Российское акционерное общество
энергетики и электрификации «ЕЭС РОССИИ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 34.26.609-97

Срок действия установлен

с 01.06.98

РАЗРАБОТАНО Департаментом Генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей РАО «ЕЭС России»

ИСПОЛНИТЕЛЬ В.К. Паули

СОГЛАСОВАНО с Департаментом науки и техники, Департаментом эксплуатации энергосистем и электростанций, Департаментом технического перевооружения, ремонта и машиностроения «Энергореновация»

УТВЕРЖДЕНО РАО «ЕЭС России» 26.02.97

Вице-президент О.В. Бритвин

Настоящими Методическими указаниями устанавливается порядок организации технического обслуживания поверхностей нагрева котлов тепловых электростанций с целью введения в эксплуатационную практику эффективного малозатратного механизма обеспечения надежности поверхностей нагрева котлов.

I. Общие положения

Эффективный малозатратный механизм обеспечения надежности поверхностей нагрева котлов в первую очередь предполагает исключение отклонений от требований ПТЭ и другой НТД и РД при их эксплуатации, то есть существенное повышение уровня эксплуатации. Другое эффективное направление - это введение в практику эксплуатации котлов системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева. Необходимость введения такой системы обусловлена рядом причин:

1. После проведения плановых ремонтов в эксплуатации остаются трубы или их участки, которые из-за неудовлетворительных физико-химических свойств или возможного развития дефектов металла попадают в группу «риска», что приводит к их последующему повреждению и остановам котлов. Кроме того, это могут быть проявления недостатков изготовления, монтажа и ремонта.

2. В процессе эксплуатации группа «риска» пополняется за счет недостатков эксплуатации, выраженных нарушениями температурного и водно-химического режимов, а также недостатками в организации защиты металла поверхностей нагрева котлов при длительных простоях из-за несоблюдения требований консервации оборудования.

3. По сложившейся практике на большинстве электростанций при аварийных остановах котлов или энергоблоков из-за повреждений поверхностей нагрева проводится только восстановление (или отглушение) поврежденного участка и устранение сопутствующих дефектов, а также дефектов на других участках оборудования, которые препятствуют пуску или нормальной дальнейшей эксплуатации. Такой подход, как правило, приводит к тому, что повреждения повторяются и происходят аварийные или неплановые остановы котлов (энергоблоков). В то же время с целью поддержания надежности поверхностей нагрева на допустимом уровне в плановые ремонты котлов выполняются специальные меры, включающие в себя: замену в целом отдельных поверхностей нагрева, замену их блоков (участков), замену отдельных элементов (труб или участков труб).

При этом используются различные методы расчета ресурса металла труб, по которым планируется их замена, однако в большинстве случаев основными критериями замены является не состояние металла, а частота повреждений, приходящихся на одну поверхность. Такой подход приводит к тому, что в ряде случаев происходит необоснованная замена металла, который по своим физико-химическим свойствам соответствует требованиям длительной прочности и мог бы еще оставаться в эксплуатации. А так как причина ранних повреждений в большинстве случаев остается неустановленной, то она снова примерно через такой же период эксплуатации проявляется и вновь ставит задачи замены тех же поверхностей нагрева.

Этого можно избежать, если комплексно применить методологию технического обслуживания поверхностей нагрева котлов, которая должна включать в себя следующие постоянно используемые составляющие:

1. Учет и накопление статистики повреждаемости.

2. Анализ причин и их классификация.

3. Прогнозирование предполагаемых повреждений на основе статистико-аналитического подхода.

4. Дефектация инструментальными методами диагностики.

5. Составление ведомостей объемов работ на ожидаемый аварийный, неплановый или плановый кратковременный останов котла (энергоблока) для текущего ремонта второй категории.

6. Организация подготовительных работ и входной контроль основных и вспомогательных материалов.

8. Контроль за проведением и приемка поверхностей нагрева после выполнения ремонтных работ.

9. Контроль (мониторинг) за эксплуатационными нарушениями, разработка и принятие мер по их предотвращению, совершенствование организации эксплуатации.

В той или иной степени поэлементно все составляющие методологии технического обслуживания на электростанциях используются, однако комплексного применения в достаточной степени еще нет. В лучшем случае производится серьезная выбраковка при проведении плановых ремонтов. Однако практика показывает необходимость и целесообразность введения системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов в межремонтный период. Это позволит в самый короткий срок существенно повысить их надежность при минимальных затратах средств, труда и металла.

Согласно основным положениям «Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» (РДПр 34-38-030-92) техническое обслуживание и ремонт предусматривают выполнение комплекса работ, направленного на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах. При этом техническое обслуживание действующего оборудования электростанций рассматривается как выполнение комплекса мероприятий (осмотр, контроль, смазка, регулировка и т.п.), не требующих вывода его в текущий ремонт. В то же время в ремонтном цикле предусматривается Т2 - текущий ремонт второй категории с кратковременным плановым остановом котла или энергоблока. Количество, сроки и продолжительность остановов для Т2 планируются электростанциями в пределах норматива на Т2, который составляет 8 - 12 дополнительных суток (по частям) в год в зависимости от типа оборудования.

В принципе Т2 - это время, предоставляемое электростанции в межремонтный период для устранения накапливающихся в процессе эксплуатации мелких неисправностей. Но при этом, понятно, должно проводиться и техническое обслуживание ряда ответственных или «проблемных», имеющих сниженную надежность, узлов. Однако на практике из-за стремления обеспечить выполнение заданий по рабочей мощности в подавляющем большинстве случаев лимит Т2 оказывается исчерпан неплановыми остановами, при которых прежде всего ремонтируется поврежденный элемент и устраняются дефекты, препятствующие пуску и дальнейшей нормальной эксплуатации. Для целевого технического обслуживания времени не остается и не всегда готовятся и имеются ресурсы.

Сложившееся положение можно исправить, если принять как аксиому и использовать в практике следующие выводы:

Поверхности нагрева, как важный элемент, определяющий надежность котла (энергоблока), нуждаются в профилактическом техническом обслуживании;

Планирование работ должно производиться не только под зафиксированную в годовом графике дату, но и под факт непланового (аварийного) останова котла или энергоблока;

Регламент технического обслуживания поверхностей нагрева и объем предстоящих работ должен быть предопределен и доведен до всех исполнителей заранее не только до даты ожидаемого по плану останова, но и аналогично заблаговременно к любому возможному ближайшему аварийному (неплановому) останову;

Независимо от формы останова должен быть предопределен сценарий совмещения ремонтно-восстановительных, профилактических и диагностических работ.

II. Система статистического контроля надежности поверхностей нагрева котлов ТЭС

В управлении надежностью энергетического оборудования (в данном случае котлов) статистика повреждаемости играет существенную роль, так как позволяет получить всестороннюю характеристику надежности объекта.

Использование статистического подхода проявляется уже на первом этапе планирования мероприятий, направленных на повышение надежности поверхностей нагрева. Здесь статистика повреждаемости выполняет задачу прогнозирования критического момента как одного из признаков, определяющих необходимость принятия решения на замену поверхности нагрева. Однако анализ показывает, что упрощенный подход к определению критического момента статистики повреждаемости зачастую приводит к необоснованным заменам труб поверхностей нагрева, которые еще не исчерпали свой ресурс.

Поэтому важной частью всего комплекса задач, входящих в систему профилактического технического обслуживания, является составление оптимального объема конкретных работ, направленных на исключение повреждений поверхностей нагрева в условиях нормальной регламентной эксплуатации. Ценность технических средств диагностики несомненна, однако на первом этапе более целесообразен статистико-аналитический подход, который позволяет определить (очертить) границы и зоны повреждаемости и тем самым свести до минимума затраты средств и ресурсов на следующих этапах дефектации и профилактических превентивных замен труб поверхностей нагрева.

Для повышения экономической эффективности планирования объемов замены поверхностей нагрева необходимо учитывать основную цель статистического метода - повышение обоснованности выводов за счет использования вероятностной логики и факторного анализа, которые на основе совмещения пространственных и временных данных позволяют построить методологию повышения объективности определения критического момента на основании статистически связанных признаков и факторов, скрытых от непосредственного наблюдения. С помощью факторного анализа должна не просто устанавливаться связь событий (повреждений) и факторов (причин), но и определяться мера этой связи и выявляться основные факторы, лежащие в основе изменений надежности.

Для поверхностей нагрева важность этого вывода обусловлена тем, что причины повреждаемости действительно носят многофакторную природу и большое количество классификационных признаков. Поэтому уровень применяемой статистической методологии должны определять многофакторность, охват количественных и качественных показателей и постановка задач под желаемые (ожидаемые) результаты.

Прежде всего надежность следует представить в виде двух составляющих:

конструкционная надежность, определяемая качеством проектирования и изготовления, и эксплуатационная надежность, определяемая условиями эксплуатации котла в целом. Соответственно и статистика повреждаемости должна исходить также из двух составляющих:

Статистика первого рода - изучение опыта эксплуатации (повреждаемости) однотипных котлов других электростанций для представления очаговых зон на подобных котлах, что позволит отчетливо вычленить конструктивные недостатки. И в то же время это даст возможность увидеть и очертить для собственных котлов вероятностные очаговые зоны повреждаемости, по которым затем целесообразно «пройтись», наряду с визуальной дефектацией, средствами технической диагностики;

Статистика второго рода - обеспечение учета повреждений на собственных котлах. При этом целесообразно вести фиксированный учет повреждаемости на вновь устанавливаемых участках труб или участках поверхностей нагрева, который поможет выявить скрытые причины, приводящие к повторению повреждения через сравнительно короткое время.

Ведение статистики первого и второго рода обеспечит нахождение зон целесообразности применения средств технической диагностики и превентивной замены участков поверхностей нагрева. При этом необходимо вести также и целевую статистику - учет мест, отдефектованных визуально и средствами инструментальной и технической диагностики.

Методология использования статистических методов выделяет в себе следующие направления:

Описательная статистика, включающая в себя группировку, графическое представление, качественное и количественное описание данных;

Теория статистического вывода, используемая в исследованиях для предсказания результатов по данным обследования;

Теория планирования эксперимента, служащая для обнаружения причинных связей между переменными состояния исследуемого объекта на основе факторного анализа.

На каждой электростанции статистические наблюдения должны вестись по специальной программе, представляющей собой систему статистического контроля надежности - ССКН. В программе должны содержаться конкретные вопросы, на которые необходимо дать ответ в статистическом формуляре, а также обосновываются вид и метод проведения наблюдения.

Программа, характеризующая главную цель статистического исследования, должна носить комплексный характер.

Статистическая система контроля надежности должна включать в себя процесс накопления сведений о повреждениях, их систематизацию и нанесение на формуляры поверхностей нагрева, которые заведены независимо от ремонтных формуляров для имеющих повреждаемость поверхностей. В приложениях и для примера приведены формуляры конвективного и ширмового пароперегревателей. Формуляр представляет собой вид по развернутой части поверхности нагрева, на которой отмечается место повреждения (х) и ставится индекс, например 4-1, где первая цифра означает порядковый номер события, вторая цифра для конвективного пароперегревателя номер трубы в рядах при счете сверху, для ширмового пароперегревателя - номер ширмы по установленной для данного котла системе нумерации. В формуляре предусмотрена графа идентификации причин, куда вносятся результаты расследования (анализа) и графа мероприятий, направленных на предотвращение повреждений.

Использование средств вычислительной техники (персональных компьютеров, объединенных в локальную сеть) значительно повышает эффективность системы статистического контроля надежности поверхностей нагрева. При разработке алгоритмов и компьютерных программ ССКН целесообразно ориентироваться на последующее создание на каждой электростанции комплексной информационно-экспертной системы «Надежность поверхностей нагрева котлов».

Позитивные результаты статистико-аналитического подхода к дефектации и определению мест предполагаемых повреждений поверхностей нагрева заключаются в том, что статистический контроль позволяет определить очаги повреждений, а факторный анализ позволяет увязать их с причинами.

