Методические указания по техническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов с использованием магнитной памяти металла

Главная / Новости / Методические указания по техническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов с использованием магнитной памяти металла

Основнымиисточниками разрушения труб поверхностей нагрева (ПН) являются зоны концентрациимеханических напряжений, в которых процессы коррозии, ползучести и усталостипротекают наиболее интенсивно. Концентрация напряжений на отдельных участкахобусловлена, в основном, недостатком самокомпенсации труб и возникает из-заразличных нарушений и отступлений от проектной схемы перемещений труб вподвижных креплениях, допускаемых при монтаже и ремонте котлов; повышениятеплогидравлической разверки; неправильной установки ремонтных вставок;защемления труб в ремонтных «сухарях» и в местах прохода труб измеевиков через обмуровку. Для своевременного выявления участков труб смаксимальной концентрацией напряжений разработан и предложен новый магнитныйспособ контроля труб поверхностей нагрева, основанный на эффекте магнитнойпамяти металла.

Известно,что трубы в состоянии поставки имеют определенный уровень остаточнойнамагниченности. В условиях монтажа остаточная намагниченность изменяется иперераспределяется под действием сварочных напряжений, внешних нагрузок исобственного магнитного поля сварки. При эксплуатации котельных труб общийуровень остаточной намагниченности изменяется с увеличением температурыметалла.

Вспециальных лабораторных и промышленных экспериментах установлено, чтоперераспределение остаточной намагниченности и, соответственно, магнитного полярассеяния Нр наповерхности труб обусловлено действием магнитоупругого и магнитомеханическогоэффектов. Установлено, также, что изменение остаточной намагниченности и,соответственно, измеряемого магнитного поля рассеяния, при растяжении, сжатии,кручении и циклическом нагружении ферромагнитных труб однозначно связано смаксимально действовавшими рабочими напряжениями, что позволило использоватьэтот параметр как элемент памяти при разработке данного метода диагностики.

Известно,что потеря устойчивости стержней или труб происходит при достижении осевойсилой значения критической нагрузки. При этом происходит упругий прогибстержня, исчезающий после снятия осевой нагрузки.

Вусловиях работы котельной трубы, на участке, имеющем недостаток самокомпенсации(например, при наличии защемления в узлах креплений) при потере устойчивости,как правило, возникает изгиб с кручением. В ослабленном сечении такого участкатрубы образуется соответствующее поле напряжений и плоскости сдвига с максимальнойдеформацией металла. В этой же зоне на поверхности трубы возникают устойчивыеполосы и площадки скольжения дислокации задолго до достижения предела текучестиметалла. Момент возникновения устойчивых площадок скольжения дислокации связанс уровнем и направлением внутренних напряжений (напряжений растяжения илисжатия). Устойчивые полосы скольжения дислокации, возникающие под действиемповторяющихся в одном и том же месте циклических нагрузок, могут получитьразвитие до каналов с размерами по глубине и ширине до десятков и сотен микрон,что уже будет заметно на макроуровне. По границам этих каналов происходитразвитие пластической деформации и, в итоге, зарождение трещин.

Всилу магнитомеханического эффекта на поверхности участка трубы, гдеобразовались устойчивые полосы скольжения, возникает магнитное поле рассеяния Нр соответствующегонаправления и, как правило, со сменой знака.

Путемсканирования датчиком прибора вдоль огневой образующей трубы в зонахконцентрации напряжений и деформаций фиксируется скачкообразное изменение знакаи величины напряженности магнитного поля рассеяния. При этом расстояние lк между точками максимального и минимального значениянапряженности поля Нрравно (0,5;1)dн, где dн — наружный диаметр трубы. Данный критерийраспределения поля Нр водноканальном режиме работы прибора фиксируется как при продольной, так ипоперечных линиях деформации.

Линииконцентрации напряжений и деформации по предложенному магнитному способуконтроля соответствуют линиям с нулевым значением нормальной составляющей полярассеяния Нр, измеряемогона поверхности трубы.

Прииспользовании двухканального прибора ИКН-1М (разработка НПО»Энергодиагностика») зоны максимальной деформации металла,расположенные на контролируемой поверхности трубы, фиксируются на экране, аинтенсивность концентрации остаточных напряжений в этой зоне рассчитываетсяавтоматически по специальной программе.

Рассматриваемыймагнитный метод диагностики поверхностей нагрева (ПН) может быть использовансамостоятельно и в сочетании с другими разрушающими и неразрушающими методамиконтроля.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1.Настоящая методика контроля является развитием и дополнением к ранее выпущеннымдокументам:

-РД 34.17.421-92. Типовая инструкция по контролю и продлению срока службыметалла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловыхэлектростанций. Дополнения и изменения к РД 34.17.421-92. М: СПО ОРГРЭС, 1994.

