Funkcja do obliczania szybkości korozji ekranów w kotle nadkrytycznym

Ze względu na trudności z utworzeniem wzoru obliczeniowego na szybkość korozji,

będącego funkcją rzeczywistych parametrów wpływu, zdecydowano się na poszukiwanie
zależności uproszczonych, które, chociaż mniej dokładnie, ale za to w sposób łatwiejszy do
pomiarowej weryfikacji w rzeczywistych kotłach, pozwalają obliczyć szybkość korozji w
funkcji łatwiej mierzalnych parametrów. Ponieważ analizowany przypadek pojawił się w
kotłach dopiero po wprowadzeniu systemów niskoemisyjnego spalania, można uznać, że
podstawową przyczyną uszkodzeń jest występowanie w pobliżu rur ekranowych atmosfery
redukującej. Za miarę stopnia redukcyjności można uznać, stosunkowo łatwo mierzalny,
udział CO w spalinach przyściennych.

W niniejszym opracowaniu, opierając się na wynikach prac opisanych w poprzednim

rozdziale, dokonano próby oceny szybkości korozji ekranów przy następujących założeniach:

zasadniczym typem korozji jest korozja siarczanowo-siarczkowa, której intensywność

zależy od udziału CO w spalinach przyściennych,

korozja ulega nasileniu w miarę wzrostu temperatury zewnętrznej ścianki rur ekranowych,

dodatkowym czynnikiem intensyfikującym korozję jest wzrost udziału chloru w stosunku
Cl

r

0,1 0,2 %, uznawanego powszechnie za niegroźny.

Funkcja CO

Warunkiem właściwej oceny jest dysponowanie wiarygodną informacją na temat

szybkości korozji w powiązaniu ze znanym udziałem CO w spalinach przyściennych.

W opracowaniach [7.i, 7.ii] skonfrontowano wyniki pomiarów składu spalin w kotłach

EDF Polska z danymi na temat wymian rur w tych samych kotłach w znanych okresach
czasu. Ze względu na brak ciągłego monitoringu składu spalin dane te mają charakter
przybliżony: zakłada się, że udziały CO stwierdzone podczas okresowych badań utrzymują
się w długich okresach czasu. Założenie to opiera się na tym, że w większości przypadków
wymian rur dokonuje się stale w tych samych miejscach. W miejscach, gdzie szybkość
korozji była największa przyjmowano najwyższe zmierzone w danym kotle wartości CO.
Uzyskane szybkości korozji, maksymalne dla danych warunków, podano w Tabl. Błąd! W
dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..1 i Tabl. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu
o podanym stylu..2, wykorzystując je jednocześnie przy tworzeniu zależności między
szybkością korozji ekranów i udziałem CO w spalinach przyściennych. Z uwagi na
stosunkowo małą liczbę tego typu informacji z rzeczywistych kotłów dodatkowo
wykorzystano rezultaty badań laboratoryjnych [7.Błąd! Nie zdefiniowano zakładki.].

W oparciu o powyższe dane stworzono Tabl. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o

podanym stylu..1 i Tabl. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..2, a na ich
podstawie wykres - Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..1. Przy jego
konstrukcji założono, że dla zerowego stężenia CO korozja nie występuje.

Tabl. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..1 Zestawienie danych na temat

korozji ekranów - kocioł

z ekranem z pojedynczych rur [7.i]

CO [%]

t

sc z

max

CO

kor

w

[nm/h]

Typ ekranu

Uwagi

0,8

370

o

C

13,2

Nieszczelny

(skin casing)

OP 650

5,5

125,0

6,1

56,6

6,5

118,4

7,3

52,6

Dane [7.i, 7.ii] dotyczą kotłów o ciśnieniu w parowniku ok. 15 MPa, czemu

odpowiada temperatura zewnętrznej ścianki rur ekranowych t

sc z

370

o

C. Ponieważ badania

[7.Błąd! Nie zdefiniowano zakładki.] prowadzono przy temperaturze 450

o

C, ich wyniki

przeliczono zgodnie z zasadami podanymi w dalszej części pracy - wzór (7.28) - na
t

sc z

= 370

o

C. Badania te prowadzono w warunkach laboratoryjnych, przy składzie spalin

analogicznym do występującego w kotle nadkrytycznym, stąd można je uznać za
odpowiadające warunkom w kotłach ze ścianami szczelnymi.