При этом надо учитывать, что метод факторного анализа имеет определенные слабые стороны, в частности, отсутствует однозначное математическое решение проблемы факторных нагрузок, т.е. влияния отдельных факторов на изменения различных переменных состояния объекта.

Это можно представить в виде примера: допустим, определили остаточный ресурс металла, т.е. имеем данные по математическому ожиданию повреждаемости, которое может быть выражено значением времени Т . Однако из-за случившихся или постоянно имеющих место нарушений условий эксплуатации, т.е. создания условий «риска» (например, нарушение водно-химического или температурного режима и т.п.), повреждения начинаются через время t , значительно меньшее по сравнению с ожидаемым (расчетно полученным).

Поэтому основная цель статистико-аналитического подхода заключается прежде всего в том, чтобы при сложившемся уровне повреждаемости в условиях существующего эксплуатационного и ремонтного обслуживания обеспечить реализацию программы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов на основании обоснованной информации и экономически целесообразной базы для принятия решений.

III. Организация расследования причин повреждений (повреждаемости) поверхностей нагрева котлов ТЭС

Важной частью организации системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов является расследование причин повреждений, которое должно проводиться специальной профессиональной комиссией, утвержденной приказом по электростанции под председательством главного инженера. В принципе, комиссия к каждому случаю повреждения поверхности нагрева должна подходить как к чрезвычайному событию, сигнализирующему о недостатках в технической политике, проводимой на электростанции, о недостатках в управлении надежностью энергетического объекта и его оборудования.

В состав комиссии включаются: заместители главного инженера по ремонту и по эксплуатации, начальник котлотурбинного (котельного) цеха, начальник химического цеха, начальник лаборатории металлов, начальник ремонтного подразделения, начальник отдела планирования и подготовки ремонта, начальник цеха (группы) наладки и испытаний, начальник цеха тепловой автоматики и измерений и инспектор по эксплуатации (в отсутствие первых лиц в работе комиссии участвуют их заместители).

В своей работе комиссия руководствуется накопленным статистическим материалом, выводами факторного анализа, результатами идентификации повреждений, заключениями специалистов-металловедов, данными, полученными при визуальном осмотре и результатами дефектации средствами технической диагностики.

Основной задачей назначенной комиссии является расследование каждого случая повреждения поверхностей нагрева котла, составление и организация выполнения объема превентивных мер по каждому конкретному случаю и разработка мероприятий по предотвращению повреждений (согласно разделу формы акта расследования), а также организация и контроль за их исполнением. С целью повышения качества расследования причин повреждаемости поверхностей нагрева котлов и их учета в соответствии с изменением № 4 к Инструкции по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем (РД 34.20.101-93) расследованию подлежат разрывы и свищи поверхностей нагрева, происшедшие или выявленные во время работы, простоя, ремонта, опробования, профилактических осмотров и испытаний независимо от времени и способа их выявления.

Одновременно эта комиссия является экспертным советом электростанции по проблеме «Надежность поверхностей нагрева котлов». Члены комиссии обязаны изучать и пропагандировать среди подчиненных им инженерно-технических работников публикации, нормативно-техническую и распорядительную документацию, научно-технические разработки и передовой опыт, направленные на повышение надежности котлов. В задачу комиссии также входит обеспечение выполнения требований «Экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации котлов ТЭС» и устранение выявленных замечаний, а также составление долговременных программ повышения надежности, организация их исполнения и контроль.

IV. Планирование превентивных мер

Существенную роль в системе профилактического технического обслуживания играет:

1. Планирование оптимального (для кратковременного останова) объема превентивных мер в очаговых зонах (зонах риска), определенных статистической системой контроля надежности, который может включать в себя: замену прямых участков труб, переварку или усиление контактных и композитных стыков, переварку или усиление угловых стыков, замену гибов, замену участков в местах жестких креплений (сухарей), замены целых участков, восстановление ранее отглушенных труб и змеевиков и т.п.

2. Устранение повреждений, которые вызвали аварийный (неплановый) останов, или повреждений, выявленных во время и после останова котла.

3. Дефектация (визуальная и средствами технической диагностики), которая выявляет ряд дефектов и формирует определенный дополнительный объем, который должен разбиваться на три составляющие части:

а) дефекты, подлежащие устранению в предстоящий (ожидаемый), плановый или аварийный останов;

б) дефекты, требующие дополнительной подготовки, если они не вызывают близкой опасности возникновения повреждения (довольно условная оценка, необходимо оценивать с учетом профессиональной интуиции и известных методов оценки скорости развития дефекта), включаются в объем работ на следующий ближайший останов;

в) дефекты, которые не приведут к повреждениям в межремонтный период, но обязательно должны быть устранены в ближайшую ремонтную кампанию, включаются в объемы работ на предстоящий текущий или капитальный ремонт.

Наиболее распространенным инструментальным средством дефектации труб поверхностей нагрева становится метод диагностики, основанный на использовании магнитной памяти металла, который уже показал себя в качестве эффективного и простого средства выявления (отбраковки) труб и змеевиков, входящих в «группу риска». Так как при этом виде диагностики не требуется специальной подготовки поверхностей нагрева, он стал привлекать эксплуатационников и широко входить в практику.

Наличие в металле труб трещин, зарождающихся в местах повреждения окалины, выявляется также средствами ультразвукового контроля. Ультразвуковые толщиномеры позволяют своевременно обнаружить опасное утонение стенки металла труб. В определении степени воздействия на наружную стенку металла труб (коррозия, эрозия, абразивный износ, наклеп, окалинообразование и т.п.) существенную роль играет визуальная дефектация.

Наиболее важной частью этого этапа является определение количественных показателей, на которые необходимо ориентироваться при составлении объема на каждый конкретный останов: времени простоя и стоимости затрат на выполнение работ. Здесь необходимо прежде всего преодолеть ряд сдерживающих причин, которые в той или иной степени имеют место в реальной практической деятельности:

Психологический барьер у руководителей электростанций и начальников цехов, воспитанных в духе необходимости срочного возврата котла или энергоблока в работу, вместо того чтобы использовать этот аварийный или неплановый останов в достаточной для обеспечения надежности поверхностей нагрева степени;

Психологический барьер технических руководителей, не позволяющий развернуть объемную программу в короткий промежуток времени;

Неумение обеспечить мотивацию как собственного персонала, так и персонала подрядных организаций;

Недостатки в организации подготовительных работ;

Низкая коммуникабельность руководителей смежно взаимосвязанных подразделений;

Недостаток уверенности в возможности преодоления проблемы повреждаемости поверхностей нагрева превентивными мерами;

Недостаток организационных навыков и волевых качеств или квалификации у технических руководителей (главных инженеров, их заместителей и начальников подразделений).

Это дает возможность вести планирование физических объемов работ для котлов с повышенной повреждаемостью поверхностей нагрева под максимальную возможность их выполнения, учитывающую длительность останова, сменность и обеспечение условий безопасного совмещения работ.

Включение в систему профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов входного, текущего контроля и контроля качества выполненных ремонтных работ существенно повысит качество выполняемых профилактических и аварийно-восстановительных работ. Анализ причин повреждений показывает ряд существенных распространенных при выполнении ремонтных работ нарушений, наиболее значимые из которых по своим последствиям:

Входной контроль основных и сварочных материалов проводится с отступлениями от требований п. 3.3 и 3.4 Руководящего документа по сварке, термообработке и контролю трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РТМ-1с-93);

В нарушение требований п. 16.7 РТМ-1с-93 не выполняется контроль прогонкой шаром с целью проверки обеспечения заданного проходного сечения в сварных соединениях труб поверхностей нагрева;

В нарушение требований п. 3.1 РТМ-1с-93 к работе на поверхностях нагрева допускаются сварщики, не аттестованные на этот вид работ;

В нарушение требований п. 6.1 РТМ-1с-93 при аварийно-восстановительных работах корневой слой сварного шва выполняется ручной дуговой сваркой покрытыми электродами вместо аргоно-дуговой сварки. Подобные нарушения выявляются на ряде электростанций и при плановых ремонтах;

В нарушение требований п. 5.1 Руководства по ремонту котельного оборудования электростанций (технология и технические условия ремонта поверхностей нагрева котельных агрегатов) вырезка дефектных труб или их участков производится средствами огневой резки, а не механическим способом.

Все эти требования должны быть четко обозначены в местных инструкциях по ремонту и техническому обслуживанию поверхностей нагрева.

В программе превентивных мер следует предусматривать при замене участков труб или участков поверхностей нагрева в «зонах риска» использование марок сталей высшего класса по сравнению с установленными, так как это позволит в значительной степени повысить ресурс работы металла в зоне повышенной повреждаемости и выровнять ресурс поверхности нагрева в целом. Например, использование жаропрочных аустенитных хромомарганцевых сталей (ДИ-59), отличающихся большей стойкостью к окалинообразованию, наряду с повышением надежности пароперегревателей позволит ослабить процесс абразивного износа элементов проточной части турбин.

V. Профилактические и предупредительные меры

Объем профилактических работ, выполняемых в кратковременный плановый для Т2 или аварийный останов не должен замыкаться только собственно на поверхности нагрева котла. Одновременно должно производиться выявление и устранение дефектов, напрямую или косвенно влияющих на надежность поверхностей нагрева.

В это время необходимо, максимально используя представленную возможность, провести комплекс проверочных мероприятий и конкретных мер, направленных на ликвидацию негативных технологических проявлений, снижающих надежность поверхностей нагрева. Исходя из состояния оборудования, уровня эксплуатации, технологических и конструктивных особенностей, для каждой электростанции перечень этих действий может быть свой, однако обязательными должны являться следующие работы:

1. Определение плотности трубной системы конденсатора и сетевых подогревателей с целью обнаружения и устранения мест попадания в конденсатный тракт сырой воды. Проверка плотности вакуумных гидрозатворов.

2. Проверка плотности арматуры на байпасе блочной обессоливающей установки. Контроль исправности устройств, препятствующих выносу фильтрующих материалов в тракт. Контроль фильтрующих материалов на замасливание. Проверка наличия масляной пленки на поверхности воды в баке нижних точек.

3. Обеспечение готовности подогревателей высокого давления к своевременному включению при пуске энергоблока (котла).

4. Устранение дефектов на пробоотборных устройствах и устройствах подготовки пробы конденсата, питательной воды и пара.

5. Устранение дефектов температурного контроля металла поверхностей нагрева, среды по тракту и газов в поворотной камере котла.

6. Устранение дефектов систем автоматического регулирования процесса горения и температурного режима. При необходимости улучшение характеристик регуляторов впрысков, питания котла и топлива.

7. Осмотр и устранение дефектов на системах пылеприготовления и пылеподачи. Осмотр и устранение прогаров на насадках газовых горелок. Подготовка к предстоящей растопке оттарированных на стенде мазутных форсунок.

8. Выполнение работ, направленных на снижение пароводяных потерь, снижение присосов воздуха в вакуумную систему, снижение присосов воздуха в топку и газовый тракт котлов, работающих под разряжением.

9. Осмотр и устранение дефектов обмуровки и обшивы котла, креплений поверхностей нагрева. Рихтовка поверхностей нагрева и устранение защемлений. Осмотр и устранение дефектов на элементах систем обдувки и дробеочистки поверхностей нагрева.

10. Для барабанных котлов, кроме того должно производиться:

Устранение нарушений в работе внутрибарабанных сепарационных устройств, которые могут приводить к уносу капель котловой воды с паром;

Устранение неплотностей конденсаторов собственного конденсата;

Подготовка условий, обеспечивающих подпитку котлов только обессоленной водой (ужесточение требования п. 1.5 Методических указаний по коррекционной обработке барабанных котлов давлением 3,9 - 13,8 МПа: РД 34.37.522-88);

Организация подачи фосфатов по индивидуальной схеме с целью обеспечения качества коррекционной обработки котловой воды (ужесточение требований п. 3.3.2 в РД 34.37.522-88 в связи с тем, что базовый режим однотипных котлов, как правило, не обеспечивается);

Обеспечение исправности продувочных устройств.

