Исходя из результатов анализа, проведенного в течение нескольких лет специалистами АО «Сибирский инженерно-аналитический центр», установлено, что наиболее часто повреждаемыми элементами котлов являются трубы поверхностей нагрева и необогреваемые гибы. Данные элементы котлов традиционно не включаются в объем неразрушающего контроля согласно РД 10-577-03 по истечении срока службы котлов высокого давления (более 4,0 МПа), как правило, ограничиваясь анализом результатов контроля при эксплуатации. В связи с необходимостью проведения экспертизы промышленной безопасности при восстановительных ремонтах после аварии или инцидента, произошедших на ОПО, когда было повреждено оборудование, работающее под давлением в соответствии с ФН и П, ведущих к дополнительным затратам на его эксплуатацию, считаем обоснованным обязательное включение труб поверхностей нагрева и необогреваемых гибов в программы диагностирования элементов котлов высокого давления по истечении назначенного срока службы.
Осуществляя наладку и испытания, контроль металла тепломеханического оборудования, в том числе котлов высокого давления, опытным, экспериментальным и инструментальным путем, отслеживая режимы работы поверхностей нагрева, водно-химический режим котлов электростанций Сибирской генерирующей компании, специалисты АО «СибИАЦ» установили ряд факторов, не только негативно влияющих на режим работы оборудования, но зачастую приводящих к неплановым остановкам:
1. повреждение крайних пакетов водяных экономайзеров (ВЭК) I ступени;
2. шлакование золоулавливающих установок (ЗУУ);
3. наружная коррозия поверхностей нагрева котлоагрегатов;
4. увеличение удельной загрязненности труб выше установленной нормы из-за несоблюдения водно-химического режима;
5. повреждаемость необогреваемых гибов котлов.
Повреждение крайних пакетов водяных экономайзеров (ВЭК) I ступени происходит вследствие золового эрозионного износа, что может быть вызвано переходом на сжигание углей марки «Д» совместно с углем марки «СС», а также сжиганием только угля марки «Д». На абразивный износ оказывает влияние увеличенный объем и скорость газов. При повышенных (при норме не более 10 %) присосах в топку и конвективную шахту объем газов возрастает, и скорость увеличивается. Понижение эксплуатационной температуры питательной воды ниже расчетной ведет к увеличению расхода топлива, соответственно, увеличивается объем дымовых газов и, опять же, возрастает их скорость.
По результатам проведенных сравнительных анализов золы углей марки «СС» и «Д» получены данные, что причина шлакования ЗУУ не всегда связана с химическим составом угля марки «Д», а кроется, вероятнее всего, также в дефектах системы орошения газов (плохой распыл, наброс струй форсунок на стенки газохода с образованием так называемых мокро-сухих зон, которые служат очагами образования отложений). При содержании оксида кальция (СаО) в золе (сульфатизируемого компонента, который определяет область рационального применения мокрых ЗУУ) в пределах, не превышающих 4,9 %, показатель граничного значения (определяемого по формуле) гораздо ниже 190, что соответствует нормальной работе ЗУУ. Но в случае достижения содержания СаО до 8 % велика вероятность
образования отложений. Необходимо проведение наладки и испытаний работы ЗУУ, а также анализов на химический состав золовых отложений.
Наружная коррозия поверхностей нагрева – наиболее частые повреждения, влияющие на надежность работы станции:
– повреждения труб экранов: чаще всего коррозионному износу подвергаются наружные поверхности труб нижней части (до отм. 8 м) экранов, контактирующие с изоляцией;
– повреждения труб потолочного пароперегревателя: вследствие коррозионного износа наружной поверхности;
– повреждения труб выходных участков петель I ступени пароперегревателя: вследствие коррозионного износа наружной поверхности (в местах прохода через изоляцию);
– повреждения пароотводящих труб заднего экрана: вследствие коррозионного износа наружной поверхности в местах прохода через изоляцию.