— РД34.17.435-95. Методические указания о техническом диагностировании котлов срабочим давлением до 4,0 МПа.

— РД34.17.437-95. Неразрушающий магнитный метод диагностирования сварныхсоединений трубных систем котлов и трубопроводов энергетических установок. М:СПО ОРГРЭС, 1995.

-Методика оценки напряженно-деформированного состояния труб поверхностей нагреваэнергетических и водогрейных котлов по остаточной намагниченности металла.Разработана НПО «Энергодиагностика» и согласована в 1991г. сГлавтехуправлением Минтопэнерго СССР и Госгортехнадзором СССР.

-Диагностика котельных труб с использованием магнитной памяти металла. М.:Энергоатомиздат, 1995.

— РД34.37.306-87. Методические указания по контролю состояния основногооборудования ТЭС. Определение качества химического состава отложений. М.: ВТИ,1987.

2.2.Данный отраслевой документ предназначен для использования на предприятияхотрасли «Электроэнергетика» и может быть использован расположеннымина территории Российской Федерации предприятиями других отраслей, в составекоторых находятся тепловые электростанции и котельные.

2.3.Периодичность, зоны и объемы технического диагностирования труб поверхностей нагревакотлов определяются требованиями «Правил устройства и безопасностиэксплуатации паровых и водогрейных котлов» и другими указанными в пункте2.1. руководящими документами.

3. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬПРИМЕНЕНИЯ

3.1.Настоящая методика распространяется на трубы поверхностей нагрева,изготовленные из ферромагнитных марок сталей.

3.2.Методика позволяет:

3.2.1.Выявлять участки труб, имеющие концентрацию напряжений и предрасположенные кразрушениям.

3.2.2.Выявлять трубы, работающие в условиях недостатка температурной компенсации.

3.2.3.Выявлять участки труб с пластической деформацией металла.

3.2.4.Определять участки экранных труб, имеющих язвины коррозии и максимальноеколичество внутренних отложений.

3.2.5.Качественно оценить (по принципу больше или меньше) концентрацию механическихнапряжений в районе сварных стыков, гибов, узлах креплений труб.

3.3.На участках труб, имеющих зоны максимальной концентрации напряжений идеформаций, выявленных с помощью данной методики, необходимо выполнить УЗД(контроль сплошности и толщины стенки) и произвести вырезку образцов дляметаллографического исследования.

3.4.Данная методика магнитного контроля в сочетании с анализом повреждений можетбыть использована как комплексный метод технической диагностики состоянияповерхностей нагрева и в целом котлов, позволяющий выявлять эксплуатационные,ремонтные и конструктивные причины, которые ограничивают надежность котлов.

3.5.Методика позволяет более объективно определять объемы и сроки заменыповерхностей нагрева котлов.

4. ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ ИПРИНЦИП ИХ РАБОТЫ

4.1.Для выполнения измерений напряженности магнитных полей рассеяния вдольповерхности намагниченных труб, используются приборы с феррозондовымипреобразователями.

4.2. В качестве датчиков указанных приборов могут бытьиспользованы градиентометры или полемеры.

4.3. Принцип и условия работы магнитометра типаИМНМ-1Ф (индикатор механических напряжении магнитный — феррозондовый), имеющегоферрозондовый преобразователь с датчиком измерении напряженности магнитногополя (полемер и градиентометр) приведены в паспорте прибора.

4.4. Для повышения эффективности контроля котельныхтруб в НПО «Энергодиагностика» разработан компьютерный прибор -индикатор концентрации напряжений (ИКН-1М). Прибор имеет специальноесканирующее устройство для контроля котельных труб, экран с подсветкой дляотображения графической информации о напряженно-деформированном состояниитрубы, имеет энергонезависимую память и программный продукт, позволяющийавтоматически обрабатывать информацию по заранее заложенным критериям.

ПодробноеУстановка прибора, принцип его работы и инструкция по эксплуатации указаны впаспорте.

4.5. Погрешность измерений величины напряженностимагнитного поля рассеяния трубы зависит от следующих факторов:

-толщины наружной окалины и шлаковых отложений;

-расстояния датчика от поверхности трубы;

-скорости сканирования датчика вдоль поверхности трубы.

Погрешностьизмерений с учетом указанных факторов может составлять 10%. Однако в условияхкачественной оценки состояния труб ПН, предусмотренной методикой, эта величинапогрешности измерений вполне приемлема.

5. ВЫПОЛНЕНИЕ КОНТРОЛЯII МЕТОДИКА ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБ

5.1.Контроль выполняется на остановленном в ремонт или резерв котле. Для проведенияизмерений напряженности магнитного поля рассеяния (Нр) вдоль образующих труб контролируемой поверхностинагрева специальной зачистки не требуется, но шлаковую корку необходимоудалить. Выполнение контроля осуществляют два оператора. Один из них выполняетсканирование датчиком прибора вдоль поверхности трубы. Другой операторпроизводит запись измеренных величин Нрв журнал. Форма журнала приведена в приложении 1.

