Дефекты труб поверхностей нагрева

Семченко Ю.В., СЕ “Донбассэнергоналадка”, ОАО Донбассэнерго

(По материалам конференции: “Угольная теплоэнергетика.

Проблемы реабилитации и развития”, г.Алушта, 2005 г.)

Повышение надежности функционирования котлотурбинного оборудования ТЭЦ и АЭС требует разработки и внедрения оперативных диагностических систем, позволяющих производить экспресс оценку текущего состояния металла, определять его остаточный ресурс с учетом условий и сроков эксплуатации.

В связи с естественным старением оборудования и практическим исчерпанием ресурсных характеристик металла котлов остро стоит проблема снижения аварийности тепловых агрегатов по причине разрыва металла трубных поверхностей нагрева.

Наряду с традиционными (рентгеновскими и ультразвуковыми) методами, используемыми для контроля качества стыков сварных соединений и определения толщины стен труб и резервуаров, в настоящее время, начинает применяться высокопроизводительный метод контроля, основанный на регистрации низкочастотных электромагнитных полей. Анализ аварийности блочных котловых агрегатов в результате повреждения трубных поверхностей на электростанциях ОАО «Донбассэнерго» за 2001 год (в эксплуатации находилось 28 энергоблоков на 5 электростанциях) показал, что число аварийных остановов по причине повреждения металла и сварных соединений труб поверхностей нагрева составило 121. По агрегатам различной мощности (200 МВт – 83 аварии, 300 МВт – 13 и 800 МВт – 25). Из них, по причине стояночной коррозии-34 случая, усталостных разрушений – 21 и 6 случаев отождествлено с процессами водородного охрупчивания.

В настоящее время значительная часть энергоагрегатов находится в резерве, в результате чего отмечен рост аварий по причине разрыва труб связанных с так называемой «стояночной коррозией». В этой связи имелось большое количество остановок в 2003-2004 году на блоке 800 МВт Славянской ТЭС (КПП НД 2 ступени).

Руководством ОАО «Донбассэнерго» было принято решение о подборе системы неразрушающего контроля трубных поверхностей повышенной производительности, позволяющей производить не только локальную оценку состояния металла труб нагрева, но и сплошную.

Из имеющихся на рынке предложений такой аппаратуры были рассмотрены комплексы неразрушающего контроля фирмы «Политест» (Россия) и «TesTex» (США). Аппаратура фирмы «Политест» позволяет производить оценку состояния внутренних поверхностей трубных систем эндоскопическим методом.

Эта аппаратура широко применяется для контроля трубных систем теплообменных аппаратов российских АЭС. На Украине она применена Концерном «Стирол». Эксплуатационная оценка возможности системы, по отзывам специалистов, достаточно высока.

Но с учетом конструктивных особенностей энергетических котлов и повышения производительности было принято решение о приобретении системы неразрушающего контроля TS-2000 фирмы «TesTex».

Особенностью данной системы является возможность сканирования трубных систем по внешней образующей каждой трубы без тщательной подготовки поверхности.

При этом скорость сканирования составляет 3-5 м/мин с возможностью оценки состояния внутренней поверхности трубы на глубину до 19 мм по окружности до 1800.

Система состоит из сканера (профилированного под необходимый диаметр трубы), электронного блока, организующего работу системы и компьютера, организующего сбор, представление, обработку, хранение и тиражирование информации на магнитных и бумажных носителях.

Освоение работы с системой TS-2000 проходило по программе, включающей в себя несколько этапов:

  1. Освоение работы с программным обеспечением.
  2. Лабораторные работы с использованием контрольных образцов, прилагаемых к системе.
  3. Лабораторные работы с использованием образцов, специально изготовленных из труб.
  4. Опробование системы в полевых условиях.
  5. Опытно-промышленное внедрение системы в условиях котлоагрегата.
  6. Анализ результатов и составление отчета.
  • В процессе освоения работы с программным обеспечением и лабораторных работ с использованием контрольных образцов уточнялась оптимальная скорость перемещения датчика, методика работы с датчиком для контроля гнутых участков труб.
  • Для уточнения методики выявления дефектов различного характера и размеров изготовлены контрольные образцы со сверлениями Ø 2, 3, 4 мм глубиной 30%, 50%, 70% от толщины стенки труб.
  • Далее было выполнено опробование системы на образцах, а также на трубах Ø32 и Ø38 (прямых и гнутых участках), вырезанных ранее с различных элементов поверхностей нагрева ТЭС.

Следующим шагом было опробование системы на трубах демонтированных КПП НД Славянской ТЭС и ХКПП Старобешевской ТЭС, находящихся на складах оборудования станций.

В результате контроля были выявлены участки труб, на внутренней поверхности которых предположительно находятся дефекты. Данные участки труб вырезали и распустили.

При осмотре были обнаружены дефекты различного характера (точечные язвины Ø 2-3 мм, язвины неопределенной формы диаметром до 1-1,5 см).

На панелях КППНД Славянской ТЭС выполнен контроль на 20 участках протяженностью до 1 м. На змеевиках ХКПП Старобешевской ТЭС выполнен контроль на 10 участках (включая калачи) длиной до 1 м каждый.

