ПГУ КЭС с котлом-утилизатором одного давле-

íèÿ.

Список литературы

зин А. В. – Энергосбережение и водоподготовка, 2002,

¹ 2.

3.Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.

4.Стерман Л. С., Лавыгин В. М., Тишин С. Г. Тепловые и атомные электрические станции. М.: Энергоатомиздат,

Энергоблоки мощностью 800 МВт были построены в 1981 – 1986 гг. В настоящее время эксплуатируются 14 таких энергоблоков. Блоки мощностью 800 МВт в отличие от энергоблоков 150 – 300 МВт были изначально спроектированы на пониженные параметры пара t = 545°Ñ, Ð = 24 МПа. В настоящее время восемь из них имеют наработку более 100 тыс. ч. При оценке надежности и ресурса оборудования особое внимание должно уделяться паропроводам острого пара и горячего промперегрева, так как их разрушение может привести к тяжелым последствиям.

Главные паропроводы острого пара блоков 800 МВт изготовлены из катаных труб диаметром 465 315 мм из стали 15Х1М1Ф, а паропроводы горячего промперегрева – из центробежнолитых труб диаметром 920 856 мм, 630 580 и 630 574 мм из той же стали.

Часть труб для паропроводов блоков 800 МВт изготавливалась на отечественных заводах, другая часть – на заводах Японии, Германии, Италии методом горячей прокатки или прессования. Паропроводы горячего промперегрева изготавливались в основном из труб отечественного производства методом центробежного литья (ЦБЛ). Гнутые отводы (гибы) и колена (штампованные и штампосварные) изготавливались Белгородским котельным заводом.

В ВТИ была проведена комплексная работа с анализом состояния металла паропроводов блоков 800 МВт по результатам неразрушающего контроля, исследования свойств металла вырезок после различных сроков эксплуатации с оценкой остаточного ресурса.

Фактические параметры пара, которые в значи- тельной мере определяют темп износа металла в процессе работы, на разных энергоблоках 800 МВт имеют значительный разброс. Так, на блоках Сургутской ГРЭС-2 среднеарифметиче- ские параметры острого пара, рассчитанные по среднегодовой температуре за котлом, колебались в пределах от 542 до 547°С, а давление – от 23,1 до 24,4 МПа. Температура пара в паропроводе горя- чего промперегрева перед турбиной составила 535 – 540°С, а давление – 3,1 – 3,2 МПа. На блоках 800 МВт Пермской ГРЭС температура острого пара за котлом, рассчитанная аналогичным образом, составила 535 – 543°С, давление за котлом колебалось от 17,0 до 25,5 МПа, а перед турбиной – от 15,7 до 24,5 МПа. Среднегодовая температура пара паропровода горячего промперегрева изменялась в пределах от 523 до 542°С.

На блоках 800 МВт Рязанской ГРЭС среднегодовая температура паропровода острого пара за котлом равнялась 544°С, а перед турбиной – 540°С, давление пара за котлом было 19,3 МПа, а перед турбиной – 18,8 МПа. Температура горячего промперегрева за котлом колебалась в интервале 527,5 – 530°С. Аналогичная картина колебаний параметров эксплуатации паропроводов наблюдается и на блоках 800 МВт других электростанций.

Расчеты показывают, что отклонение температуры пара от расчетной на 2 – 3°С может увели- чить или уменьшить ресурс паропровода в зависимости от марки стали и типоразмера труб на 5,0 – 10,0 тыс. ч. Это означает, что фактический ресурс каждого паропровода блоков 800 МВт с учетом только отклонений по температуре и давлению пара будет различным.

200

200

9 /$ %

& ( / 1 #" " % 0

1 C . / *-.0

Далее будет показано влияние и других факторов на надежность и ресурс паропроводов блоков 800 МВт.

Важнейшим показателем, определяющим надежность и ресурс паропроводов, является качество их изготовления. Даже в пределах одного блока 800 МВт паропроводы, смонтированные из отече- ственных и импортных труб, изготовленных по различной технологии (катаные, горячепрессованные, центробежнолитые), отличаются по качеству. При замере толщины стенки растянутой зоны гибов паропроводов острого пара диаметром 465 315 мм были выявлены гибы с толщиной стенки 68,2 – 70,9мм (Сургутская ГРЭС-2, Пермская ГРЭС, Рязанская ГРЭС).

Следовательно, на ряде гибов выявлено уменьшение толщины стенки, по сравнению с номиналом, на 5,5 – 9,0%. Это могло произойти вследствие влияния трех факторов: качества исходного состояния трубы, качества технологии изготовления гибов и, частично, процесса ползучести. Каче- ством исходного состояния металла труб паропроводов острого пара на блоках 800 МВт, изготов-

100

100

: = & $ % D$0

% 2 ( / 1

#" " % 1 C . / *-.0

ленных из горячепрессованных труб, можно объяснить и разброс остаточной деформации ползучести, которая в целом по всем блокам составила 0,1 – 0,61%. Анализ этих данных показывает, что на паропроводах острого пара блоков 800 МВт в эксплуатации находятся трубы с остаточной деформацией более 50% допустимого значения.