11. Подготовка условий, обеспечивающих заполнение котлов для опрессовки и последующей растопки только обессоленной водой или конденсатом турбин. Перед растопкой барабанные котлы и прямоточные котлы, эксплуатируемые на гидразинном и гидразинно-аммиачном режимах, должны заполняться только деаэрированной водой. С целью удаления неконденсирующихся газов, способствующих образованию коррозионно-агрессивных примесей, заполнение перед растопкой прямоточных котлов, эксплуатируемых на нейтрально-кислородном и кислородно-аммиачном режимах, должно производиться в режиме деаэрации (ужесточение требований п. 4.3.5 ПТЭ).

12. При наружной водной отмывке поверхностей нагрева, используемой для подготовки их к ремонту, необходимо производить последующую сушку котла с целью предотвращения коррозии металла наружной поверхности труб. При наличии на электростанции газа, сушка производится растопкой котла на газе (на 1 - 2 часа), при отсутствии газа - тяго-дутьевыми механизмами при включении калориферов котла.

13. Важную роль в обеспечении надежности поверхностей нагрева котлов играет метрологическое обеспечение - калибровка средств измерений температуры среды по тракту, металла поверхностей нагрева и газов в поворотной камере. Калибровка перечисленных средств измерений (термопар, измерительных каналов и вторичных приборов, в том числе входящих в систему АСУ ТП) должна производиться по графику калибровки в соответствии с пп. 1.9.11. и 1.9.14 ПТЭ. Если эти требования ранее не выполнялись, то необходимо в остановы котлов (энергоблоков) проводить поэтапную калибровку измерительных средств перечисленных параметров, так как даже незначительные погрешности в сторону занижения показаний существенно влияют на снижение ресурса металла и, соответственно, снижают надежность поверхностей нагрева.

VI. Выводы

1. Серьезные финансовые затруднения всех электростанций отрасли не позволяют в достаточной степени решать вопросы своевременного воспроизводства основных фондов, важной задачей эксплуатационников становится целенаправленный поиск возможностей и методов сохранения ресурса и обеспечения надежной работы энергетического оборудования. Реальная оценка ситуации на электростанциях отрасли показывает, что далеко не все резервы и возможности в этом направлении исчерпаны. А внедрение в эксплуатационную практику комплексной системы профилактического технического обслуживания, вне всякого сомнения, позволит существенно снизить ремонтно-эксплуатационные затраты на производство электрической и тепловой энергии и обеспечить надежность поверхностей нагрева котлов ТЭС.

2. Наряду с выявлением и устранением повреждений труб поверхностей нагрева и предупреждающей превентивной заменой зон «риска», выявленных на основании статистико-аналитического подхода и дефектации (визуальной и инструментальной), в системе профилактического технического обслуживания значительная роль должна отводиться исключению (смягчению) негативных проявлений от недостатков организации эксплуатации. Поэтому программа профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева котлов должна строиться по двум параллельным направлениям (приложение ):

Обеспечение текущей (немедленной) надежности поверхностей нагрева котлов;

Создание условий, обеспечивающих длительную (перспективную) надежность (увеличение ресурса) поверхностей нагрева котлов.

3. В организации комплексной системы профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева ведущее значение имеют знания в этой области руководителей, главных специалистов и инженерно-технических работников. Для расширения кругозора и учета в практической деятельности отраслевого опыта по обеспечению надежности поверхностей нагрева котлов целесообразно на каждой электростанции составить подборку материалов по проблеме и организовать их изучение соответствующим персоналом.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Рис. 1. Формуляр повреждений КПП ВД котел № 1, нитка - А	Результаты расследования (идентификации) повреждений 1. Дата. Позиция № 1-2. Бездеформационный разрыв прямого участка трубы из стали 12Х18Н12Т, раскрытие по верхней образующей вдоль трубы. Исследование вырезанного вблизи от места повреждения образца показало, что структура стали соответствует требованиям ТУ, но на внутренней поверхности отчетливо видны повреждения окалины с образованием продольных трещин, переходящих в металл. 2. Дата. Позиция № 2-1. Бездеформационный разрыв прямого участка трубы из стали 12Х18Н12Т, раскрытие по верхней образующей трубы. В зоне повреждения и на соседних трубах отчетливо видны следы наклепа и износа дробью. Металлографический анализ показал, что причиной разрыва трубы из аустенитной стали явился интенсивный наклеп дробью из-за отрыва рассекателя устройства верхнего заброса дроби. 3. Дата. Позиция № 3-6. Бездеформационный разрыв на нижней образующей трубы из стали 12Х1МФ. Исследование поврежденного участка показало значительную язвенную коррозию по нижней образующей внутренней поверхности трубы из-за неудовлетворительной сухой консервации при остановах котлоагрегата, усугубленной провисом змеевика из-за износа «петушков» подвесной системы.	1. При каждом останове проводить поэтапный магнитный контроль труб выходных участков змеевиков. Отдефектованные трубы включать в ведомости технического обслуживания на каждый останов котлоагрегата. Разработать программу повышения качества оксидной защитной пленки: повышение качества водного и температурного режимов, освоение пароводокислородной обработки и пр. 2. С целью предотвращения повреждения аустенитных труб из-за интенсивного наклепа дробью при отрыве рассекателя остановки верхнего заброса обязать персонал перед проведением дробеочистки производить проверку исправности дробеметов (указания в инструкции вносятся в зависимости от конструкции, если она не позволяет, то проверяет ремонтный персонал при остановах). 3. В остановы котлоагрегатов осуществлять осмотр и восстановление креплений змеевиков пароперегревателя на подвесной системе заменой участков труб подвесной системы с «петушками» (стыки делаются выше и ниже пароперегревателя). Повысить качество «вакуумной сушки». Продумать целесообразность внедрения ПВКО.
	4. Дата. Позиция № 4-4. Разрыв трубы из стали 12Х1МФ в месте прохода через обмуровку между конвективной частью и «теплым ящиком». В месте разрыва значительная наружная коррозия металла. Причина повреждения: воздействие стояночной коррозии серной кислотой, образовывающейся при водных отмывках конвективной шахты перед выводом котла в плановые ремонты.	4. С целью исключения наружной коррозии труб в местах прохода через обмуровку серной кислотой, образующейся при наружных отмывках поверхностей нагрева, ввести практику просушивания котла после каждой такой отмывки растопкой его на газе или горячим воздухом дутьевых вентиляторов при включенных калориферах.
	5. Дата. Позиция № 5-2. Продольный разрыв по наружной образующей гиба («калача»). Металлографический анализ показал, что при ремонте (дата) был установлен гиб, не прошедший аустенизацию после изготовления ремонтным персоналом (аналогичные нарушения могут быть и по вине заводов-изготовителей). 6. Дата. Позиция № 6-1. Деформационный (пластичный) разрыв в районе контактного стыка. Металлографический анализ металла дефектного участка показал исчерпание ресурса длительной прочности в зоне термовлияния. Металлографический анализ металла дефектного участка показал исчерпание ресурса длительной прочности в зоне термовлияния. Металлографический анализ металла трубы на расстоянии один метр от места повреждения показал, что структура металла также не соответствует требованиям длительной прочности по ТУ. Данный змеевик расположен в разреженной части перегревательной поверхности, обусловленной недостатками конструкции в зоне стыка на коллекторе.	5. Повысить качество входного контроля поставляемых с завода изделий. Не допускать установку гибов, не прошедших аустенизацию. Произвести проверку ремонтной документации, выявить всю партию неаустенизированных гибов и заменить в ближайшие остановы (или при ремонте). 6. Провести магнитный контроль труб, расположенных в разреженной части, по результатам дефектации произвести в первую очередь замену труб, подверженных максимальному влиянию температур, превышающих допустимый уровень. Остальные трубы зоны «газового коридора» заменить в ближайший плановый ремонт. Изучить опыт родственных электростанций и запросить завод-изготовитель о предоставлении информации по возможности реконструкции разреженной части в зонах стыков на коллекторах.
	7. Дата. Позиция № 7-3. Повреждение композитного сварного стыка. Расследование показало наличие защемления трубы в месте ее прохода через перегородку между конвективной шахтой и «теплым ящиком», вызванного «наплывами» бетона.	7. Произвести осмотр всех мест прохода труб пароперегревателя через обмуровку, обнаруженные места защемлений очистить. Повысить качество обмуровочных работ, обеспечить необходимый контроль при приемке.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

	Результаты расследования (идентификации) повреждений 1. Дата. Позиция № 1-2. Деформационный (пластичный) разрыв прямого участка трубы. Металлографический анализ показал, что металл не соответствует требованиям ТУ из-за кратковременного перегрева. Отрезанный от коллекторов змеевик проверен прогонкой шара, который застрял в стыке поз. - а). Исследование стыка показало, что сварка стыка производилась при аварийном ремонте (дата) с нарушениями требований РТМ-1с-93 с - корневой слой стыка вместо аргоно-дуговой сварки неплавящимся электродом был выполнен электродуговой сваркой покрытыми электродами, что привело к наличию провисов и наплывов, перекрывших сечение и приведших к перегреву металла.	Мероприятия по предотвращению повреждений 1. Установить порядок строгого соблюдения при ремонте поверхностей нагрева параграфа 6.1 РТМ-1с-93 , который требует корневой слой сварного шва труб поверхностей нагрева выполнять только аргоно-дуговой сваркой неплавящимся электродом. К ремонту поверхностей нагрева допускать только обученных этому виду сварки и прошедших аттестацию сварщиков. Обязать сварщиков производить осмотр корневого слоя перед полной проваркой стыка. Лаборатории металлов и котлотурбинному (котельному) цеху при всех ремонтах осуществлять выборочный контроль.
Рис. 2. Формуляр повреждений ШПП. котлоагрегатов тепловых электростанций котел № 2, нитка - А	2. Дата. Позиция № 2-6. Свищ в угловом стыке в месте приварки змеевика к коллектору. Визуальный осмотр показал низкое качество сварки (наплывы, непровары, подрезы), выполненной при ремонте (дата). Проверка сварочной документации показала, что работа выполнялась сварщиком, не имеющим допуска к этому виду работ. При контроле не были обнаружены явно видимые дефекты сварки.	2. Произвести по ремонтной сварочной документации выявление всех стыков, выполненных этим сварщиком. Провести выборочный контроль качества других стыков, при неудовлетворительных результатах переварить все стыки. К сварочным работам на поверхностях нагрева допускать только аттестованных на этот вид работ сварщиков.
	3. Дата. Позиция № 3-4. Разрыв на прямом участке трубы на расстоянии одного метра от потолка (в зоне максимального перегрева) выходной части змеевика. Отрезанный от коллектора змеевик проверен прогонкой шара, который застрял в гибе поз. - б). Внутренний осмотр показал наличие на выпуклой образующей внутренней стенки гиба наплывов металла и сварочного грата. Анализ ремонтной документации показал, что в предыдущий плановый ремонт на этом змеевике производилась вырезка образца для металлографического исследования. Вырезка образца производилась с нарушением технологии - вместо механического способа использовалась огневая резка, что и привело к частичному перекрытию сечения трубы и последующему ее перегреву.	3. Провести инструктаж и обучение сварщиков, выполняющих работы на поверхностях нагрева котлоагрегатов, порядку вырезки дефектных труб или их участков только средствами механической резки. Огневая резка может допускаться в виде исключения только в тесных и неудобных местах, а также в тех случаях, когда расположенные ниже участки трубы или змеевика удаляются. По ремонтной документации и опросом участников работ выявить все места, где работа производилась с подобными нарушениями. Произвести магнитный контроль этих труб с целью выявления наличия перегрева. При обнаружении труб «риска» их заменить.
	4. Дата. Позиция № 4-2. Деформационный (пластичный) разрыв на прямом участке трубы выходной части змеевика на расстоянии одного метра от потолка. При выяснении причины разрыва выявлена продольная трещина (свищ) в месте приварки "сухаря" поз. - в), что из-за сокращения расхода пара в змеевике после зоны свища привело к перегреву и повреждению металла выходного участка в зоне максимальных температур.	4. Учитывая, что появление трещин в местах приварки "сухарей" на ширмах этого котла участились, а металл змеевиков соответствует требованиям длительной прочности, целесообразно в ближайший плановый ремонт произвести замену участков труб в местах жесткого крепления "сухарями". С целью повышения надежности узла рассмотреть целесообразность его реконструкции.
	5. Дата. Позиция № 5-3. Продольная трещина на гибе в зоне максимального тепловосприятия стенки трубы. Визуальный осмотр и металлографический анализ металла показали признаки высокотемпературной газовой коррозии. Осмотр соседних ширм показал наличие газовой коррозии и на них, что является характерным признаком неудовлетворительного топочного режима в условиях недостаточной оснащенности автоматизированным температурным контролем.	5. С целью снижения влияния высокотемпературной газовой коррозии на лобовые участки ширм провести анализ состояния топочного режима при переходных и стационарных режимах, усилить контроль за соблюдением персоналом требований режимных карт. Систематически (ежесуточно) контролировать по диаграммам фактические температуры металла. Дооснастить термоконтроль ширм.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРОГРАММА ПРОФИЛАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ ТЭС

