Наблюдение и контроль за состоянием элементов поверхностей нагрева и трубопроводами в процессе эксплуатации

4.6. Наблюдение и контроль за состоянием элементов поверхностей нагрева и трубопроводами в процессе эксплуатации

В процессе эксплуатации осуществляется контроль за: трубопроводами в пределах котла с наружным диаметром 100 мм и более; станционными паропроводами с наружным диаметром 108 мм и более; питательными трубопроводами с наружным диаметром 76 мм и более; коллекторами; все­ми корпусами арматуры и другими литыми деталями D_у 100 мм и более; крепежными деталями, работающими при температуре пара 450 ºС и выше.

Методы, объемы, сроки и организация контроля за со­стоянием металла труб поверхностей нагрева и трубопрово­дов определяются инструкцией И 34–70–013–84.

Ответственность за выполнение наблюдения и контроля за металлом возлагается на главных инженеров электро­станций и начальников цехов, в ведении которых находится соответствующее оборудование. Мероприятия по контролю за металлом, требуемые инструкцией, включаются в график текущих и капитальных ремонтов оборудования и утверж­даются главным инженером электростанции.

Контроль за состоянием элементов поверхностей нагре­ва и их сварных соединений паровых котлов, выведенных в ремонт, производится по результатам гидравлического испытания, внутреннего и наружного осмотра, а также ме­таллографических исследований.

Гидравлическое испытание выведенного в ремонт котла следует производить до начала ремонтных работ с целью предварительного осмотра и определения неплотностей в сварных швах, фланцевых соединениях, в коллекторах, арматуре, а также выявления возможных свищей, трещин в трубах поверхностей нагрева и т. п.

Все выявленные при гидравлическом испытании дефек­ты и повреждения, подлежащие устранению, заносятся в ре­монтные формуляры поверхностей нагрева установленной формы.

Проверку и наружный осмотр состояния элементов по­верхностей нагрева производят перед выводом котла в ре­монт работники электростанции и ремонтной организации с целью установления технического состояния котла и уточ­нения объема работ всех доступных узлов. Наружный осмотр топки, поверхностей нагрева и газоходов производят до тщательной очистки котла от шлака, золы и сажи, т.е. после его расхолаживания, и после его очистки. Внутрен­ний осмотр элементов поверхностей нагрева, в том числе барабанов и коллекторов, также производят дважды – до и после очистки от накипи и других отложений.

При наружном осмотре до очистки котла от шлака и зо­лы определяют характер и степень шлакования топки, мес­та наиболее интенсивного заноса летучей золой газового тракта, а по солевым  отложениям   (грибкам)   на  трубах и коллекторах – места расположения вероятных дефектов в сварных и вальцованных соединениях, а также наличие трещин и свищей.

Рекомендуемые материалы

Осмотр наружной поверхности трубных элементов осо­бенно тщательно производят в зонах наиболее вероятного появления дефектов – в местах прохода труб через обму­ровку, обшивку, каркас, у мест сопряжения с гарнитурой в гибах и возможного максимального золового, пылевого и дробевого износа, в районе высокого теплового напряже­ния (на уровне горелок) и т. п.

В перегревателях наиболее вероятное появление дефек­тов – у входных, лобовых и выходных витков и у газовых коридоров.

Коллекторы перегревателей осматривают после снятия тепловой изоляции через каждые 50 тыс. ч, а коллекторы, имеющие впрыскивающие пароохладительные устройства, – в каждый капитальный ремонт.

При наружном осмотре элементов поверхностей нагре­ва пароводяного тракта после очистки котла от шлака, са­жи и золы при каждом ремонте проверяют: отсутствие не­допустимой деформации, коробления, вмятин, отдулин и коррозионных повреждений труб; состояние опор, подве­сок, креплений, дистанционных гребенок; наличие и состоя­ние защитных устройств от золового и пылевого износа труб; плотность газовых перегородок.