Далее была проведена работа по контролю гнутых участков труб ХКПП котла блока № 5 Старобешевской ТЭС. Контролю подвергались калачи пакета 4Б и часть прямого участка трубы 18.

Общая длина проконтролированного участка 80 см (всего около 50 м).  

В процессе проведенной работы подтверждена возможность использования системы TS-2000 для определения дефектов поверхностей нагрева котловых агрегатов.

Как показал опыт практической работы, в целях исключения возможных ошибок в оценке качества труб необходима предварительная очистка поверхности труб от крупных частиц шлака, которые вызывают резкий отрыв датчика от поверхности трубы, и ведет к появлению ложных сигналов.

В процессе дальнейшего освоения системы TS-2000 и накопления опыта, планируется расширение сферы ее использования, для чего необходимо приобретение датчиков для других диаметров труб.

Дефекты труб поверхностей нагрева

Аналогичные работы были проведены на блоке № 15 Луганской ТЭС по технической диагностике труб ХКПП. Как и ожидалось, наиболее подверженными стояночной коррозии оказались змеевиковые трубы, из которых крайне трудно полностью удалить воду.

Выполнена техническая диагностика нижних “калачей” холодного конвективного пароперегревателя (ХКПП). Холодный конвективный пароперегреватель изготовлен из труб Ø38х4 мм, материал труб – сталь 20. Настройки TS-2000 позволяли регистрировать дефекты глубиной более 10% от толщины стенки трубы.

Контролю подвергались калачи двух крайних (по ходу газов) рядов. Контролируемая зона – гнутая часть до сопряжения с прямым участком. Участки труб в местах приварки дистанционирующих трубок не проверялись ввиду их недоступности.

На снимках ниже представлены фрагменты труб из ХКППНД блока 11 СбТЭС (из вертикальных участков пакетов змеевиков с участками язвенной коррозии, локализованных системой TS-2000).

Дефекты труб поверхностей нагрева

По результатам проведенной диагностики можно сделать вывод, что нижние “калачи” холодного конвективного пароперегревателя находятся в удовлетворительном состоянии.

Выявленные отдельные коррозионные язвины имеют глубину не более 20% (0,8 мм) от толщины стенки, за исключением “калачей” пакетов 151 и 181 в левом газоходе, глубина язвин в которых достигает 20% и более (1 мм и более). Данные “калачи” были вырезаны и распущены для визуальной оценки достоверности результатов.

Полученные данные с дефектами менее 20% потери толщины стенки помещены в соответствующую базу данных для последующей оценки скорости развития коррозионных процессов.

Достаточно интересные результаты были получены с помощью системы TS-2000 при разработке методики контроля состояния металла труб выходной ступени вторичного пароперегревателя блока №11 Старобешевской ТЭС. Выходная ступень вторичного пароперегревателя котлоагрегатов ТП-100 Старобешевской ТЭС изготовлена из труб Ø38х3,5 мм, сталь 12Х18Н12Т.

В процессе эксплуатации аустенитные стали претерпевают структурные изменения, которые влияют на надежность. Из-за длительного воздействия высоких температур может происходить измельчение зерна. Согласно ТУ 14-3-460-75 регламентируемая величина зерна должна быть в пределах 3-7 баллов.

Воздействие времени и температуры (600-700оС) способствует выделению по границам зерен карбидов типа Cr23C6 или Ме7С3. В результате приграничные зоны обедняются хромом. Наряду с выделением карбидов происходит образование интерметаллических соединений – σ-фазы.

Результатом такой дестабилизации структуры может быть МКК, как на внутренней поверхности на глубину 2-4 зерен, так и на наружной поверхности или хрупкое механическое разрушение деградированной стали. Опыты проводились на трубах выходной ступени вторичного пароперегревателя блока №11 Старобешевской ТЭС, который отработал около 240 тыс. часов.

Для отладки режимов работы системы TS-2000 подготовлены образцы труб со структурой в исходном состоянии, и после наработки 240 тыс. часов. Первоначально для определения возможности контроля немагнитной аустенитной стали на контрольных образцах были выполнены сверления различной глубины.

Определены режимы настройки прибора (частота, фаза и амплитуда), позволяющие выявлять данные дефекты. В процессе работы, направленной на отыскание трещин, микротрещин, язвин была установлена зависимость между характером сигналов на развертке (амплитудой, частотой, фазой) и величиной зерна металла контрольных образцов (рис.

1 и 2), что свидетельствовало о возможности контроля структуры металла. Выполнен контроль 4-х пакетов пароперегревателя. Контроль производился путем сканирования датчиком системы по всей длине змеевиков. Установлено различие структуры в различных зонах змеевиков. Наиболее неудовлетворительное состояние металла первых трех труб по ходу газов – величина зерна 10 балл.

В несколько лучшем состоянии металл на трубах обратной стороны – величина зерна 9-10 баллов. Локализация дефектных участков позволила реализовать техническое предложение, позволяющее обеспечить более надежную работу пароперегревателя путем разворота пакета на 180 градусов т.к. при ремонте пакета планировалась замена трубы каждого змеевика от потолочной части топки до коллекторов.