АЛГОРИТМ ОРГАНИЗАЦИИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙНАГРЕВА КОТЛОВ
СТАТИСТИКО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС Учет и нанесение на формуляры мест повреждений и зон «риска»
ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ, ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ МЕТАЛЛА ТРУБ Анализ повреждений металла и определение вызвавших их причин
ТАКТИЧЕСКОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ОБЕС ПЕЧЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НАДЕЖНОСТИ (НЕМЕДЛЕННОЙ)					СТРАТЕГИЧЕСКОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛИТЕЛЬНОЙ НАДЕЖНОСТИ (ПЕРСПЕКТИВНОЙ)
Составление ведомостей объема работ на ожидаемый аварийный, неплановый останов или на плановый останов-Т2 котла или энергоблока с учетом прогнозирования предполагаемых повреждений на основе статистико-аналитического подхода					Контроль за эксплуатационными наруше ниями, разработка и принятие мер по их предотвращению. Совершенствование ор ганизации эксплуатации
Организация подготовительных работ и входной контроль основных и сварочных материалов					Регулярное (через полгода) выполнение требований программы «Экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации котлов»
Ожидание аварийного (непланового) оста нова или планового останова котла (энергоблока) на Т2					Разработка и утверждение мероприятий по направлениям «Экспертной системы…», которые оценены ниже 0,8. Организация их выполнения
Останов котла (энергоблока) При останове из-за обнаружения повреждения на поверхности нагрева или, если повреждение было выявлено после останова, организуется работа комиссии по расследованию причины					Формирование и привитие единой идеологии необходимости снижения общего числа остановов котлов (энергоблоков) с целью исключения факторов «риска» для металла в переходных режимах
Организация и проведение намеченных работ по восстановительному ремонту, превентивной замене участков поверхностей нагрева, профилактической диагностике и дефектации визуальными и инструментальными методами					Формирование концепции «щадящей» эксплуатации котлов (энергоблоков): Исключение из регламента пусков практики «подхватов», Сведение к минимуму числа гидравлических опрессовок пароводяного тракта,
					Исключение из практики форсированных
Контроль за проведением работ, приемка поверхностей нагрева после выполнения работ. Оформление ремонтной документации и результатов диагностики металла в зонах «риска». Подготовка ведомости объема превентивной заменыи дефектации на следующий останов котла					(с целью ускорения допуска) расхолаживаний тракта котла водой, Полная автоматизация ведения температурного режима, Внедрение химико-технологического мониторинга
Выявление и устранение факторов, напрямую и косвенно влияющих на снижение текущей надежности поверхностей нагрева					Уточнение программы предстоящих в перспективе замен поверхностей нагрева с учетом определения возможного ресурса металла инструментальными методами технической диагностики и физико-химического анализа образцов

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

1. Приказ РАО «ЕЭС России» от 14.01.97 № 11 «О некоторых итогах работы по повышению надежности котлов Рязанской ГРЭС».

2. ТУ 34-38-20230-94. Котлы паровые стационарные. Общие технические условия на капитальный ремонт.

3. ТУ 34-38-20220-94. Экраны гладкотрубные паровых стационарных котлов с естественной циркуляцией. Технические условия на капитальный ремонт.

4. ТУ 34-38-20221-94. Экраны гладкотрубные прямоточных паровых стационарных котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

5. ТУ 34-38-20222-94. Пароперегреватели паровых стационарных котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

6. ТУ 34-38-20223-94. Пароперегреватели промежуточные паровых стационарных котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

7. ТУ 34-38-20219-94. Экономайзеры гладкотрубные стационарных паровых котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

8. ТУ 34-38-20218-94. Экономайзеры мембранные стационарных паровых котлов. Технические условия на капитальный ремонт.

9. РД 34.30.507-92 . Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. М.: ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского, 1993.

10. РД 34.37.306-87. Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций; определению качества и химического состава отложений. М.: ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского, 1993

11. Шицман М.Е., Мидлер Л.С., Тищенко Н.Д. Окалинообразование на нержавеющей стали в перегретом паре. Теплоэнергетика № 8. 1982.

12. Груздев Н.И., Деева З.В., Школьникова Б.Э., Сайчук Л.Е., Иванов Е.В., Мисюк А.В. О возможности развития хрупких разрушений поверхностей нагрева котла при нейтрально-окислительном режиме. Теплоэнергетика № 7. 1983.

13. Земзин В.Н., Шрон Р.З. Пути повышения эксплуатационной надежности и увеличения ресурса сварных соединений теплоэнергетического оборудования. Теплоэнергетика № 7. 1988.

14. Базар Р.Е., Малыгина А.А., Гецфрид Э.И Предупреждение повреждений сварных соединений труб ширмовых пароперегревателей. Теплоэнергетика № 7. 1988.

15. Чекмарев Б.А. Переносной автомат для сварки корня шва труб поверхностей нагрева. Энергетик № 10. 1988.

16. Сысоев И.Е. Подготовка котлов к ремонту. Энергетик № 8. 1989.

17. Кострикин Ю.М., Вайман А.Б., Данкина М.И., Крылова Е.П. Расчетные и экспериментальные характеристики фосфатного режима. Электрические станции № 10. 1991.

18. Сутоцкий Г.П., Верич В.Ф., Межевич Н.Е. О причинах повреждения экранных труб солевых отсеков котлов БКЗ-420-140 ПТ-2. Электрические станции № 11. 1991.

19. Гофман Ю.М. Диагностика работоспособности поверхностей нагрева. Электрические станции № 5. 1992.

20. Наумов В.П., Ременский М.А., Смирнов А.Н. Влияние дефектов сварки на эксплуатационную надежность котлов. Энергетик № 6. 1992.

21. Белов С.Ю., Чернов В.В. Температура металла ширм котла БКЗ-500-140-1 в начальный период эксплуатации. Энергетик № 8. 1992.

22. Ходырев Б.Н., Панченко В.В., Калашников А.И., Ямгуров Ф.Ф., Новоселова И.В., Фатхиева Р.Т Поведение органических веществ на разных стадиях водоподготовки. Энергетик № 3. 1993.

23. Белоусов Н.П., Булавко А.Ю., Старцев В.И. Пути совершенствования водно-химических режимов барабанных котлов. Энергетик № 4. 1993.

24. Воронов В.Н., Назаренко П.Н., Шмелев А.Г. Моделирование динамики развития нарушений водно-химического режима. Теплоэнергетика № 11. 1993.

25. Холщев В.В. Теплохимические проблемы эксплуатации топочных экранов барабанного котла высокого давления. Электрические станции № 4. 1994.

26. Богачев А.Ф. Особенности коррозии аустенитных труб пароперегревателей. Теплоэнергетика № 1. 1995.

27. Богачев В.А., Злепко В.Ф. Применение магнитного метода контроля металла труб поверхностей нагрева паровых котлов. Теплоэнергетика № 4. 1995.

28. Манькина Н.Н., Паули В.К., Журавлев Л.С. Обобщение промышленного опыта внедрения пароводокислородной очистки и пассивации. Теплоэнергетика, № 10. 1996

29. Паули В.К. К оценке надежности энергетического оборудования. Теплоэнергетика № 12. 1996.

30. Паули В.К. Некоторые проблемы организации нейтрально-кислородного водного режима. Электрические станции № 12. 1996.

31. Штромберг Ю.Ю. Контроль металла на тепловых электростанциях. Теплоэнергетика № 12. 1996.

32. Дубов А.А. Диагностика котельных труб с использованием магнитной памяти металла. М.: Энергоатомиздат, 1995.



Наиболее часто встречаемыми повреждениями поверхностей нагрева паровых котлов являются свищи, отдулины, трещины и разрывы трубных элементов, которые могут быть вызваны различными причинами.[ ...]

Перегрев металла вызывает изменение его структуры, снижение механических свойств и повышенное окалинообразование. В соответ-ствии с инструкцией по наблюдению и контролю за металлом трубопроводов и котлов для повышения эксплуатационной надежности и предупреждения повреждений оборудования за состоянием металла различных участков паровых котлов и трубопроводов устанавливают систематический контроль.[ ...]

Регулярная обработка суточных графиков температуры пара за каждым котлом позволяет своевременно учитывать (при температуре пара 450 °С и выше) время работы при превышении температуры пара выше номинальной. Во время ремонтов, а также при останове котлов для внутренних осмотров и гидравлических испытаний выполняют тщательный осмотр труб поверхностей нагрева и их сварных соединений для выявления труб, имеющих большую остаточную деформацию, коррозию, золовой износ, трещины в сварных соединениях, недопустимую овальность и другие дефекты. Эти данные анализируются лабораторией металлов, которая также ведет контроль за ростом остаточных деформаций труб пароперегревателей, выполненных из легированных сталей.[ ...]

На основе анализа условий работы металла и причин повреждений руководство эксплуатирующего предприятия разрабатывает мероприятия по предотвращению повреждений труб поверхностей нагрева.[ ...]

Остаточная деформация определяется по отношению к номинальному наружному диаметру.[ ...]

На пароперегревателях котлов, работающих с температурой пара 540 °С и выше, устанавливают контроль за изменением структуры, свойств металла и окалинообразования. Этот контроль ведут по контрольным участкам в обогреваемой зоне пароперегревателя в местах наиболее высоких температур.[ ...]

Рост остаточных деформаций труб поверхностей нагрева может быть вследствие либо перегрева металла, либо его ползучести. Повреждения труб могут быть также вследствие коррозионного износа (наружной или внутренней поверхностей), окалинообразования, эолового износа или износа от воздействия струи пара из обдувочного аппарата.[ ...]

Для предупреждения повреждений труб поверхностей нагрева, вызванных коррозионным износом или окалинообразованием, важно обеспечить работу металла при температурах, не превышающих уста-новленные Руководящими указаниями по учету жаростойкости легированных сталей для труб поверхностей нагрева паровых котлов. Эти температуры приведены в табл. 4.1.[ ...]

Приведенные в табл. 4.1 значения температур установлены для вновь проектируемых котлов, однако соблюдение их на действующих котлах позволит повысить надежность работы котлов и снизить количество повреждений поверхностей нагрева. Соблюдение указанных температур обеспечивает эксплуатацию котлов с утонением трубных поверхностей нагрева на 1,0 мм за 100 тыс. ч.[ ...]

В период капитальных ремонтов котлоагрегатов проверяют состояние устройств, защищающих трубы от местного абразивного износа летучей золой, а также измеряют и фиксируют величину эолового, дробевого и коррозионного видов износа стенки трубы с наружной стороны. Если имеется подозрение на чрезмерный износ стенок труб, то делают контрольную вырезку отрезков и замеры утоненной части. Степень внутренней коррозии контролируют при осмотре образцов труб, вырезаемых на тех участках, где наблюдались коррозионные повреждения. Периодичность вырезок устанавливают исходя из коррозионной активности воды, но в любом случае их производят не реже одного раза в 5 лег. При износе, превышающем принятую прибавку к расчетной толщине стенки, труба (или ее часть) подлежит замене.[ ...]