Перед внутренним осмотром следует слить воду из кот­ла, отключить его от всех действующих трубопроводов и от­крыть лазы и лючки.

До очистки внутренних поверхностей определяют коли­чество и характер отложений вместе с работниками хими­ческого цеха (химлаборатории).

После очистки в доступных местах тщательно осматри­вают состояние внутренних поверхностей нагрева, а также состояние сварных швов и вальцованных соединений.

При осмотре труб, камер и их креплений работники электростанции отмечают места для контроля толщины Сте­нок, измерения остаточной деформации, вырезки контроль­ных образцов на проверку коррозии внутренней поверхно­сти труб и структуры металла, контроля коррозии наруж­ной поверхности труб.

Диаметр труб поверхностей нагрева при контроле пол­зучести измеряют в зонах максимальных температур в од­них и тех же местах, которые указаны в формуляре. За змеевиками выходных ступеней первичного и промежуточного перегрева 450 ºС и выше устанавливают контроль также в зонах с максимальной температурой стенки.

Для предотвращения аварий паропроводов, работающих при температуре, вызывающей ползучесть металла, владе­лец трубопровода устанавливает систематическое наблюде­ние за ростом остаточных деформаций. Это требование от­носится к паропроводам из молибденовой стали, ра­ботающим при температуре пара 450 ºС и выше, из хромомолибденовых сталей – при температуре пара 500 ºС и выше и из высоколегированных теплоустойчивых ста­лей – при температуре пара 540 ºС и выше.

Во время эксплуатации ведут контроль за соответстви­ем фактического состояния систем крепления паропроводов горячих ниток промежуточного перегрева требованиям про­екта и устраняют возможность защемления. Наблюдение, контрольные замеры и вырезки рекомендуется производить в соответствии с инструкцией по контролю за металлом котлов, турбин и трубопроводов. Остаточная деформация контролируется по реперам.

Приварка реперов на трубы, а также нанесение на ис­полнительную схему мест их расположения и нумерации производится во время монтажа под наблюдением предста­вителя лаборатории металлов электростанции.

Нумерация реперов остается постоянной в течение всего периода эксплуатации паропровода. Места установки репе­ров на паропроводе отмечают указателями, выступающими над поверхностью тепловой изоляции.

При температуре транспортируемого пара выше 500 ºС на прямых трубах из хромомолибденованадиевых сталей 12Х1МФ и 15Х1М1Ф наружные диаметры измеряют до на­чала эксплуатации, затем после 100 тыс. ч и далее через каждые 25 тыс. ч. Для аналогичных труб с гибами измере­ния производят до эксплуатации, после 25, 50 и 100 тыс. ч работы и далее через каждые 25 тыс. ч.

Остаточная деформация труб паропроводов и коллекто­ров измеряется при отсутствии давления в системе и темпе­ратуре стенки трубы не выше     50 ºС по реперам микромет­ром с точностью до 0,05 мм. Результаты измерений остаточ­ной деформации необходимо записать в формуляр, приведенный ниже.

При увеличении наружного диаметра трубы более чем на 0,5 % номинального значения рассчитывают остаточную деформацию, %, по формуле:

,

где  – диаметр трубы, измеренный по реперам при 1–м измерении, мм;  – исходный диаметр трубы в исход­ном состоянии, мм; – наружный диаметр трубы, изме­ренный вблизи реперов и исходном состоянии, мм.

Наибольшее значение остаточной деформации трубы, по­лученное по формуле, принимается за расчетное для опре­деления скорости ползучести.

Формуляр измерений остаточной деформации труб паропроводов
и коллекторов (схема элемента чертежа №___)

Параметры пара:

температура__________ºС                                         Измерения проводил

давление_____________МПа                  ______________________________________

Марка стали______________                 (дата,   фамилия,   имя,   отчество,   подпись)

                                           

                                            Начальник лаборатории_____________________________

Трубы пригодны для дальнейшей эксплуатации, если их остаточная деформация находится в пределах: 0,8% диа­метра для прямых участков гнутых труб вне зависимости от марки стали; 1,0 % диаметра для прямых труб из сталей других марок, кроме 12Х1МФ; 1,5 % диаметра для прямых труб из стали 12Х1МФ.