Дефекты труб поверхностей нагрева

  1. Рис.1 Структура в исходном состоянии:
  2. величина зерна – 3-5 балл
  3. (контрольный образец)
Дефекты труб поверхностей нагрева Рис.2. Вид сигналов на экране TS2000 (контрольный образец)
Читайте также:  Грамотный выбор колуна для колки дров
Дефекты труб поверхностей нагрева Рис.3 Структура браковочная  (после наработки 240 тыс. часов): величина зерна – 10 балл (контрольный образец) Дефекты труб поверхностей нагрева Рис.4 Вид сигналов на экране TS2000 (браковочная структура)

Виды повреждений труб поверхностей нагрева котлов и их причины

Трубы котлов энергоблоков, а также многих котлов высокого и среднего давления с поперечными связями повреждаются в результате нарушения технологии при изготовлении, монтаже и ремонте элементов поверхностей нагрева, ускоренного развития ползучести, внутренней и наружной коррозии, золового и пылевого износа.

Из-за нарушения технологии и недостаточного контроля при производстве труб появляются технологические трещины, риски и расслоения металла труб. Изредка встречаются задиры на внутренней поверхности труб; развитие этих дефектов в процессе эксплуатации приводит к образованию продольных разрывов или свищей.

Технологические трещины образуются на внутренней поверхности труб; их протяженность 30—50 мм. Длина рисок может быть любой. В процессе эксплуатации на их концах появляются трещины, в результате чего происходит продольный разрыв трубы.

Расслоения металла встречаются главным образом в трубах из стали 1Х18Н12Т, в большинстве случаев они выходят на внутреннюю поверхность но винтовой линии.

Технологические трещины, риски, расслоения и задиры на внутренней поверхности труб, приводящие к образованию разрывов, должны быть Обнаружены дефектоскопическим контролем при производстве труб и применяемыми видами входного контроля при изготовлении и установке трубных элементов.

Повреждения мест изгиба труб поверхностей нагрева подразделяются на три основные группы: продольные трещины в области нейтрального волокна, продольные разрывы на растянутой стороне и поперечные трещины на сжатой стороне трубы.

Трещины в области нейтрального волокна мест изгиба труб из стали 12Х1МФ наблюдаются в низкотемпературных зонах, например в переходной зоне котлов ПК-39 или в необогреваемой зоне на входе в промперегреватель котлов ТПП-110.

Эти трещины, как правило, развиваются от внутренней поверхности трубы. Повреждения наблюдаются в местах изгиба с увеличенным искажением поперечного сечения.

Продольные разрывы на растянутой стороне характерны для мест изгиба труб обогреваемой зоны пароперегревателей и радиационных поверхностей нагрева. Эти трещины распространяются от наружной поверхности труб при большой деформации поперечного сечения места изгиба.

Поперечные трещины на сжатой стороне места изгиба трубы развиваются главным образом под действием компенсационных напряжений. Работоспособность металла снижается из-за наклепа при холодном изгибе без последующей термообработки.

Сварные соединения повреждаются главным образом в результате нарушения рекомендованных режимов сварки, приводящих к несплавлению стыкуемых кромок, развитию кольцевых трещин, перегреву прилежащего к стыку участка трубы из-за неудаленного внутреннего грата при контактной сварке и, как следствие, к разрушению из-за ускоренного развития ползучести. Основным видом повреждения сварных швов, выполненных ручной сваркой, являются свищи, возникающие из-за непроваров и несплавлений по кромкам труб. Эти дефекты легко обнаруживаются методами неразрушающей дефектоскопии, поэтому при 100%-ном контроле их не должно быть.

Повреждения угловых швов приварки змеевиков и штуцеров к камерам имеют вид кольцевых трещин вдоль линии сплавления со стороны змеевика или штуцера. Причиной образования трещин являются нарушения технологии сварки, а также недостаточная компенсация термических расширений.

При развитии явления ползучести у прямых труб увеличивается диаметр и появляется продольное растрескивание. У изогнутых труб и в сварных соединениях деформация и растрескивание могут быть различными.

Скорость ползучести повышается при кратковременном или длительном перегреве металла. При кратковременном перегреве диаметр труб увеличивается больше, чем при длительном перегреве.

При перегреве в первую очередь разрушаются трубы, работоспособность которых понижена из-за технологических дефектов изготовления.

Коррозия наружной поверхности труб может быть низкотемпературной и высокотемпературной.

Виды дефектов и повреждений элементов котлов типа ДЕ

содержание   ..  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  ..

2.

Виды дефектов и повреждений элементов котлов типа ДЕ

2.1. Поверхности нагрева.

Наиболее характерными повреждениями труб поверхностей нагрева являются: трещины поверхности экранных и кипятильных труб, коррозионные разъедания наружных и внутренних поверхностей труб, разрывы, утонения стенок труб, трещины и разрушения колокольчиков.

Причины появления трещин, разрывов и свищей: отложения в трубах котлов солей, продуктов коррозии, сварочного грата, замедляющих циркуляцию и вызывающих перегрев металла, внешние механические повреждения, нарушение   водно-химического режима.

Коррозия наружной поверхности труб подразделяется на низкотемпературную и высокотемпературную.