Рисунки к данной главе:

Перед ремонтом необходимо произвести очистку внутренних и наружных поверхностей труб. Работы проводятся после останова и расхолаживания котла до температуры не выше 40 °С.

Очистка внутренних поверхностей экранных, кипятильных или пароперегревательных труб может выполняться химическим или механическим способами.

Химическая очистка внутренних поверхностей должна осуществляться по инструкции завода-изготовителя котла или по инструкции специализированной организации.

Механическая очистка от накипи должна выполняться шарошечными головками с электрическим или пневматическим приводом. Диаметр шарошечной головки в сложенном виде должен быть на 3-4 мм меньше номинального внутреннего диаметра трубы. Места зачистки шарошками омывают водой для охлаждения шарошек и смыва разрушенных отложений.

Качество очистки проверяют визуальным осмотром с подсветом электрической лампой и прогонкой контрольным шаром. Диаметр шара должен регламентироваться НТД (ПТД).

Очистка наружной поверхности трубной системы котла при рыхлых отложениях выполняется металлическими щетками. При твердых отложениях пиками, шиберами, затупленными зубилами или нераскидными шароками. После механической очистки необходимы обдувка или обмывка водой (приняв меры защиты обмуровки от разрушения водой). Обивку шлака необходимо начинать сверху.

Дефектные участки труб или трубы допускается удалять газовой, плазменной или механической резкой; трубы, закрепленные по концам в вальцовочных соединениях, выбивают, стремясь не повредить гнезда.

Общие требования к сварочным работам при замене дефектных труб или их участков изложены в шестом разделе.

При замене труб, стыкуемых угловым швом с барабаном или коллектором, удаляют механическим способом остатки наплавленного металла заподлицо с поверхностью. Поверхность барабана или коллектора вокруг отверстия на расстоянии 10-15 мм, отверстия на всю глубину и концы устанавливаемых труб тщательно зачищают.

При стыковой сварке труб снимают фаску и обеспечивают перпендикулярность плоскости реза к оси трубы. Сборка стыка производится с применением приспособлений, обеспечивающих смещение кромок не более 1,5 мм и излом оси не более 1,5 мм на 290 мм.

Угловые сварные швы приварки труб поверхностей нагрева к барабанам и камерам и стыковые швы должны быть многослойными (не менее двух слоев).

Гибка ремонтных труб должна производиться в холодном состоянии на трубогибочных станках. Выполняется выборочный контроль овальности и утонения гнутых труб в объеме не менее 10%. Овальность не должна превышать 20% и утонение не более 20%.

Покоробленные экранные и кипятильные трубы подлежат подгибке или рихтовке, если погнутость или смещение выходит за пределы допускаемых отклонений. Отклонение труб от плоскости общего ряда не должно превышать 10 мм.

В зависимости от характера и величины коробления, расположения покоробленного участка и конструкции крепления рихтовку производят с нагревом трубы или без нагрева.

Отдельные трубы рихтуют с помощью нагрева их с выпуклой стороны погнутого участка. Нагрев производят на длине 200-250 мм и ширине 30-40 мм.

Рихтовку экранных и кипятильных труб производят при помощи специальных приспособлений, домкратов, клиньев, талей и других устройств, а также регулировкой натяжения креплений.

Змеевики пароперегревателя и экономайзера выравнивают регулировкой длины подвесок и восстановлением дистанционных креплений.

Правку труб с нагревом выполняют при их значительной погнутости. Трубы из углеродистой стали нагревают до 1050 °С. Правку заканчивают при температуре не ниже 750 °С.

Стыки труб поверхностей нагрева с дефектами, устранение которых местной подваркой недопустимо, удаляют.

При ремонте вальцовочных соединений допускается их обварка в соответствии с рекомендациями, изложенными в письмах Госгортехнадзора (N 11-40/221 от 25.03.81 г., N 11-40/420 от 10.10.78 г.).

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ремонт и обслуживание котельного оборудования зКТЭ-12

Ремонт поверхностей нагрева

Во время текущего и капитального ремонта котлоагрегата следует систематически проверять его поверхности нагрева. Осмотр обычно проводится после наружной очистки поверхности нагрева до гидравлического испытания котла и во время испытания. Состояние труб поверхности нагрева котла и пароперегревателя проверяют шаблонами, чтобы выявить изменения диаметра труб, которые могут произойти из-за чрезмерного их перегрева. Максимальное увеличение диаметра кипятильных труб не должно превышать 5%, а труб пароперегревателя -- 3,5%.

Перед внутренней очисткой поверхности нагрева необходимо ее тщательно осмотреть. При этом осмотру подлежат: барабаны, коллекторы, внутрибарабанные устройства, кипятильные и экранные трубы.

При внутреннем осмотре поверхности нагрева следует обращать внимание на состояние выступающих концов труб, завальцованных в барабаны и коллекторы, степень износа внутрибарабанных устройств, прочность отдельных деталей и их крепление, наличие на выступающих концах труб, барабанах и коллекторах трещин и язвин, а также наличие отложений солей.

При ремонте поверхности нагрева котлов, работающих на газообразном топливе, приходится встречаться со следующими повреждениями: деформация экранных труб и змеевиков пароперегревателя, нарушение плотности вальцовочных соединений, неплотности в сварных стыках, механические повреждения экранных и кипятильных труб, коррозия наружной поверхности труб, местное раздутие (выпучины) труб, трещины на поверхности труб, защемление барабанов и коллекторов экранных труб.

Деформация (коробление) экранных труб происходит вследствие защемления коллекторов или труб. Часто трубы имеют настолько значительные деформации, что обрываются промежуточные крепления. В этом случае выправить трубу регулировкой натяжения креплений чаще всего не удается: ее выправляют нагревом в двух местах при одновременном натяге промежуточных креплений. Иногда бывает проще вырезать деформированный участок и вварить вставку из новой трубы. Максимальное отклонение труб по шагу одного и того же ряда не должно превышать 5 мм, а по выходу из плоскости общего ряда -- 10 мм.

Деформированные петли змеевиков пароперегревателя иногда не удается выправить даже при подогреве горелками. Тогда вырезают отдельные витки, и затем приваривают их после правки.

Неплотности вальцовочных соединений экранных и кипятильных труб появляются довольно редко и только вследствие нарушения нормального режима эксплуатации котла. Например, при питании котла холодной водой, частых пусках и остановках, ускоренном охлаждении или растопке, чрезмерном понижении уровня воды в котле.

Неплотности вальцовочных соединений в пароперегревателе встречаются часто, особенно у коллекторов перегретого пара. Ликвидируют неплотности вальцовочных соединений подвальцовкой. Если подвальцовкой не удается устранить течь, то дефектный конец трубы отрезают и удаляют из отверстия, вваривая новый конец, который развальцовывают.

Во время капитального ремонта котла необходимо проверять состояние креплений барабанов, коллекторов и экранных труб во избежание их защемления. Для этого все крепления предварительно следует очистить от грязи. Если в результате осмотра имеются подозрения, что барабан, коллекторы или трубы зажаты, то они в этом месте должны быть освобождены. После окончания ремонта должны быть проверены и установлены все реперы, по которым во время растопки котла проверяется свобода перемещения всех подвижных элементов.

Неплотности сварных стыков (свищи) появляются, как правило, только при некачественной сварке (непровары, смещения труб на стыке, шлаковые включения и т. д.). Для устранения свища следует вырубить зубилом дефектный участок и вновь сварить стык. Возможна также вырезка участка трубы с дефектным швом и вварка вставки.

Вмятины и другие механические повреждения экранных и кипятильных труб происходят от ударов падающих кирпичей обмуровки, а также от случайного удара инструментом при монтаже или ремонте котлоагрегата. Механические повреждения труб устраняют, вырезая дефектный участок и вваривая вставку.

Повреждения экранных и кипятильных труб вследствие их раздутия (выпучины) чаще всего вызываются нарушением циркуляции или отложением накипи и шлама. Трубы, имеющие выпучины, заменяют целиком, или вырезается дефектный участок и вваривается вставка. Трубы, имеющие повреждения в нескольких местах по длине (вмятины, свищи, отдулины), подлежат замене целиком. Дефектные трубы вырезаются автогеном или специальным труборезом. Трубу перерезают вблизи завальцованных мест (около 50 мм). Оставшийся в гнезде конец сначала обминается при помощи зубила и ручного молотка, а затем осторожно выколачивается. Концы труб можно удалять приспособлением.

При установке новых труб поверхности нагрева необходимо их тщательно проверить, произведя наружный осмотр и промеры. Трубы должны соответствовать ГОСТ 8731--58, иметь сертификаты завода-изготовителя, а также быть гладкими снаружи и внутри, не иметь трещин, язвин, глубоких рисок и других дефектов. Диаметр устанавливаемых труб должен соответствовать диаметру гнезд в коллекторах и барабане. Диаметр гнезд не должен выходить за пределы. При установке труб также необходимо следить за тем, чтобы их концы выступали из гнезда коллектора или барабана в пределах.

При ремонте поверхностей нагрева, связанном с заменой кипятильных и экранных труб, а также труб пароперегревателя, часто приходится вальцевать вновь устанавливаемые трубы. Надежность работы поверхности нагрева в значительной мере зависит от качества выполнения вальцовочных соединений. Исследования процесса вальцевания труб показали, что более прочными получаются соединения твердых материалов; при этом желательно материал плиты иметь более твердым по сравнению с материалом трубы. Поверхность соприкосновения трубы с листом должна быть максимально шероховатой для получения более прочного соединения, однако при этом трудно достичь необходимой плотности, поэтому для удовлетворения обоих условий, т. е. получения необходимой прочности и плотности, конец трубы и очко перед вальцовкой необходимо тщательно очистить, но не шлифовать. Развальцовывать трубы надо при малом числе оборотов и достаточно большом давлении. Число оборотов механической вальцовки должно быть не более 30--40 в минуту.

При выполнении вальцовки труб наблюдаются следующие дефекты.

1. Дефекты инструмента (вальцовки): несоответствие конусности роликов и конусности шпинделя, чрезмерный угол их установки (более 1--2°), недостаточная плавность закругления краев роликов (радиусом менее 10 мм).

2. Дефекты подготовки и вальцевания: недостаточные отжиг концов труб и их очистка, нецентральная установка труб, неправильная установка вальцовки по отношению к наружному краю листа, надрывы колокольчика, попадание масла или грязи в трубное гнездо, острые края гнезда, врезающиеся в тело трубы.

Кроме вальцовочных соединений, при ремонте поверхности нагрева котла и пароперегревателя широко применяются сварные соединения. Электросварщики и газосварщики, выполняющие сварку элементов парового котла, должны в соответствии с действующими Правилами Госгортехнадзора пройти предварительно теоретические и практические испытания и иметь соответствующее удостоверение. Трубы пароперегревателя и стального водяного экономайзера свариваются чаще всего газовой сваркой, так как хотя электросварка и обеспечивает более высокое качество шва, но ее применение требует особо высокой квалификации сварщика.

Сварные стыки труб должны располагаться на прямых участках, при этом расстояние сварного стыка до опоры должно быть не менее 100 мм. При наварке концов труб расстояние сварного стыка от наружной поверхности барабана или коллектора, а также от начала закругления трубы в местах погиба должно быть не менее 50 мм. Вставки, ввариваемые на прямых участках, должны иметь длину, при которой обеспечивается расстояние между стыками шва не менее 200 мм. Свариваемые в стык трубы, имеющие по номиналу одинаковую толщину, могут иметь смещение кромок на величину не более 10% от толщины стенки. Для горячекатаных труб диаметром от 57 до 108 мм при толщине стенки от 5 мм и выше допускается смещение кромок не более 15% от средней толщины стенки. Разница в толщине стыкуемых концов труб поверхностей нагрева должна быть не более 15% от средней толщины стенки.

