Voimalaitosten kattilaputkien sisäpuolisten kerrostumien paksuuden mittaaminen ultraäänimenetelmällä

Abstract

Höyryvoimalaitoksen käyttöönotossa muodostuu kattilaputkien sisäpinnoille niitä korroosiolta suojaava ohut metallioksidikerros. Tämän kerroksen päälle kasvaa kattilan käytön aikana haitallista kerrostumaa paikallisen korroosion tai kattilavedessä olevien epäpuhtauksien kerääntymisen tai kiteytymisen seurauksena. Kerrostuma haittaa lämmönsiirtoa tulipesästä putkiseinämän läpi kattilaveteen. Putkien lämpötilan nousu suunniteltua korkeammaksi kasvattaa putkivaurioiden ja sisäpuolisen korroosion riskiä. Tästä johtuen paksuksi kasvaneet kerrostumat pyritään poistamaan happokäsittelyllä eli peittauksella ennen vaurioiden syntyä. Perinteisesti kerrostumapaksuus on määritetty kattilasta irrotetuista näyteputkista mikroskoopilla. Työn tavoitteena oli tutkia uudenlaisen ultraäänimittauksen teoriaa ja selvittää sen toimivuus höyrystinputkien kerrostumapaksuusmittauksissa. Lisäksi tavoitteena oli tutkia voimalaitoksen höyrystimen sisäpuolisten kerrostumien muodostumista ja niiden vaikutuksia sekä kattilan peittaustarpeen arviointia. Höyrystimen kerrostumien kasvunopeuteen vaikuttavat eniten voimalaitostyyppi, käytetty vesikemia ja kattilaveteen kulkeutuvien epäpuhtauksien määrä. Kasvunopeus vaihtelee laitosten välillä suuresti ja eroaa myös tulipesän eri kohdissa. Kattilaveden epäpuhtauspitoisuus ja kerrostumapaksuus vaikuttavat molemmat korroosiovaurioiden todennäköisyyteen. Peittauspaksuuden ohjearvoissa tulisi huomioida kattilan käyttöpaine, kattilatyyppi ja riski kattilaveden laadun heikkenemiselle. Putkinäytteistä ja laitoksilla suoritettujen mittauksien perusteella uusi ultraäänitekniikka tuottaa luotettavia tuloksia tavanomaisten kerrostumien mittauksessa. Vain yhdellä laitoksella esiintyi irtonaisen sakan kaltaista kerrostumaa, jota mittaus ei kyennyt havaitsemaan. Mittaustulokset kerrostumista tulipesän eri osissa antavat hyvän perustan peittaustarpeen arviointiin.

Boiler tubes in a steam power plant are protected from corrosion by a metal oxide layer, which grows on internal surfaces during the first startup. On top of this layer grows a harmful deposit during operation of the boiler as a result of localized corrosion or accumulation or crystallization of impurities in the boiler water. The deposit impair heat transfer from the furnace through the pipe wall into the boiler water. Rise of the tube temperature to higher level than designed increase the risk of tube failure and internal corrosion. Therefore the goal is to remove thick deposit layers with acid treatment before failures emerge. Traditionally the deposit thickness has been determined from sample tubes by a microscope. The aim of this study was to study the theory of a new kind of ultrasonic measurement and evaluate its performance in boiler tube deposit thickness measurements. The aim was also to study the formation of the inner deposit layer in the boiler tubes and the impact of the deposits as well as commonly used criteria for acid cleaning were reviewed. Deposition rate in evaporator is most affected by the power plant type, water chemistry and the amount of impurities in boiler water. The deposition rate varies widely between power plants and also vary in different points on the furnace walls. Concentration of impurities in boiler water and deposit thickness affect both in the probability of corrosion damage. Acid cleaning recommendations should take in consideration the boiler operating pressure, the boiler type and the risk of boiler water quality deterioration. Based on the measurements carried out from tube samples and in power plants the new ultrasound technique produces reliable results when the deposit has a typical structure. Only in one case, in which the deposit was loose sludge, the deposit could not be detected. Results obtained from the measurements provide a good base for the assessment of acid cleaning needs.