Низкотемпературная коррозия возникает в местах установки обдувочных приборов, когда в результате неправильной эксплуатации допускается образование конденсата на занесенных сажей поверхностях нагрева.

Высокотемпературная коррозия может иметь место на второй ступени пароперегревателя при сжигании сернистого мазута.

Наиболее часто встречается коррозия внутренней поверхности труб, возникающая при взаимодействии коррозионноактивных газов (кислорода, углекислоты) или солей (хлоридов и сульфатов), содержащихся в котловой воде, с металлом труб. Коррозия внутренней поверхности труб проявляется в образовании оспин, язв, раковин и трещин.

К коррозии внутренней поверхности труб также относятся: кислородная стояночная коррозия, подшламовая щелочная коррозия кипятильных и экранных труб, коррозионная усталость, проявляющаяся в виде трещин в кипятильных и экранных трубах.

Повреждения труб из-за ползучести характеризуются увеличением диаметра и образованием продольных трещин. Деформации в местах гибов труб и сварных соединений могут иметь различные направления.

  • Прогары и окалннообразовання в трубах происходят вследствие их перегрева до температур, превышающих расчетную.
  • Основные виды повреждений сварных швов выполненных ручной дуговой сваркой – свищи, возникающие из-за непроваров, шлаковых включений, газовых пор, несплавления по кромкам труб.
  • Основными дефектами и повреждениями поверхности пароперегревателя являются: коррозия и окалинообразование на наружной и внутренней поверхности труб, трещины, риски и расслоение металла труб, свищи и разрывы труб, дефекты сварных соединений труб, остаточная деформация в результате ползучести.
  • Повреждения угловых швов приварки змеевиков и штуцеров к коллекторам, вызывающие нарушением технологии сварки, имеют вид кольцевых трещин вдоль линии сплавления со стороны змеевика или штуцеров.
  • Характерными неисправностями, возникающими при эксплуатации поверхностного пароохладителя котла ДЕ-25-24-380ГМ являются: внутренняя и наружная коррозия труб, трещины и свищи в сварных
  • швах и на гибах труб, раковины, могущие возникнуть при ремонтах, риски на зеркале фланцев, течи фланцевых соединений вследствие перекоса фланцев. При гидравлическом испытании котла можно

определить только наличие неплотностей в пароохладителе. Для выявления скрытых дефектов следует провести индивидуальное гидравлическое испытание пароохладителя.

2.2. Барабаны котла.

Характерными повреждениями барабанов котла являются: трещины-надрывы на внутренней и наружной поверхности обечаек и днищ, трещины-надрывы вокруг трубных отверстий на внутренней поверхности барабанов и на цилиндрической поверхности трубных отверстий, межкристаллитная коррозия обечаек и днищ, коррозионные разъединения поверхностей обечаек и днищ, овальность барабана оддулины (выпучины) на поверхностях барабанов, обращенных в топку, вызванные температурным воздействием факела в случаях разрушения (или выпадения) отдельных частей футеровки.

2.3. Металлоконструкции и обмуровка котла.

  1. В зависимости от качества профилактической работы, а также от режимов и сроков эксплуатации котла, его металлоконструкции могут иметь следующие дефекты и повреждения: разрывы и изгибы стоек и связей, трещины, коррозионные повреждения поверхности металла.
  2. В результате длительного воздействия температур имеют место растрескивание и нарушение целостности фасонного кирпича, закрепляемого на штырях к верхнему барабану со стороны топки, а также трещины в кирпичной кладке по нижнему барабану и поду топки.
  3. Особенно часто встречается разрушение кирпичной амбразуры горелки и нарушение геометрических размеров за счет оплавления кирпича.

3. Проверки состояния элементов котла.

Проверка состояния элементов котла, выведенного в ремонт, производится по результатам гидравлического испытания, наружного и внутреннего осмотра, а также других видов контроля, проводимых в объеме и соответствии с программой экспертного обследования котла (раздел «Программа экспертного обследования котлов»).

3.1. Проверка поверхностей нагрева.

Осмотр наружных поверхностей трубных элементов особенно тщательно необходимо производить в местах прохода труб через обмуровку, обшивку, в зонах максимальных тепловых напряжении – в районе горелок, лючков, лазов, а также в местах гибов экранных труб и на сварных швах.

Для предупреждения аварии, связанных с утонением стенок труб вследствие сернистой и стояночной коррозии, необходимо при ежегодных технических освидетельствованиях, проводимых администрацией предприятия, производить контроль труб поверхностей нагрева котлов, эксплуатируемых более двух лет.

Контроль производится внешним осмотром с обстукиванием предварительно очищенных наружных поверхностей труб молотком массой не более 0,5 кг и измерением толщины стенок труб. При этом следует выбирать участки труб, подвергшиеся наибольшему износу и коррозии (горизонтальные участки, участки в отложениях сажи и покрытые коксовыми отложениями).

Измерение толщины стенок труб производится ультразвуковыми толщиномерами. Возможно вырезание участков труб на двух-трех трубах топочных экранов и трубах конвективного пучка, расположенных на входе газов в него и выходе.