При ремонте труб поверхности нагрева применяются следующие виды сварки:

а) газовая сварка -- для труб диаметром до 32 мм с толщиной стенки менее 4 мм, а также труб диаметром до 76 мм с толщиной стенки до 7 мм в том случае, когда из-за тесного расположения труб невозможно применять электродуговую сварку.

б) ручная электродуговая сварка -- для труб диаметром свыше 32 мм с толщиной стенки более 4 мм.

Перед сваркой следует проверять качество сборки узлов и правильность подготовки стыков труб под сварку. Качество сварки зависит от правильного применения электродов и присадочной проволоки.

При сварке труб особое внимание следует обращать на полный провар, отсутствие прожогов и подрезов, а также получение шва надлежащих размеров. Для этого шов накладывается в два слоя. Первый слой выполняется только поступательным движением электрода и должен иметь толщину 2--3 мм. Второй слой выполняется поступательным и колебательным движениями электрода, при этом необходимо обращать внимание на создание плавного перехода от основного металла к наплавленному. Возбуждение дуги производится вне разделки кромок, а при окончании стыка кратер выводится в сторону на 5--8 мм от шва. Удалять шлак первого слоя надо только после его потемнения и с особой тщательностью. В случае выявления на поверхности шва трещин стыки подлежат вырезке и заварке вновь. Для стыков труб, свариваемых без подкладных колец, допускается непровар до 15% от толщины стенки трубы. Сварные швы труб поверхностей нагрева надо усилить высотой дополнительно наплавленного металла, которая должна составлять при толщине стенки менее 10 мм -- 1,5 мм, а при толщине стенки от 10 до 20 мм -- 2 мм. Усиление должно перекрывать наружные кромки фасок на 1--2 мм с каждой стороны. При сварке труб из легированных сталей производится термическая обработка стыков.

При ремонте чугунных водяных экономайзеров приходится встречаться со следующими повреждениями: коррозия внутренних и наружных поверхностей, пробивание прокладок во фланцевых соединениях, трещины и разрывы труб, разрушение уплотнений между трубами, что приводит к значительным присосам холодного воздуха, и т. д. Поврежденные ребристые трубы обычно выключают из работы при помощи соединительных калачей или заменяют новыми. В некоторых случаях ремонт труб можно производить, устанавливая в них стальные трубы с разбортовкой. При этом выступающие концы стальных труб для выполнения разбортовки должны быть предварительно разогреты.

В змеевиковых стальных экономайзерах свищи и другие неплотности в сварных соединениях устраняются вырезкой дефектных участков и вваркой вместо них новых. Если повреждение трубы располагается в недоступном месте, то можно временно до замены всего змеевика закоротить его. Чугунные водяные экономайзеры уплотняют, законопачивая асбестовым шнуром неплотности между ребрами. Уменьшение присосов может быть также достигнуто закладкой красным кирпичом проема, в котором располагаются калачи.

Перед выявлением необходимого ремонта поверхности нагрева воздухоподогревателя предварительно следует очистить его наружную поверхность от возможных отложений сажи. Очистить от сажи можно обдувкой сжатым воздухом давлением не ниже 6 ат или прочисткой трубчатых воздухоподогревателей ершами, шарошками и т. п. После этого воздухоподогреватель спрессовывают давлением воздуха, подаваемого дутьевым вентилятором котла, при одновременном забросе во всасывающий патрубок вентилятора сухого порошкообразного мела. При ремонте воздухоподогревателей приходится чаще всего встречаться с коррозией труб, расстройством вальцовочных соединений или повреждением сварных швов в местах крепления трубок к трубным доскам трубчатых воздухоподогревателей, нарушением плотности сальниковых или линзовых уплотнений по периметру соединения подвижных трубных досок с каркасом или рамой воздухоподогревателя, а также в местах соединения секций у воздухоподогревателя типа Оргэнерго.

Устранение неплотностей в чугунных воздухоподогревателях обычно производится следующими способами:

а) в местах сопряжений и соприкосновения элементов -- уплотнением массой, состоящей из 40% цемента, 16% асбеста, 10% жидкого стекла и 34% воды;

б) во фланцевых соединениях -- конопачением асбестовым шнуром с последующей густой промазкой указанной выше уплотнительной массой;

в) между плоскостями соединений кубов и рам -- установкой прокладок из листового асбеста толщиной до 5 мм на жидком стекле.

Ремонт стальных пластинчатых воздухоподогревателей производится чаще всего при значительном повреждении пластин заменой отдельных дефектных кубов. Наиболее распространенные в настоящее время трубчатые стальные воздухоподогреватели ремонтируют, устанавливая временные заглушки на дефектных трубах и затем заменяя их новыми во время капитального ремонта. Неплотности в линзовых уплотнениях ликвидируются подваркой дефектных мест.

Гидравлические испытания котла

котел ремонт нагрев сварка

Гидравлические испытания проводятся с целью проверки прочности и плотности узлов и соединений котла, работающих под повышенным давлением пара и воды.

Котел подвергается гидравлическим испытаниям в следующих случаях:

При освидетельствовании;

После замены трубной системы или отдельной ее части;

Перед проведением паровой пробы;

После замены или глушения змеевиков экономайзера;

После замены котельной арматуры;

После подвальцовки труб испарительного пучка или пароперегревателя;

После заварки свищей в стенках труб или глушения труб;

При обнаружении признаков неплотности корпуса котла или экономайзера.

Испытательное давление указывается в инструкции по эксплуатации котла и обычно составляет 120 ^ 125 % от рабочего. В некоторых случаях (для уточнения места течи или неплотностей, после подвальцовки труб пароперегревателя, после глушения труб котла и др.) пробное давление разрешается уменьшить до рабочего. Температура воды, заполняющей котел при проведении испытаний, не должна быть ниже температуры стенок труб и коллекторов с целью предотвращения отпотевания этих элементов.

Для проведения гидравлических испытаний необходимо подготовить котел следующим образом:

Снимаются все крышки лазов и щиты на внутреннем и наружном кожухах, вскрывается топочный лаз;

Производится наружная механическая чистка корней труб испарительного пучка и пароперегревателя;

Демонтируются секции ГОУ (для высоконапорных котлов);

Проверяется открытие клапана подачи питательной воды на сообщительной трубе между экономайзером и паровым коллектором;

Закрываются клапаны на всех коллекторах, кроме воздушных клапанов;

Стопорятся штоки предохранительных клапанов котла;

Котле заполняется водой до ее появления из воздушных клапанов, после чего воздушные клапаны закрываются.

Подъем давления в котле производится с помощью специального пресса, присоединяемого к одному из клапанов котла (место присоединения указывается в инструкции по эксплуатации), либо с помощью штатного питательного насоса.

Подъем давления в котле осуществляется плавно, с выдержками для осмотра котла при давлениях: 1,0; 2,0; 3,5 МПа (10, 20, 35 кгс/см) и при полном рабочем давлении. При выдержках производится осмотр корпуса котла, экономайзера, фланцевых соединений арматуры и других элементов, находящихся под давлением. При обнаружении неплотностей, давление в котле плавно снижается до атмосферного, неисправности устраняются, после чего повторно производятся гидравлические испытания котла. После осмотра котла при рабочем давлении, давление поднимается до пробного испытательного, с выдержкой при нем 5 минут. При пробном давлении осмотр котла не производится! После выдержки при пробном давлении, давление плавно снижается до рабочего и производится осмотр котла. Котел считается выдержавшим испытания, если не обнаружены течи и деформации. Нестекающие капли на местах вальцовочных соединений труб с коллекторами браковочным признаком не считаются.

После проведения испытаний производится плавное (в течение 2 ^ 3 минут) снижение давления до атмосферного.

При необходимости допускается производить гидравлические испытания отдельно корпуса котла и экономайзера.

Ремонт барабанов

Виды повреждений барабанов, при которых рассматривается вопрос о необходимости проведения ремонта

Дефекты в цилиндрической части:

Цепочки язвин, раковины, трещины на поверхности трубных отверстий и прилегающих к ним участках внутренней поверхности барабана (рисунок 1 - здесь и далее рисунки не приводятся);

Трещины у швов приварки внутрибарабанных устройств и в местах удаления сборочных планок.

Дефекты в днищах:

Трещины у шва приварки пластин для крепления лазового затвора (рисунок 3);

Цепочки язвин, раковины, трещины на внутренней поверхности;

Трещины на поверхности лазового отверстия.

Дефекты в штуцерах:

Трещины на внутренней поверхности в зоне примыкания к барабану (см. рисунок 1);

Трещины в сварном шве приварки штуцера к барабану (рисунок

Дефекты в основных (продольных и кольцевых) сварных соединениях барабанов:

Трещины в наплавленном металле и околошовной зоне;

Непровары, шлаковые включения и другие технологические дефекты сварки

Контроль металла барабанов котлов

Контроль металла и устранение дефектов проводятся после демонтажа внутрибарабанных устройств и снятия тепловой изоляции барабана в местах проведения работ.

Места удаления внутрибарабанных устройств и снятия изоляции определяются организацией - исполнителем ремонта совместно с электростанцией в соответствии с необходимым объемом контроля, расположением обнаруженных дефектов и принятой технологией ремонта.

Удаление внутрибарабанных устройств, приваренных к кронштейнам корпуса барабана, выполняется с помощью газовой резки. При этом длина кронштейнов остается не менее 15 мм. Последующая приварка демонтированных внутрибарабанных устройств производится к этим кронштейнам.

В случае обнаружения при проведении неразрушающего контроля внутренних дефектов, не выходящих на поверхность основных сварных швов, а также при наличии расслоений и других металлургических дефектов в основном металле барабана, не допустимых по существующим нормам, решение о возможности и условиях работы барабана принимается владельцем оборудования на основании выводов заключения экспертной организации в установленном порядке.

Устранение дефектов

Дефекты, выявленные на поверхностях обечаек, днищ, трубных и лазовых отверстий, штуцеров, а также в сварных швах барабана, удаляются механическим способом (абразивным инструментом, расточкой, сверловкой и др.). При этом необходимо обеспечить минимальные объемы удаляемого металла при обязательном условии полного удаления обнаруженных дефектов.

В основных сварных швах допускается воздушно-дуговая резка строжка с последующей механической обработкой абразивным инструментом (шлифмашинкой) поверхности углубления - выборки на глубину не менее 3 мм.

Шероховатость поверхности после удаления дефектов в трубных отверстиях должна быть R <= 40 мкм; остальных поверхностей R <= 80 мкм.

Удаление дефектных мест механической обработкой следует выполнять на режимах, не вызывающих нагрева металла до цветов побежалости.

Места выборки дефектов должны иметь плавные переходы В случае, когда удаление дефектов на поверхности отверстий производится расточкой, последняя может выполняться уступами

В период проведения первого контроля кромки трубных отверстий с внутренней стороны должны быть скруглены радиусом 5 - 7 мм.

Полнота удаления всех дефектов проверяется методами МПД или ЦД и УЗК, а в сомнительных случаях - травлением 15 - 20%-ным водным раствором азотной кислоты или 15%-ным раствором персульфата аммония. В сомнительных случаях также рекомендуется контроль качества дна выборки на участке, на который предварительно наплавляется фальшвалик и затем удаляется механическим способом (шлифмашинкой) заподлицо с поверхностью выборки; контроль выполняется методами ВК (после травления) или МПД, или ЦД.

После удаления обнаруженных дефектов следует измерить оставшуюся толщину стенки элемента (обечайки, днища, штуцера) в месте выборки. Измерение выполняется ультразвуковым или другим методом, обеспечивающим возможность проведения измерений с точностью не ниже +/- 0,5 мм.

Если производится расточка отверстия уступами должны быть измерены диаметры отверстий в пределах каждого уступа и их протяженность (высота) по толщине стенки.

Перед наплавкой выборок прилегающие к ним зоны шириной не менее 100 мм следует обработать абразивным инструментом до металлического блеска и проверить методом МПД (или ЦД) и УЗК на отсутствие дефектов.

