Буров В.Д. и др. Тепловые электрические станции

Подождите немного. Документ загружается.

6.1.

Элементы

пароводяного

тракта

ТЭС

Верхняя водяная камера крепится к фланцу верхней части обечайки корпуса.

Она имеет патрубки для подвода и отвода сетевой воды и систему перегородок для

создания необходимого числа ходов воды.

Верхняя трубная доска размещается между фланцами корпуса и водяной камеры.

Нижние концы трубок поверхности нагрева закрепляются в нижней трубной доске,

к которой присоединяется нижняя (плавающая) водяная камера. В нижней камере,

как и в верхней, предусмотрены перегородки для создания необходимого числа

ходов, а также выводы для опорожнения и отвода паровоздушной смеси. Сетевая

вода поступает в приемный отсек верхней водяной камеры. Для создания четырех

ходов в верхней камере устанавливаются две взаимно перпендикулярные перего-

родки. Из приемного отсека вода попадает в трубки и нижнюю (плавающую) камеру.

Для образования четырех ходов в нижней камере имеется одна расположенная

по поперечному сечению перегородка. Из нижней камеры вода вновь поступает

в трубки. Отвод сетевой воды производится из патрубка верхней водяной камеры.

Греющий пар омывает трубки снаружи. При этом для организации направленного

потока трубная система имеет наружные перегородки. Образующийся на поверхно-

сти трубок конденсат пара стекает в нижнюю часть корпуса подогревателя.

На линии отвода конденсата из подогревателя устанавливается регулирующий кла-

пан, получающий импульс от датчика, фиксирующего положение уровня конденсата

в корпусе подогревателя. Отвод воздуха при заполнении подогревателя произво-

дится через кран-воздушник, расположенный в области верхней водяной камеры.

Отсос паровоздушной смеси ведется через патрубок, соединенный с паровым про-

странством подогревателя. Каждый типоразмер подогревателя типа ПСВ имеет

свое обозначение (например, ПСВ-500-3-23), в котором первая цифра указывает

площадь поверхности нагрева, м

; вторая — максимальное рабочее давление грею-

щего пара в корпусе, кг/см

; третья — максимальное рабочее давление сетевой во-

ды в трубной системе, кг/см

Испарители и паропреобразователи. В настоящее время на тепловых электро-

станциях применяются испарители в основном поверхностного типа. Вторичный

пар в этих испарителях генерируется из химически очищенной деаэрированной

воды. Этот пар либо отпускается внешним потребителям на ТЭЦ (при этом конден-

сат греющего пара, отбираемого из турбины, сохраняется в цикле электростанции,

а испаритель выполняет функцию паропреобразователя), либо конденсируется

в конденсаторе испарителя и в виде дистиллята используется для восполнения

потерь рабочего тела в цикле.

Испарители такого типа имеют вертикальное исполнение и оснащаются паро-

промывочными устройствами и сепаратором.

На рис. 6.23 показана типовая конструкция испарителя поверхностного типа,

который маркируется буквой И с указанием площади поверхности теплообмена

(греющей секции), например И-350 или И-1000. Основными узлами конструкции

являются корпус, греющая секция, паропромывочные устройства, водораспре-

делительные устройства и жалюзийный сепаратор.

Работа испарителя протекает следующим образом: первичный пар поступает

в греющую секцию и, проходя в межтрубном пространстве, конденсируется на на-

ружной поверхности труб. Конденсат пара стекает по трубам на нижнюю трубную

доску греющей секции и отводится из нее.

141

Глава

ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Рис. 6.23.