Tabl. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..2 Zestawienie danych na temat

korozji ekranów - kocioł

z ekranem szczelnym [7.Błąd! Nie zdefiniowano zakładki., 7.ii]

CO [%]

t

sc z

max

CO

kor

w

[7.Błąd! Nie

zdefiniowano

zakładki.]

(450

o

C)

max

CO

kor

w

[nm/h]

(370

o

C)

Typ ekranu

Uwagi

4,8

370

o

C

-

85,0

Szczelny

OP 230

5,1

370

o

C

-

101,7

Szczelny

OP 230

6,9

370

o

C

-

224,8

Szczelny

OP 430

7,7

450

o

C

140,0

90,6

Lab.

Paraboliczna

7,7

450

o

C

300,0

194,1

Lab.

Liniowa

11,2

450

o

C

240,0

155,3

Lab.

Paraboliczna

11,2

450

o

C

325,0

210,3

Lab.

Liniowa

Ponieważ dane ilościowe na temat przebiegu procesów korozyjnych w komorach

paleniskowych kotłów opalanych paliwami stałymi są stosunkowo nieliczne, trudno ocenić,
czy przebieg procesu ma charakter paraboliczny (stopniowe zanikanie korozji w czasie na
skutek tworzenia ochronnej warstwy produktów korozji), czy też liniowy (kiedy produkt
reakcji jest lotny, lub ciekły i opuszcza powierzchnię metalu w trakcie trwania reakcji, lub
gdy stałe produkty reakcji są silnie porowate i nie utrudniają dopływu utleniacza do
powierzchni metalu). Wartości pokazane na Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o
podanym stylu..1 wykazują stosunkowo duży rozrzut dla tego samego stężenia CO w
spalinach, co dowodzi, że możliwe są obydwa przypadki. Potwierdzają to badania [7.Błąd!
Nie zdefiniowano zakładki.].

Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..1 Maksymalne szybkości

korozji w kotłach energetycznych

Ekran nieszczelny

Ekran szczelny

Punkty okrągłe - nieszczelny

Dane z kotłów - ekran szczelny

Dane [7.Błąd! Nie zdefiniowano zakładki.]

Z wykresu Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..1 wynika, że

starsze kotły z ekranami z pojedynczych rur są bardziej odporne na korozję niskoemisyjną.
Jest to prawdopodobnie spowodowane przenikaniem pewnych ilości powietrza z otoczenia
przez szczeliny między rurami, co zmniejsza stopień redukcyjności spalin w bezpośrednim
pobliżu rur. Ponieważ pomiar w kotle z takim ekranem wymaga wsunięcia sondy do poboru
spalin na co najmniej kilka cm do paleniska, uzyskany wynik nie odzwierciedla dokładnie
składu spalin w miejscu zajścia reakcji korozyjnych. Inaczej wygląda sytuacja w kotłach z
ekranem membranowym, gdzie przyssanie powietrza do spalin nie jest możliwe i gdzie
wiarygodność pomiaru składu spalin jest znacznie lepsza.

Funkcja temperatury

O ile w kotłach energetycznych na ciśnienie podkrytyczne zmienność temperatur rur

ekranowych jest niewielka (ok. 360 390

o

C), to w nadkrytycznych temperatury te mogą

osiągać wartości znacznie wyższe. Z obliczeń opisanych w [7.Błąd! Nie zdefiniowano
zakładki.] wynika, że w obszarze pasa palników włącznie z dyszami OFA, gdzie praktycznie
zawsze będzie występowała atmosfera redukcyjna, temperatura ścianki ekranu może sięgać
490

o

C, a nawet 510

o

C. Stąd dla obliczania szybkości korozji w kotłach tego rodzaju

konieczne jest wprowadzenie dodatkowej funkcji, określającej wpływ temperatury ścianki
zewnętrznej rur ekranowych.

