2	Электрические станции, 2001, ¹ 1

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

О переводе ТЭС Урала, входящих в УралТЭК, с экибастузского на непроектные кузнецкие угли

Эдельман В. И., доктор эконом. наук, Говсиевич Е. Р., канд. эконом. наук, Мельников А. П., Кулаков А. В., Кузнецов В. А., инженеры

НИИ экономики энергетики – РАО “ЕЭС России”

Одним из ключевых условий эффективного функционирования рынка электроэнергии и мощ­ ности в условиях реструктуризации РАО “ЕЭС России” является оптимизация топливообеспече­ ния ТЭС на основе анализа основных аспектов из­ менения топливной базы ТЭС, рассмотренных да­ лее.

1. Технические аспекты:

дополнительные конструктивно-технологиче­ ские требования к ТЭС;

объемы работ по реконструкции ТЭС по всей технологической цепочке использования топлива, начиная с его разгрузки и заканчивая золоудалени­ ем и золоотвалами;

степень износа основных фондов, определяю­ щая целесообразность реконструкции и степень риска, связанного со снижением надежности обо­ рудования при изменении условий его работы.

2. Экономические аспекты:

экономическая эффективность перехода ТЭС на новую топливную базу;

дополнительные инвестиции, необходимые для реконструкции, технического перевооружения ТЭС и продления срока жизни оборудования;

дополнительные инвестиции в угольные пред­ приятия для обеспечения необходимых поставок альтернативных углей и др.

3. Топливно-ресурсные аспекты:

система альтернативных вариантов топливо­ обеспечения ТЭС;

ресурсы альтернативных видов энергетическо­ го топлива;

структурные изменения топливно-энергетиче­ ского комплекса РФ, в том числе снижение поста­ вок природного газа на ТЭС;

эффективность и безопасность топливообеспе­ чения других потребителей.

4. Организационно-правовые аспекты:

различные организационно-правовые формы связей угольных и энергетических предприятий при традиционном и альтернативном топливо­ обеспечении;

различная степень государственного регулиро­ вания энергетической и угольной отраслей;

влияние межгосударственных отношений на топливоснабжение ТЭС;

влияние кризисных явлений, в том числе не­ платежей, на надежность и эффективность топли­ воснабжения ТЭС.

В настоящее время значительное внимание специалистов энергетической и угольной отрасли привлекает проблема замещения на ТЭС Урала, предполагаемых к включению в вертикально ин­ тегрированную энергоугольную компанию УралТЭК, проектного и фактически используемого в течение длительного времени экибастузского угля, поставляемого из Казахстана, на непроектные оте- чественные кузнецкие угли (Карягин Ю. В., Какушкин А. А., Князев А. В. Опыт сжигания непроектных марок отечественных углей на котлах ТЭС Свердловэнерго. – Электрические станции, 1997,

¹6).

Êуказанным ТЭС относятся Троицкая, Реф­

тинская и Верхне-Тагильская ГРЭС.

Основанием для постановки указанной проблемы является большая, с точки зрения стоимости потенциального тепла угля и других технологиче­ ских характеристик, конкурентоспособность на рынке топлива кузнецких углей по сравнению с экибастузским углем. Указанное обусловлено бо­ лее высокой теплотой сгорания кузнецких углей, значительно меньшим количеством золы и серы, причем, в расчете как на единицу рабочей массы угля, так и на единицу теплоты сгорания (òàáë. 1).

Потенциальными источниками положительно­ го экономического эффекта при рассматриваемом замещении экибастузского угля кузнецкими явля­ ются:

меньшие величины стоимости 1 т условного топлива и топливной составляющей себестоимо­ сти энергии ;

меньшие значения зольности и затрат на удале­ ние золы и золоотвалы;

меньшие затраты, связанные с выбросами ок­ сидов серы в атмосферу.

Указанная проблема рассматривается с учетом различных аспектов топливообеспечения ТЭС.

Электрические станции, 2001, ¹ 1	3

Технические аспекты использования на ТЭС Урала, входящих в УралТЭК, непроектных кузнецких углей.

Характеристики котельных агрегатов ТЭС Ура­ ла, предполагаемых к включению в энергоуголь­ ную компанию УралТЭК, представлены в òàáë. 2.

Существенным, с точки зрения сжигания в котельных агрегатах, отличием кузнецких углей от экибастузского является их склонность к шлакованию.

Котлы ПК-39 и П-57, запроектированные спе­ циально для работы на экибастузском угле, имеют следующие особенности, препятствующие испо­ льзованию шлакующегося топлива:

повышенная теплонапряженность (òàáë. 2), по­ скольку зола экибастузского угля является туго­ плавкой (òàáë. 1); использование шлакующегося топлива требует существенного снижения паро­ производительности котельных агрегатов;

отсутствие конвективных пароперегревателей в горизонтальном газоходе (после ширм) и соот­ ветственно высокая температура газов на входе в опускную шахту; при шлаковании здесь невоз­ можно использовать устройства очистки наружных поверхностей от отложений при использова­ нии шлакующегося топлива, поскольку падающи­ ми отложениями будут забиваться низлежащие пакеты пароперегревателей и экономайзеров.

Котлы ПК-33 имеют в топке двухсветные экраны, что крайне затрудняет их эксплуатацию при использовании шлакующегося топлива.