Если остаточная деформация трубы превысила указан­ные значения, то труба подлежит замене.

Остаточная деформация паропроводных труб и коллек­торов не должна превышать 0,5 % за 50 тыс. ч эксплуа­тации.

В случае отсутствия измерений исходных данных диа­метров оценка пригодности труб к дальнейшей эксплуата­ции проводится по скорости ползучести.

На участках труб, имеющих гибы, и прямых участках труб паропроводов, работающих при температуре 450 ºС и выше, через каждые 100 тыс. ч наработки или по дости­жении остаточной деформации, превышающей половину до­пустимой, производят вырезку для оценки состояния метал­ла. Вырезку участка трубы рекомендуется производить механическим способом. При использовании для этой цели электросварки или газовой резки следует оставлять припуск не менее 20 мм от места среза.

На металле вырезанного образца труб определяют: хи­мический состав, микроструктуру и неметаллические вклю­чения, твердость металла по поперечному сечению, механи­ческие свойства при комнатной и рабочей температурах (включая временное сопротивление, предел текучести, относительное удлинение, относительное сужение и ударную вязкость). Механические свойства металла, исследуемые при комнатной и рабочей температурах, определяют не ме­нее чем у двух образцов при испытании на растяжение и у трех – на ударную вязкость.

Механические свойства металла паропроводов при сро­ке службы до 100 тыс. ч должны соответствовать требова­ниям технических условий на поставку.

Все полученные данные измерений и результаты испы­таний заносят в паспорт контрольного участка и хранят в книге трубопроводов, зарегистрированной в органах Госгортехнадзора СССР.

При неудовлетворительных результатах испытаний необ­ходимо произвести повторные исследования металла из той же трубы на удвоенном количестве образцов. Положитель­ные результаты считаются окончательными, при отрица­тельных труба заменяется.

С целью оценки возможности эксплуатации других труб паропровода следует провести механические исследования кратковременных свойств и длительной прочности на метал­ле труб с максимальной остаточной деформацией.

Испытания на длительную прочность проводит ВТИ в течение 8 тыс. ч, из них 1 тыс. ч затрачивается на изго­товление образцов на электростанции и на доставку в ВТИ, а 7 тыс. ч отводится на проведение испытаний.

Администрация электростанции высылает во ВТИ вмес­те с образцами схему расположения вырезок в паропроводе, сводку обо всех ранее проводившихся исследованиях и испытаниях металла, а также информацию об остаточной деформации труб, фактических температурных условиях работы и повреждениях их.

ВТИ по результатам испытаний металла составляет за­ключение о возможности или невозможности дальнейшей эксплуатации паропровода, которое направляет на элек­тростанцию.

Наблюдение за состоянием труб поверхностей нагрева осуществляется внешним осмотром, измерением наружных диаметров, а также исследованием причин их повреждений.

В период эксплуатации имеют место разрушения труб из–за длительного или кратковременного их перегрева, на­личия дефектов металлургического производства, наруше­ния технологии изготовления, тепловой усталости, коррозии и эрозии. При перегреве труб из–за ползучести или пласти­ческого течения наружный диаметр их увеличивается, а в случае коррозионного и эрозионного  износа  уменьшается.

Первое измерение диаметра экранных труб и перегрева­телей необходимо производить сразу же после их монтажа, а последующие – при каждом останове котла на капиталь­ный ремонт, но не позднее чем через 15 тыс. ч эксплуата­ции. Места, предназначенные для измерений, зачищают стальными щетками и измеряют по двум взаимно перпен­дикулярным диаметрам.

Остаточную деформацию труб перегревателей контро­лируют штангенциркулем или шаблоном.