Читайте также:  Диаметр вальцов для трубогиба

Оставшаяся толщина стенок труб должна быть не менее расчетной согласно расчету на прочность (прилагаемого к Паспорту котла) с учетом прибавки на коррозию на период дальнейшей эксплуатации до следующего освидетельствования и прибавки запаса 0,5 мм.

Расчетная толщина стенки экранных и кипятильных труб для рабочего давления 1,3 МПа (13 кгс/см2) составляет 0,8 мм, для 2,3 МПа (23 кгс/см2) – 1,1 мм. Прибавка на коррозию принимается по полученным результатам замеров и с учетом длительности эксплуатации между освидетельствованиями.

На предприятиях, где в результате длительной эксплуатации не наблюдалось интенсивного износа труб поверхностей нагрева, контроль толщины стенок труб может производится при капитальных ремонтах, но не реже 1 раза в 4 года.

Внутреннему осмотру подлежат коллектора, пароперегревателя и заднего, экрана. Обязательному вскрытию и осмотру должны быть подвергнуты лючки верхнего коллектора заднего экрана.

Наружный диаметр труб должен измеряться в зоне максимальных температур. Для измерений применять специальные шаблоны (скобы) или штангенциркуль. На поверхности труб допускаются вмятины с плавными переходами глубиной не более 4 мм, если они не выводят толщину стенки за пределы минусовых отклонений.

Допускаемая разностенность труб – 10%.

Результаты осмотра и измерений заносятся в ремонтный формуляр.

3.2. Проверка барабана.

Дня выявления участков барабана, поврежденных коррозией, необходимо осмотреть поверхность до внутренней очистки с целью определения интенсивности коррозии измерить глубину разъедания металла.

Равномерные разъедания измерить по толщине стенки, в которой для этой цели просверлить отверстие диаметром 8 мм. После измерения в отверстие установить пробку и обварить с двух сторон или, в крайнем случае, только изнутри барабана. Измерение можно также производить ультразвуковым толщиномером.

Основные разъедания и язвины измерить, по оттискам. Для этой цели поврежденный участок поверхности металла очистить от отложений и слегка смазать техническим вазелином.

Наиболее точный отпечаток получается, если поврежденный участок расположен на горизонтальной поверхности и в этом случае имеется возможность залить его расплавленным металлом с низкой температурой плавления.

Затвердевший металл образует точный слепок поврежденной поверхности.

  • Для получения отпечатков, пользоваться третником, баббитом, оловом, по возможности применять гипс.
  • Оттиски повреждений, расположенных на вертикальных потолочных поверхностях, получить, используя воск и пластилин.                                                          
  • Склепки и оттиски сохранить для сравнения с новыми, получаемыми при последующих осмотрах тех же мест. 
  • Осмотр трубных отверстий, барабанов проводится в следующем порядке.

После удаления развальцованных труб проверить диаметр отверстий при помощи шаблона. Если шаблон входит в отверстие до упорного выступа, то это означает, что диаметр отверстия увеличен сверх нормы. Измерение точной величины диаметра осуществляется штангенциркулем и отмечается в ремонтном формуляре.                                                

  1. При контроле сварных швов барабанов необходимо подвергать проверке прилегающий к ним основной металл на ширину 20-25 мм по обе стороны от шва.
  2. Овальность барабана измеряется не менее чем через каждые 500 мм по длине барабана, в сомнительных случаях и чаще.
  3. Измерение прогиба барабана осуществляется путем натяжки струны вдоль поверхности барабана и замера зазоров по длине струны.
  4. Контроль поверхности барабана, трубных отверстий и сварных соединений производится внешним осмотром, методами, магнитопорошковой, цветной и ультразвуковой дефектоскопии.
  5. Допускаются (не требуют выправки) отдулины и вмятины вне зоны швов и отверстий при условии, что их высота (прогиб), в процентах от наименьшего размера их основания, будет не более:
  6. –           в сторону атмосферного давления (отдулины) –     2%;
  7. –           в сторону давления пара (вмятины) –                                 5%.
  8. Допускаемое уменьшение толщины стенки днища – 15%.
  9. Допускаемое увеличение диаметра отверстий для труб (под сварку) – 10%.

содержание   ..  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  ..

2. Виды дефектов и повреждений элементов котлов

2.1. Поверхности
нагрева.

Наиболее характерными
повреждениями труб поверхностей нагрева
являются: трещины поверхности экранных
и кипятильных труб, коррозионные
разъедания наружных и внутренних
поверхностей труб, разрывы, утонения
стенок труб, трещины и разрушения
колокольчиков.

Причины появления
трещин, разрывов и свищей: отложения в
трубах котлов солей, продуктов коррозии,
сварочного грата, замедляющих циркуляцию
и вызывающих перегрев металла, внешние
механические повреждения, нарушение водно-химического режима.

Коррозия наружной
поверхности труб подразделяется на
низкотемпературную и высокотемпературную.

Низкотемпературная коррозия возникает
в местах установки обдувочных приборов,
когда в результате неправильной
эксплуатации допускается образование
конденсата на занесенных сажей
поверхностях нагрева.

Высокотемпературная
коррозия может иметь место на второй
ступени пароперегревателя при сжигании
сернистого мазута.

