Причины повреждений и статистика по отказам трубопроводов ТЭС

Дитяшев Б. Д., êàíä. òåõí. íàóê, Терентьев И. А., èíæ.

ОАО “Фирма ОРГРЭС”

Более 5% отказов энергоблоков происходит изза повреждения деталей и элементов паропроводов и питательных трубопроводов, а для электростанций с поперечными связями в зависимости от года они составляют от 2 до 10% общего числа отказов. Анализ повреждаемости паропроводов показывает, что четверть всех повреждений наиболее опасна и связана с разрывами их элементов (гибов, сварных соединений и реже – прямых труб).

Основные причины повреждений деталей и элементов паропроводов следующие:

повышенные (непроектные) напряжения – 24%; дефекты сварки – 22%; металлургические дефекты и применение не-

проектных материалов – 19%; исчерпание ресурса металла – 19%;

прочие (коррозия, воздействие сторонних механизмов и др.) – 16%.

Если систематизировать повреждения трубопроводов по размерам труб и видам повреждений с учетом времени восстановления, то 50% всех повреждений относится к трубам с наружным диаметром 100 мм и более. Среди поврежденных труб меньшего диаметра подавляющее большинство составляют дренажи и байпасы. Время восстановления трубопроводов колеблется от 1 сут. (среднее давление) до 4 сут. (высокое и сверхкритическое давление).

Минимальное значение средней наработки трубопроводов, при которой происходят повреждения, характерно для дефектов сварки – 22 тыс. ч, а максимальное – свыше 150 тыс. ч – для исчерпания ресурса металла (как основного, так и наплавленного).

Проанализируем причины повреждаемости паропроводов. Их условно можно разделить на четыре группы.

К первой группе причин следует отнести “объективные”:

при переходе на нормы расчета на прочность 1965/1971 гг. был снижен коэффициент запаса прочности, кроме того, были внесены повышенные допускаемые напряжения для стали 12Х1МФ. Это привело к уменьшению толщины стенки труб. В результате были получены трубы диаметром: 194/170 мм, 273/239 мм, 325/285 мм и т.д., что явилось причиной разрывов трубопроводов, в первую очередь, гибов при наработке от 40 до 100 тыс. ч

эксплуатации. Далее последовали массовая замена паропроводов на электростанциях и соответственно огромные непланируемые затраты;

âправилах устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды вплоть до 1994 г. был регламентирован уклон горизонтальных участков паропроводов 4 мм на 1 м в сторону движения рабочей среды. Этот уклон был достато- чен для паропроводов энергоустановок, вводимых

â50-õ годах, имеющих относительно небольшие вертикальные участки паропроводов и большое число промежуточных неподвижных опор. В дальнейшем при росте единичной мощности энергоустановок произошло увеличение вертикальных участков паропроводов, кроме того, была доказана нецелесообразность установки промежуточных неподвижных опор. Все это послужило причиной образования контруклонов горизонтальных участков паропроводов в периоды пусков и остановов оборудования и, следовательно, к короблению паропроводов. Экспериментальные данные показывают, что уровень напряжений, возникающих при короблении паропроводов, в ряде случаев достигает предела текучести металла. По этой причине до настоящего времени происходят повреждения паропроводов;

âныне действующих нормах, по нашему мнению, завышено значение коэффициента релаксации напряжений, что также приводит к возникновению неучтенных напряжений в металле паропроводов.

Кроме того, нет достаточной ясности в учете манометрического эффекта при проведении расче- тов трасс трубопроводов, что, в первую очередь, относится к паропроводам горячего и холодного промперегрева и др.

Ко второй группе причин следует отнести типовые недостатки, заложенные на стадии проектирования. Наиболее характерные из них следующие:

применение нерегулируемых катково-пружин- ных опор;

применение скользящих опор на участках, подверженных короблению, особенно это относится к паропроводам на РОУ и БРОУ, что приводит к подгибке паропроводов и в дальнейшем к повреждениям;

ввод холодной растяжки (30, 50 и 100%) для снижения напряжений;

2003, ¹ 4

47

отсутствие учета при расчете нагрузок на опоры полных перемещений паропроводов, что приводит к появлению дополнительных напряжений в металле паропроводов в рабочем состоянии от весовой составляющей и к повреждениям сварных соединений;

отсутствие учета собственных смещений энергооборудования в местах присоединения паропроводов при проведении расчетов приводит к появлению дополнительных неучтенных напряжений; выполнение проектов трасс паропроводов без учета их тепловых перемещений приводит к защемлениям паропроводов другими трубопровода-

ми или строительными конструкциями; при проведении проектных расчетов учитывал-

ся только один базовый режим работы оборудования. Остальные режимы работы и возможные переключения не учитывались, что, в свою очередь, приводит также к появлению дополнительных напряжений в металле паропроводов;

при проведении реконструкции не учитывался опыт эксплуатации, трассы паропроводов оставляли неизменными, несмотря на определенную повторяемость повреждений.