Методикамагнитного контроля, на основе которой делается оценканапряженно-деформированного состояния труб, поясняется рисунками 1 и 2.

Рис. 1. Методика определения зоны концентрации напряжении (К.Н.)на участке котельной трубы.

5.2. Определение участков труб, имеющих максимальнуюконцентрацию напряжений и наиболее предрасположенных к разрушениям.

Путембыстрого сканирования датчиком прибора вдоль контролируемой образующей наружнойповерхности трубы измеряется величина напряженности магнитного поля рассеяния (Нр) в направлении,перпендикулярном оси трубы. При обнаружении на поверхности трубы участков снулевым значением величины Нрне менее, чем в двух точках подряд по длине образующей и с расстоянием междунулевыми значениями, равном (0,5; 1)dн, где dн — наружный диаметр трубы, эти участки отмечают меломили краской. На таких участках имеет место концентрация механических напряженийот изгибающих и крутящих нагрузок, возникающих на трубе, работающей в условияхнедостатка самокомпенсации (см. зону КН на рис. 1). После того, как определеназона КН, в этой зоне более конкретно определяются линии деформации иинтенсивность напряжений. Методика определения линии деформации и коэффициентаинтенсивности напряжений вдоль этой линии поясняется рис. 2.

Рис. 2. Методика определения линии концентрации напряжений (КН) -линии Нр = 0 икоэффициента интенсивности напряжений — |DНр |/2 lб.

Вначалепутем сканирования датчиком прибора вдоль образующей в зоне КН фиксируютсяточки О1, О2, О3, О4, в которыхизмеряемая величина Нризменяет знак на противоположный и приобретает нулевое значение (рис.1). Направление перемещения датчика вдоль образующей трубы и схемаизмерения величины Нр сфиксированием нулевых точек О1, О2, О3, О4показано на рис. 2, а стрелкойи пунктирной линией. Далее, с целью более точного определения линий с нулевымзначением величины Нр,соответствующей линии КН, на поверхности трубы выполняется перемещение датчикапо схеме, показанной на рис. 2, бпунктирными стрелками. При таком перемещении датчиком прибора на поверхноститрубы фиксируются нулевые значения величины Нрв промежуточных точках. Затем по этим точкам и ранее определенным точкам О1,О2, О3, О4 на поверхности трубы отмечаетсялиния с нулевым значением величины Нр(см. линию КН на рис. 2, а и 2, б).

Дляопределения интенсивности напряжений вблизи линии КН на равном расстоянии lб от нее по обе стороны, например, в точках 1 и 2 (рис.2, а) измеряется величина Нр и определяется градиентвеличины Нр по длине lб. Этот градиент, определенный по формуле (D Нр/ 2lб),характеризует коэффициент интенсивности остаточных напряжений на поверхноститрубы. Определение коэффициента интенсивности напряжений необходимо привыявлении наиболее напряженного участка трубы или при сравнении между собойнескольких труб, имеющих зоны КН.

ЗоныКН на трубах поверхностей нагрева котлов возникают, как правило, в условияхнедостатка самокомпенсации при различного рода защемлениях. На участках труб,имеющих зоны КН, интенсивно развиваются процессы коррозии, усталости иползучести и эти участки наиболее предрасположены к повреждениям.

Совпадениелинии КН с гибом или со сварным стыком приводит к повышению вероятностиповреждения трубы.

Расположениелиний КН на трубах поверхностей нагрева имеет различный характер. На рис.3приведены различные варианты линий КН, которые были выявлены на практике.Представлена только небольшая часть возможных вариантов расположения линий КН.Образование линий деформации того или иного вида обусловлено конструкцией -узлов креплений труб, температурным режимом, расположением сварных стыков,компоновкой поверхностей нагрева (горизонтальная, вертикальная, змеевики,прямые трубы, газоплотные панели). Во всех представленных вариантахрасположения линий КН при измерении поля Нрвдоль средней (огневой) образующей практически всегда в зоне расположения линийКН имеет место характерное изменение знака нормальной составляющей поля Нр на расстоянии междунулевыми или экстремальными значениями поля, равном (0,5;1)dн или (2;3)dн, т.е.кратно наружному диаметру трубы.

Определениеучастков труб, имеющих максимальную концентрацию напряжений, показано в приложении 2.

Определениезон концентрации напряжений в котельных трубах с использованием компьютерногоприбора ИКН-1М показано в приложении 3.

5.3.Определение труб ПН, работающих в условиях недостатка температурнойкомпенсации.

Магнитныйконтроль труб ПН выполняется аналогично способу, изложенному в пункте 5.2.Затем на основе сопоставления результатов магнитного контроля с расположениемузлов креплений труб в данной ПН определяются трубы, работающие в условияхнедостатка температурной компенсации. Методика определения труб ПН, работающихв условиях недостатка температурной компенсации, проводится аналогичнорассматриваемой далее на примере котла ТГМП-314Ц.