Вертикальный испаритель

с паро-

промывочными

дырчатыми

листами:

1 —

корпус;

2 —

греющая

секция;

3 —

опускная

труба;

4 —

паропромывочный дырчатый

лист;

5 —

перелив;

6 —

жалюзийный

сепаратор;

7 —

штуцер

для

отвода

вторичного

пара;

8 —

подвод

конденсата;

9 —

отвод

питательной

воды;

10 —

подвод греющего

пара;

11 —

труба

для

отвода

конденсата;

12 —

трубка

для

отвода

неконденси-

рующихся газов

Питательная (химически очищенная)

вода поступает через регулирующий

клапан в водораспределительное уст-

ройство над паропромывочным дырча-

тым листом, откуда по опускным трубам

сливается в нижнюю часть корпуса и за-

полняет корпус и трубки греющей сек-

ции. За счет теплоты конденсации пер-

вичного пара происходит испарение час-

ти воды в трубках, при этом образуется

пароводяная смесь. Таким образом, в

трубках греющей секции создается

подъемное движение воды, а в кольце-

вом зазоре между корпусом и греющей

секцией — опускное, т.е. осуществля-

ется естественная циркуляция жидкой

фазы. Образовавшийся (вторичный) пар,

пройдя через слой воды над греющей

секцией, поступает в паровое простран-

ство испарителя, проходит через слой

промывочной воды над одним или двумя

паропромывочными листами, жалюзий-

ный сепаратор и отводится из испарителя.

Для обеспечения устойчивой естест-

венной циркуляции и уменьшения

выбросов капельной влаги в паровое пространство уровень воды в корпусе поддер-

живается выше верхней трубной доски греющей секции на 150—200 мм. Контроль

за уровнем воды в корпусе и его регулирование осуществляются с помощью сис-

темы автоматики. Кроме того, испаритель оборудован устройствами контроля

за уровнями воды над паропромывочными дырчатыми листами, а также устройст-

вами контроля и регулирования уровня конденсата греющего пара в греющей сек-

ции. Для повышения эффективности теплообмена в греющей секции из нижней

части межтрубного пространства предусмотрен перепуск неконденсирующихся

газов в паровое пространство. При этом эффективный отвод газов достигается при

уровне конденсата греющего пара на 50—100 мм ниже газоотвода.

В корпусе испарителя имеются лазы для осмотра и мелкого ремонта внутренних

устройств. Сам корпус выполняется сварным из листовой стали. Крепление трубок

к трубным доскам греющей секции осуществляется приваркой или вальцовкой.

142

6.2.

Оборудование

котельных

установок и элементы газовоздушного тракта

На конденсационных электростанциях испарители устанавливаются на каждом

блоке без резерва. Каждый испаритель комплектуется собственным конденсатором,

в качестве которого принимается ПНД поверхностного типа. На ТЭЦ испарители

могут включаться в сетевую установку или могут использоваться многоступенча-

тые испарители. Паропреобразователи устанавливаются индивидуально для каж-

дой турбины, или сооружается одна или несколько многоступенчатых установок

для всей станции. В составе многоступенчатых установок предусматривают по од-

ному резервному корпусу.

6.2.

Оборудование

котельных

установок

элементы газовоздушного

тракта

Пылеприготовление. На электростанциях России используется твердое топли-

во с разными характеристиками (влажность

5—60

%; зольность

5—70

%; размоло-

способность 0,8—2,5 и тонкость пыли

6—60

%). По этой причине приходится при-

менять различные системы пылеприготовления (в отличие от зарубежных стран,

где используется более однородное топливо). Так, применяются индивидуальные

замкнутые системы с прямым вдуванием топлива и промежуточным бункером,

разомкнутые системы с газовой сушкой и центральным пылезаводом. Для размола

топлива используют четыре типа мельниц: шаровые барабанные (ШБМ), молотко-

вые (ММ), мельницы-вентиляторы (М-В) и среднеходные валковые (СМ). Размол

бурых углей осуществляется в основном в молотковых мельницах производитель-

ностью до 100 т/ч с принудительной вентиляцией (под наддувом). Наддув в мель-

ничной системе создается вентилятором горячего дутья или дутьевым вентилято-

ром котла. Для каждого котла устанавливается не менее трех мельниц. При этом

производительность каждой молотковой мельницы выбирают такой, чтобы при

остановке одной оставшиеся в работе обеспечивали не менее 90 % производитель-

ности котла. В табл. 6.2 приведены основные характеристики молотковых мельниц.

Таблица

6.2

Основные

характеристики

молотковых

мельниц

Тип

мельниц

о о

1/1

!—

1/1 VI

о о

Характеристика

о!