Этот перечень можно продолжить. Например, при проведении расчетов на прочность и самокомпенсацию эквивалентные напряжения от действия всех нагружающих факторов на расчетный срок службы сравниваются с допускаемыми с коэффициентом 1,5. В то же время коэффициенты концентрации напряжений в сварных соединениях сложного профиля по нашим данным и данным ВТИ в ряде случаев более 1,5.

К третьей группе причин можно отнести наиболее часто встречающиеся недостатки при проведении монтажа паропроводов, которые также оказывают существенное влияние на их дальнейшую надежную эксплуатацию, а именно:

детали и элементы трубопроводов, поставляемые заводами-изготовителями, имеют, как правило, положительный допуск по длине изделия, который в большинстве случаев не учитывается при укрупнении блоков и последующем монтаже паропроводов. В итоге возникает изменение в пространственном расположении трасс паропроводов, что в конечном итоге приводит к возникновению защемлений при эксплуатации;

скользящие и катковые опоры монтируются без учета тепловых перемещений паропроводов;

не производится смещение тяг опор и подвесок трубопроводов на половину их теплового перемещения в сторону, противоположную перемещениям;

неправильно производится затяжка пружин в подвесках (малый зазор между центральной шпилькой и коромыслами), в результате чего при растопке пружина выключается из работы и пружинная подвеска работает как жесткая тяга, что увеличивает напряжения на ряде участков трубопроводов;

не устраняются в полном объеме монтажные стяжки, времянки, вспомогательные конструкции

èдр., что также изменяет напряженное состояние паропроводов;

не выдерживаются необходимые зазоры при проходе через перекрытия, что вызывает защемление паропроводов;

запорная арматура на дренажных и байпасных линиях монтируется на расстоянии, превышающем 250 мм от паропровода, что приводит к образованию трещин на внутренней поверхности в месте приварки штуцера за счет попадания конденсата.

Êчетвертой группе причин следует отнести недостатки эксплуатации:

не выдерживаются заданные скорости прогрева и охлаждения паропроводов;

имеют место выбеги температуры пара, что оказывает существенное влияние на длительность эксплуатации паропроводов;

при пуске оборудования не в полном объеме открываются дренажи, что приводит к короблению паропроводов и гидроударам;

после окончания ремонтов не в полном объеме демонтируются ремонтные стяжки и другие вспомогательные конструкции, что приводит к защемлениям паропроводов;

не уделяется должного внимания опорно-под- весной системе креплений. Как правило, ряд опор

èподвесок находится в неудовлетворительном состоянии (пружины потеряли устойчивость, сломаны, “находит” виток пружины на виток, не несут расчетную нагрузку). Тумбы скользящих и неподвижных опор частично разрушены. Скользящие поверхности имеют задиры. На неподвижных опорах отсутствуют сухари, хомуты ослаблены и опоры не выполняют своих функций;

часть индикаторов тепловых перемещений находится в неработоспособном состоянии. Контроль за тепловыми перемещениями нередко проводится формально;

при ремонтах часто замуровываются дренажные линии, скользящие опоры и зазоры в перекрытиях для свободного перемещения паропроводов; отсутствует должный контроль за свободными перемещениями байпасных и дренажных линий, что приводит к их защемлениям и, как следствие,

êповреждениям.

 òàáë. 1 представлены статистические данные повреждаемости трубопроводов ТЭС за 1997 – 2000 гг. В òàáë. 2 указаны повреждения главных паропроводов ТЭС с параметрами пара 10 МПа и более за 1997 – 2000 гг.

Данные, представленные в òàáë. 1 è 2, можно проиллюстрировать следующими конкретными примерами.

