 |
Контроль состояния поверхностей нагрева парогенераторов.
|
|
|
|
Контроль за состояние проточной части турбины.
Контроль за состоянием теплоэнергетического оборудования можно разделить на два вида: во время эксплуатации оборудования и во время его останова.
Для оценки степени загрязнения в проточной части турбин в процессе эксплуатации, необходимо регулярно вести наблюдение за давлением пара в контрольных ступенях(в камере регулирования ступени, в межкорпусном пространстве двухцилиндровых турбин и отборах) при нагрузках 80-100% от номинальной. Давление измеряют манометрами класса точности 0,6-1,0.
По данным наблюдениям строят график изменения давления в зависимости от нагрузки, который показывает динамику роста давления в контрольных ступенях в зависимости от заноса проточной части турбины. Значения давлений необходимо сопоставлять при одинаковых расходах пара. Повышение давления в контрольных точках не должно превышать 10% по сравнению с давлением в чистой проточной части.
При достижении предельных значений должна быть промывка или очистка проточной части турбины. Способ очистки выбирается исходя из состава и характера отложений. Возможные варианты: промывка влажным паром, химическая промывка, механическая очистка.
Наиболее полное представление о заносе проточной части даёт осмотр вскрытой турбины. Отобранные при таком осмотре образцы отложений подлежат химическому, рентгенографическому и кристаллографическому анализу.
Пробы отложений из проточной части турбины должны быть отобраны по возможности сразу после вскрытия цилиндра турбины, но не позднее первых суток.
При отборе проб оценивают количество, расположение, цвет, плотность, прочность связи с металлом и прочие характерные особенности отложений, а также коррозионные и эрозионные повреждения металла. Результаты записываются в журнал осмотра теплосилового оборудования. Отбор отложений ведут при поиощи скальпеля или особых скребков, изготовленных в форме ложки по профилю лопаточного аппарата каждой ступени или ряда ступеней.
|
|
|
Выбранные лопатки по возможности полностью освобождают от отложений для подсчёта общего количества отложений на каждой ступени и во всей проточной части турбины. Снятые отложения направляют в химическую лабораторию для проведения анализов.
Объём химического анализа отложений зависит от конкретно поставленной задачи:
- характеристика и оценка ВХР;
- выбор способа промывки проточной части и т.д.
В состав отложений как правило входят соединения натрия, кальция, магния, двух- и трёхвалентного железа, цинка, меди и др.
Присутствие соединений натрия, кальция и магния свидетельствуют о загрязнении ими пара, а следовательно, питательной и котловой воды.
Оксиды металлов являются продуктами коррозии (эрозии) конструкционных материалов, что говорит о наличии в теплоносителе коррозионно-агрессивных газов.
При анализе необходимо отдельно исследовать водорастворимую и нерастворимую части отложений. В водорастворимой части отложений определяют содержание натрия, кальция, магния, хлоридов, сульфатов, фосфатов, растворимую кремнекислоту и щелочность.
В нерастворимой части отложений определяют содержание продуктов коррозии и кремнекислоту.
На основании полученных результатов разрабатываются рекомендации по совершенствованию водно-химического режима для устранения негативных явлений.
Контроль состояния поверхностей нагрева парогенераторов.
На ТЭС используют два вида контроля за состоянием внутреннием внутренней поверхности экранных труб котлов:
- в процессе эксплуатации – контроль за температурой металла труб (в случае оборудования котла системой температурного контроля);
|
|
|
- при останове котла (выборочная вырезка контрольных образцов).
Маркировка элементов поверхностей нагрева, где устанавливают температурные вставки или делают вырезки, выполняют следующим образом:
- при проведении маркировки на котлах с вертикально расположенными трубами наблюдатель должен находиться вне топки лицом к фронту котла. Трубы и змеевики маркируют арабскими цифрами. Трубы фронтового и заднего экранов нумеруют слева направо по фронту котла, трубы боковых и двусветных экранов – по по направлению от фронта к задней стене;
- на прямоточных котлах с горизонтальной навивкой труб маркировку проводят снизу вверх с указанием номера змеевика (арабскими цифрами) и номера хода (римскими цифрами). Установку температурных вставок и вырезку образцов труб производят на поверхностях, расположенных в зонах максимальных теплонапряжений и концентраций примесей, где создаются наиболее благоприятные условия для образования отложений и протекания процессов коррозии. Для прямоточных котлов СКД выбирают зону, отвечающую энтальпии среды 1925-2150 кДж/кг.
Зоны труб, на которых необходимо производить вырезки контрольных образцов, а также их количество, пересматривают в случае существенного изменения конструкции котлоагрегата или режима его эксплуатации (переход на новый вид топлива, реконструкция горелочных устройств или поверхностей нагрева и т.д.).