Наиболее часто
встречается коррозия внутренней
поверхности труб, возникающая при
взаимодействии коррозионноактивных
газов (кислорода, углекислоты) или солей
(хлоридов и сульфатов), содержащихся в
котловой воде, с металлом труб. Коррозия
внутренней поверхности труб проявляется
в образовании оспин, язв, раковин и
трещин.

К коррозии внутренней
поверхности труб также относятся:
кислородная стояночная коррозия,
подшламовая щелочная коррозия кипятильных
и экранных труб, коррозионная усталость,
проявляющаяся в виде трещин в кипятильных
и экранных трубах.

Повреждения труб
из-за ползучести характеризуются
увеличением диаметра и образованием
продольных трещин. Деформации в местах
гибов труб и сварных соединений могут
иметь различные направления.

  • Прогары и
    окалннообразовання в трубах происходят
    вследствие их перегрева до температур,
    превышающих расчетную.
  • Основные виды
    повреждений сварных швов выполненных
    ручной дуговой сваркой – свищи, возникающие
    из-за непроваров, шлаковых включений,
    газовых пор, несплавления по кромкам
    труб.
  • Основными дефектами
    и повреждениями поверхности
    пароперегревателя являются: коррозия
    и окалинообразование на наружной и
    внутренней поверхности труб, трещины,
    риски и расслоение металла труб, свищи
    и разрывы труб, дефекты сварных соединений
    труб, остаточная деформация в результате
    ползучести.
  • Повреждения угловых
    швов приварки змеевиков и штуцеров к
    коллекторам, вызывающие нарушением
    технологии сварки, имеют вид кольцевых
    трещин вдоль линии сплавления со стороны
    змеевика или штуцеров.
  • Характерными
    неисправностями, возникающими при
    эксплуатации поверхностного пароохладителя
    котла ДЕ-25-24-380ГМ являются: внутренняя
    и наружная коррозия труб, трещины и
    свищи в сварных
  • швах и на гибах
    труб, раковины, могущие возникнуть при
    ремонтах, риски на зеркале фланцев, течи
    фланцевых соединений вследствие перекоса
    фланцев. При гидравлическом испытании
    котла можно

определить только
наличие неплотностей в пароохладителе.
Для выявления скрытых дефектов следует
провести индивидуальное гидравлическое
испытание пароохладителя.

2.2. Барабаны котла.

Характерными
повреждениями барабанов котла являются:
трещины-надрывы на внутренней и наружной
поверхности обечаек и днищ, трещины-надрывы
вокруг трубных отверстий на внутренней
поверхности барабанов и на цилиндрической
поверхности трубных отверстий,
межкристаллитная коррозия обечаек и
днищ, коррозионные разъединения
поверхностей обечаек и днищ, овальность
барабана оддулины (выпучины) на
поверхностях барабанов, обращенных в
топку, вызванные температурным
воздействием факела в случаях разрушения
(или выпадения) отдельных частей
футеровки.

2.3. Металлоконструкции
и обмуровка котла.

  1. В зависимости от
    качества профилактической работы, а
    также от режимов и сроков эксплуатации
    котла, его металлоконструкции могут
    иметь следующие дефекты и повреждения:
    разрывы и изгибы стоек и связей, трещины,
    коррозионные повреждения поверхности
    металла.
  2. В результате
    длительного воздействия температур
    имеют место растрескивание и нарушение
    целостности фасонного кирпича,
    закрепляемого на штырях к верхнему
    барабану со стороны топки, а также
    трещины в кирпичной кладке по нижнему
    барабану и поду топки.
  3. Особенно часто
    встречается разрушение кирпичной
    амбразуры горелки и нарушение
    геометрических размеров за счет
    оплавления кирпича.

3. Проверки состояния
элементов котла.

Проверка состояния
элементов котла, выведенного в ремонт,
производится по результатам гидравлического
испытания, наружного и внутреннего
осмотра, а также других видов контроля,
проводимых в объеме и соответствии с
программой экспертного обследования
котла (раздел «Программа экспертного
обследования котлов»).

3.1. Проверка
поверхностей нагрева.

Осмотр наружных
поверхностей трубных элементов особенно
тщательно необходимо производить в
местах прохода труб через обмуровку,
обшивку, в зонах максимальных тепловых
напряжении – в районе горелок, лючков,
лазов, а также в местах гибов экранных
труб и на сварных швах.

Для предупреждения
аварии, связанных с утонением стенок
труб вследствие сернистой и стояночной
коррозии, необходимо при ежегодных
технических освидетельствованиях,
проводимых администрацией предприятия,
производить контроль труб поверхностей
нагрева котлов, эксплуатируемых более
двух лет.

Контроль производится
внешним осмотром с обстукиванием
предварительно очищенных наружных
поверхностей труб молотком массой не
более 0,5 кг и измерением толщины стенок
труб. При этом следует выбирать участки
труб, подвергшиеся наибольшему износу
и коррозии (горизонтальные участки,
участки в отложениях сажи и покрытые
коксовыми отложениями).