Котлы ПК-14 используются на разном топливе и в них может быть организовано сжигание куз­ нецких углей.

Для систем пылеприготовления существенным отличием кузнецких углей от экибастузского явля­ ется их взрывоопасность. При замещении экиба­ стузского угля кузнецкими требуется реконструк­ ция систем пылеприготовления как с прямым вду­ ванием и молотковыми мельницами, так и с пром­

бункером и шаровыми барабанными мельницами, с целью обеспечения их взрывобезопасности.

Топливно-транспортная система рассматриваемых ТЭС также требует реконструкции при заме­ не экибастузского угля кузнецкими, что связано со следующим:

со смерзаемостью кузнецких углей;

ñухудшенными сыпучими свойствами кузнец­ ких углей по сравнению с экибастузским углем;

ñнеобходимостью использования на ТЭС разных марок угля, поскольку не на всех типах котельных агрегатов можно организовать эффективное сжигание кузнецких углей.

Учитывая моральный и физический износ обо­ рудования указанных ТЭС, их перевод на непроектный уголь должен быть совмещен с техническим перевооружением ТЭС, что требует значительных дополнительных инвестиций.

Таким образом, перевод ТЭС с экибастузского на кузнецкие угли в принципе возможен, но требу­ ет значительных объемов реконструкции по всей технологической цепочке использования топлива, начиная с выгрузки угля из вагонов и кончая про­ хождением топлива через котлы, что связано с существенными отличиями кузнецких углей от эки­ бастузского (взрывоопасность, шлакуемость, смерзаемость и др.) и необходимостью техниче­ ского перевооружения изношенных основных производственных фондов ТЭС.

Кроме того, необходимо отметить, что физиче­ ский износ оборудования рассматриваемых ТЭС делает актуальной проблему снижения надежно­ сти технологических систем при существенном изменении условий работы, связанном с перехо­ дом на непроектный уголь, в том числе с исполь­ зованием смесей экибастузского и кузнецких уг­ лей.

При переходе с проектного экибастузского угля на кузнецкие угли по условиям шлакования возможная нагрузка котлов ограничивается 70%

Ò à á ë è ö à 1

Характеристики рабочей массы и стоимость экибастузского и кузнецких углей

		W ð, %	A ð, %	S ð, %	N ð, %	Qp, êêàë êã		Стоимость
	Уголь						Tøë, °Ñ	условного топ­
						í		ëèâà, ðóá ò
	Экибастузский СС:
	при раздельном	6	42,3	0,6	0,8	3800	1180	393*
	функционировании
	для УралТЭК					4150		327**
	Кузнецкий:							332
	бачатский 1СС	7,5	17,6	0,4	1,5	6000	1169
	черниговский 2СС	8,5	19,5	0,5	1,6	5700	1125
	ерунаковский Г	9	15,9	0,5	2	5400	1067
	талдинский Г, Д	11	13,8	0,3	1,8	5500	1018

*Франко-ТЭС в среднем по данным Уралэнерго.

**Франко-ТЭС по данным экибастузских разрезов.

4	Электрические станции, 2001, ¹ 1

номинальной величины, а КПД работы котлов

снижается на 1,5 – 2%.

Экономические аспекты использования на ТЭС Урала, входящих в УралТЭК, непроектных кузнецких углей. В условиях практического

равенства цен на экибастузский и кузнецкие угли при поставках экибастузского угля на ТЭС в со­ ставе энергоугольной компании УралТЭК по себе­ стоимости (òàáë. 2) отсутствует источник положи­ тельного экономического эффекта при переводе с экибастузского угля на кузнецкие, связанный с уменьшением топливной составляющей себестои­ мости электро- и теплоэнергии. Более того, указанный экономический эффект будет отрицательным, если в качестве базового варианта использо­ вать УралТЭК.

Реконструкция и техническое перевооружение ТЭС в связи с переводом с экибастузского угля на кузнецкие требует дополнительных инвестиций, целесообразность которых, как было отмечено ра­ нее, не обусловлена каким-либо существенным положительным экономическим эффектом, а, сле­ довательно, указанные инвестиции могут привес­ ти лишь к повышению себестоимости электро- и теплоэнергии и, как следствие этого, к повышению отпускных тарифов на указанные виды энер­ гии.

При переводе ТЭС на кузнецкие угли других марок (Г, Д, Т) требуются большие объемы реконструктивных работ, оценка которых составляет не менее 160 млн. дол.

Работы по модернизации котлов на ТЭС, совмещенные с техническим перевооружением, за­ нимают от 4 до 8 лет. В связи с этим поэтапная ре­ конструкция оборудования приведет к потере мощности ТЭС и недоотпуску электроэнергии. По оценкам НИИ экономики энергетики суммарный недоотпуск электроэнергии за весь период рекон­ струкции составит от 15 до 30 млрд. кВт ч.

Наименьшие затраты требуются для перевода ТЭС на кузнецкие угли марки “СС” Бачатского и Черниговского разрезов, но ресурсов указанных

углей недостаточно для замещения экибастузских углей.

Некоторый экологический выигрыш при пере­ воде на кузнецкие угли, связанный с более высоким содержанием золы и серы в экибастузском угле, дает слишком незначительный экономиче­ ский эффект, который не может служить основа­ нием для решения вопроса о целесообразности из­ менения топливной базы рассматриваемых ТЭС. При этом надо иметь в виду то, что содержание азота в экибастузском угле меньше, чем в кузнец­ ких.