Ponieważ wszystkie krajowe badania korozji niskotlenowej zostały przeprowadzone

w kotłach podkrytycznych, trudno z nich uzyskać informację na temat wpływu temperatur
(ścianki i spalin) na szybkość ubytku. Dlatego dla przybliżonej oceny wpływu temperatur na
przebieg procesów korozyjnych w niniejszym opracowaniu wykorzystano badania w
warunkach kotłów do spalania odpadów komunalnych [7.iii] cytowane w [7.Błąd! Nie
zdefiniowano zakładki.]. Ich wyniki, przeliczone na wartości względne, pokazano na Rys.
Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..2 i Rys. Błąd! W dokumencie nie
ma tekstu o podanym stylu..3.

90,6

0,0

194,1

101,7

210,3

155,3

224,8

85,0

y = 17,91x + 7,63

R² = 0,78

y = 12,63x + 5,00

R² = 0,63

0

50

100

150

200

250

0

2

4

6

8

10

12

CO [%]

[nm/h]

Zarówno dla stali węglowej jak i stopu Alloy 825 (Cr = 21 %, Ni = 42 %) obserwuje

się wyraźny wzrost szybkości korozji w funkcji temperatur. Można więc uznać to za ogólną
prawidłowość i na jej podstawie podać odpowiednią zależność obliczeniową.

Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..2 Względna szybkość korozji

stali węglowej w funkcji temperatury spalin

dla różnych temperatur ścianki [7.iii]

(wartości odniesione do w

kor_0

dla t

sc

= 371

o

C i t

s

= 530

o

C)

t

sc

= 260

o

C

t

sc

= 371

o

C

t

sc

= 483

o

C

t

sc

= 594

o

C

Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..3 Względna szybkość korozji

stopu Alloy 825 w funkcji temperatury spalin

dla różnych temperatur ścianki [7.iii]

(wartości odniesione do w

kor_0

dla t

sc

= 371

o

C i t

s

= 530

o

C)

t

sc

= 371

o

C

t

sc

= 483

o

C

t

sc

= 594

o

C

W kotłach nadkrytycznych i dużych podkrytycznych temperatury spalin w obszarze

pasa palników są podobne i zbliżone do maksymalnych na Rys. Błąd! W dokumencie nie

t

s

[

o

C]

w

kor

/w

kor0

t

s

[

o

C]

w

kor

/w

kor0

ma tekstu o podanym stylu..2. Materiały stosowane do budowy ekranów są stalami
bliższymi stalom węglowym niż Alloy 825. Z tego względu poprawkę X

tsc

określającą wpływ

temperatury ścianki zewnętrznej rur ekranowych na korozję proponuje się obliczać w oparciu
o wykres Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..4, który został
utworzony na podstawie wartości z Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym
stylu..2 dla t

s

= 980

o

C, przy czym jako wartość odniesienia przyjęto w

kor

/w

kor0

= 7,5 (dla

t

sc

= 371

o

C - typowej temperatury ścianki ekranów kotłów podkrytycznych dużej

wydajności). Z Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..4 wynika, że
przy zmianie t

sc

z 370

o

C na 500

o

C szybkość korozji może być o ok. 80 % większa.

Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..4 Poprawka uwzględniająca

wpływ temperatury ścianki zewnętrznej

rur ekranowych na korozję

W [7.iv] za [7.v] podano wykres opisujący szybkość korozji w funkcji udziału H

2

S

w gazie (badania laboratoryjne). Wynika z niego, że przy tym samym stężeniu siarkowodoru
zmiana temperatury o 100 K powoduje kilkakrotne przyspieszenie korozji. Jednak badania
dotyczyły tylko korozji w fazie gazowej, bez uwzględnienia wpływu korozyjnego
oddziaływania osadów i stopnia redukcyjności atmosfery. Wartości na Rys. Błąd! W
dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..5 dla 343

o

C, a więc typowej temperatury

ekranu podkrytycznego, wykazują przy bardzo dużym udziale H

2

S ubytki na poziomie

0,05 mm/a, co dowodzi, że ten aspekt korozji ma znaczenie drugorzędne.

0,42

1,00

1,58

2,78

y = 1,8218E-06x

2,2242E+00

R² = 9,9478E-01

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

250

300

350

400

450

500

550

600

t

sc z

[

o

C]

X

tsc

Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..5 Szybkość korozji gazowej

stali wg [7.iv]

Funkcja Cl

Do obliczeń wykorzystano zależność między udziałem chloru w węglu surowym - Cl

r

a szybkością korozji, pokazaną w formie bezwymiarowego mnożnika na wykresie Błąd! Nie
można odnaleźć źródła odwołania..