Измерение толщины
стенок труб производится ультразвуковыми
толщиномерами. Возможно вырезание
участков труб на двух-трех трубах
топочных экранов и трубах конвективного
пучка, расположенных на входе газов в
него и выходе.

Оставшаяся толщина стенок
труб должна быть не менее расчетной
согласно расчету на прочность (прилагаемого
к Паспорту котла) с учетом прибавки на
коррозию на период дальнейшей эксплуатации
до следующего освидетельствования и
прибавки запаса 0,5 мм.

Читайте также:  Верстак слесарный металлический с тисками

Расчетная толщина
стенки экранных и кипятильных труб для
рабочего давления 1,3 МПа (13 кгс/см2)
составляет 0,8 мм, для 2,3 МПа (23 кгс/см2)
– 1,1 мм. Прибавка на коррозию принимается
по полученным результатам замеров и с
учетом длительности эксплуатации между
освидетельствованиями.

На предприятиях,
где в результате длительной эксплуатации
не наблюдалось интенсивного износа
труб поверхностей нагрева, контроль
толщины стенок труб может производится
при капитальных ремонтах, но не реже 1
раза в 4 года.

Внутреннему осмотру
подлежат коллектора, пароперегревателя
и заднего, экрана. Обязательному вскрытию
и осмотру должны быть подвергнуты лючки
верхнего коллектора заднего экрана.

Наружный диаметр
труб должен измеряться в зоне максимальных
температур. Для измерений применять
специальные шаблоны (скобы) или
штангенциркуль. На поверхности труб
допускаются вмятины с плавными переходами
глубиной не более 4 мм, если они не выводят
толщину стенки за пределы минусовых
отклонений.

Допускаемая
разностенность труб – 10%.

Результаты осмотра
и измерений заносятся в ремонтный
формуляр.

3.2. Проверка
барабана.

Дня выявления
участков барабана, поврежденных
коррозией, необходимо осмотреть
поверхность до внутренней очистки с
целью определения интенсивности коррозии
измерить глубину разъедания металла.

Равномерные
разъедания измерить по толщине стенки,
в которой для этой цели просверлить
отверстие диаметром 8 мм. После измерения
в отверстие установить пробку и обварить
с двух сторон или, в крайнем случае,
только изнутри барабана. Измерение
можно также производить ультразвуковым
толщиномером.

Основные разъедания
и язвины измерить, по оттискам. Для этой
цели поврежденный участок поверхности
металла очистить от отложений и слегка
смазать техническим вазелином.

Наиболее
точный отпечаток получается, если
поврежденный участок расположен на
горизонтальной поверхности и в этом
случае имеется возможность залить его
расплавленным металлом с низкой
температурой плавления.

Затвердевший
металл образует точный слепок поврежденной
поверхности.

  • Для получения
    отпечатков, пользоваться третником,
    баббитом, оловом, по возможности применять
    гипс.
  • Оттиски повреждений,
    расположенных на вертикальных потолочных
    поверхностях, получить, используя воск
    и пластилин.
  • Склепки и оттиски
    сохранить для сравнения с новыми,
    получаемыми при последующих осмотрах
    тех же мест.
  • Осмотр трубных
    отверстий, барабанов проводится в
    следующем порядке.

После удаления
развальцованных труб проверить диаметр
отверстий при помощи шаблона. Если
шаблон входит в отверстие до упорного
выступа, то это означает, что диаметр
отверстия увеличен сверх нормы. Измерение
точной величины диаметра осуществляется
штангенциркулем и отмечается в ремонтном
формуляре.

  1. При контроле
    сварных швов барабанов необходимо
    подвергать проверке прилегающий к ним
    основной металл на ширину 20-25 мм по обе
    стороны от шва.
  2. Овальность барабана
    измеряется не менее чем через каждые
    500 мм по длине барабана, в сомнительных
    случаях и чаще.
  3. Измерение прогиба
    барабана осуществляется путем натяжки
    струны вдоль поверхности барабана и
    замера зазоров по длине струны.
  4. Контроль поверхности
    барабана, трубных отверстий и сварных
    соединений производится внешним
    осмотром, методами, магнитопорошковой,
    цветной и ультразвуковой дефектоскопии.
  5. Допускаются (не
    требуют выправки) отдулины и вмятины
    вне зоны швов и отверстий при условии,
    что их высота (прогиб), в процентах от
    наименьшего размера их основания, будет
    не более:
  • в сторону атмосферного давления (отдулины) – 2%;
  • в сторону давления пара (вмятины) – 5%.

Допускаемое
уменьшение толщины стенки днища – 15%.

Допускаемое
увеличение диаметра отверстий для труб
(под сварку) – 10%.

Классификация повреждений и дефектов, обнаруженных на трубопроводах

Проводя оценку технического состояния газовых трубопроводов, необходимо, в первую очередь, обнаружить повреждения и дефекты на внутренней и внешней стороне трубы.

Они являются своеобразными «маячками», показывающими специалистам слабые места в эксплуатации газопровода. Существует классификация подобных изъянов.

Все повреждения и дефекты на металлической газовой трубе подразделяются на следующие группы:

  • осевые трубные отклонения от проектных решений;
  • брак и повреждения, влияющие на форму поперечного сечения металлической трубы;
  • механические повреждения стенки трубопровода и сварных швов.