Увеличение добычи угля для покрытия потреб­ ности в твердом топливе ТЭС, входящих в УралТЭК, требует дополнительных капвложений в вос­ становление старых производственных мощно­ стей в Кузбассе и в создание новых, в размере от

100 äî 500 ìëí. äîë.

Топливно-ресурсные аспекты использова­ ния новых видов энергетического топлива – непроектных кузнецких углей – при изменении топливной базы ТЭС Урала, входящих в Урал-

ÒÝÊ. Проводимая в настоящее время экономиче­ ская политика по изменению топливного баланса РАО “ЕЭС России” в сторону сокращения доли природного газа и увеличения доли угля делает постановку задачи по замещению экибастузского угля кузнецким бессмысленной, так как по предварительным оценкам, проведенным во исполнение приказа РАО “ЕЭС России” от 1/IX 1999 г. ¹ 320 “О структуре топливного баланса тепловых элект­ ростанций”, совместных ресурсов экибастузского и кузнецких углей не хватает для замещения выбывающего природного газа. При снижении по­ ставок газомазутного топлива на ТЭС указанное замещение будет проводиться, в первую очередь, за счет кузнецкого угля.

В настоящее время имеются резервы увеличе­ ния кузнецких углей без необходимости значительных дополнительных инвестиций лишь на 5 – 7 млн. т, в то время как для замещения экиба­ стузского угля необходимы поставки на уровне 20 – 25 млн. т.

								Ò à á ë è ö à 2
		Характеристики котельных агрегатов ТЭС УралТЭК
			Число	Паропроизво­	Тепловое			Проектный
Электростанция	Котел			дительность	напряжение котла,		Год ввода
			котлов, шт					уголь
				котла, т ч	Ãêàë (ì2 ÷)
Рефтинская	ÏÊ-39		6	950	3,9		1970 – 1973	Экибастузский
ÃÐÝÑ	Ï-57		4	1650	5,1		1977 – 1980	ÑÑ
	ÏÊ-14-2		6	220	2		1960 – 1961	Бурый
Троицкая	ÏÊ-39		4	950	3,9		1965 – 1967	Экибастузский
ÃÐÝÑ
	Ï-57		2	1650	5,1		1974 – 1976	ÑÑ
Верхне-	ÏÊ-14		5	230	2		1956
Тагильская	ÏÊ-14Ð		8	230	2		1956 – 1959	Бурый
ÃÐÝÑ	ÏÊ-33		2	540	3		1961 – 1962

Электрические станции, 2001, ¹ 1	5

Организационно-правовые аспекты исполь­ зования новых видов энергетического топлива – непроектных кузнецких углей – при изменении топливной базы ТЭС Урала, входящих в Урал-

ÒÝÊ. Ключевым моментом при анализе организа- ционно-правовых аспектов проблемы оптимиза­ ции системы топливообеспечения является то, что в основе ее рассматривается функционирование ТЭС в составе энергоугольной компании, в кото­ рой угольное предприятие оказывается админист­ ративно подчиненным структурным подразделе­ нием. Поэтому в случае объединения рассматриваемых ТЭС с разрезами “Северный” и “Богатырь” Экибастузского угольного бассейна с образовани­ ем единой энергоугольной компании появляются дополнительные организационно-правовые усло­ вия повышения надежности топливообеспечения по сравнению с использованием рыночных меха­ низмов топливоснабжения, в частности, через акционерные общества, поставляющие кузнецкие угли, но не входящие в единую энергоугольную компанию.

Создание энергоугольной компании УралТЭК при использовании топливных ресурсов Казахста­

на также может стать важным прецедентом при решении проблем долгов стран СНГ перед Рос­ сией за энергоносители.

Необходимо учесть также, что использование золоотвалов Троицкой ГРЭС, находящихся на тер­ ритории Казахстана, связано с рядом организационных и межгосударственных проблем. Отказ от использования экибастузского угля может еще бо­ лее усложнить указанные проблемы функциони­ рования ГРЭС.

Выводы

1.По комплексу технико-экономических, топ- ливно-ресурсных и организационно-правовых условий перевод ТЭС Урала, предполагаемых к включению в энергоугольную компанию УралТЭК, с экибастузского на непроектные, кузнецкие угли является нецелесообразным.

2.Рост объема использования кузнецких углей на ТЭС целесообразно осуществлять, главным об­ разом, за счет ввода новых энергетических мощ­ ностей, для которых указанные угли должны быть проектным топливом.

Мониторинг длительной прочности котельных труб работающего энергооборудования

Поливанов В. И., Рыков В. А., инженеры, Злепко В. Ф., Берлявский Г. П., кандидаты техн. наук,

Канцедалов В. Г., доктор техн. наук

Ставропольская ГРЭС – Невинномысская ГРЭС – ВТИ – НПП “Прочность”

Основная доля отказов энергооборудования приходится на котельные агрегаты, на которых в большинстве случаев повреждаются трубы повер­ хностей нагрева. Наибольшее число отказов прихо­ дится на пылеугольные котлы ПК-33 и БКЗ-670-140, где показатели работы на отказ составляют около 500 ч [1]. На других типах котлов также отмечает­ ся высокий уровень повреждаемости. Согласно [2] причины отказов энергоблоков мощностью 150 – 1200 МВт распределяются следующим обра­ зом: 19% – недостатки эксплуатации, 14% – дефекты ремонта, 3% – дефекты монтажа, 10% – дефекты изготовления, 17% – исчерпание ресурса, 38% – невыясненные причины.

