогенерирующих труб начались всего через 3 мес эксплуатации; затем, после изменения режима коррекционной обработки с применением «координирующих» фосфатов повреждения повторились, проведение химической очистки также не привело к положительным результатам. Повреждались единичные трубы фронтового и боковых экранов, но особенно сильно — трубы аэродинамического выступа заднего экрана, которые пришлось заменить полностью. Данный котел работал в пиковом режиме с глубокой разгрузкой в ночные часы, при этом обнаруживался самостоятельный рост фосфатов в котловой воде, т. е. отмечалось явление «хайд— аута».
На котле станции Ист-Ривер водородные повреждения экранных труб развились примерно через 8 лет эксплуатации. После возникших хрупких разрушений здесь были предприняты такие меры, как ввод каустической соды в котловую воду и периодические химические очистки примерно раз в 2 года. Содержание в питательной воде меди — 3,4 мкг/л, железа—14 мкг/л (средние значения). Металлографическими исследованиями было установлено, что температура металла поврежденных труб котла станции Астория не превышала 480°С, металл труб котла станции Ист-Ривер полностью обезуглерожен в зоне повреждения под воздействием водорода. Не удалось установить, почему на других котлах этих электростанций не происходили повреждения парогенерирующих труб в результате водородного охрупчивания. Осталось невыясненным также возможное влияние на повреждения водно-химического режима, характера нагрузки и ряда других факторов. Предполагалось, что отрицательное воздействие на описанные повреждения может оказать режим работы горелок, явление «прятания фосфатов», неустойчивый режим кипения.
На станции Бриджпорт Харбор (США) хрупкие повреждения парогенерирующих труб наблюдались в котле производительностью 522 т/ч (давление в барабане 163 кгс/см2, температура перегретого пара 538°С). Этот агрегат с естественной циркуляцией работал на угольной пыли, которая сжигалась в пяти циклонных горелках диаметром 2,74 м, расположенных в нижней части фронтовой стены. В отличие от режима эксплуатации котла станции Астория данный котел работал в базисном режиме (70% времени с максимальной нагрузкой 567,5 т/ч, остальное время — с нагрузкой, равной 67% максимальной). Повреждались в основном трубы циклонов, а также заднего и бокового экранов непосредственно над ошипованной частью зажигательного пояса, т. е. трубы, расположенные в зонах максимального теплопоглощения.
На электростанции Армстронг (CUIA) водородное охрупчивание экранных труб наблюдалось на паровом котле с естественной циркуляцией производительностью 572 т/ч при рабочем давлении 138 кгс/см2, работавшем на пылевидном топливе. Наиболее серьезные повреждения происходили на расстоянии 75—150 мм ниже сварочных швов с подкладными кольцами. На внутренней поверхности поврежденных труб отложений практически не было, но наблюдалась язвенная коррозия. Повреждения носили характер крупных разрывов с толстыми кромками, иногда вырывало кусок металла трубы. В одном случае разрушившийся охрупченный участок представлял узкую полосу с обогреваемой стороны трубы длиной около 1 м и шириной 13 мм. Проведенные наблюдения показали, что для протекания процесса водородного охрупчивания может оказаться достаточно всего 75 ч. Каких-либо существенных отклонений качества питательной воды не было, в котле поддерживался режим чистофосфатной щелочности. Специальные исследования подтвердили отсутствие отклонений скорости циркуляции от расчетной. В общей сложности из-за водородного охрупчивания было заменено 96 секций труб заднего и боковых экранов. Основная причина водородного охрупчивания осталась неизвестной, тем более, что точно такой же котел, работавший большее время в совершенно аналогичных условиях, никаких повреждений парогенерирующих труб не имел.
Описаны водородные повреждения на барабанном котле с естественной циркуляцией паропроизводительностью 454 т/ч при рабочем давлении 109 кгс/см2 после 10 мес эксплуатации [9]. Поддерживался режим чистофосфатной щелочности котловой воды. Исследователи пришли к выводу, что водородное охрупчивание может проявляться при наличии в котловой воде всего нескольких миллиграммов в литре растворенных твердых веществ; предельно допустимое количество последних является сложной функцией скорости теплопередачи, пористости и толщины слоя осадка. По их мнению, коррозия под слоем осадка сама по себе еще не вызывает водородного охрупчивания экранных труб, даже с учетом того обстоятельства, что водородное разрушение всегда происходит по участку, затронутому «первичной» коррозией; для развития водородного охрупчивания необходимо действие одного или нескольких дополнительных факторов; при определенных условиях отложения на внутренней поверхности парогенерирующих труб ведут себя, как полупроницаемые перегородки, допускающие транспорт воды в одном направлении (через отложение к металлу) и ограничивающие поток водорода в обратном направлении.