Для наблюдения за температурой экранных труб в них вваривают специальные температурные вставки. Температурная вставка представляет собой отрезок трубы длиной 200-300 мм, диаметром и толщиной стенки, равными экранным трубам. Вставку оснащают двумя термопарами на случай выхода одной из них из строя. Показания термопар выводят на вторичный (регистрирующий) прибор, который затем периодически подключают через 5-7 суток на 2-3 часа. Эти показания записывают в специальный журнал на номинальной нагрузке в установившемся режиме работы котла. Для записи выбирается максимальное значение температуры, определяемой в течение 5-10 минут непрерывных записей по каждой вставке.
При останове котла выборочную вырезку образцов выполняют согласно карте вырезок. На огневой стороне вырезанного образца наносят метку. Затем на середину каждого вырезанного образца с огневой и тыльной сторон наклеивают этикетки со следующими данными: дата вырезки, электростанция, номер котла, номер и расположение трубы в котле, солевой или чистый отсек, огневая или тыльная сторона, стрелкой указывается верх или низ трубы.
|
|
|
Далее образцы передают в механические мастерские, где их разрезают, согласно меловым меткам, нанесённым представителями химического цеха.
После распиливания образцы поступают в химлабораторию, где их тщательно осматривают и описывают состояние внутренней поверхности каждого участка. При описании отложений отмечают их цвет, толщину отложений в различных местах, степень равномерности покрытия трубы, характерные особенности (пластинки, слоистая или губчатая масса, отдельные бугорки, сплошной слой и т.п.).
В описание включают и характеристику состояния металла под слоем отложений (после их удаления) – наличие язвин, их количество, размеры, глубина и характер.
Снятие отложений для определения их химического состава производят в основном с огневой стороны труб (реже с тыльной стороны). При определении химического состава учитывается, что отложения на трубах обычно состоят из двух слоёв – мягкого и твёрдого.
Мягкие отложения слабо сцеплены с поверхностью трубы и легко снимаются ножом или скальпелем.
Твёрдые отложения прочно сцеплены с металлом и снимаются только при деформации трубы путём зажатия в тиски или сдавливания прессом.
Мягкие и твёрдые отложения отличаются по химическому составу, поэтому их снимают и анализируют отдельно.
Химический анализ накипных отложений состоит в определении потери при прокаливании, содержания кремнекислоты, фосфатов, сульфатов, железа, алюминия, меди, цинка, кальция, магния, натрия, иногда и других веществ. В зависимости от типа котла объём анализа может меняться.
Лабораторная работа № 4
Определение степени загрязнённости экранных труб котла.
|
|
|
Цель работы.
Ознакомиться с упрощенными методами контроля за величиной отложений на поверхностях нагрева теплоэнергетического оборудования.
Общие сведения.
Основными показателями необходимости проведения химических очисток трубной системы парогенераторов являются загрязнённость внутренней поверхности труб и толщина отложений.
Загрязненность поверхности трубы оценивается удельной загрязненностью, т. е. количеством отложений в граммах, приходящихся на один квадратный метр поверхности и подcчитывается по формуле:
, г/м2 (1)
где Д-количество снятых отложений, г;
F-отмеренная поверхность, с которой сняты отложения, см2.
Загрязнённость труб может быть определена двумя методами:
- механическим;
- электролитическим (катодным травлением).
Механический метод – снятие отложений с внутренней поверхности труб с помощью скребка, ножичка, скальпеля. Метод является ориентировочным, т.к. не позволяет удалить из мелких язвин, пор, а также отложения прочно сцепленные с металлом.
Электролитический метод позволяет полностью удалить с образца все отложения. В его основу положены катодные и анодные реакции, протекающие при электролитических процессах.
Методика определения.
Отмерить на поверхности вырезанного отрезка трубы определенную площадь и тщательно снять с этой поверхности отложения специальным скребком. При снятии отложений оценить их плотность, слоистость, сцепляемость с металлом.
Полученные отложения поместить на чистый лист бумаги и взвесить. После чего приступить к расчетам.
Предельные величины количества отложений на внутренней поверхности экранных труб с огневой стороны для различного типа котлов и топлива приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1-Значение предельно допустимых количеств отложений на экранных трубах
| Вид топлива | ||||
| Тип парогенератора | Жидкое и газообразное, г/м2 | Твердое жидкое, г/м2 | Уголь, г/м2 | Торф и прочие, г/м2 |
| Барабанные котлы: Р до 4 МПа | ||||
| Р от 4 до 10 Мпа Р от 10 до 15 МПа | ||||
| Прямоточные котлы: докритического давления сверхкритического давления | - - |
По таблице 4.2 произвести оценку состояния экранной трубы для конкретного значения теплонапряженности поверхности нагрева.