Если глубина выборки дефекта, обнаруженного на поверхности цилиндрической части барабана, днища или основного сварного шва, превышает 1/3 толщины стенки барабана, то решение о возможности и условиях дальнейшей работы барабана принимается владельцем оборудования на основании выводов и рекомендаций заключения экспертной организации в установленном порядке.

Ремонт штуцеров

Ремонт штуцеров проводится в случаях, когда выборки, образовавшиеся при удалении дефектов, не являются сквозными. Штуцер со сквозными выборками подлежит замене.

Ремонт может выполняться наплавкой или бандажированием. При сварке используются электроды диаметром 2,5 и 3 мм на режимах тока 75 - 90 и 90 - 110 А соответственно.

Наплавка штуцера

Наплавка выполняется на наружную поверхность штуцера кольцевыми валиками по всей окружности штуцера с направлением швов от существующего сварного соединения штуцера с барабаном. Каждый последующий валик должен перекрывать предыдущий на 1/3 его ширины.

В случае нахождения выборки в зоне металла шва сечение шва усиливается дополнительной подваркой валиками. После выполнения каждого валика удаляются шлак и брызги с поверхностей наплавленного металла и штуцера.

При положении оси штуцера, близком к горизонтальному, каждый валик наплавляется на штуцер в два приема по пол-окружности. При этом сварку следует начинать с нижней части штуцера и заканчивать вверху, обеспечивая качество замков каждого кольцевого валика.

В качестве бандажа используются втулки, изготовленные из труб или поковок, выполненных из стали 20 по техническим условиям или отраслевым стандартам соответственно. Высота втулки должна быть больше длины выборки по образующей штуцера на 10 - 15 мм.

Бандажирование штуцера можно проводить двумя способами.

По первому способу отрезается приваренная к штуцеру труба, и втулка надевается на штуцер до упора в сварной шов.

По второму способу бандажная втулка разрезается механическим способом по образующей на две половины. Ширина реза должна быть не более 3 - 4 мм; кромки обеих половин втулки вдоль образующей должны быть обработаны на скос (разделены) для обеспечения полного провара по толщине стенки. Две половины бандажа устанавливаются на штуцере, стягиваются до полного облегания штуцера и свариваются с полным проплавлением по толщине стенки.

Внутренняя поверхность бандажной втулки при ремонте по любому из двух указанных способов должна обрабатываться механически на токарном станке.

Перед бандажированием наружная поверхность штуцера и углового старого шва должна быть обработана абразивным инструментом до металлического блеска.

По окончании работы поверхность каждого валика следует очищать от шлака с последующей очисткой металла швов, втулки, штуцера и прилегающих участков основного металла барабана шириной до 100 мм до металлического блеска с удалением брызг металла. Качество сварки при бандажировании проверяется визуально согласно нормативам и других НД.

Замена штуцера

Штуцер отрезают от трубы сначала по монтажному стыку, соединяющему штуцер с трубой, а затем на расстоянии 15 - 20 мм от наружной поверхности барабана. Удаление штуцера может выполняться кислородной, воздушно-дуговой или плазменно-дуговой резкой с последующей механической обработкой до расстояния 6 - 7 мм от поверхности барабана. При резке должна быть обеспечена защита поверхности барабана и его трубного отверстия от брызг и капель жидкого металла.

Кольцевой остаток штуцера в барабане полностью удаляется механическим способом (фрезой, абразивным инструментом и др.).

Оставшийся металл старого шва обрабатывается механическим способом на "пенек" высотой 3 - 4 мм (рисунок 10) либо удаляется полностью.

Поверхность гнезда под штуцер, остаток шва и наружная поверхность барабана вокруг шва на расстоянии 30 мм от кромки гнезда проверяются методом МПД на отсутствие трещин.

В случае если новый штуцер имеет толщину стенки, большую чем демонтированный, то конец штуцера, стыкуемый с трубой, должен быть расточен по внутреннему диаметру до размера внутреннего диаметра трубы, при этом конец штуцера, примыкающий к барабану, должен иметь коническую расточку до диаметра трубного отверстия (рисунок 11).

Штуцер устанавливают в гнезде барабана с зазорами по диаметру и по высоте 1,0 - 1,5 мм и скрепляют с барабаном двумя - тремя прихватками высотой 4 - 5 мм и длиной по 15 - 20 мм, располагаемыми равномерно по периметру штуцера; для выполнения прихваток следует использовать электроды Э42А или Э50А диаметром 2,5 - 3 мм. Сварка углового шва проводится многослойным способом электродами диаметром 2,5; 3 и 4 мм на токовые режимы 75 - 90, 90 - 110 и 120 - 160 А соответственно.

Для штуцеров, внутренний диаметр которых превышает 100 мм, следует применять конструкции, обеспечивающие полный провар сварного соединения (рисунок 12). Допускается применять такую конструкцию соединения также для штуцеров с внутренним диаметром 100 мм и менее.

Примечание. В случае применения конструкции с подкладным кольцом прихватка кольца производится со стороны штуцера. После приварки штуцера кольцо должно быть удалено механическим способом.

Прихватка и приварка штуцеров к барабану выполняются с предварительным и сопутствующим подогревом. Температура подогрева должна быть (200 +/- 20) -С для сталей 16ГНМ и 16ГНМА и (120 +/- 20) -С для сталей 22К, 20К, 20Б, 16М, 15М с наружной и внутренней стороны корпуса барабана на участке вокруг штуцера шириной не менее 150 мм от кромки трубного отверстия.

Температура определяется с помощью термопар, устанавливаемых на стороне, противоположной расположению нагревателя, на границе участка нагрева.

Приварку штуцеров с целью уменьшения поводок барабана необходимо выполнять от середины к краям барабана с интервалом через штуцер в продольном и поперечном направлениях. Если привариваемые штуцера расположены рядом, то прихватка и приварка последующего штуцера выполняются после полного остывания предыдущего.

Приварку штуцеров производить валиковыми швами с использованием электродов типов Э42А и Э50А с предварительным и сопутствующим подогревом (см. п. 8.7 настоящей Инструкции). Общее количество валиков должно быть не менее трех (последний валик - "отжигающий" - не должен затрагивать металл барабана). В процессе сварки каждый проход (валик) выполняется за один или два приема в зависимости от положения шва в пространстве. После наплавки каждого валика удаляются шлак и брызги с поверхностей наплавленного металла, штуцера и корпуса барабана и производится зачистка до металлического блеска.

Кратеры каждого валика должны быть заплавлены. Размеры сварного шва приварки штуцера должны соответствовать указанным в чертежах завода-изготовителя.

После приварки штуцеров должна быть проведена общая или местная термообработка (отпуск) по технологии, изложенной в разделе 12 настоящей Инструкции.

Техника безопасности при ремонте

Работы в элементах котельной установки, а также в воздуховодах и газоходах должны производиться при условии:

Отключения их от действующего оборудования и трубопроводов пара и воды в соответствии с требованиями пп. 2.9.6 - 2.9.8 настоящих Правил, а также от трубопроводов мазута, газа, воздуховодов;

Установки заглушек на отключающей фланцевой арматуре указанных коммуникаций;

Вентиляции их от вредных газов и проверки воздуха на загазованность;

Соблюдения требований пп. 2.8.12 и 2.8.13 настоящих Правил;

Снятия с электродвигателей тягодутьевых установок напряжения в соответствии с требованиями Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

При работе внутри элементов котельной установки, газоходов и воздуховодов с переносными электрическими светильниками количество ламп должно быть не менее двух с питанием их от разных источников напряжением 12 В. Допускается также освещение аккумуляторными и батарейными фонарями.

Внутри топки котла допускается применять светильники общего освещения с лампами накаливания напряжением до 220 В. При этом светильники должны быть расположены на высоте не менее 2,5 м над рабочими местами или должны быть приняты меры, исключающие возможность доступа к лампе без применения инструмента. Электропроводка должна быть выполнена защищенным проводом или проложена в металлорукавах.

При недостаточном освещении внутри топки котла допускается использование прожектора на напряжение 220 В, устанавливаемого вне топки котла в недоступном для работающих месте.

Осветительные приборы должен устанавливать электротехнический персонал.

Запрещается допуск ремонтного персонала на элементы котельной установки, газоходы и воздуховоды до окончания очистки стен и трубных элементов от шлака, золы и очаговых остатков.

Запрещается работать в топке при наличии в ней нависших глыб шлака или кирпичей, грозящих обвалом.

Сбивать нависшие глыбы в топке котла следует через лазы, люки и гляделки после предварительной заливки их водой. Оставшиеся на стенках шлаковые наросты и шлаковые образования с верхних частей топки можно сбивать, находясь в топке. Прежде чем залезть в топку, следует убедиться в надежности опоры для ног в ней.

Очистка котлов и его элементов должна производиться по ходу дымовых газов. Сбивать шлак со стен в топке котла следует сверху вниз. Рабочим запрещается находиться ниже участка, подвергаемого очистке.

При большом количестве шлака в топке сбивать его следует не сразу по всей ширине, а сначала пробить небольшую вертикальную борозду и по ней направлять вниз летучую золу, поливая ее водой. Затем постепенно расширять борозду и продолжать спуск золы.

Во избежание сползания шлака запрещается очистка топки одновременно по нескольким бороздам.

При заливке водой горячей золы и шлака рабочий должен находиться на таком расстоянии от них, чтобы образующийся при этом пар не мог попасть на него. Заливать горячую золу и шлак следует только распыленной водой. Рабочий, производящий заливку, должен быть в теплой спецодежде, каске с пелериной, респираторе и защитных очках.

Заливать шлак или золу под ногами у себя или у других рабочих запрещается.

Во время заливки шлака и золы и очистки топки один из рабочих должен находиться снаружи у лаза для наблюдения за работающими внутри топки.

При выполнении работ внутри топки в ней одновременно должно находиться не менее 2 чел.

Запрещается при очистке топки работать в газоходах и поверхностях нагрева котла, расположенных в конвективной шахте.

Персонал, работающий в топке и на конвективных поверхностях нагрева котлов, сжигающих мазут, должен знать о вредности образующихся отложений и обмывочных вод и пользоваться при работе респираторами, кислото- и щелочестойкими перчатками и рукавицами.

Запрещается использовать для влезания в топку или конвективную шахту котла лаз, через который проходят сварочные кабели, газоподводящие рукава или провода осветительной сети.

При производстве аварийного ремонта котла без предварительной очистки топки перед началом работ внутри нее должны быть приняты меры для предотвращения падения шлака и кирпичей на персонал.

Перед подъемом кубов трубчатого воздухоподогревателя следует предварительно связать верхние и нижние трубные доски, учитывая при этом массу поднимаемого куба и занос его труб золой и дробью.

Запрещается при выполнении ремонтных работ на регенеративных вращающихся воздухоподогревателях вынимать защемленные пакеты набивки и находиться под пакетами холодной набивки при их установке или выемке, а также внутри бочки при перемещении ротора. Поворот ротора должен производиться специальными приспособлениями.

Техника безопасности при ремонте барабана котла

До работы внутри барабана котла должны быть открыты оба люка.

Перед допуском рабочих в барабан котла после его кислотной промывки должны быть проведены вентиляция и проверка воздуха в барабане на достаточность кислорода (20 % по объему), содержание водорода и сернистого газа. Концентрация водорода в барабане не должна превышать 1/5 нижнего предела его воспламеняемости (приложение 2), а сернистого газа - значения предельно допустимой концентрации (приложение 1).

Вентиляция барабана котла должна обеспечиваться переносным вентилятором или воздушно-душирующей установкой, размещенной вне барабана (у одного из открытых люков барабана или у какого-либо временно освобожденного штуцера).

Для повышения интенсивности вентиляции рабочих мест при работе в нижних барабанах должны быть открыты люки также и у верхних барабанов.