Ostateczna postać funkcji do obliczania tempa korozji

Intensywność korozji zmienia się podczas pracy kotła, głównie w funkcji zmian

udziału CO w spalinach przyściennych. Ponieważ wykres Rys. Błąd! W dokumencie nie ma
tekstu o podanym stylu..1 i wzór (7.27) odpowiada warunkom, w których szybkość ubytku
grubości rur jest największa, potrzebna jest poprawka X

kor

korygująca

max

CO

kor

w

do warunków

pracy kotła w długim okresie, podczas którego zachodzi również osłabienie tempa korozji.

Proponowana poprawka mogłaby została wyprowadzona w oparciu o związek między

udziałem CO w warstwie przyściennej i parametrami charakteryzującymi zmienność
warunków eksploatacji kotła w długich, co najmniej kilkumiesięcznych, okresach czasu. Jako
zmienne niezależne x

i

funkcji CO = f(x

i

) należałoby przyjąć względne okresy pracy

rozmaitych konfiguracji młynów węglowych, czasowy rozkład obciążenia (wydajności) kotła,
czasowy rozkład emisji NO

x

i inne. Ponieważ jednoznaczne zdefiniowanie wpływu tego typu

zmiennych na poziom CO może być niemożliwe [7.vi], pozostaje jedynie wprowadzenie X

kor

o postaci:

max

CO

kor

CO

kor

kor

w

/

w

X

(7.25)

Wartość ta, mniejsza lub równa 1, byłaby wówczas określana na podstawie

porównania rzeczywistego tempa korozji rur ekranowych w danym kotle z prognozowanym
za pomocą wzoru (7.26) przy założeniu X

kor

= 1.

Uwzględniając powyższe, szybkości wysokotemperaturowej korozji ekranów należy

obliczać z zależności

Cl

tsc

max

CO

kor

kor

kor

X

X

w

X

w

(7.26)

Poszczególne funkcje składowe:

63

7

91

17

,

CO

,

g

w

CO

k or

[nm/h]

(7.27)

gdzie [CO] - udział CO w przyściennej warstwie spalin, %,

g/

- maksymalna szybkość lokalnego ubytku grubości rury

na jej obwodzie, nm/h,

2242

2

8218

1

,

z

sc

tsc

t

,

X

(7.28)

gdzie t

sc z

- zewnętrzna temperatura metalu rury ekranowej,

o

C,

0107

1

6714

0

643

14

2

,

Cl

,

Cl

,

X

r

r

Cl

(7.29)

gdzie [Cl

r

] - udział chloru w substancji roboczej paliwa.

Obliczeniowa ocena zagrożenia korozyjnego ekranów

W oparciu o opisane w poprzednim rozdziale wzory obliczeniowe opracowano sposób

diagnozowania rozkładu szybkości korozyjnych ubytków rur ekranu. Metoda opiera się na

pomiarach zawartości CO w przyściennej warstwie spalin, przy czym najkorzystniejszy jest tu
pomiar ciągły - rozdz. 7.5.6, w okresie pozwalającym wyznaczyć zmienność składu spalin w
funkcji zmiennych parametrów eksploatacji (moc kotła, paliwo itp.). Można się także oprzeć
na odpowiednich obliczeniach numerycznych, pod warunkiem, że zostały one wcześniej
zweryfikowane pomiarowo. W kotłach wyposażonych w system ciągłego pomiaru CO
w warstwie przyekranowej opisana metoda może zostać wykorzystana do bieżącej diagnozy
korozyjnego zagrożenia rur parownika.

Pierwszym krokiem jest zdefiniowanie powierzchni zagrożonej korozją w oparciu

o dotychczasowe doświadczenia z wymian rur ekranowych podczas remontów. Jest to na ogół
obszar pasa palników razem z dyszami OFA, ewentualnie powiększony nieco w górę i w dół.

Na zagrożonej powierzchni wyznacza się następnie siatkę punktów, w których będą

obliczane lokalne szybkości korozji. Najlepiej jest w tym przypadku zlokalizować węzły
siatki w punktach poboru spalin do analizy CO.