Так, на паропроводе горячего промперегрева диаметром 720/678 мм (сталь 15Х1М1Ф, наработка 119 тыс. ч) энергоблока 500 МВт Рефтинской

48

2003, ¹ 4

ГРЭС образовалась сквозная трещина протяжен-

Вследствие несвоевременной замены при на-

ностью 375 мм по зоне термовлияния сварного со-

работке 160 тыс. ч на Волгоградской ТЭЦ-3 прои-

единения трубы со штампосварным коленом. Ана-

зошло разрушение гиба паропровода диаметром

логичное повреждение на этом же паропроводе

219/169 мм (сталь 12Х1МФ) из-за ползучести ме-

произошло

при наработке 125 тыс. ч,

т.е. через

талла.

6 тыс.ч после первого повреждения. Причина воз-

Из-за дефектов монтажной сварки при нара-

никновения трещин – воздействие неучтенных до-

ботке 47 тыс. ч образовался свищ в узле приварки

полнительных компенсационных напряжений.

дренажной линии к паропроводу холодного пром-

На паропроводе свежего пара диаметром

перегрева энергоблока 800 МВт Нижневартовской

465/315 (сталь 15Х1М1Ф) энергоблока

800 ÌÂò

ГРЭС. По этой же причине зарегистрированы по-

Сургутской ГРЭС-2 образовалась кольцевая тре-

вреждения трубопроводов на Смоленской ГРЭС,

щина в зоне термовлияния монтажного сварного

Ириклинской ГРЭС, Ростовской ТЭЦ-2.

соединения при наработке 92 тыс. ч. Предполагае-

Дефекты ремонтной сварки явились причиной

мой причиной повреждения сварного соединения

повреждения углового шва приварки дренажной

явилось

воздействие

повышенных

напряжений,

линии к паропроводу свежего пара на Читинской

возникающих в результате коробления паропрово-

ТЭЦ-1. Кроме того, дефекты ремонтной сварки

дов при пусках и остановах оборудования.

привели к разрушению угловых швов приварки

На паропроводе свежего пара диаметром

байпасной линии и растопочного трубопровода к

325/195 ìì

(сталь

15Õ1Ì1Ô)

энергоблока

главным паропроводам Ярославской ТЭЦ-3 и Че-

300 МВт Каширской ГРЭС обнаружена сквозная

лябинской ТЭЦ-2 соответственно. По этой же при-

трещина

протяженностью 245 мм

â

заводском

чине отмечены повреждения сварных соединений

сварном

соединении. Возникновению

трещины

на питательных трубопроводах Северодвинской

способствовало неудовлетворительное состояние

ТЭЦ-1, Северодвинской ТЭЦ-2, Пермской ТЭЦ-3,

опорно-подвесной системы креплений.

Тюменской ТЭЦ-1.

Кроме того, из-за воздействия повышенных на-

Невыполнение в полном объеме требований

пряжений имелись повреждения сварных соедине-

нормативных документов в части установки ли-

ний паропроводов на Троицкой ГРЭС, Заинской

нии прогрева достаточного диаметра дважды при-

ГРЭС, Райчихинской ГРЭС, Кировской ТЭЦ-4,

водило к отказам энергоблоков 300 МВт Ириклин-

Пермской ТЭЦ-9, Уфимской ТЭЦ-1, Новосибир-

ской ГРЭС. В первом случае на паропроводе горя-

ской ТЭЦ-4, Тобольской ТЭЦ, Кумертауской ТЭЦ,

чего промперегрева диаметром 426/390 мм (сталь

Нижнетуринской ГРЭС, а также повреждения бай-

12Х1МФ) энергоблока ¹ 1 обнаружили попереч-

пасных и дренажных линий в местах их приварки

ную трещину длиной 28 мм на участке врезки ли-

к главным паропроводам Заинской ГРЭС, Сара-

нии прогрева предохранительных клапанов. Тре-

товской ТЭЦ-2, Ярославской ТЭЦ-3, Казанской

щина термоусталостного характера образовалась

ÒÝÖ-2.

из-за попадания конденсата из линии прогрева на

При работе котла ПК-10 (10,0 МПа, 510°С) Ир-

внутреннюю поверхность паропровода. Во втором

кутской ТЭЦ-1 разорвался прямой участок главно-

случае по аналогичной причине на паропроводе

го паропровода. При расследовании выявлена

горячего промперегрева

диаметром

630/574 ìì

ошибочная установка ремонтным персоналом тру-

(сталь 15Х1МФ) энергоблока ¹ 5 образовалась

бы, изготовленной из стали 20 вместо 12Х1МФ по

трещина протяженностью 80 мм. Начало развития

проекту, при замене главного паропровода в

трещины – отверстие в месте врезки постоянно

1992 г. Наработка поврежденного участка паро-

действующего дренажа диаметром 32/20 мм бай-

провода составила 24,7 тыс. ч.

паса промперегрева.

Ò à á ë è ö à

1

Число отказов по годам

Наименование трубопровода

1997

1998

1999

2000

Трубопроводы ТЭС с поперечными связями:

паропроводы свежего пара:

14 ÌÏà, 560°Ñ

2

8

10

4

10 ÌÏà, 510 – 540°Ñ

–

9

4

1

питательные трубопроводы высокого давления

3

5

4

3

прочие трубопроводы

15

4

13

27

Трубопроводы энергоблоков

10

14

18

16

Всего

30

40

49

51

2003, ¹ 4

49

Невыполнение указаний требований норматив273/233 мм (сталь 12Х1МФ, наработка 26,7 тыс. ч)

íûõ	документов также					привело к образованию				Камчатской ТЭЦ-1 в месте присоединения бай-
трещины			íà	главном		паропроводе		диаметром		пасной линии. Вентиль байпаса был установлен на
Ò à á ë è ö à			2
		Диаметр				Расчетные
				Марка		параметры пара		Наработ-
Ãîä		паропро-								Место повреждения	Причина повреждения
				стали				êà, òûñ. ÷
		âîäà, ìì				Ð, ÌÏà	t, °Ñ
1997		273/201		12Õ1ÌÔ		14,0	560	214	Узел приварки дренажа к паропроводу		Дефект сварки
		325/249		Òî æå		14,0	545	174	Узел приварки штуцера к паропроводу		Òî æå
		273/209		Òî æå		13,0	550	194		Прямой участок	Исчерпание ресурса
		377/287		Òî æå		13,0	550	112	Узел приварки дренажа к паропроводу		Дефект сварки
		273/233		Òî æå		10,0	540	201		Òî æå	Òî æå
		273/209		Òî æå		13,0	550	338		Сварной шов	Исчерпание ресурса
1998		465/315		15Õ1Ì1Ô		25,5	545	93		Сварной шов	Повышенные напряжения
		325/195		Òî æå		25,5	545	157		Òî æå	Òî æå
		720/676		Òî æå		4,0	545	130		Òî æå	Причина не установлена
		720/676		Òî æå		4,0	545	119		Òî æå	Повышенные напряжения
		245/165		12Õ1ÌÔ		13,0	550	104	Узел приварки байпаса к паропроводу		Òî æå
		273/209		Òî æå		14,0	560	111		Ãèá	Исчерпание ресурса
		325/249		15Õ1Ì1Ô		13,0	550	238	Узел приварки байпаса к паропроводу		Дефект сварки
		273/233		12Õ1ÌÔ		10,0	540	216		Сварной шов	Повышенные напряжения
		273/243		Òî æå		10,0	510	25		Прямой участок	Несоответствие марки ста-
											ли проекту
		273/233		Òî æå		10,0	540	27	Узел приварки байпаса к паропроводу		Термическая усталость
		273/243		Òî æå		10,0	510	288	Узел приварки штуцера к паропроводу		Дефект сварки
		377/277		15Õ1Ì1Ô		13,0	550	13	Узел приварки дренажа к паропроводу		Дефект монтажа
		273/233		12Õ1ÌÔ		10,0	540	210		Сварной шов	Дефект сварки
		273/209		Òî æå		14,0	560	15	Узел приварки байпаса к паропроводу		Òî æå
1999		325/249		12Õ1ÌÔ		13,0	550	147		Сварной шов	Дефект монтажа
		720/676		15Õ1Ì1Ô		4,0	545	125		Òî æå	Повышенные напряжения
		325/239		12Õ1ÌÔ		14,0	545	240		Òî æå	Дефект сварки
		219/165		Òî æå		13,0	550	161		Ãèá	Исчерпание ресурса
		219/165		Òî æå		13,0	550	69		Òî æå	Дефект изготовления
		273/209		Òî æå		14,0	560	99		Òî æå	Исчерпание ресурса
		273/243		Òî æå		10,0	510	322		Сварной шов	Прочие причины
		273/243		Òî æå		10,0	510	35	Узел приварки байпаса к паропроводу		Дефект сварки
		273/201		Òî æå		13,0	550	186		Òî æå	Исчерпание ресурса
		273/233		Òî æå		10,0	540	122	Узел приварки дренажа к паропроводу		Дефект сварки
		325/239		Òî æå		13,0	550	304		Òî æå	Повышенные напряжения
		273/201		Òî æå		13,0	550	236		Òî æå	Òî æå
		273/233		Òî æå		10,0	540	115	Узел приварки штуцера к паропроводу		Дефект сварки
2000		426/390		12Õ1ÌÔ		4,0	545	207	Узел приварки штуцера к паропроводу		Повышенные напряжения
		630/574		15Õ1Ì1Ô		4,0	545	295	Узел приварки дренажа к паропроводу		Òî æå
		325/205		Òî æå		25,5	545	170	Узел приварки штуцера к паропроводу		Òî æå
		273/201		12Õ1ÌÔ		13,0	550	222	Узел приварки паропровода к тройнику		Òî æå
		159/135		Òî æå		10,0	540	85		Прямой участок	Òî æå
		273/201		Òî æå		14,0	560	101	Узел приварки паропровода к тройнику		Òî æå
		235/159		Òî æå		14,0	560	140	Узел приварки дренажа к паропроводу		Дефект монтажа
		273/201		Òî æå		14,0	560	157		Òî æå	Òî æå
50											2003, ¹ 4

значительном расстоянии от узла врезки в паропровод.

Также из-за попадания конденсата из дренажной линии произошло повреждение гиба растопочного трубопровода котла ТГМ-84 Архангельской ТЭЦ. Наработка растопочного трубопровода на момент повреждения составила 55,6 тыс. ч.

На питательном трубопроводе котла ТГМ-84Б Волгоградской ТЭЦ-3 произошел разрыв прямого участка трубы диаметром 133/113 мм (сталь 20, наработка 12,0 тыс. ч) за регулирующим питательным клапаном (РПК). Параметры рабочей среды 23,0 МПа, 230°С. При расследовании установлено, что разрыв произошел по нижней образующей трубы вследствие эрозионного износа. На момент разрушения толщина стенки трубы составляла 1,3 – 1,7 мм вместо 10 мм по номиналу. Разрушение участка питательной линии было связано с работой котла при низких нагрузках, когда его питание велось, в основном, через линию диаметром 133/113 мм вместо основной линии диаметром 273/233 мм, с перепадом давления на клапане 5,0 МПа. Таким образом, было нарушено требование нормативного документа о необходимости

снижения избыточного перепада давления за РПК до значения, не превышающего 2,0 МПа.

На Иркутской ТЭЦ-1 при включении в работу редукционной установки подачи пара с очереди 9,0 МПа на паропроводы очереди 6,0 МПа произошел заброс образовавшегося конденсата в паропровод острого пара 6,0 МПа с отключением турбины ПТ-19-66 технологической защитой из-за низкой температуры пара. При расследовании установлено, что включаемый участок паропровода не был дренирован. При включении в работу редукционной установки имели место несогласованные действия оперативного персонала котельного и турбинного цехов. В эксплуатационной инструкции отсутствовали четкие указания по разграничению обязанностей персонала цехов при обслуживании редукционной установки.

Итак, на основании проведенного анализа повреждаемости трубопроводов большинство пере- численных причин повреждений трубопроводов является прогнозируемым, а следовательно, устраняемым, поэтому можно сделать вывод, что существует реальный резерв повышения надежной и безопасной эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций.

Уважаемые читатели журнала «Электрические станции»!

Редакция журнала приступила к выпуску

годовых сборников журнала на CD!

На экране своего компьютера Вы увидите электронную версию журнала, в точности соответствующую печатному оригиналу. Удобная система закладок, тематический указатель и рубрикатор позволят Вам быстро находить нужную информацию.

Годовой сборник журнала на CD –

это самый удобный способ хранения информации!

Требования к оперативной системе: IBM-совместимый компьютер на базе процессора Pentium; Microsoft Windows 95 и выше; 16 Мб RAM (рекомендуется 32 Мб); 20 Мб свободного места на жестком диске.

Заплатив 350 ðóá. (в том числе НДС и почтовые расходы), Вы уже сейчас можете приобрести CD «Электрические станции. 2001» è CD «Электрические станции. 2002».

Направьте в редакцию (по почте, факсу или E-mail) гарантийное письмо-заявку с указанием платежных реквизитов и точного почтового адреса. Вам будет выставлен счет, после оплаты которого мы вышлем в Ваш адрес СD.

Адрес редакции: 115280, Москва, ул. Ленинская слобода, 23 Тел/факс: [phone]

E-mail: [e-mail]

2003, ¹ 4

51