Из анализа представленной информации сле­ дует, что наибольший процент повреждаемости энергооборудования связан с невыявленными при­ чинами, которые интерпретируются как недостат­ ки в расследовании технологических нарушений и оформлении актов расследования.

Очевидно, авторы [2] во многом правы, акцен­ тируя внимание на неясность причин повреждае­ мости.

Детальные исследования случаев с невыявленными и недостаточно изученными причинами от­ казов самых повреждаемых конструкций котла, каковыми являются трубы поверхностей нагрева, показали, что их повреждения связаны как с неудовлетворительным ведением водно-химических режимов, включая недостатки консервации, так и

ñиспользованием угля в качестве топлива.

Óгазомазутных котлов ТГМП-204 среднее вре­ мя наработки на отказ составило 11 тыс. ч, в то время как у пылеугольных котлов типа П-67 этот показатель равнялся всего 1,5 тыс. ч. У газомазутных котлов ТГМП-114 (блоки 300 МВт) наработка на отказ составила около 5 тыс. ч против 1,5 тыс. ч у пылеугольных котлов ТПП-210А [2].

Кроме этого, большая часть случаев поврежда­ емости поверхностей нагрева с неясными причи­ нами кроется в изменении механизма повреждае­ мости труб, эксплуатируемых на стадии предразрушения, и использовании устаревших систем контроля и диагностики металла. Трубы паропе­ регревателей, эксплуатируемые в условиях тре­ тьей стадии ползучести, уже не в состоянии ком-

6	Электрические станции, 2001, ¹ 1

10

11

9

1

4	4
5	5
	3

2

6

7

8

11

Рис. 1. Нагружающее устройство для непрерывного “пря­ мого” испытания труб поверхностей нагрева котлов на длительную прочность

пенсировать нагрузки, свойственные номинальным и экстремальным условиям эксплуатации, по­ этому временные характеристики развития недопустимых дефектов до разрушения труб протекают неадекватно времени межремонтных циклов. Особенно это касается пылеугольных кот­ лов, у которых наработка на отказ и составляет около 1 – 1,5 тыс. ч.

Одновременно следует отметить, что при со­ блюдении режимов нагружения котла третья ста­ дия ползучести может протекать довольно долго и составлять порядка 30% времени суммарной нара­ ботки. Опасность разрушения будет очевидна, если скорость ползучести на третьей стадии будет в 2 – 2,5 раза выше скорости ползучести на установившейся стадии. Однако из-за отсутствия сис­ тем слежения за скоростью ползучести труб эту рекомендацию реализовать не представляется возможным.

Для предотвращения случаев спонтанных по­ вреждений с невыясненными причинами НПП “Прочность” разработало систему нагружающих устройств непрерывного контроля и диагностики труб поверхностей нагрева по показателю длите­ льной прочности [3].

Нагружающее устройство, показанное на ðèñ. 1, содержит неподвижный 1 и подвижный 2 захваты, при помощи которых торцы образца 3 же­ стко связаны с торцами трубных отрезков 4, ïîëî­ ñòè 5 которых частично заполнены жидкостью и загерметизированы. Закрепление трубных отрез­

êîâ 4 осуществляется симметрично относительно оси захватов 1 è 2, при этом они сообщены между собой трубопроводом 6. Полость образца 3 сооб­ щена с источником пара 7 трубопроводом 8, а с от­ водящей трубой 9 – трубопроводом 10. Устройство также снабжено измерителями давления 11.

Нагружающее устройство работает следую­ щим образом: образец 3 размещают в захватах 1 è 2. Неподвижный захват 1 закрепляют в исследуе­ мой зоне котла. От источника 7 пар поступает в полость образца 3 по трубопроводу 8 и по трубо­ проводу 10 уходит в отводящую трубу 9, создавая в образце 3 заданное давление и нагревая его до заданной температуры. Дополнительное растяги­ вающее нагружение осуществляется повышением давления за счет испарения жидкости, частично заполняющей герметизированные полости 5. Величина этого нагружения зависит от объема жид­ кости в полостях 5 трубных отрезков 4 (являющая­ ся постоянной для каждого конкретного случая) и температуры окружающей среды (исследуемой зоны котла), а следовательно, изменения напряже­ ния исследуемого образца от растягивающей на­ грузки происходят эквидистантно изменению температуры в исследуемой зоне котла. Сообщение полостей 5 между собой и размещение отрезков 4 симметрично относительно оси захватов 1 è 2 обеспечивают направление растягивающих уси­ лий параллельно оси этих захватов.

Образец котельной трубы диаметром 32 мм, толщиной стенки s = 6 мм и длиной l = 300 мм из материала 12Х1МФ в сборе с захватами 1 è 2 и двумя трубными отрезками 4 тех же размеров, что и образец, изготовленный из жаропрочной нержавеющей стали 1Х18Н12Т, и с соединительными трубопроводами закладывают в котел, например, ТГМ-104. Предварительно в полости 5 заливают по 6 см3 âîäû.