Kolejnym krokiem jest obliczenie temperatury zewnętrznej powierzchni metalu rur

ekranowych t

sc z

w węzłach siatki. Konieczne jest w tym celu określenie lokalnych wartości

strumienia przejmowanego ciepła, najlepiej w oparciu o numeryczne modelowanie paleniska
lub, co jednak jest trudne, poprzez bezpośrednie pomiary. Do obliczenia t

sc z

konieczne są

ponadto wymiary, charakterystyki materiału i warunków pracy (intensywność chłodzenia,
grubość i właściwości osadu wewnętrznego) rur.

Znając średni udział chloru w węglu spalanym w czasie analizowanego okresu oraz

zakładając wartość X

kor

można następnie, za pomocą wzoru (7.26) obliczać lokalne wartości

tempa korozji. Dysponując tablicą wartości w

kor

można dalej utworzyć mapę izolinii tempa

korozji na powierzchni ekranu.

W celu lepszego zobrazowania opisanej metody diagnostycznej przedstawiono poniżej

przykład obliczeń rozkładu szybkości korozji na tylnej ścianie kotła OP 650 El. Rybnik. Dane
na temat lokalnych zawartości CO w spalinach przyściennych oraz wartości strumienia
przejmowanego ciepła uzyskano z obliczeń numerycznych. Obliczenia (i ich pomiarową
weryfikację) prowadzono przy zamkniętych dyszach powietrza osłonowego. Dodatkowo
założono, że udział chloru w paliwie wynosił 0,05 %.

Obliczenia prowadzono dla siatki punktów na tylnym ekranie kotła, odpowiadającej

punktom poboru spalin do analizy udziału CO w pomiarach weryfikujących rozwiązanie
numeryczne - Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..6. Uzyskane
rezultaty zestawiono w Tabl. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..3 oraz,
w postaci izolinii szybkości ubytku korozyjnego rur, na Rys. Błąd! W dokumencie nie ma
tekstu o podanym stylu..7.

Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..6 Schemat ekranów kotła

OP 650 z rozmieszczeniem punktów poboru spalin,

dysz powietrza osłonowego i poziomów palników

Wyniki na Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..7 różnią się

znacznie od pokazanych na Błąd! Nie można odnaleźć źródła odwołania., chociaż dotyczą
tego samego kotła. Widać więc, że rozkład CO w pobliżu ścian może się silnie zmieniać w
czasie. Dlatego systemy bieżącego diagnozowania ubytków korozyjnych muszą się opierać
na:

ciągłym pomiarze koncentracji CO w warstwie przyściennej paleniska,

archiwizacji obliczonych wartości chwilowych (np. średnich godzinowych) lokalnych
ubytków połączonej z ciągłym sumowaniem takich danych dla każdego punktu siatki,

wyświetlaniu rezultatów sumowania w formie izolinii bieżącej sumy ubytków na
powierzchni ekranu.

Tabl. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..3 Lokalne wartości: udziału

CO w spalinach przyściennych, zewnętrznej temperatury ścianek rur i szybkości korozji

ekranu tylnego kotła OP 650

Lp.

CO [%]

t

sc z

[

o

C]

max

CO

kor

w

[nm/h]

X

tsc

Cl

r

[%]

X

Cl

w

kor

[nm/h]

Rząd E poziom 24450 mm

1

0,24

377,9

11,9

0,985

0,05

1,014

11,9

2

0,25

386,6

12,1

1,036

0,05

1,014

12,7

3

1,2

391,8

29,1

1,067

0,05

1,014

31,5

4

6,1

393,6

116,9

1,077

0,05

1,014

127,7

5

0,24

391,8

11,9

1,067

0,05

1,014

12,9

6

0,24

386,6

11,9

1,036

0,05

1,014

12,5

7

2,7

377,9

56,0

0,985

0,05

1,014

55,9

Rząd D poziom 21550 mm

ŚCIANA TYLNA

19200

2770

punkt nieczynny

9000

2880

ŚCIANA LEWA

17850

12600

15100

2940

Poziom

OFA

Palniki

23700

20850

1

2

2770

1710

2770

2770

punkt czynny

3

7

6

5

4

9000

1710

2770

2770

2880

2940

3

2

1

2

3

1

ŚCIANA PRAWA

13150

15775

24450

18650

21550

1

0,25

377,9

12,1

0,984

0,05

1,014

12,1

2

0,24

386,5

11,9

1,035

0,05

1,014

12,5

3

0,25

391,7

12,1

1,066

0,05

1,014

13,1

4

6,6

393,4

125,8

1,077

0,05

1,014

137,3

5

0,24

391,7

11,9

1,066

0,05

1,014

12,9

6

3,9

386,5

77,5

1,035

0,05

1,014

81,3

7

1,4

377,9

32,7

0,984

0,05

1,014

32,6

Rząd C poziom 18650 mm

1

0,25

376,6

12,1

0,977

0,05

1,014

12,0

2

0,24

385,0

11,9

1,026

0,05

1,014

12,4

3

0,25

390,0

12,1

1,056

0,05

1,014

13,0

4

6,5

391,6

124,0

1,066

0,05

1,014

134,0

5

0,24

390,0

11,9

1,056

0,05

1,014

12,8

6

6,1

385,0

116,9

1,026

0,05

1,014

121,5

7

3,7

376,6

73,9

0,977

0,05

1,014

73,2

Rząd B poziom 15775 mm

1

0,9

374,3

23,7

0,964

0,05

1,014

23,2

2

0,25

382,1

12,1

1,009

0,05

1,014

12,4

3

0,24

386,7

11,9

1,036

0,05

1,014

12,5

4

6,6

388,3

125,8

1,045

0,05

1,014

133,4

5

2,9

386,7

59,6

1,036

0,05

1,014

62,6

6

3,4

382,1

68,5

1,009

0,05

1,014

70,1

7

1,9

374,3

41,7

0,964

0,05

1,014

40,7

Rząd A poziom 13150 mm

1

0,2

371,2

11,2

0,946

0,05

1,014

10,7

2

5,4

378,2

104,3

0,986

0,05

1,014

104,3

3

6,1

382,4

116,9

1,010

0,05

1,014

119,7

4

6,4

383,8

122,3

1,019

0,05

1,014

126,2

5

5,4

382,4

104,3

1,010

0,05

1,014

106,9

6

2,9

378,2

59,6

0,986

0,05

1,014

59,5

7

7,4

371,2

140,2

0,946

0,05

1,014

134,4

2000.00

4000.00

6000.00

8000.00

10000.00 12000.00 14000.00 16000.00

14000.00

16000.00

18000.00

20000.00

22000.00

24000.00

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

110.00

120.00

130.00

Rys. Błąd! W dokumencie nie ma tekstu o podanym stylu..7 Rozkład izolinii szybkości

ubytku korozyjnego rur [nm/h]

[7.i]

EDF Group & Polish Universities R&D Cooperation Platform in Poland: R&D Project

Report “Solutions to limit low-NOx corrosion in boilers” - Deliverable 3. Gliwice,

May

2006.

[7.

ii

]

EDF Group & Polish Universities R&D Cooperation Platform in Poland: R&D Project

Report “Solutions to limit low-NOx corrosion in boilers” - Deliverable 5. Gliwice,

December 2007.

[7.

iii

] Krause H. H.: Effects of flue-gas temperature and composition on corrosion from

refuse

firing. In: Materials Performance in Waste Incineration Systems, NACE, Houston, 1992, paper #3.

[7.

iv

] Linjewile T. M., Valentine J., Davis K. A., Harding N. S., Cox W. M.: Prediction and

Real-

time Monitoring Techniques for Corrosion Characterisation in Furnaces.

Materials at High

Temperatures Volume 20, Number 2, May 2003, pp. 175-183(9).

[7.

v

]

Kung SC.: Prediction of corrosion rate for alloys exposed to reducing/sulfidizing

combustion gases. Mater. Perform. 1997;36(12):36–40.

[7.

vi

] Pronobis M. i inni: Pomiary zawartości O2 i CO w warstwie przyściennej komory

paleniskowej kotła OP650 bloku nr 2 Elektrowni Jaworzno III. Opracowanie IMiUE

Politechniki Śląskiej, Gliwice, maj 2005 r. (niepublikowane).