Очистку барабана и соединительных труб должны выполнять не менее 2 чел. При очистке кипятильных труб ручной шлифовальной электрической машиной с гибким валом один рабочий должен наблюдать за работающем в барабане и иметь возле себя коммутационный аппарат для выполнения указаний работающего в барабане, а также на случай необходимости отключения электродвигателя. Наличие наблюдающего обязательно и в тех случаях, когда электродвигатель имеет дистанционное управление.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Характеристика технологического оборудования машинных производств. Обзор методики проведения узловых и индивидуальных ремонтов. Особенности текущего и капитального ремонта механического оборудования. Составление ведомости дефектов и ремонтных ведомостей.

контрольная работа , добавлен 07.02.2010


Теоретические основы теплотехники. Теплообменные поверхности (поверхности нагрева) котельного агрегата. Кожухотрубчатые и пластинчатые теплообменники. Основные способы (механизмы) передачи теплоты и массы. Направление и движущая сила теплообмена.

презентация , добавлен 15.03.2014


Принципы организации капитального ремонта магистральных трубопроводов. Различные способы очистки наружной поверхности труб. Технические средства выборочного ремонта газопровода. Особенности применения муфты и манжета для реконструкции магистрали.

курсовая работа , добавлен 12.05.2012


Тепловой расчет площади теплопередающей поверхности вертикального парогенератора. Уравнение теплового и материального баланса ПГ АЭС. Расчет среднего угла навивки труб поверхности нагрева. Режимные и конструктивные характеристики ступеней сепарации пара.

курсовая работа , добавлен 13.11.2012


Влияние режима сварки и теплофизических свойств металла на температурное поле при сварке. Параметры термического цикла сварки, расчет максимальных температур. Мгновенный нормально круговой источник на поверхности полубесконечного тела или плоского слоя.

контрольная работа , добавлен 25.03.2016


Современные способы выявления микротрещин в трубопроводе. Виды и способы капитального ремонта магистрального трубопровода, этапы подготовки и проведения данных мероприятий. Выбор комплекта технологического оборудования, расчет необходимых затрат.

дипломная работа , добавлен 05.10.2012


Выполнение проверочно-конструкционного расчета котлоагрегата БКЗ-420 с целью определения показателей его работы при переходе на другое топливо, при изменении нагрузок или параметров пара, а также после проведенной реконструкции поверхности нагрева.

курсовая работа , добавлен 17.05.2011


Состав природного газа и мазута. Низшая теплота сгорания простейших газов. Определение количества и состава продуктов сгорания и калориметрической температуры горения, поверхности нагрева и основных параметров регенератора. Удельная поверхность нагрева.

курсовая работа , добавлен 25.03.2009


Ремонт и монтаж насоса ЦНС-180. Расчеты на прочность следующих элементов насоса: корпуса, фланцевых соединений, вала, муфты, шпоночных соединений. Требования безопасности при ремонте и монтаже. Экономическая эффективность проведения капитального ремонта.

дипломная работа , добавлен 08.12.2011


Превращение электрической энергии в другие виды с одновременным осуществлением технологических процессов. Электротермические установки и области их применения. Установки нагрева сопротивлением, контактной сварки, индукционного и диэлектрического нагрева.

Характер ремонтных работ определяется конструкцией поверхности нагрева. Ремонт трубчатой поверхности складывается из следующих операций:

2) изъятие требующих замены труб;

3) подготовка новых труб и трубной решетки;

4) установка и развальцовка труб;

5) испытания.

Ремонт теплообменников типа «труба в трубе» состоит из следующих операций:

1) осмотр поверхности нагрева;

2) замена прокладок;

3) частичный ремонт труб;

4) испытания.

Ремонт пластинчатых теплообменников в основном сводится к замене дефектных пластин резиновых прокладок.

Наибольшее распространение получили теплообменники с трубчатой поверхностью нагрева, ремонт которой рассматривается наиболее подробно.

Осмотр поверхности нагрева производится после очистки аппарата от накипи во время гидравлического испытания под давлением 0,3 – 0,5 МПа.

При опрессовке аппарата проверяется состояние трубной решетки, плотность развальцованных трубок в трубной решетке, фланцевых соединений, сварных швов, т.е. проверяют герметичность труб в трубной решетке (рис. 9.1).

Рис. 9.1. Схема опрессовки теплообменника

При ремонте трубного пучка допускается установка пробок на дефектные трубки до 15 % в каждом потоке пучка. При выходе из строя более 15 % трубок заменяются полностью.

Применение бывших в употреблении трубок допускается, если они потеряли вследствие износа не более 30 % первоначального веса. Изъятие труб, требующих замены, не следует проводить с помощью специального зубила, что вызывает порчу поверхности очка в трубной доске. Следует обжимать концы труб винтовым приспособлением в виде клещей, совершенно не портящем очков. Усилие обжима возникает при завинчивании гайки.

Для замены неисправных труб находит применение специальная головка с резцом, приводом для которого служит вальцовочная турбина или электродрель (рис. 9.2).

Рис. 9.2. Схема режущей головки для теплообменных труб

Небольшой резец 1 устанавливают в прорезь барабана рабочей частью вверх так, что своей нижней скошенной торцевой поверхностью он садиться на поверхность подающего конуса, который связан с барабаном скользящим штифтом 4. На барабан насажена фиксирующая упорная шайба 3, которой он прижимается к трубной решетке и фиксирует положение резца у того места, где труба должна быть отрезана. Вращая подающий конус (а с ним и барабан с резцом), легким осевым нажимом на него постепенно выдвигают наружу резец, обеспечивая его поперечную подачу.

Оставшиеся в гнездах трубных решеток концы труб зубилом или бородком сплющивают или выбивают.

Сменяемую трубу с помощью выточенной, по ее наружному диаметру правки извлекают через одну из решеток и вместо нее вставляют новую, концы которой развальцовывают в трубных решетках или приваривают к ним.

Труднее менять трубу с приваренными концами. Для этого вручную или пневматическим молотком срезают шов, а иногда механически обрабатывают гнездо в решетке.

На практике изношенные трубы заменяют новыми очень редко; их обычно заглушают с двух концов металлическими (например, стальными) пробками, имеющими небольшую конусность (3 – 5º). Пробки забивают туго, чтобы они надежно противостояли максимальному давлению в трубах.

9.2. Устранение дефектов на поверхностях аппаратуры

Цель дефектации – выявление пороков (утолщение стенок, трещин, местных искажений формы и др.). Остаточная толщина стенки проверяется засверлением отверстий ∅ 3–4 мм в местах наибольшего износа и измеряется толщина с помощью штангенциркуля, глубиномера с точностью 0,05 – 0,1 мм. Затем в отверстиях нарезают резьбу, вворачивают пробки и расчеканивают их снаружи. Иногда отверстия заваривают.

Все засверловки отмечаются в эскизах, прилагаемых к паспортам аппаратов (рис. 9.3).

В настоящее время толщину стенки на крупных заводах меряют ультраакустическими приборами. После замера толщины стенки ведут осмотр для выявления трещины, пористости сварных швов, свищей, вмятин и т.д.

Рис. 9.3. Эскиз засверловки аппарата: Ο – засверловка в мае 2002 г.;

∆ – засверловка в мае 2005 г. (δ стенки = 22 мм, δ днищ = 28 мм)

Все замеченные дефекты фиксируют на развертках. Форма и протяженность видимых трещин выявляется пробой керосином. То есть участок смачивают керосином 2–3 раза через 1/2 часа, протирается насухо и покрывают меловой краской (9 частей мела и 1 часть малярного клея в воде). Через 2 – 4 часа поверхность обстукивается с обратной стороны. Контуры трещин при этом выступают в виде тонких жилок или пятен. Концы трещин фиксируются засверливанием отверстий ∅ 15 – 20 мм (чтобы не увеличивались при заварке).

Существует магнитный способ выявления трещин – для обнаружения мельчайших (волосовых) пороков.

Диагностика, магнитный поток создается электрическим током, проходящим по проводнику вблизи проверяемой поверхности металла. Силовые линии поля замкнуты, и магнитный поток направлен перпендикулярно направлению создаваемого его потока. Для целей намагничивания ток пропускают либо прямо через металл, либо через специальный проводник.

В местах трещин магнитная проницаемость падает и магнитный поток в значительной мере огибает такие нарушения сплошности, уплотняясь по периферии трещины. Дефект обнаруживается визуально с помощью магнитного порошка. Уплотнение порошка будет заметным, если трещина перпендикулярна вектору магнитного потока. Поэтому если направление трещины неизвестно, то проверка проницаемости проводится при двух перпендикулярных направлениях магнитного потока (рис. 9.3, а, б).

Рис. 9.3. Магнитный способ выявления трещин:

а – правильный выбор мест подвода тока; б – неправильный

При порошковом методе ток (V = 6 – 12 В) и (I = 1000 – 1500 А) проводится непосредственно к двум крайним точкам испытываемого участка, причем для указанных параметром тока длина участка не должна превышать 250 мм.

9.3. Ремонт повреждений и целостности сварных швов в аппаратах

Различают три типа трещин.

1. Несквозные, неглубокие (глубина не более 0,4) толщины сечения.

2. Сквозные узкие трещины.

3. Сквозные широкие трещины с расхождением кромок более чем на 15 мм.

Все трещины, а также поры, свищи устраняются сваркой. В алюминиевых, медных, никелевых, свинцовых аппаратах их паяют.

Сварка трещин первого рода

Трещины разделывают под сварку односторонней вырубкой на максимальную глубину со снятием кромок под углом 50 – 60°. Длинные трещины заваривают для снижения термического эффекта участками, одноступенчатым швом (рис. 9.5).

Рис. 9.5. Схема трещин первого рода

Сварка трещин второго рода

Трещины разделывают на всю толщину вырубкой зубилом либо прорезкой газом (без наклепа): v-швов при δ ≤ 12 – 15 мм; x-швов при δ > 12 – 15 мм (рис. 9.6).

Рис. 9.6. Схема швов второго рода

Трещины с L < 100 мм – заваривают за один проход одноступенчатым методом и с многослойным наложением швов.

Сварка трещин третьего рода

Газом вырезают участок поверхности металла вместе с трещиной, а в вырез ввариваются заплаты (чтобы избежать больших термических напряжений). Длина вырезанного куска 50 – 100 мм больше длины трещины, ширина не менее 250 мм. Заплаты довариваются заподлицо с основным металлом, т.е. она должна иметь ту же форму, что и у ремонтируемой поверхности. Площадь одной заплаты не должна превышать 1/3 F листа аппарата в месте ремонта. Заварка трещин всех трех типов в ответственной аппаратуре регулируется правилами Госгортехнадзора по сварке аппаратов при P > 0,7 атм (рис. 9.7).

Рис. 9.7. Схема заварки трещин заплатой:

а – симметиричная: I – общее направление сварки от центра к краям;

б – сдвинутая: II – общее направление сварки к зазору

9.4. Ремонт вмятин и выпучиваний

Вмятины возникают от внешнего давления, выпучивания ‒ от внутреннего давления. Их проверяют на отсутствие трещины, а затем проводят правку в горячем состоянии с местным подогревом до 850 – 900 °С. Нагрев производят на жаровне или газовой горелкой. Правка прекращается при температуре 600 °С (во избежание синеломкости). Правка производится с помощью домкрата, струбцины и болтов или ударным воздействием. Дефекты с крутой кривизной вырезают и вваривают заплату (рис. 9.8).

Рис. 9.8. Схема ремонта выпучивания нагревом:

1 – обжимка; 2 – выпучивание; 3 – болт; 4 – рубашка водяного охлаждения болта

9.5. Сборка и испытание теплообменной аппаратуры

После ремонта теплообменник подвергают опрессовке при снятых крышках, затем крышки навешивают и закрепляют. Собранный аппарат подвергают окончательной опрессовке водой. Сначала опрессовывают на контрольное давление межтрубное пространство (корпус) при заглушенных штуцерах на крышках. Затем опрессовывают трубное пространство, как указывается в паспорте аппарата. При отсутствии в паспорте этих данных корпус аппарата (межтрубное пространство) испытывают как емкость, а трубное пространство – на удвоенное рабочее давление. Отсутствие течи через спускные фланцевые соединения свидетельствует о надежной плотности и прочности. После снятия заглушек аппарат сдают в эксплуатацию.