домой
Главная         Оборудование         Методы         Применение         Видео         О компании         Бланк заказа         Контакты    

Опыт внедрения современных систем неразрушающего контроля труб поверхностей нагрева энергетических котлов

 

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

(По материалам конференции: "Угольная теплоэнергетика.

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

 

 

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


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

 

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

 

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

 

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

 

Из имеющихся на рынке предложений такой аппаратуры были рассмотрены комплексы неразрушающего контроля фирмы «Политест» (Россия) и «TesTex» (США). Аппаратура фирмы «Политест» позволяет производить оценку состояния внутренних поверхностей трубных систем эндоскопическим методом. Эта аппаратура широко применяется для контроля трубных систем теплообменных аппаратов российских АЭС. На Украине она применена Концерном «Стирол». Эксплуатационная оценка возможности системы, по отзывам специалистов, достаточно высока. Но с учетом конструктивных особенностей энергетических котлов и повышения производительности было принято решение о приобретении системы неразрушающего контроля TS-2000 фирмы «TesTex».

 

Особенностью данной системы является возможность сканирования трубных систем по внешней образующей каждой трубы без тщательной подготовки поверхности. При этом скорость сканирования составляет 3-5 м/мин с возможностью оценки состояния внутренней поверхности трубы на глубину до 19 мм по окружности до 1800. Система состоит из сканера (профилированного под необходимый диаметр трубы), электронного блока, организующего работу системы и компьютера, организующего сбор, представление, обработку, хранение и тиражирование информации на магнитных и бумажных носителях.

 

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

  1. Освоение работы с программным обеспечением.
  2. Лабораторные работы с использованием контрольных образцов, прилагаемых к системе.
  3. Лабораторные работы с использованием образцов, специально изготовленных из труб.
  4. Опробование системы в полевых условиях.
  5. Опытно-промышленное внедрение системы в условиях котлоагрегата.
  6. Анализ результатов и составление отчета.

В процессе освоения работы с программным обеспечением и лабораторных работ с использованием контрольных образцов уточнялась оптимальная скорость перемещения датчика, методика работы с датчиком для контроля гнутых участков труб.

 

Для уточнения методики выявления дефектов различного характера и размеров изготовлены контрольные образцы со сверлениями Ø 2, 3, 4 мм глубиной 30%, 50%, 70% от толщины стенки труб.

 

Далее было выполнено опробование системы на образцах, а также на трубах Ø32 и Ø38 (прямых и гнутых участках), вырезанных ранее с различных элементов поверхностей нагрева ТЭС.

 

Следующим шагом было опробование системы на трубах демонтированных КПП НД Славянской ТЭС и ХКПП Старобешевской ТЭС, находящихся на складах оборудования станций. В результате контроля были выявлены участки труб, на внутренней поверхности которых предположительно находятся дефекты. Данные участки труб вырезали и распустили. При осмотре были обнаружены дефекты различного характера (точечные язвины Ø 2-3 мм, язвины неопределенной формы диаметром до 1-1,5 см).

 

На панелях КППНД Славянской ТЭС выполнен контроль на 20 участках протяженностью до 1 м. На змеевиках ХКПП Старобешевской ТЭС выполнен контроль на 10 участках (включая калачи) длиной до 1 м каждый.Далее была проведена работа по контролю гнутых участков труб ХКПП котла блока № 5 Старобешевской ТЭС. Контролю подвергались калачи пакета 4Б и часть прямого участка трубы 18. Общая длина проконтролированного участка 80 см (всего около 50 м).
 

В процессе проведенной работы подтверждена возможность использования системы TS-2000 для определения дефектов поверхностей нагрева котловых агрегатов. Как показал опыт практической работы, в целях исключения возможных ошибок в оценке качества труб необходима предварительная очистка поверхности труб от крупных частиц шлака, которые вызывают резкий отрыв датчика от поверхности трубы, и ведет к появлению ложных сигналов.