Таблица 4.2
| № | Оценка | Теплонапряженность поверхности нагрева тыс. кДж/м2 ч | ||
| п.п | состояния | 25-60 | 60-100 | более 100 |
| Удельная загрязненность (г/м2) | ||||
| 1. | Чистая | до 25 | до 25 | до 25 |
| 2. | Легкий налет | 25-50 | 25-50 | 25-50 |
| 3. | Незначительно загрязненная | 50-150 | 50-100 | 50-100 |
| 4. | Загрязненная | 150-250 | 100-200 | 100-200 |
| 5. | Сильно загрязненная | 250-400 | 200-350 | 200-300 |
| 6. | Катастрофически загрязненная | 400 и более | 350 и более | 300 и более |
|
|
|
Толщину отложений определим по формуле:
, мм
где: r -плотность отложений, г/см3 (для железоокисных отложений r =2г/см3, для щелочноземельных 1,1г/см3).
Поверхность труб считается чистой, если толщина отложений не превышает:
- 0,3-0,4 мм для барабанных котлов давлением от 4 до 10 МПа;
- 0,2-0,3 мм для барабанных котлов давлением от 10 до 15 МПа;
- 0,1 мм для котлов прямоточного типа.
По полученным результатам расчета и таблицам сделать вывод о состоянии поверхностей нагрева (заданных преподавателем) котлоагрегата и необходимости проведения эксплуатационной химической очистки.
Лабораторная работа № 5
Определение скорости коррозии металла энергетического оборудования.
Цель работы: ознакомиться с методами контроля скорости коррозии металла теплоэнергетического оборудования.
Общие сведения.
Более половины аварий и неполадок на оборудовании ТЭС вызваны коррозионными повреждениями.
Для надёжной и эксплуатации теплоэнергетического оборудования, своевременного обнаружения коррозионных повреждений большое значение имеет контроль за скоростью коррозии в условиях эксплуатации на различных участках пароводяного тракта, экономайзерной части котла, оборудования систем теплоснабжения.
Индикаторы коррозии служат для оценки коррозионной агрессивности и влияния теплоносителя на внутреннюю коррозию теплоэнергетического оборудования.
Скорость развития коррозионных процессов металла на внутренней поверхности зависит от температуры и физико-химических параметров воды: содержание кислорода, свободной угольной кислоты, хлоридов и сульфатов, являющихся депассиваторами металла, значения рН и щелочности.
Индикатор коррозии и схема его установки в трубопроводе приведена на рис. 5.1 а, б, в.
Контрольные пластины 1 представляют собой круглые диски диаметром 60 и толщиной 3 мм с отверстием в центре. Поверхность пластин шлифуется и промывается раствором щелочи, спиртом и эфиром. Перед установкой в трубопровод высушенные образцы взвешивают с точностью до 0,0001 г. Пластины надевают на стержень 2 и отделяют друг от друга дистанционирующими патрубками 3. Стержень с набором пластин устанавливают по оси трубопровода 4 и фиксируют в нем с помощью бобышки 5 и фланца 6.
После сборки пластин на штоке-держателе в журнал учёта и обработки индикаторов записывают:
- номера пластин-индикаторов;
- вес и площадь каждой пластины;
- последовательность их установки на штоке (от головки болта).
Индикаторы устанавливают на вертикальных участках трубопроводов. Рекомендуется ставить их в начале и конце конденсатного тракта, а также на трубопроводе греющего пара ПНД. Длительность испытания индикаторов должна быть не менее 1 года. С целью изучения кинетики процесса коррозии рекомендуется устанавливать по 15-20 индикаторных пластин для возможности извлечения по 3-4 пластин через различные промежутки времени. Скорость и формы проявления коррозии конструкционных материалов определяют по состоянию индикаторных пластин, простоявших максимальное время.
После извлечения индикатора из испытуемого оборудования с поверхности пластин необходимо удалить слои продуктов коррозии и отложений. Это делают с помощью мягкой резины под струёй воды. Если отложения удалены не полностью, то пластины на 15-20 минут погружают в 5%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, а затем вновь промывают сильной струёй воды. Эту процедуру повторяют до полного удаления отложений. Далее производят их осмотр и записывают в специальный журнал состояние, отмечая цвет образцов, равномерность отложений, наличие локальной (язвины, бугорки) или щелевой коррозии.
Основным недостатком контроля скорости коррозии с помощью блока индикаторных пластин является долгосрочность, кроме того персоналу невозможно выделить период эксплуатации оборудования и сезон года, когда скорость коррозии была минимальной или максимальной.
|
|
|