Характерными являются вызванные водородным охрупчиванием повреждения экранных труб одного из четырех совершенно одинаковых котлов, работавших в одних и тех же условиях, тогда как в трех других котлах это явление не наблюдалось [10], все котлы имели паропроизводительность по 666 т/ч (рабочее давление 190 кгс/см2, температура перегретого пара 565°С).
Еще раз подчеркивается отсутствие универсального рецепта по предотвращению водородного охрупчивания экранных труб паровых котлов, поскольку таковое наблюдается при самых различных водно-химических режимах, при разных методах и глубине деаэрации, зачастую только на одном из агрегатов одинаковой конструкции и идентичного режима эксплуатации. Единственное комплексное мероприятие, не вызывающее сомнения, - устранение всех коррозионных процессов, сопровождающихся выделением водорода.
Как уже указывалось, повреждения экранных труб котлов в результате водородного охрупчивания отмечены и на многих отечественных электростанциях. На котлах давлением менее 110 кгс/см2 таких повреждений практически не установлено, они зафиксированы главным образом на котлах давлением 110 кгс/см2 и особенно 155 кгс/см2.
По данным [11] в 1964 г. на Николаевской ТЭЦ происходили водородные повреждения экранных труб котла ТП-230 вскоре после реконструкции горелок, вызвавшей повышение тепловых нагрузок в нижней части топки (особенно в период обдувки и расшлаковки при включении мазутных форсунок). Места разрывов совпадали с направлениями факелов мазутных форсунок. Водно-химический режим, по-видимому, не оказывал существенного влияния на указанные повреждения. Первое повреждение произошло всего через 82 ч работы котла после капитального ремонта. Разрушения происходили на огневой стороне труб без утонения кромок по месту разрыва, при длине повреждения 200—300 мм трубу разворачивало в плоскость на 180°. Металл в зоне разрывов был весьма хрупким, так что некоторые образцы ломались при зажиме в тисках. Как показали исследования, разрушения носили межкристаллитный характер. У внутренней поверхности труб металл был в значительной степени обезуглерожен.
Аналогичные массовые случаи однотипных хрупких повреждений экранных труб происходили на котлах типа ТП-230 ряда ТЭС в основном после реконструкции горелочных устройств [12]. Во всех случаях стенки труб по линии разрушения были рваные, тупые, без какого- либо утонения. Металл в зоне разрывов оказался хрупким, иногда происходил отрыв куска трубы, наблюдалась межкристаллитная коррозия.
Подобные повреждения происходили на котлах давлением 110 кгс/см2 других типов (ТП-1170, ТГМ-151, БКЗ-160-100ГМ и др.).
Если на котлах давлением 110 кгс/см2 типа ТП-230 и ΤП-170 водородные повреждения экранных труб происходили при сжигании как пылевидного топлива, так и мазута, а также их смеси, то на котлах давлением 155 кгс/см2 такие повреждения в основном происходили при использовании нефтяного топлива. Они зафиксированы на ТЭС с самыми различными водно-химическими режимами — на чисто конденсационных ГРЭС, промышленных ТЭЦ со значительным отпуском пара для производственных нужд и большими добавками Na-катионированной либо обессоленной воды: при режимах чистофосфатной щелочности, щелочно-фосфатном, при малых избытках фосфатов и т. д. Следует подчеркнуть еще одно важное обстоятельство: на ТЭС с мазутными котлами сверхвысокого давления (155 кгс/см2) в ряде случаев происходили тяжелые аварии, связанные с хрупкими водородными разрушениями экранных труб нескольких или всех котлов электростанции в течение нескольких суток либо часов. Так, на Волгоградской ТЭЦ-2 такие повреждения в течение 48 ч получили три котла типа ТГМ-96, из которых один проработал примерно 6 лет, другой — 4 года и третий — всего 3,5 мес. Проверка показала, что количество отложений в этих котлах было различным: от 250 до 30 г/м2.
На Волжской ТЭЦ в течение примерно 60 ч значительные хрупкие повреждения многих экранных труб произошли на четырех котлах типа ТΓΜ-84 (из восьми работающих). Как правило, утонение стенок разрушенных труб было незначительным. Один из поврежденных агрегатов проработал со времени последнего ремонта всего 2 мес., другие — 1,5 года и более. Характерно, что разрушения труб произошли на котлах с малым числом горелочных устройств (6), тогда как котлы с большим числом горелок (18) повреждений не претерпели. Для всех котлов питательная вода одного качества поступает из общего коллектора из-за хрупких водородных разрушений экранных труб на трех работающих котлах типа ТГМ-84 (с 18 горелочными устройствами каждый) произошел полный останов Пермской ТЭЦ № 14. Имеется немало аналогичных примеров повреждений парогенерирующих труб котлов высокого и сверхвысокого давления в результате водородного охрупчивания. Высказано немало гипотез о его причинах. В одном мнения специалистов едины — в оценке огромного ущерба, причиняемого указанными повреждениями.