УСТАНОВЛЕНО, ЧТО ОДНОЙ ИЗ ПРИЧИН НАИБОЛЕЕ ЧАСТЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ, ВЛИЯЮЩИХ НА РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ, ЯВЛЯЕТСЯ КОНТАКТ НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ С ВЛАЖНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ
Это происходит при мокрой уборке котлов в периоды длительных холодных резервов, когда сушка обмуровки и тепловой изоляции не выполнялась, средняя наработка поверхностей нагрева на отказ составляет 30000?50000 часов при ресурсе 100000 часов. Согласно СО 34.37.306?2001 «Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций. Определение количества и химического состава отложений», предельное количество отложений на внутренней поверхности экранных труб котлов с давлением от 10 до 15,5 МПа, работающих на твердом топливе, составляет 600 г / м2, а для котлов, работающих на газообразном топливе – 400 г /м2. Основная часть отложений на поверхностях нагрева приходится на железоокисные отложения.
Причинами появления отложений, количество которых превышает предельно допустимые нормы, являются:
• нарушение водно-химического режима, а именно увеличение жесткости, содержания кремнекислоты, гидразина и аммиака в питательной воде, фосфатов в котловой воде, но данные нарушения имеют разовый характер, происходят при пуске и остановке оборудования и оперативно устраняются; средние показатели за год не превышают норму;
• недостаточный объем данных о состоянии поверхностей нагрева котлов по количеству отложений в связи с несоблюдением установленной периодичности, порядка и количества вырезаемых образцов экранных труб, установленных СО 34.37.306?2001, на котлах, работающих на газообразном топливе, вырезка образцов экранных труб должна производиться 1 раз в 2 года. На котлоагрегатах, работающих на твердом топливе или смеси твердого и газообразного, вырезки должны выполняться примерно через 15-18 тыс. часов эксплуатации, что не соблюдается;
• отсутствие регулярных химических промывок внутренних поверхностей нагрева котлов с 90-х годов.
Одним из факторов риска остается состояние необогреваемых низкотемпературных (до 450°С) гибов котлов. Гибы с толщиной стенки менее нормативной на 1?3 мм в соответствии с РД 34-17.417-85 «Положение о необогреваемых гибах …» в обязательном порядке при проведении капитальных ремонтов должны в плановом порядке заменяться, как не удовлетворяющие требованиям прочности и долговечности. На самом деле, меняются только те гибы, у которых обнаружены дефекты.
На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что для повышения надежности и безаварийной работы оборудования необходимо своевременно, в соответствии с требованиями нормативно – технической документации осуществлять контроль водно-химического режима, качества топлива и воды, проводить плановые замены при капитальных ремонтах экранов целиком, а не единично. Также нужно регулярно организовывать химическую промывку внутренних поверхностей нагрева, взаимодействуя со специализированными организациями, повышать профессиональный уровень машинистов котлов, осуществлять регулярный контроль, анализ параметров работы котлов и соответствие их режимным картам.
ВАЖНО УВЕЛИЧИВАТЬ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ДИАГНОСТИКЕ МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ В РАМКАХ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ (ЭПБ)
Данные элементы котлов традиционно не включаются специалистами в объем неразрушающего контроля согласно РД 10-577-03 по истечении срока службы котлов высокого давления (более 4,0 МПа), как правило, ограничиваясь анализом результатов эксплуатационного контроля. Также в связи с необходимостью проведения экспертизы промышленной безопасности в случае восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых было повреждено оборудование под давлением в соответствии с требованиями ФНиП ведущим к дополнительным затратам на его эксплуатацию, считаем обоснованным значительное увеличение объема диагностики вышеуказанных элементов котлов.
Литература:
1. РД 10-577-03 Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.
2. ФНиП «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением»
3. СТО 1723082.27.100.005-2008. «Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования.»
4. СРД (т) «Сборник распорядительных документов по эксплуатации энергосистем. Теплотехническая часть». 5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности". 6. СО 153-34.17.417-2003 Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов и необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа 7. СО 34.37.306-2001 «Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций. Определение количества и химического состава отложений»
Опубликовано в журнале "Вестник арматуростроителя" № 1 (36) 2017