При средней температуре стенок трубных от­ резков t = 550°С давление p в полости составляет 24,1 МПа, что подтверждается расчетом

P V	(1)
p 0 0 ,

V

ãäå V – объем полости 5; V0 = 3,797 ì3 кг – объем массы пара в 1 кг при давлении p0 = 0,1 МПа и температуре 550°С.

Дополнительная нагрузка Q на исследуемый образец составляет

D	2	(2)
Q 2 p	,
4

ãäå D – диаметр полости 5.

Изменяя объем жидкости в полостях 5 трубных отрезков 4, можно увеличить или уменьшить на­ грузку на образец. В данном случае увеличение

Электрические станции, 2001, ¹ 1	7

нагрузки может быть реализовано в 15,7 раза при полном заполнении полостей 5.

Данный пример расчета выполнен для температуры 550°С, т.е. на номинальный показатель. Однако в топочной камере диапазон рабочей температуры колеблется в значительных пределах и может достигать 700°С. Поэтому при расчете на­ грузок необходимо систематическое уточнение этого показателя с учетом основных и дополнительных составляющих. Таким образом, температу­ ра металла в наиболее теплонапряженной зоне па­ роперегревателя составит

		s
tì	tïå q							tøèð tâð , (3)
							2
	1000 1

ãäå tì – температура металла в рассматриваемой части змеевика, °С; tïå – температура перегретого пара в той же части змеевика, °С; q = Q H – удельный тепловой поток, ккал (м2 ÷); Q – тепловой по­ ток; H – единица поверхности; s – толщина стенки труб перегревателя, мм; – коэффициент тепло­ проводности металла, ккал (м ч °С); = dí dâ, ãäå dí, dâ – соответственно наружный и внутренний диаметр труб поверхностей нагрева, т.е. опреде­ ленного змеевика, где располагается нагружающее устройство; 2 – коэффициент теплоотдачи от

пара к стенке трубы, ккал (м2 ÷ °Ñ); tøèð, tâð – “надбавки” на отклонения от расчетной темпера-

туры пара соответственно по ширине агрегата и во времени, °С.

В формуле (3) не учтен коэффициент растека­ ния тепла по периметру трубы, который в перегре­ вателях серийных отечественных котлов близок к 1.

Из структуры формулы (3) видно, что темпера­ тура металла получается путем прибавления к температуре пара ряда надбавок, соответствую­ щих:

тепловому сопротивлению при переходе тепла от наружной поверхности стенки трубы к внут­ ренней

t		q	s			;	(4)
	í1
		1000 1

тепловому сопротивлению при переходе тепла от внутренней стенки трубы к пару

	t		q		;	(4 )
		í2		2

отклонениям температуры пара в “горячем”

змеевике ( tøèð) и во времени ( tâð) от расчетной. При наличии внутри труб перегревателя отло­

жений солей или оксидов металла прибавляются дополнительные надбавки на тепловое сопротив­ ление отложений. Эти надбавки вычисляются по выражению, аналогичному приведенному ранее для стенки трубы. Теплопроводность отложений

( í) значительно меньше, чем у металла, так что даже при небольшой их толщине и заданной тем­ пературе пара температура наружной стенки трубы существенно повышается [4].

Указанные надбавки суммируются и по полу­ ченному общему показателю определяют соответ­ ствующее допускаемое напряжение металла, кото­ рое учитывают при определении оптимальной толщины стенки трубчатой вставки. Подставляя конкретные значения в формулы (4 , 4), получим

	t		q			30 10	3 1,6	19	C,
		í2		2		2,5 10 3

ãäå = dí dâ = 1,6 è

t		q	s					30 10	3 6 1,6	4,3	°C,
	í1
		1000 1						10 3 28 2,36

ãäå = 28 êêàë (ì ÷ °Ñ); s = 6 ìì.

Суммируя два полученных значения с темпера­ турной поправкой, определим общую температуру пара наружной стенки применительно к номина­ льной температуре пара.

При этом допустимые напряжения можно определить из выражения

p

d

í

t

äîï

1 ,

äîï

ê

,

(5)

nê

230

s c

откуда

		pn	ê		d	í
t							1 ,	(6)
ê		230
				s c

ãäå äîï – допускаемое напряжение при растяже­ нии при расчетной температуре, кгс мм2; tê – рас- четный условный предел ползучести стали при растяжении при рабочей температуре, кгс мм2; p – расчетное давление, кгс мм2; c – прибавка к рас­ четной толщине стенки, мм (ñ 0,5 ìì); nê – запас прочности (nê = 1,1).

Подставляя в формулу (6) данные для рассмат­ риваемого примера, получим

		100		1,1				32
t										1	2,3.
ê		230						0,5
						6

Следует принять во внимание существующую зависимость tê f (tì ), ãäå tì равна абсолютному

значению температуры металла с прибавками, т.е. 570°С.

При определении остаточного ресурса по пока­ зателю длительной прочности также следует опре­ делить предельно допустимую толщину стенки трубчатого образца

sïð = s0 + v 2,

(7)

8	Электрические станции, 2001, ¹ 1

								300 500 ìì
1								2	3
32
20									A Á
				6
									5	7
4

160

8

160

9

Рис. 2. Образец-свидетель коррозионного износа трубо­ провода

ãäå s0 – минимальная расчетная толщина стенки трубчатого образца, мм; v – скорость уменьшения толщины стенки под воздействием суммы факторов; 2 – время межремонтного цикла;

	s			pD0 p1	,	(8)
		0		2[ ] p

ãäå p – расчетное давление, МПа; D0 – наружный фактический диаметр труб змеевика, расположен­ ного в зоне нагружающего устройства, мм; [ ] – допускаемое напряжение в металле при заданной температуре и времени эксплуатации, МПа; p1 – дополнительная нагрузка, создаваемая за счет повышения давления в герметичных трубчатых об­ разцах нагружающего устройства.