Наружный диаметр труб измеряют штангенциркулем с точностью шкалы до 0,05 мм или шаблоном с проходным размером, имеющим допуск ±0,05 мм. Для труб из углеро­дистой стали допускается превышение остаточной деформа­ции на 3,5 %, а для труб из легированных сталей – на 3,0 % их номинального диаметра. Большее превышение наруж­ного диаметра трубы является сигналом о наступлении опасного состояния, поэтому труба подлежит замене.

Результаты измерений и осмотра заносят в формуляр.

На перегревателях с температурой 540 ºС и выше выде­ляют контрольные участки для периодического наблюдения за изменением структуры и свойств металла, а также для исследования коррозионного утонения стенки трубы. Вы­резку труб и исследования производят через каждые 25 тыс. ч эксплуатации. Контрольные участки фиксируют клеймением и располагают в двух–трех местах по ширине газохода.

Трубы поверхностей нагрева; и их сварные соединения необходимо осматривать в каждый ремонт, а также при гидравлическом испытании.

Для литых корпусов арматуры; тройников, крестовин
через каждые 25 тыс. ч эксплуатации проверяют матнитопорошковой дефектоскопией 25 % радиусных переходов. При наличии ремонтных заварок производят 100 %–ный контроль радиусных переходов.                  

Для всех гибов трубопроводов в пределах котла до начала эксплуатации определяют в исходном состояний тол­щину стенки ультразвуковым методом и измеряют оваль­ность.                                                             

На гибах паропроводов в пределах котла, работающих при температуре 450 ºС и выше и давлении 9,0 МПа и вы­ше, проводят ультразвуковой контроль и магнитопорошковую дефектоскопию через каждые 50 тыс. ч. Контроль про­водят для всей гнутой части, включая растянутую и две нейтральные зоны на 50 % гибов, а другие 50 % гибов под­вергают контролю в следующий раз.

Размеры должны находиться в пределах допусков стан­дартов и технических условий на поставку.

Положение устанавливает порядок контроля и за­мены гибов необогреваемых труб с температурой среды (вода, пар, пароводяная смесь) до 450 ºС, а также находя­щихся в эксплуатации барабанных и прямоточных котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа независимо от года изго­товления котла.

Вам также может быть полезна лекция "71 Виды благодати и ее действия".

Внеочередной контроль производится при отказе паро­вого котла из–за повреждения гиба или при обнаружений нетипичных дефектов в гибе при плановых ремонтах котла (металлургические дефекты, поперечные трещины и др.) либо недопустимых дефектов при первичном выборочном контроле.

В случаях отказа котла решение об объеме контроля и условиях дальнейшей эксплуатации гибов принимается экспертно–технической комиссией, специально назначенной для этой цели, а в других случаях – энергосистемой по со­гласованию с УралВТИ или ПО "Союзтехэнерго".

Для проведения экспертизы по оценке возможности экс­плуатации котлов и трубопроводов при достижении ими на­работки времени издается приказ районного энергетического управления или производственного энергетического объ­единения о создании экспертно–техническои комиссии, пред­седателем  которой  назначается   главный   инженер   РЭУ (ПЭО). Комиссия анализирует; документацию по контролю за состоянием металла за весь период эксплуатации обору­дования.        

На основании проведенного анализа комиссия составля­ет "Решение экспертно–технической комиссии", к которому прикладываются следующие документы: общие сведения по котлу и (или) паропроводу; схемы паропроводов; резуль­таты измерений остаточной деформации прямых труб, и гибов, исследований вырезок; результаты контроля гибов и литых деталей; формуляр энергооборудования, отрабо­тавшего до нормативной наработки времени; дополнитель­ные материалы по требованию комиссии.

При соответствии свойств металла требованиям норма­тивно–технической документации комиссия определяет до­полнительный срок эксплуатации, но не более 50 тыс. ч.

Решение комиссии о дополнительном сроке эксплуата­ции оборудования вступает в силу после согласования с предприятиями ПО "Союзтехэнерго".