 

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

 

 

Аналогичные работы были проведены на блоке № 15 Луганской ТЭС по технической диагностике труб ХКПП. Как и ожидалось, наиболее подверженными стояночной коррозии оказались змеевиковые трубы, из которых крайне трудно полностью удалить воду. Выполнена техническая диагностика нижних “калачей” холодного конвективного пароперегревателя (ХКПП). Холодный конвективный пароперегреватель изготовлен из труб Ø38х4 мм, материал труб – сталь 20. Настройки TS-2000 позволяли регистрировать дефекты глубиной более 10% от толщины стенки трубы. Контролю подвергались калачи двух крайних (по ходу газов) рядов. Контролируемая зона – гнутая часть до сопряжения с прямым участком. Участки труб в местах приварки дистанционирующих трубок не проверялись ввиду их недоступности. На снимках ниже представлены фрагменты труб из ХКППНД блока 11 СбТЭС (из вертикальных участков пакетов змеевиков с участками язвенной коррозии, локализованных системой TS-2000).

 

 

По результатам проведенной диагностики можно сделать вывод, что нижние “калачи” холодного конвективного пароперегревателя находятся в удовлетворительном состоянии. Выявленные отдельные коррозионные язвины имеют глубину не более 20% (0,8 мм) от толщины стенки, за исключением “калачей” пакетов 151 и 181 в левом газоходе, глубина язвин в которых достигает 20% и более (1 мм и более). Данные “калачи” были вырезаны и распущены для визуальной оценки достоверности результатов. Полученные данные с дефектами менее 20% потери толщины стенки помещены в соответствующую базу данных для последующей оценки скорости развития коррозионных процессов.

 

Достаточно интересные результаты были получены с помощью системы TS-2000 при разработке методики контроля состояния металла труб выходной ступени вторичного пароперегревателя блока №11 Старобешевской ТЭС. Выходная ступень вторичного пароперегревателя котлоагрегатов ТП-100 Старобешевской ТЭС изготовлена из труб Ø38х3,5 мм, сталь 12Х18Н12Т. В процессе эксплуатации аустенитные стали претерпевают структурные изменения, которые влияют на надежность. Из-за длительного воздействия высоких температур может происходить измельчение зерна. Согласно ТУ 14-3-460-75 регламентируемая величина зерна должна быть в пределах 3-7 баллов. Воздействие времени и температуры (600-700оС) способствует выделению по границам зерен карбидов типа Cr23C6 или Ме7С3. В результате приграничные зоны обедняются хромом. Наряду с выделением карбидов происходит образование интерметаллических соединений – σ-фазы. Результатом такой дестабилизации структуры может быть МКК, как на внутренней поверхности на глубину 2-4 зерен, так и на наружной поверхности или хрупкое механическое разрушение деградированной стали. Опыты проводились на трубах выходной ступени вторичного пароперегревателя блока №11 Старобешевской ТЭС, который отработал около 240 тыс. часов. Для отладки режимов работы системы TS-2000 подготовлены образцы труб со структурой в исходном состоянии, и после наработки 240 тыс. часов. Первоначально для определения возможности контроля немагнитной аустенитной стали на контрольных образцах были выполнены сверления различной глубины. Определены режимы настройки прибора (частота, фаза и амплитуда), позволяющие выявлять данные дефекты. В процессе работы, направленной на отыскание трещин, микротрещин, язвин была установлена зависимость между характером сигналов на развертке (амплитудой, частотой, фазой) и величиной зерна металла контрольных образцов (рис.1 и 2), что свидетельствовало о возможности контроля структуры металла. Выполнен контроль 4-х пакетов пароперегревателя. Контроль производился путем сканирования датчиком системы по всей длине змеевиков. Установлено различие структуры в различных зонах змеевиков. Наиболее неудовлетворительное состояние металла первых трех труб по ходу газов – величина зерна 10 балл. В несколько лучшем состоянии металл на трубах обратной стороны – величина зерна 9-10 баллов. Локализация дефектных участков позволила реализовать техническое предложение, позволяющее обеспечить более надежную работу пароперегревателя путем разворота пакета на 180 градусов т.к. при ремонте пакета планировалась замена трубы каждого змеевика от потолочной части топки до коллекторов.

Рис.1 Структура в исходном состоянии:

величина зерна - 3-5 балл

(контрольный образец)

Рис.2. Вид сигналов на экране TS2000

(контрольный образец)

 

 

Рис.3 Структура браковочная  (после наработки

240 тыс. часов): величина зерна - 10 балл (контрольный образец)

Рис.4 Вид сигналов на экране TS2000

(браковочная структура)

 


Поиск по сайту

   


Каталог оборудования




Наши партнеры

ТЕПЛОВИЗОРЫ NEC


УТРАФИОЛЕТОВЫЕ КАМЕРЫ COROCAM



Яндекс.Метрика


© 2009-2016, ООО "ПАНАТЕСТ"