риваемых в наиболее напряженную зону элемента котла. Контроль осуществляется как с наружной, так и с внутренней стороны трубы.

Образец-свидетель, показанный на ðèñ. 2, со­ стоит из отрезка трубы 3 с внутренней 1 и наруж­ ной 2 вставками, имеющими одинаковую длину и изготовленными из того же материала, что и исследуемые трубы поверхностей нагрева. Полости

Àè Á образуются за счет гарантируемых зазоров при одинаковых номинальных диаметрах сопря­ жений. Образец-свидетель вваривается в исследуемый участок трубопровода, герметизируя тем самым полости À è Á. При разрушении внутренней вставки 1 в любом месте ее поверхности (по при­ чине действия всех факторов разрушения) полость

Àсообщается с внутренним объемом трубы, и дав­ ление в ней становится равным давлению рабочей среды, что фиксируется регистрирующей аппара­ турой, сообщенной с полостью À посредством ка­ пиллярной трубки 5. Фиксация разрушения внешней поверхности осуществляется по нарушению герметичности полости Á, для чего в полость че­

рез трубку 4 закачивается воздух давлением 0,5 МПа, по спаду которого определяют момент разрушения стенки заданной контрольной толщины.

Электроконтактные манометры (ЭКМ-2У и ЭКМ-1У) 8, 9, фиксирующие разрушения герметичных полостей образцов-свидетелей, выносятся за пределы котла, для чего соединительные капиллярные трубки 4 è 5 берутся необходимой длины. Импульс от ЭКМ-2У и ЭКМ-1У по электрическим проводам передается на щит управления миллиам­ перметру или вводится в ЭВМ. С целью повышения срока службы капиллярных трубок на них на­ девают защитный кожух 6, 7 из нержавеющей трубы большего диаметра (на 5 – 8 мм).

Пространство между трубками заполняется

Âпроцессе эксплуатации нагружающего термоизоляционным материалом (оксидом маг­

устройства его трубчатые элементы также будут подвергаться воздействию коррозионных процес­ сов, сопровождающихся утонением толщины стенки.

Скорость износа стенки труб определяется по формуле

v	s sô	,	(9)
	1

ãäå s, sô – соответственно номинальное и фактиче­ ское значение толщины стенки труб змеевика в зоне нагружающего устройства; 1 – время эксплу­ атации труб, год.

В данном случае sô определяется оперативно по показателю образцов-свидетелей конструкции НПП “Прочность” [5].

Контроль утонения толщины стенки труб осу­ ществляется с помощью образцов-свидетелей, вва-

ния). С целью диагностирования состояния метал­ ла труб поверхностей нагрева в исследуемый учас­ ток трубопровода вваривают последовательно не­ сколько образцов-свидетелей со вставками с толщи­ нами стенок, увеличивающимися на определенную величину, вплоть до размера sïð = sí – s0, ãäå sí – но­ минальная толщина стенки трубопровода, мм; s0 – минимально допустимая толщина стенки трубо­ провода, мм (согласно ОСТ 108.031.08-85).

Фиксация результатов контроля по утонению толщины стенки труб осуществляется оператором путем ежедневного разового наблюдения за пока­ занием миллиамперметра, смонтированного на щите наблюдения с записью в журнале, в котором отражается информация о дате осмотра, месте и степени срабатывания. Возможна автоматическая регистрация указанных показателей путем переда­ чи информации от ЭКМ на ЭВМ или с использо­ ванием звуковых самописцев.

Электрические станции, 2001, ¹ 1	9

В данном нагружающем устройстве температу­ ра металла труб поверхностей нагрева определяет­ ся по принципу работы манометрического термо­ метра, который вваривается в исследуемый учас­ ток тракта заданного элемента котла. Фиксируют­ ся температуры комплектом серийных приборов преобразователей давления типа МП-22517 и уни­ версального цифрового прибора типа В7-22А. Возможна автоматическая регистрация указанной характеристики с выводом на ЭВМ.

Конструкция устройства для контроля температуры стенок труб поверхностей нагрева показа­ на на ðèñ. 3. Устройство состоит из отрезка рабо­ чей трубы поверхности нагрева 1 исследуемой зоны котла, термобаллона 2, приваренного к отрез­ ку рабочей трубы, капилляра 3, соединяющего термобаллон посредством штуцера 5 с преобразо­ вателем давления (МП) 6, который связан с универсальным цифровым вольтметром В7-22А.

На капилляр одевается чехол 4, который распо­ лагается концентрично относительно капилляра благодаря центрирующим шайбам. Пространство между капилляром и рубашкой заполняется термоизоляционным материалом в виде оксида магния.

Принцип действия устройства основан на зави­ симости изменения давления газа при постоянном объеме от температуры [6]

300

1

2

ÀÁ

3

4

5

6

Рис. 3. Устройство для контроля температуры стенок труб поверхностей нагрева

Устройство уверенно фиксирует температуру в диапазоне 350 – 1300°С.