Нарис. 4представлены результаты контроля отдельных труб НРЧ котла ТГМП-314Ц. Распределениенормальной составляющей поля рассеяния Нрвдоль огневых образующих на трубах № 31 и № 41 характеризует их работу вусловиях недостатка температурной компенсации. Труба № 17 работает вотносительно нормальных условиях. Из рис. 4видно, что, например, на трубе № 41 в узлах креплений (точки А и Е)поле Нр изменяет знак напротивоположный. Нулевое значение поля Нрв точках А и Е свидетельствует о резком снижении магнитной проницаемости металлаи, соответственно, развитии пластической деформации в рассматриваемых сеченияхтрубы. О наличии пластической деформации на участке трубы близи узла крепления Е свидетельствовали также поперечныериски и утонение стенки с наружной поверхности трубы (пятно наружной коррозии).При осмотре было также установлено, что защемление в узлах креплений А и Ена трубе № 41 обусловлено жесткой связью с соседней трубой № 42, находящейся вдругой панели по температурной компенсации. Эта связь между трубами былавыполнена в виде монтажной сварки прутками в узлах креплений А, Еи других местах (точка F на рис. 4).

Всоответствии с данной методикой, смена знака и нулевые значения поля Нр в точке D и другихточках по длине трубы обусловлены сменой знака деформации по длине и периметрутрубы. На рис.5 приведен участок трубы № 41, расположенный между узлами креплений А и Ес подробной характеристикой напряженно-деформированного состояния трубы ираспределением полей рассеяния Нрпо длине и периметру трубы.

Распределениенормальной составляющей поля Нр,показанное пунктирной линией на рис.5, а, отображаетдеформацию трубы вдоль тыльной образующей, расположенной с тыльной стороны. На рис.5, б представлена схемараспределения остаточной деформации вдоль огневой и тыльной сторон трубы. Схемапостроена по результатам измерений нормальной составляющей поля Нр, выполненных вдоль огневойобразующей трубы № 41, непосредственно в котле после его останова, и на основемногочисленных измерений поля Нр,выполненных на трубах других котлов. Следует обратить внимание на соотношениевеличин поля Нр на сжатойи растянутой образующих трубы. Из рис.5, а и рис.5, б видно, что на сжатойобразующей величина поля Нрпримерно в 2 раза больше, чем на растянутой. Такой результат получается поддействием магнитомеханического эффекта, который вызывает преимущественныйразворот доменов остаточной намагниченности перпендикулярно сжимающим ипараллельно растягивающим нагрузкам.

Рис. 3. Варианты расположения линий К.Н. на трубах.

Нарис.5, в показано расположение линии с нулевым значением, поля Нр, вдоль периметра в сечениитрубы, соответствующей точке D наогневой образующей. Линия Нр= 0, в соответствии с методикой, характеризует расположение площадки скольженияв данном сечении трубы (узел Д). Аналогичные площадки скольжения имеются натрубе № 41 и в других сечениях, где происходит смена знака деформации иизмеряемого поля Нр.

Рис. 4. Результаты контроля отдельных труб НРЧ котла ТГМП-314Ц:

1 -места заводских креплений труб; 2 — магнитометр; 3 — ремонтный пруток; 4 -пятно наружной коррозии металла; PC — ремонтный стык;

A, D, Е — зонысмены знака деформации по длине и периметру трубы;

С, В, F — места максимального прогиба трубы.

5.4. Определение язвин коррозии навнутренней поверхности экранных труб.

На трубах поверхностей нагрева источникомвозникновения язвин коррозии являются зоны максимальной деформации металлаотдельных участков труб, возникающие в результате сочетания остаточныхнапряжений от технологии изготовления конкретной трубы с напряжениями,фактически сложившимися на этой трубе при рабочих нагрузках в данной системекреплений.

Рис. 5. Схема, поясняющая напряженно-деформированное состояниетрубы № 41 и распределение нормальной составляющей магнитного поля  по длине и периметрутрубы.

Вместах концентрации деформаций на внутренней стенке трубы в условиях циклическихрабочих нагрузок происходит постоянное разрушение защитной пленки металла. Привзаимодействии непосредственно с металлом агрессивных компонентов котловой водыидет процесс коррозионно-усталостного износа металла.

Методикаопределения язвин коррозии на внутренней поверхности экранных труб проводитсяаналогично рассматриваемой далее на котлах ОР-230 и ТП-87.

Примеробразования отдельной язвины в зоне концентрации скручивающей нагрузки ихарактерное распределение магнитного поля рассеяния Нр, фиксируемое на наружной поверхности трубы,представлены на рис. 6.Следует отметить, что расстояние между линиями деформации (линиями  на наружной стенке) вместе образования язвины при точном измерении распределения поля Нр, как правило, равно двумтолщинам стенки трубы (сечение А-А на рис. 6).

Характерноерасположение язвин коррозии на образцах вырезанных из экранных труб котлаОР-230 представлено на рис.7.

Рис. 6.

Рис. 7. Характерное расположение язвин коррозии на образцахвырезанных труб котла ОР-230:

а -концентрированные скопления продуктов коррозии металла в виде спиралей;
б — скопление продуктов коррозии металла в виде продольных бороздок; lк — расстояние между язвинами коррозии, равноенаружному диаметру трубы dн; Rсp — средний радиус трубы; dст- толщина стенки трубы.

Обращаетна себя внимание, в данном случае, фактическое соответствие расстояния междуязвинами коррозии диаметру трубы или расстоянию lк = dн, представленному в данной методике, как критерий приоценке состояния котельных труб (рис.1).

При использовании магнитометра с одним феррозондовымдатчиком (полемером) распределение нормальной составляющей магнитного полярассеяния Нр вдоль огневойобразующей трубы в зоне язвин коррозии носит скачкообразный характер сизменением знака.

а)

б)

Рис. 8. Результаты контроля отдельных экранов труб Æ 76 × 6мм (ст.20) на барабанном котле ОР-230.

Приэтом расстояние между экстремальными и нулевыми значениями поля Нр по длине трубы, какправило, равно (0,5; 1)dн. Такимобразом, критерий, который был представлен ранее в методике (рис.1) при выявлении участков труб с язвинами коррозии по характерураспределения поля Нрвдоль огневой образующей трубы, остается тем же, что и для зон КН. Главным отличиемпри определении язвин коррозии на контролируемом участке трубы является резкоеувеличение интенсивности изменения поля Нрв зоне язвины по сравнению с зоной КН, где нет язвины.

Нарис.8, а приведен пример распределения поля Нрвдоль огневой образующей экранной трубы котла ОР-230 (Æ 76 × 6мм, ст.20) в зоне концентрации напряжений. Коэффициентинтенсивности (К) изменения поля D Нрна длине lк = dн здесь равен примерно 1 (А/м)/мм. Как правило, этоткоэффициент в зонах концентрации напряжений для труб негазоплотных панелей изсталей 20 и 12Х1МФ и диаметром 32¸76 мм не превышает 4 (А/м)/мм (или 4 × 103А/м2). На рис. 8,б представлен пример распределения поля Нр вдоль огневой образующейдругой экранной трубы того же котла ОР-230 в зоне образовавшейся язвиныкоррозии на внутренней поверхности (наличие язвины подтверждено вырезкойданного участка трубы). Из рис.8, б видно, что коэффициент интенсивностиизменения поля D Нр по длине lк = 2dст, где dст = 6мм — толщина стенки, здесь равен 7,5 (А/м)/мм, т.е. почтина порядок больше по сравнению с зоной КН, представленной на рис.8,а.

Нарис.9 представлены результаты контроля трубы № 25 (ст. 20, Æ 60 × 4мм) фронтового экрана водогрейного котла ПТВМ-50, № 6РТС-45 Мостеплоэнерго. Из рисунка9 видно, что интенсивность изменения поля Нр в зоне язвины коррозии также, как и на паровом котле,резко увеличивается.

Следуетотметить, что представленные на рис.8,а и 8,б значения коэффициента интенсивности изменения поля Нр получены при использованииспециализированных магнитометров, изготавливаемых в НПО»Энергодиагностика». При использовании других приборов значенияуказанных коэффициентов могут быть другими по метрологическим причинам.

Повышенныезначения коэффициента интенсивности К= D Нр/lк полученытакже для участков труб с большими отложениями продуктов коррозии, т.е. дляучастков труб, где на внутренней поверхности труб идет интенсивный процесскоррозии металла. На рис.10, а представлены результаты контроля экранной трубы № 15 левогобокового экрана котла .№ 9 ТП-87 ТЭЦ-20 Мосэнерго. В результате анализавырезанного. образца с зоной КН на этой трубе на огневой образующей выявленыотложения 1669 г/м2 (норма 400 г/м2). Под слоем отложенийобнаружено пятно подшламовой коррозии с утонением стенки на 1¸1,5 мм (рис.10,б).

5.5.Определение участков труб, предрасположенных к повреждениям на змеевикахпароперегревателя.

Назмеевиках пароперегревателя контроль ведется вдоль образующей трубы, обращеннойк топочным газам. Критерием для определения зон КН на трубах пароперегревателейостается тот же — скачкообразное изменение поля Нр с расстоянием между нулевыми или экстремальнымизначениями, равном (0,5; 1)dн. Вотличие от экранных труб, на трубах пароперегревателя в зонах КН нередковстречаются случаи скачкообразного изменения поля Нр без смены знака. Такие случаи, как правило, имеютместо на участках труб, работающих в условиях перегрева металла выше расчетнойтемпературы.

Pиc.9. Результаты магнитного контроля трубы № 25 фронтового экрана котла № 6ПТВМ-50 РТС-45 Мостеплоэнерго.

Нарис.11 показаны результаты контроля змеевиков пароперегревателя котлаэнергоблока 120 МВт ТЭС «Гандинагар» (Индия). Распределение поля Нр вдоль образующей змеевика№ 39, представленное на рис.11, а, характеризует зонуконцентрации напряжений, в которой возможно развитие повреждения. В результатеконтроля на первых по ходу газов змеевиках пакетов № 38¸46 при подробном измерении распределения поля Нр выявлены линии деформаций,которые наглядно отображают границы перегретого металла (рис.11, б). О наличииперегрева металла в указанных зонах свидетельствовал структурный анализ,выполненный после вырезки отмеченных на рис.11, б участков труб.

а)

б)

Рис. 10. Результаты контроля трубы № 15 (Æ 60 × 6мм, ст.20) левого бокового экрана котла ТП-87, ст. № 9ТЭЦ-20 Мосэнерго:

а — распределение поля Нр вдоль огневой образующейтрубы № 15 в зоне концентрации вблизи сварного стыка; б — пятно отложений и коррозии металла на внутренней поверхноститрубы с огневой стороны после вырезки участка с зоной К.Н.

Рис. 11. Результаты контроля змеевиковпароперегревателя котла 120 МВт ТЭС «Гандинагар».

6. КВАЛИФИКАЦИЯОПЕРАТОРОВ

6.1.Получение надежных результатов при выполнении магнитного контроля труб взначительной степени зависит от квалификации, опыта и добросовестностиоператора.

Кпроведению контроля допускаются лица, прошедшие специальное обучение помагнитным методам неразрушающего контроля с аттестацией на I и II уровень накурсах института повышения квалификации Госслужащих и стажировку с опытнымоператором не менее 2 месяцев.

6.2.На проведение магнитного контроля оператору дается допуск к работе всоответствии с Правилами техники безопасности для тепловых цехов ТЭС.

6.3.Общее руководство работами по магнитному контролю труб поверхностей нагревакотлов возлагается на квалифицированных инженерно-технических работников ТЭСили ремонтной организации. К руководству работой допускаются ИТР из числа лиц,изучивших предварительно причины и места повреждений контролируемого узла, егоконструктивные и эксплуатационные Монтаж .

ИТРнаравне с операторами несут ответственность за достоверность контроля исоблюдение правил безопасности при работах в топках котлов.

7. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

7.1.Лица, участвующие в магнитном контроле, должны знать и выполнять правилатехники  безопасности, установленные дляработников теплосиловых цехов электростанций.

7.2.Перед допуском к магнитному контролю все лица, участвующие в работе, должныпройти соответствующий инструктаж по технике безопасности с регистрацией вспециальном журнале.

Прикаждом изменении условий производства работ проводится инструктаж.Ответственным за проведение инструктажа операторов является руководитель работиз числа ИТР.

7.3.Лица, проводящие контроль в топке, должны носить защитные каски и пользоватьсяспецодеждой, применяемой при работе на электростанции.

7.4.При высоте контролируемого участка трубы более 2м необходимо строить леса, подставлять лестницу илииспользовать люльку. Конструкции лесов, лестницы или люльки должнысоответствовать требованиям норм и правил техники безопасности.

Приложение 1
ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИМАГНИТНОГО КОНТРОЛЯ

Датаконтроля —

Наименованиепредприятия —

Котел,ст. №__________Тип —

Поверхностьнагрева —

Типоразмертруб_____________Марка стали —

Длительностьэксплуатации (наработка) -_________час.

РЕЗУЛЬТАТЫКОНТРОЛЯ:

Параметрмагнитного контроля

Номертрубы и участка контроля *)

№участка

А/м

 

 

 

 

 

 

 

lк = (0,5;1)dн

 

 

 

 

 

 

 

Линия КН (Нр = 0)

 

 

 

 

 

 

 

К = DНр /lб

 

 

 

 

 

 

 

*) Соответствует формуляру.

УСЛОВНЫЕОБОЗНАЧЕНИЯ:

 — максимальная величина напряженности магнитногополя на данном участке контроля трубы;

lк — зонаконцентрации напряжений при продольном сканировании с базовым расстоянием междунулевым значением Нр,равным (0,5; l) dн, где dн — наружный диаметр трубы;

lб -базовое расстояние между феррозондовыми датчиками при продольном сканировании вдвухканальном режиме.

Приложение 2
ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАГНИТНЫМ МЕТОДОМ УЧАСТКОВ ТРУБ, РАБОТАЮЩИХ В УСЛОВИЯХНЕДОСТАТКА САМОКОМПЕНСАЦИИ.

1.Подготовительные работы.

Преждевсего следует согласовать с заказчиком зону и объем магнитного контроля трубповерхностей нагрева. Зона контроля определяется главным инженером предприятияили начальником цеха, в ведении которого находится котел, на основаниистатистики повреждений, заключений лабораторий металлов и сведений изремонтного журнала.

Передначалом контроля необходимо иметь при себе мел, карандаш или ручку, формуляр наконтролируемую поверхность нагрева, журнал регистрации измерений по форме,представленной в приложении. Далее отмечается мелом зона магнитного контролянепосредственно в котле и заносится в ремонтный формуляр. При этом в формуляреуказывается длина или высота труб, соответствующая зоне контроля, ирасположение узлов креплений. Затем в журнал регистрации заносятся все сведенияпо объекту контроля.

Далеенеобходимо подготовить прибор (магнитометр) к работе в соответствии синструкцией по эксплуатации, проверить освещение в котле и обеспечение мербезопасности, указанных в разделе 7 данной методики.

2. Выполнение магнитного контроля труб заднегоэкрана на котле ТП-230, ст. № 3 ТЭЦ-17 Мосэнерго.

Послевыполнения подготовительных работ магнитный контроль экранных труб на котлеТП-230 осуществлялся следующим образом. Один оператор выполнял сканирование датчикомприбора вдоль огневых образующих труб. Другой оператор производил записьизмеренных величин Нр вжурнал.

Всоответствии с пунктами 4.2.и 4.3.методики был выполнен контроль 104 труб заднего экрана между ¯ 12,5-17м (см. формуляр на рис.2.1).

В результатеконтроля были выявлены следующие участки труб, имеющие зону КН с расстоянием lк между нулевыми значениями Нр, равном (0,5; 1)dн: 14-1,16-1, 24-1, 30-1 и 31-2 (рис.2.1).При этом на участках 31-1 и 31-4 трубы № 31 были зафиксированы максимальныезначения величины Нр,соответственно: -108 А/м , + 98 А/м. На участке 31-3 этой же трубы вышеремонтного стыка (Р.С.) была зафиксирована линия с нулевым значением Нр, характеризующаяконцентрацию деформации в этом месте трубы.

ЖУРНАЛРЕГИСТРАЦИИ МАГНИТНОГО КОНТРОЛЯ

Датаконтроля — 22 августа 1990г.

Наименованиепредприятия — ТЭЦ-17 Мосэнерго

Котел,ст. № 3

Тип- ТП-230

Поверхностьнагрева — задний экран

Типоразмертруб — 76 × 6 мм

Маркастали — Ст.20

Длительностьэксплуатации (наработка) — 70000 час.

РЕЗУЛЬТАТЫКОНТРОЛЯ:

Параметрмагнитного контроля

Номертрубы и участка контроля *)

№уч-ка

А/м

31-1

31-4

 

-108

+98

Нр = 0

31-3

14-1

16-1

24-1

30-1

31-2

*) Соответствует формуляру.

УСЛОВНЫЕОБОЗНАЧЕНИЯ:

— максимальная величинанапряженности магнитного поля на данном участке контроля трубы;

lк -критическая зона потери устойчивости и концентрации напряжений с базовымрасстоянием между нулевым значением Нр,равным (0,5; 1)dн, где dн — наружный диаметр трубы;

14-1- труба № 14, участок 1.

Рис. 2.1. Формуляр заднего экрана котлаТП-230, ТЭЦ-17 Мосэнерго.

Нарис. 2.2 показано распределение нормальной составляющей напряженностимагнитного поля (Нр),зафиксированное вдоль огневой образующей трубы № 31. Эпюра распределениявеличины Нр здесьпостроена по фиксированным значениям на участках 31-1, 31-2, 31-3, 31-4 инесколькими промежуточными точками контроля. На этом же рис.2.2 для участка 31-2 показано распределение величины Нр в зоне КН. В соответствиис пунктом 5.2методики здесь зафиксировано скачкообразное изменение величины Нр с нулевыми ее значениями впяти точках подряд и с базовым расстоянием между нулевыми значениями, равном(0,5; 1)dнар.

Результатымагнитного контроля и выявленные участки труб заднего экрана, работающие внаиболее напряженных условиях, были отмечены мелом в котле и занесены врегистрационный журнал.

Далеев соответствии с пунктами 4.4и 4.5данной методики из участков труб 14-1, 16-1, 24-1, 30-1, 31-2 былорекомендовано сделать вырезки образцов для оценки их состояния. Кроме того, натрубе № 31, работающей по данным магнитного контроля в условиях недостаткакомпенсации, было рекомендовано устранить защемления в узлах креплений.

Врезультате осмотра вырезанных образцов труб, забракованных магнитным методом,на внутренней поверхности были обнаружены язвины коррозии, и отложения окисловжелеза составили около 2000 г/м2, что превышало допустимую норму в 4раза.

Рис. 2.2. Распределение нормальной составляющей напряженностимагнитного поля рассеяния (Нр)вдоль огневой образующей трубы №31 заднего экрана котла ТП-230, ст.№3 ТЭЦ-17Мосэнерго.

Приложение 3
ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОНКОНЦЕНТРАЦИИ НАПРЯЖЕНИЙ В КОТЕЛЬНЫХ ТРУБАХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЬЮТЕРНОГОДВУХКАНАЛЬНОГО ПРИБОРА ИКН-1М.

1. Результаты контроля труб заднегоэкрана на котле ТПЕ-208, № 3Б Череповецкой ГРЭС.

Дата контроля — июль 1995г.

Типоразмертруб — Æ 60 × 6мм.

Маркастали — ст.20.

Длительность эксплуатации (наработка) — 104427 часов.

Контрольвыполнялся в двухканальном режиме прибором типа ИКН — 1М. Схема контроляпредставлена на рис. 3.1.

Сканирующееустройство в виде тележки на 4-х колесиках перемещалось оператором вдольогневой стороны трубы. Феррозондовые датчики 1 и 2, фиксирующиераспределение магнитного поля Нрвдоль образующих трубы, располагались друг от друга на базовом расстоянии lб. Расстояние lб устанавливаетсяв зависимости от типоразмера трубы. Для труб Æ 60 × 6мм рекомендуется устанавливать lб ³ 2dст, где dст -толщина стенки.

Назаднем экране котла № 35 Череповецкой ГРЭС были проконтролированы трубы № 71¸177, между отметками 10,5¸25 м. В результате контроля было выявлено 36 участковтруб с зонами концентрации остаточных напряжений. Эти зоны, как правило,характеризовались расположением линии КН вдоль огневой образующей трубы(рис.2). При этом коэффициент интенсивности напряжений (изменение поля Нр вблизи линии КН) имелразличное значение на этих участках труб. Механизм образования линии КН вдольогневой образующей трубы и последующего разрушения этого участка представлен в[1].

Нарис. 3.2представлены результаты контроля отдельных участков труб № 125 и № 127 послеобработки информации на IBM и распечаткина принтере. Эти участки оказались наиболее напряженными из общего количестватруб, выявленных при контроле. Толщина стенки в зонах КН на (рубах № 125 и №127 вследствие коррозионного усталостного износа металла оказалась равной 4,2¸4,3 мм вместо номинальной — 6мм.

2.На рис. 3.3, а представлен пример распределения нормальной составляющей поля Нр, зафиксированный вдвухканальном режиме измерений на трубе № 55 заднего экрана котла ТверскойТЭЦ-4. При таком распределении поля Нрлиния концентрации напряжений (линия Нр= 0) совпадает с осью абсцисс и располагается продольно вдоль огневойобразующей трубы. На рис. 3.3, б представлен пример распределениянормальной составляющей поля Нр,зафиксированный в двухканальном режиме измерений на трубе № 53 заднего экранакотла GT-1731 ТЭС «Гандинагар» (Индия). При такомраспределении поля Нр линияконцентрации напряжений (линия Нр= 0) расположена перпендикулярно оси трубы.

Рис. 3.1. Схема контроля экранных трубдвухканальным датчиком.

1,2- феррозондовые датчики.

3- сканирующее устройство с датчиком измерения длины.

4- соединительный кабель.

5- прибор ИКН-1М с блоком памяти 1 Мб и экраном для отображения графическойинформации.

lб- базовоерасстояние между датчиками.

а)

б)

Рис 3.2. Результаты контроля труб заднего экрана корпуса 3Б.

а)

б)

Рис. 3.3.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: электростанция, поверхность нагрева, экран,котельная труба, самокомпенсация, деформация, концентрация напряжений,остаточная намагниченность, магнитная память металла, напряженность магнитногополя рассеяния, магнитометр.

Услуги по монтажу отопления водоснабжения

ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495)744-67-74

Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.

Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.

Отопление от ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ Вид: водяное тут > resant.ru/otoplenie-dachi.html

Обратите внимание

Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической эесаертизе.

Вы можете задать свой вопрос при помощи формы обратной связи:

Ваше имя

Ваш телефон

Тема

Сообщение


ООО ТЕПЛОСТРОЙМОНТАЖ имеет год основания 1999г.
Сотрудники компании имеют Московскую прописку и славянское происхождение, оплата происходит любым удобным способом, при необходимости предоставляются работы в кредит.
Россия, Москва, Строительный проезд, 7Ак4
Водоснабжение по доступным ценам, отопление со скидкой. Наша компания занимается устройством инженерных коммуникация для частных загородных домов, водоснабжение от колодца, водоснабжение от скважины. Отопление дома твердотопливным котлом, установка автономного газового отопления.