На паропроводах горячего промперегрева блоков 800 МВт, изготовленных из горячепрессованных труб, также выявлены снижение толщины стенки в растянутой зоне по отношению к номинальному значению до 6 – 9% и повышенная остаточная деформация.

На ряде паропроводов блоков 800 МВт при штатном контроле в пределах 100 тыс. ч эксплуатации были выявлены трубы с браковочной структурой и многочисленными макродефектами. Около 25% труб паропроводов острого пара имеют браковочную структуру, которая не обеспечивает проектный запас прочности. Более того, на гибах и даже прямых трубах производства итальянской фирмы “Дальмини”, установленных на паропроводе острого пара, обнаружены продольные дефекты типа трещин протяженностью до 150 мм и глубиной до 5 мм. Трещины располагались на расстоя-

: % = = % 0

/ / % #" " &

2 &$

нии 15,0 – 20,0 мм от сварного соединения (блоки ¹ 1, 2 Сургутской ГРЭС-2).

Аналогичные дефекты были выявлены на паропроводах острого пара Пермской ГРЭС, а также на других электростанциях. Опасными являются продольные дефекты типа трещин, выявленные на штампосварном колене паропровода горячего промперегрева диаметром 920 856 мм блока ¹ 1 Сургутской ГРЭС-2. Кроме повреждений основного металла, имели место и повреждения сварных

9 /$ % 20

( / 1 % 1

C . / *-.0

соединений. Так, на паропроводе острого пара блока 800 МВт на одной из станций в 24 сварных соединениях (из общего числа 115) были выявлены кольцевые трещины. На другом блоке той же станции подобные трещины выявлены на 13 сварных соединениях, а на следующем блоке – на девяти.

Установлено, что с увеличением наработки возрастает число повреждений сварных соедине-

Напряжение, МПа

100

ний. Дефекты типа трещин в районе сварных соединений паропроводов острого пара обнаружены практически на всех блоках с наработкой 85 – 100 тыс. ч и более. Одной из причин разрушения сварных соединений на главных паропроводах блоков 800 МВт являются высокий уровень рабо- чих напряжений, заложенный при проектировании, и неудовлетворительное состояние (по данным ОАО “Фирма ОРГРЭС”) опорно-подвесной системы паропроводов.

С целью более детального исследования каче- ства труб главных паропроводов, изменений в структуре металла в процессе эксплуатации и для определения их остаточного ресурса были сдела-

Ò à á ë è ö à 1

ны вырезки из паропроводов острого пара и горя- чего промперегрева некоторых блоков 800 МВт, установленных на различных электростанциях. При металлографическом анализе металла труб паропроводов острого пара, изготовленных итальянской фирмой “Дальмини”, было установлено, что они имеют дефекты типа трещин не только на наружной поверхности, но и по всей толщине стенки (ðèñ. 1 – 5). Эти трещины технологического происхождения и могут развиваться в процессе эксплуатации. Вероятность развития этих трещин подтверждается выявленными значительными изменениями структуры исследованного металла, сопровождаемыми образованием пор ползучести,

роводе Пермской ГРЭС. При исследовании металла центробежнолитых труб установлено, что он, как правило, имеет значительную ликвационную неоднородность и поражен технологическими дефектами (ðèñ. 8). В процессе длительной эксплуатации металл центробежнолитых труб заметно разупрочняется из-за развития процессов структурных превращений и накопления повреждаемости как в основной структуре, так и в зоне ликватов. Подобное структурное состояние не могло не сказаться на характеристиках прочности исследованного металла.

Из данных, представленных в òàáë. 3, следует, что кратковременный предел прочности за 85,0 тыс. ч эксплуатации снизился в среднем на 85,0 МПа, а предел текучести – на 115,0 МПа и составили в среднем соответственно 423 и 212,0 МПа, что значительно ниже требований технических условий на изготовление и сертификатных данных. Характеристики кратковременной пластичности и ударной вязкости после эксплуатации сохранились на высоком уровне.

Длительная прочность металла центробежнолитых труб определялась при испытании образцов на нескольких уровнях температур и напряжений (òàáë. 4).

Из этих расчетов, выполненных по методике ВТИ, следует, что остаточный ресурс металла паропровода горячего промперегрева из центробежнолитых труб при температуре 545°С и давлении 4,0 МПа составляет 65,0 тыс. ч. При снижении коэффициента запаса прочности до 1,4 остаточный ресурс паропровода увеличивается до 100 тыс. ч. С учетом результатов испытаний на длительную прочность сварных соединений па-

Ò à á ë è ö à 3

800 МВт могут быть допущены к эксплуатации на общий срок 150,0 тыс. ч при температуре пара