К осевым отклонениям трубы, в свою очередь, относятся следующие объекты трассы: всплывшие, выпучины и арочные выбросы, а также просадки и провисы.

Если часть газового магистрального трубопровода находится в обводненном грунте и при этом имеет выход на поверхность, то он классифицируется как всплывший участок. Техническая диагностика подобных объектов подробно прописана в соответствующей нормативной документации.

Газопроводные участки, в которых произошло отклонение оси от проектных решений, а труба вышла на поверхность, называются арочными. Их форма может соответствовать следующим видам:

  • несимметричный и симметричный (одна полуволновая синусоида);
  • ось, смещенная в вертикальном положении (на косогоре);
  • горизонтальная «змейка» (более двух полуволн).

В момент сильного промерзания газовой трубопроводной сети происходит процесс выпучивания грунтов. Это свойственно местам, где талые грунты подвергаются воздействию холодных температур.

Газопроводные участки, классифицируемые как провисные, имеют оголенные места, которые не соприкасаются с землей. Это, как правило, происходит при оттаивании грунтов, расположенных в зоне вечной мерзлоты и при карстовых процессах.

В лесных зонах, а также в глинистых местах зачастую происходят так называемые просадки газопроводной трубы ниже уровня, положенного по проекту. Этот процесс связан с влажностью грунта, выше нормативного или его оттаивания в холодных регионах.

Существуют факторы, влияющие на поперечные сечения газопроводных труб и изменяющие его форму. В результате она становится овальной, с гофрами или вмятинами.

Овальное сечение трубопровода является дефектом, который получается в результате механического изменения кольцевого сечения трубы в эллипсообразное. Причиной подобного процесса является существенное радиальной давление на металлическую поверхность объекта.

Также на трубе могут появиться вмятины разнообразной формы и длины. Они появляются из-за контакта объекта с внешним телом твердой основы без острых углов и кромок.

Давление на поверхность трубы может быть осуществлено как динамически, так и статически.

Это повреждение, как правило, носит плавное соприкосновение с сопряженными участками трубы и не приводят к высоким напряжениям участка в зоне поражения.

При оценке технического состояния линейной части магистрального газопровода необходимо более внимательно осматривать нижнюю поверхность трубы. Именно в этом месте в процессе прокладки трубопровода и его эксплуатации чаще всего появляются вмятины.

Складки на металлической поверхности газопровода называются гофрами. Они появляются в результате холодного изгиба труб, а также в процессе их укладки и осуществлении изоляционных работ. Иногда они образуются непосредственно при эксплуатации в местах изгиба газопроводной трассы, в совокупности со слабонесущими грунтовыми породами, высоким температурным режимом и давлением.

Существует еще одна группа повреждений и дефектов труб – на это раз их стенок, в том числе мест сварных соединений и швов. Они возникают в результате не регламентированной транспортировки, прокладки газопровода, а также его эксплуатации. Повреждения на стенках газопроводной трубы могут быть следующими:

  1. Небольшие повреждения (как сквозные, так и несквозные) узкой формы в виде трещин. Они обычно имеют угол близкий к 90 градусам и направление в сторону поверхности стенки трубы.
  2. Расслоение металла и образование параллельных слоев.
  3. Отсутствие сплошности металла большой длины в направлении прокатки (закат).
  4. Металлическое отслоение, имеющее различную толщину и величину. Оно проходит в сторону прокатки и одной стороной соединяется с основным металлом (плена).
  5. Разрыв металла, имеющий различную раскрытую форму. Он окисленный и располагается сверху или под углом в сторону прокатки (рванина).
  6. Содержание в трубе неметаллических веществ (ликвация).
  7. Канавка на металлической поверхности трубы, имеющая продольную форму. Она образуется в результате соприкосновения в процессе прокатки металла трубы с острыми выступами.

Все эти дефекты связаны с производственным металлургическим браком. Но дефекты образуются также и в результате транспортировки труб, их прокладки и эксплуатации. Они классифицируются следующим образом:

  1. Сверхнормативное уменьшение толщины стенок металла на значительной территории трубопровода.
  2. Единичные и локальные дефекты на поверхности газопроводной трубы.
  3. Линейные дефекты протяженной формы.

Процесс утончения стенок металла на трубопроводе, как правило, вызван коррозионными повреждениями, имеющими сплошной равномерный и неравномерный характер. Критическим критерием при технической оценке пораженной коррозией зоны газопровода является не столько величина поврежденной площади объекта, сколько фиксация минимальной толщины стенки металла.

Дефекты трубы, имеющие линейно-протяжную форму, представляют собой повреждения, в которых длина больше ширины и глубины. К ним относятся задиры и царапины, которые, как правило, образуются в результате механических воздействий на объект. Возможность эффективной и безопасной эксплуатации газопроводной трубы с подобными повреждениями зависит от напряженности металла в зоне дефекта.

Указанные дефекты и повреждения металлической поверхности трубопровода, рассмотрены, прежде всего, с точки зрения качественной оценки, а не количественной, которая также имеет свою классификацию и основывается на специально разработанных нормативных стандартах.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector