Об оптимизации объемов контроля при проведении технического диагностирования котлов и трубопроводов

Необходимость технического диагностирования (ТД) состояния котлов и трубопроводов, а также других объектов повышенной опасности установлена действующими нормативными документами и, к сожалению, при нарушении этого требования подтверждена реальными разрушениями объектов, вовремя не прошедших ТД.

Как известно, основными этапами ТД являются:

• определение (установление) технического состояния объекта диагностирования;
• установление мест и причин отказов (в т.ч. выявление недопустимых дефектов, ещё не приведших к разрушению);
• определение остаточного ресурса расчетным или исследовательским путем, или установление условий дальнейшей работы и срока очередного диагностирования.

В данном докладе будут рассматриваться проблемы ТД одной из многочисленных групп объектов повышенной опасности — паровых и водогрейных котлов и трубопроводов пара и горячей воды.

Первое. В качестве исходного условия предполагается принять, что контроль качества металла до начала эксплуатации объектов был выполнен изготовителем и монтажной организацией в соответствии с Правилами котлонадзора, которые существуют уже более 50 лет и должны выполнятся, и объект принят в эксплуатацию, как годный, с установленным сроком службы (ресурсом).

Второе. Предлагается рассмотреть оборудование, выходные параметры которого составляют:

• для паровых котлов — рабочее давление до 4,0 МПа, температура до 450 С;
• для водогрейных котлов — рабочее давление до 2,5 МПа, температура от 115 С;
• для трубопроводов пара и горячей воды с параметрами: давление до 4,0 МПа, температура до 450 С (не входящие в состав энергетических установок высокого давления).

Третье. Проблемы ТД энергооборудования с параметрами выше указанных и технологических трубопроводов, входящих в комплект этого оборудования на данный момент достаточно хорошо изучены и рассмотрены в отраслевой нормативной документации Минтопнерго. Объемы и применяемые методы контроля оптимизированы, выверена и до реальных пределов сокращена периодичность контроля. Эффективность этого контроля подтверждена 50-летним опытом.

Почему выделена указанная выше группа?

Ответ: потому что ряд действующих инструкций (положений) ТД изобилует большими (в сравнении с энергооборудованием высокого давления) объемами контроля, которые, к сожалению, не обеспечивая высокой надежности, приводят к огромным затратам средств как на контроль так и на подготовку к контролю (снятие — нанесение теплоизоляции и обмуровки, зачистка и в ряде случаев сооружение лесов).

Известны случаи, когда после ТД с положительным результатом указанного оборудования имели место аварии.

В начале предлагается рассмотреть причины, вызывающие изменение состояния оборудования в процессе эксплуатации.

Предлагается отдельно рассмотреть поверхности нагрева и трубопроводы, в т.ч. в пределах котла, коллекторы, барабаны, встроенные сепараторы и т.д.

1. Трубопроводы, коллектора и т.д.

1.1. Температурный фактор (ТФ).

Начинает сказываться при температурах от 390 С и выше в виде графитизации. Чаще всего проявляется на стыках и гибах. Может иметь место остаточная деформация при высоких температурах ( для углеродистых и молибденовых сталей — от 400С).

1.2. Коррозионный фактор (КФ).

Внутренняя коррозия проявляется, как следствие протекания процессов химической коррозии (ХК), электрохимической коррозии (ЭХК), коррозии под напряжением (КН), термоусталостной коррозии (ТК), водородной коррозии (ВК), стояночной коррозии (СК). СК, ХК, ЭХК приводят к утонению металла, КН и ТК - к трещинообразованию, ВК - к охрупчиванию, расслоению, обезуглероживанию. Чаще всего причинами этих видов коррозии является водно-химический режим. Наружная коррозия может быть результатом подтекания воды со стороны.

1.3. Эрозионный фактор (ЭФ).

Проявляется в следствии воздействия водяной или пароводяной струи за счет больших перепадов давления, приводящих к возникновению кавитационных процессов, к резкому изменению скорости потока, и как следствие обоих процессов — к утонению стенок.

1.4. Фактор напряженного состояния оборудования (ФНСО).

Проявляется вследствие перегрузок, возникающих по различным причинам, например , как следствие возникновение нерасчетных тепловых перемещений, в т.ч. из-за защемления или провисания (проседания) опор и подвесок.

Может привести к нарушению овальности гибов, барабанов, коллекторов, труб трубопроводов, деформации элементов, растрескиванию сварных соединений или отдельных элементов конструкций. ФНСО может проявляться и как следствие работы на нерасчетных переходных режимах при превышении расчетных параметров, в результате работы при превышении установленных для данного оборудования числа циклов нагружения и т.п.

1.5. Фактор состояния металла (ФСМ).

Определяется изменением механических свойств и структуры металла в процессе эксплуатации. Практика наблюдений показывает, что механические свойства углеродистых сталей при температурах до 350 С при отсутствии перегревов практически не меняются при эксплуатации до 300 тыс. часов. Последнее подтверждается действующими Нормами расчетов на прочность ОСТ 108.031-08-85 (приложение № 1).

2. Поверхности нагрева (ПН) котлов.

Рабочие температуры металла водяных экономайзеров и экранов, как правило, до 250 С для перегревателей — до 450 С.

На состояние металла ПН очень сильно влияет ТФ, КФ, ФНСО. может иметь место ФСМ, но он проявляется при перегревах.

Зачем был сделан такой анализ казалось в общем-то хорошо известных вещей?

Ответ: для того, что бы подвести к мысли, что по так называемому «большому счету» при назначении объемов контроля, особенно при выборочном контроле следует подходить не только с учетом конструкции котла, категории трубопровода, как это сделано в ряде НД а, прежде всего, с учетом напряженного состояния и условий эксплуатации (химводоочистка, нарушение режимов работы, повреждаемость, состав возвратного конденсата и т.д.). При этом, не снижая качество ТД, в ряде случаев объемы могут быть меньше, чем при использовании типовых объемов.

Для чего это надо?

Ответ: с целью повышения эффективности НК и ТД, а также с целью экономии средств, которые расходуются на ТД и, особенно, на подготовку объектов к ТД. Предлагается применить гибкую систему установления индивидуальных объемов контроля вместо жестких типовых программ, которые приняты сегодня. Учитывая выше перечисленные факторы, принципиально при высокой квалификации специалистов по ТД можно составлять индивидуальные программы. Конечно, при этом вырастает ответственность диагностирующих организаций и, вероятно, не все такие организации смогут решать задачу ТД по описанной схеме, Для осуществления такого проекта следует повысить квалификацию специалистов, введя, как в России, высшую категорию экспертов, которым можно будет доверять сложные работы, в т.ч. составление индивидуальных программ контроля без согласования с другими организациями.

Автор допускает, что будут возражения со стороны специалистов по ТД, по поводу сокращения объемов контроля. Но предлагаемая система не будет обязательной. Она должна быть альтернативной.

На чем же построена уверенность в том, что предлагаемая система имеет право на существование?

Например, на результатах статистической обработки работ, выполненных в Киевенерго в 2002-2004 гг. по диагностированию котлов указанной группы.

Было проведено ТД 82 котлов, в т.ч. 51-паровых, давлением до 2,5 МПа, 31-водогрейных с температурой выше 115 С. Продолжительность эксплуатации котлов с 1958 по 1984. Диагностирование выполнялось по НД Минпромполитики.

Что же мы обнаружили? На паровых котлах, во-первых, прежде всего, утонения труб ПН, выход их из ряда, пережоги, утонения гибов трубопроводов вследствие коррозии. Во-вторых — повышенную овальность гибов трубопроводов в пределах котлов, и барабанов (на 4-х котлах). Повышенная овальность гибов была выявлена на старых котлах, которая допускалась при выпуске котлов до 1984 года (до выхода ОСТ 108.03.133-84). И, кстати, в отличии от котлов высокого давления, по которым были директивы по замене гибов с овальностью более 8 %, по котлам с давлением до 4 МПа подобных предписаний было. Утонения обечаек выявлено на 2-х котлах, коррозия вальцовок — на 5.

Причина повышенной овальности барабанов проста — повышенные сварочные напряжения возникающие при замене вальцовок на сварных соединениях привели к деформации обечаек.

Ни одного сварного шва не было забраковано! Следов эрозионного износа не выявлено. Растрескивания поверхностей днищ и обечаек барабанов не выявлено. На лазах 9 барабанов выявлены следы коррозионного растрескивания. На коллекторах водогрейных котлов полуоткрытой компоновки выявлены коррозионные утонения в зоне подвесок.

На водогрейных котлах выявлены прежде всего (по количеству) повреждения ПН. На ПН 14-и котлов выявлен выход труб из ряда, на 70 % котлов — утонения труб ПН. На гибах труб в пределах котла выявлены 4 случая — накладные латки (результат ремонтов с отступлением от норм) и утонения сжатой стенки гиба на 45 % (последнее — за счет нарушения технологии при изготовлении).

В сварных соединениях приварки гибов и секторных отводах 3-х котлов выявлены дефекты.

Небезинтересно, что на 4-х котлах выявлены повреждения обмуровки, а на 10-и котлах — следы пережогов и коррозионные повреждения амбразур лазов.

На одном из котлов типа ПТВМ выявлены трещины на наружной поверхности коллекторов.

Приведенный довольно убедительный по масштабности пример свидетельствует, что объемы контроля ряда элементов можно сокращать, т.е. проводить выборочный контроль в сокращенном объеме.

Очевидно, анализируя вышеизложенное, можно все виды повреждений, которые развиваются в процессе эксплуатации, по причинам их вызывающих, сгруппировать по 3-м направлениям:

• утонения стенки (все виды ХК ЭХК, ЭФ);
• изменение напряженного состояния и деформации;
• изменение состояния металла.

Повреждаемость из-за корозионно — эрозионных процессов (1-е направление) уверенно позволяет выявлять толщинометрия. Эффективным дополнительным методом контроля в этом направлении является тепловизионный контроль (ТК), который помогает выявить не только утонения труб, но и заносы отложениями. Кроме того, ТК позволяет оценить состояние тепловой изоляции и выявлять скрытые от глаз подтекания. Ухудшения механических свойств (2-е направление) позволяют выявлять, прежде всего, исследования на вырезках, исследования по месту (что для углеродистых сталей почти не дает результатов, за исключением подтверждения перегревов).

Ну, а оценка напряженного состояния (3-ье направление) позволяет выявить аномальные зоны, в которых очень вероятно развитие дефектов или, по крайней мере, их зарождение. Это во-первых визуальный осмотр конструкции с неснятой изоляцией, во-вторых осмотр опорно-подвесных систем, состояния трассировки, в третьих, применение физических методов как, например, акустической эмиссии (АЭ), метода магнитной памяти (ММП), коэрцитиметрического метода, магнитометрического метода. Эти методы позволят оценивать напряженное состояние оборудования интегрально.

По результатам контроля по 3-ьему направлению в случае выявления аномальных мест должен проводиться контроль обычными физическими методами, но он проводится не выборочно («наугад»), а по конкретным показаниям. Если по результатам контроля по 3-ьему направлению не выявлено аномалий, то контроль можно не проводить. Особое место здесь занимает визуальный контроль, объем которого должен определяться результатами осмотра элементов при неснятой изоляции: следы намокания, трещин в изоляции.

Возникает вопрос: следует ли описанную схему применять для всех случаев?

Пожалуй, нет. Так, в ряде случаев влияние условий эксплуатации вызывает повышенную ускоренною повреждаемость метала. Это имеет место, например, в установках, обслуживающих сахарную промышленность, в ряде химических производств.

Резюмируя, можно сказать, что принципиально проведение ТД возможно по индивидуальным программам, которые учитывают реальное состояние оборудования, анализа результатов предыдущего контроля. Такой минимизированный контроль может с высокой вероятностью обеспечивать выявление недопустимых дефектов и обеспечить качественное диагностирование.

Нет прямых оснований считать необходимым сочетать техническое освидетельствование с техническим диагностированием. Сроки диагностирования должны исходить именно из ресурса. В промежутках между процедурам ТД, может проводиться контроль, необходимость которого вызвана условиями эксплуатации (например, УЗТ) или состоянием оборудования (например, изменение механических свойств; повреждаемость и т.п.) В странах Европы такой жесткой системы, как это предусмотрено в действующих у нас НД, нет. Там диагностирование, прежде всего, связано со страхованием оборудования, от технических рисков.

У нас работы по ТД обычно связаны с плановыми ремонтами и потому проводятся в жесткие сроки. В Германии, Франции, Чехии, Польше необходимость ремонтов определяют по фактическому состоянию оборудования.

Предлагается ТД проводить по следующей схеме. Вначале проводить анализ условий эксплуатации, повреждаемости, изучение предыдущих результатов ТД. Затем, осмотр состояния изоляции, опорно-подвесной системы. Эти результаты ложатся в основу составления индивидуальных программ.

Программой, прежде всего, предусматриваются проведение работ по оценке напряженного состояния оборудования указанными выше методами, проведения толщинометрии, измерением овальности, прогибов, оценке состояния механических свойств. С учетом результатов указанных работ выполняются соответствующие расчеты на прочность (об этом несколько ниже). И, в заключение, выполняется по дополнительной программе дефектоскопический контроль выявленных аномальных мест (соответственно напряженные места, пониженная толщина, изменившаяся овальность, прогиб).

То есть по сути составляются две рабочие программы: первичная и дополнительная (уточняющая). После выполнения работ по такой схеме проводится анализ текущего состояния металла и можно перейти к определению остаточного ресурса.

В дополнение к изложенному выше следует упомянуть о роли расчетов на прочность при проведении ТД.

Для ТД требуется, прежде всего, проводить расчеты на прочность с учетом тепловых перемещений, с учетом реальных размеров, фактического состояния пружин и подвесок, с учетом реальных данных перемещений. И при этом не следует считать, что температура ниже 100 С уже не играет роли: здесь следует вспомнить о зазорах в стыках железнодорожных рельсов, где температура достигает до 80 С, а длина стандартных рельсов от 11 м. Такие расчеты покажут места максимальных напряжений, в которых следует проводить выборочный контроль.

Теперь взгляд на требования ряда НД выполнить поверочный расчет на прочность от внутреннего давления.

Если толщина стенки находится в пределах SR + C (где SR-минимально допустимая толщина стенки, С - суммарная прибавка), то специальный расчет не нужен. Расчет будет нужен ( и не поверочный, а прямой!), если будет определяться допустимое рабочее давление на основании фактических механических свойств, определенных на вырезках или по табличным значениям из норм расчета на прочность, если будет определяться понижение давления или температуры. Либо может быть специальный расчет, позволяющий определить возможность работы труб с утоненными стенками ниже расчетной (т.е. SR). Такие расчеты существуют и применяются не только в тепловой энергетике, но и в атомной.

В заключение о ресурсе.

В практике контроля при принятии решения о возможности эксплуатации утоненных элементов известен прием: из вырезок изготавливают образцы, проводятся механические испытания, определяется фактические значения допустимых напряжений и далее на основании расчета на прочность определяется возможность дальнейшей эксплуатации.

Из этого следует такое предложение. Срок службы котлов и трубопроводов давлением до 4 МПа в значительной мере определяется расчетом на прочность, где допустимые напряжения берутся из таблиц, в которых указаны нижние пределы. Предполагается устанавливать индивидуальный срок службы на основании фактического значения допускаемых напряжений в т.ч. для нового оборудования на основании механических испытаний на вырезках.

То же касается установления остаточного ресурса. Сейчас ТД проводится с периодичностью 4 года (после 1-го ТД - через 8 лет). Предлагается устанавливать ресурс с учетом реального состояния оборудования, на основании расчетов и испытаний.

Еще раз следует отметить, что реализация этих предложений требует обеспечения персоналом высокой квалификации (экспертами высшей категории, специалистами III уровня квалификации по соответствующим методам НК, специалистами по расчетам на прочность) имеющими соответственные полномочия для организации и проведения указанных работ.

В заключение можно сделать вывод: предлагаемые мероприятия могут существенно удешевить процедуру ТД, не снизив надежности.

Подытоживая сказанное, хочется привести слова А.В. Суворова о том, что следует воевать не числом, а уменьем. Именно его слова натолкнули на мысль высказать взгляд по поводу замены больших объемов контроля качественным контролем в малом объеме, и с существенно меньшими затратами на подготовительные работы.