В работе [7] используется условие отбраковки труб по показателю утонения толщины стенки

sô sïð.í,

(11)

p V

p V

ãäå sïð.í – предельно нормативная толщина стенки

1 1

2 2

,

(10)

труб, определяемая из выражения

T1

T2

s s0

s

ïð.í

s

0

2

.

(12)

ãäå p1, p2 – давление газа в термобаллоне в зависи­

1 2

мости от температуры; V – объем газа; T1, T2 – òåì­

пература газа, изменяющаяся в зависимости от ра-

Данная формула характеризует скорость изно­

боты котла.

са трубы от номинального значения s до предель­

При постоянной массе газа и постоянном объе­

но допустимого s0 за время эксплуатации 1 è âðå­

ìå V1 = V2

мени межремонтного цикла ( 1 + 2).

p1 T1 = p2 T2 èëè T2 = T1( p2 p1).

Â

современной

практике при

испытании на

длительную прочность в подавляющем большин-

Для переградуировки давления в температуру

стве используются феноменологические теории и

производится тарирование прибора с помощью

расчетные методы на их основе. Однако прогнози­

термопары, устанавливаемой на отрезке исследуе­

рование времени до разрушения конструкции без

мой трубы в непосредственной близости от термо­

учета таких факторов, как полиморфизм разруше-

баллона. Тарирование производится на рабочем

ния, кинетика структурных процессов – измене­

месте в рабочих условиях, для чего отрезок трубы

íèå

дислокационной

структуры,

вторичных

устройства вваривается в исследуемый участок

упрочняющих фаз, фазовые изменения в матрице,

пароперегревателя. Термобаллон при этом ориен­

динамическая рекристаллизация и др., не может

тируется относительно факела топки котла соглас­

обеспечить достаточную

надежность

предсказа­

но поставленной задачи измерения температуры.

ния изменения свойств жаропрочных сталей на за-

Результаты контроля

температуры

металла

данные интервалы времени, характерные для меж-

фиксируются вольтметром универсальным цифро-

ремонтных циклов.

вым В7-22А. Ежедневно производится обработка

В настоящее время на ТЭС используется свы-

диаграммных лент, которые хранятся в архиве в

ше 120 различных методов экстраполяционных

течение всего ремонтного цикла.

расчетов прочностных характеристик на заданный

Значения температуры фиксируются в журна­

ресурс. Однако ни один из них не дает необходи­

ле. Возможна автоматическая регистрация и обра­

мой точности вследствие множества как уже опи-

ботка результатов контроля температуры металла

санных причин, так и причин основополагающих,

передачей информации от МП на ЭВМ.

связанных с тем, что на испытательных машинах

10	Электрические станции, 2001, ¹ 1

сегодня невозможно воспроизвести реальную схе­ му нагружения труб поверхностей нагрева котлов, на которые воздействует множество факторов как технологического, так и конструкционного харак­ тера (постоянная смена температуры, пульсация давления, колебание напряжений, вибрация раз­ личной частоты и др.). Все эти факторы при испытании на длительную прочность и ползучесть не учитываются, поэтому и точность прогноза, как правило, далека от истины.

Экспериментально установленные особенно­ сти циклической ползучести могут быть обобщены в виде нескольких механических эффектов. В целом, следует выделить пять основных эффектов, реализация которых зависит от класса материалов, уровня температуры и нагрузок [8].

Сущность первого эффекта заключается в том, что в случае воздействия циклических нагру­ зок кривые ползучести всегда будут располагаться выше, чем кривые статической ползучести при среднем напряжении ò.

Второй эффект интенсификации ползучести по отношению к максимальному напряжению – кривые циклической ползучести всегда располага­ ются выше, чем кривые статической ползучести при напряжении, равном максимальному напряже­ нию цикла.

Третий эффект интенсификации ползучести за счет вида нагруженного состояния заключается в том, что ускорение ползучести будет усиливать­ ся вибрацией только в том случае, когда под дейст­ вием статических и циклических напряжений в материале возникает переменное сложное напря­ женное состояние в области малых амплитуд (0,025 – 0,037 ò) циклических нагрузок.

Четвертый эффект замедления ползучести – при циклических нагрузках при среднем напряже­

íèè ò.

Пятый эффект критического значения коэф­ фициента амплитуд: при осевом нагружении цик­ лическая ползучесть будет развиваться только в том случае, когда соотношение между компонен­ тами напряжений цикла à ò будет меньше кри­ тического значения Aêð, характеризующегося тем­ пературно-зависимой константой материала. При нестационарных нагрузках, когда величины à ò становятся больше или меньше Aêð, возможно или резкое замедление, или резкое ускорение ползучести по отношению к стационарному статическому на­ гружению ( à – амплитуда циклической нагрузки).

Использование упомянутых эффектов возмож­ но при оценке циклической ползучести и длитель­ ной прочности, при которых изменяется во вре­ мени,

à asin(2 ft),

(13)

ãäå f – частота изменения à; t – время.

Анализ приведенных зависимостей показывает, что влияние динамической составляющей про­ является лишь при больших значениях амплитуд­ ного напряжения к среднему растягивающему на­ пряжению. Экспериментально подтверждено зна­

чение соотношения à ò = 0,003 0,015 [9]. Кроме пульсирующей составляющей нагрузки

на долговечность труб поверхностей нагрева сказывается и пульсирующее изменение температуры.

Испытания нагружающего устройства в топоч­ ной камере котла ТГМ-104 проводились с учетом того, что долговечность является, в крайнем слу­ чае, функцией двух исследуемых факторов: пере­ менной температуры и вибрации. В соответствии с соотношением

ä.ït öâ = f ( ýi, Tí, T, n ),

(14)

ãäå tä.ïöâ – предел длительной прочности с учетом случайных колебаний температуры и вибрационных воздействий; ýi – номинальная температура металла; T – вариации температуры; n – число циклов.

Допускаемую нагрузку в нагружающем устройстве можно определить из уравнения

t öâ	t	K	â	K	ï	,	(15)
ä.ï	ä.ï

ãäå ä.ï – предел длительной прочности при ком­ натной температуре и отсутствии циклических на­ грузок; Kâ – поправочный коэффициент на вибра­ ционную составляющую при малоцикловых на­ грузках; Kï – коэффициент, учитывающий ползучесть труб.

При эксплуатации труб поверхностей нагрева при температуре 540 – 560°С Kï принимается равным 1,15 1,3. При отклонении температуры свыше 560 – 580°С Kï принимается равным 1,5. При температуре 600 – 620°С Kï принимается равным 3,5. Kâ принимаем равным 1,3 при нагрузке котла около 30%; 1,2 при нагрузке 50 – 60%; 1,1 при на­ грузке 70 – 100% и 1,3 при нагрузке котла 110 – 115% [5].

Диагностике текущего состояния и оставшегося ресурса работы труб предшествуют сбор и ана­ лиз информации о состоянии металла, времени на­ работки, времени превышения температуры сверх расчетного значения, показателях износа стенок труб по фактическим данным образцов-свидетелей, пульсациях давления, вибрации, ползучести и др.

Давление в трубе определяется по нормативно­ му методу с учетом нагрузки котла и данных гид­ равлического расчета.

Приведенное напряжение от внутреннего дав­ ления определяется по ОСТ 108.031.08-85

Электрические станции, 2001, ¹ 1	11

p

s có

K Y

D

i i

,

(16)

2

ñ

à

K Y

s

í

ó

i i

где – коэффициент прочности сварного шва для бесшовных труб, равный 1,0; Ki – торовый коэф­ фициент для внешней, внутренней и нейтральной сторон колена; Yi – коэффициент формы для различных видов стали с определенными значениями температуры стенок (для прямых труб Ki = Yi = 1); p – внутреннее давление в трубе, МПа; Da – наружный диаметр трубы, мм; sí – номинальная тол­ щина стенки, мм; có – утонение стенки трубы от всех видов воздействия, мм, определяется по фак­ тическому состоянию образца-свидетеля.

С учетом изложенного формулу (16) можно за­ писать

		p(Da sí ñó	.	(17)
		2(sí có )

При нарушении герметичности полостей как с наружной, так и с внутренней стороны трубы có равен сумме начальных толщин вставок, т.е.

có = sâí + síàð.

4

1 3

2

Рис. 4. Схема расположения нагружающих устройств (1 – 4 ) в топочной камере

При разрушении одной только вставки có равен начальной толщине этой вставки.

По приведенному напряжению и кривым дли­ тельной прочности для каждого интервала температуры (по его среднему значению Ti ) определяет­ ся ресурс данного пакета ( ij ) при условии эксплу­ атации его постоянно в данном интервале температуры; здесь i = 1 …8 – порядковый номер соот­ ветствующего интервала температуры; j – номер фиксации нарушения герметичности полости (из­ носа внутренней или наружной вставки) с начала момента эксплуатации образца-свидетеля.

Остаточный ресурс на конкретном этапе работы трубных систем определяется как отношение срока эксплуатации трубы ( ý) ко времени до разрушения ( ð) [9]

pèñï = ý ð.

(18)

Время ð рассчитывается по кривой длитель­ ной прочности, определяемой с помощью описан­ ного нагружающего устройства, для стали в исход­ ном состоянии с соответствующим значением эк­ вивалентной температуры наружной стенки трубы. Рабочее напряжение принимается как среднее между эквивалентным напряжением, рассчитанным для минимальной толщины стенки ( 0) и средней максимальной фактической, полученной в процессе нагружения образца ( ki ).

			0
				ê1	ê2	ê3	êi	.	(19)
ñð					5

Доля остаточного ресурса pîñò определяется из выражения

pîñò = (0,8 ð – ý) ð = 0,8 – pèñï.

(20)

По кривой длительной прочности в координа­ тах “напряжение – время до разрушения ð , âû-

бранной для данного структурного состояния для эквивалентной температуры эксплуатации наруж­ ной стенки трубы и при напряжении ê , определя­ ется p , тогда îñò можно определить по формуле

		p	îñò	.	(21)
îñò	p

При изменении толщины стенки труб за времятакже изменится и уровень напряжений, который можно обозначить как ê , тогда средний уровень напряжений, действующих в период последнего этапа эксплуатации, будет соответствовать

		ê	ê .
ñð			2

В данном случае ê принимается также в усредненном варианте. Время до разрушения ð ñ

учетом эквивалентной температуры эксплуатации определяется по формуле

îñò ð pîñò .