т.

гч

1/1

<ч

С?

о о о G

ГЧ

Н Н Н

S S 2 S S

Диаметр

ротора,

мм

1300

1500 1500

2000 2600

Длина

ротора

(по

наружным

граням

бил), мм

2030

1910 2510

2590 2550

Частота вращения

вала,

мин"

750

750 750

750

590

Число

рядов

бил по

длине

ротора,

шт. 17 16 21 20 16

Число

бил в

рядах,

шт. 4

6 6 6

Мощность

электродвигателя,

кВт

250 320 400 800 1250

Производительность

по

бурому

углю

16 22,4 28 45 80*

(W = 33 %, к

ло

= 1,7; Л

200

= 55 %), т/ч

*При

размоле

назаровского

угля.

143

Глава

ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Существенным недостатком этого типа мельниц является непродолжительный

срок службы бил. Так, при размоле экибастузского угля он составляет 1000—1200 ч,

а при размоле подмосковного угля — 300—500 ч. В ряде случаев при размоле

высокоабразивных топлив из-за износа бил ограничивают производительность

мельниц до 80 % номинальной.

Для топлив с повышенной влажностью более эффективным оказывается при-

менение системы пылеприготовления с мельницами-вентиляторами. Основная осо-

бенность этих мельниц заключается в том, что они производят одновременно

размол и транспортировку сушильного агента (топочных газов). Эксплуатация

их также связана с достаточно быстрым износом рабочих лопаток и брони улитки

при размоле топлива. Основные характеристики мельниц-вентиляторов приведены

в табл. 6.3.

В среднеходных валковых мельницах при измельчении угля использован прин-

цип раздавливания. За рубежом эти мельницы получили достаточно широкое рас-

пространение для размола бурых углей. В нашей стране они пока имеют ограни-

ченное применение.

Для размола антрацита и каменных углей, требующих тонкого измельчения из-за

слабой реакционной способности, применяются шаровые барабанные мельницы.

Система пылеприготовления при этом предусматривает установку промежуточ-

ного бункера пыли. Наличие бункера пыли позволяет максимально загружать мель-

ницу независимо от нагрузки котла. Это тем более важно, так как потребляемая

мощность шаровой барабанной мельницы практически не зависит от расхода топ-

лива (энергия расходуется на подъем мелющих шаров). Основные характеристики

ШБМ приведены в табл. 6.4.

Выбор мельниц ведется по наибольшей их производительности. Для котла уста-

навливают две или три ШБМ общей производительностью, обеспечивающей 110 %

номинальной его нагрузки.

Для крупных электростанций с турбинами большой мощности находит приме-

нение система пылеприготовления с центральным пылезаводом (ЦПЗ) и разомкнутой

Таблица

6.3

Основные

характеристики

мельниц-вентиляторов

Тип

мельниц-вентиляторов

о о о

Характеристика

ЧО

ОО

О О О

о о

<Ч ГЧ СО

в-

2 2 2 2

Диаметр

ротора,

мм 1600 2120

2700

3300

Рабочая

ширина

лопаток,

мм 600 600

650 800

Мощность

электродвигателя,

кВт

320

400 630 800

Число

лопаток,

шт. 12 12

Частота вращения

ротора,

мин"

1000 750 600

500

Производительность,

т/ч 18 25 35 50

144

6.2.

Оборудование

котельных

установок

элементы

газовоздушного

тракта

Таблица 6.4

Основные характеристики шаровых барабанных мельниц

Характеристика

Тип ШБМ

Характеристика

Ш-16

Ш-25

Ш-50 Ш-70

Диаметр барабана, мм

2870 3200

3700 4000

Длина барабана, мм

4700 5700

8500 10 000

Производительность по углю с к

ло

= 0,95

25 50

при R

= 7 %, т/ч

Масса загружаемых шаров, т 35

54 100 143

Мощность электродвигателя, кВт

500

800

1600 2460

Частота вращения барабана, мин"

19,21 17,28

17,6

17,1

Объем воздуха для транспортировки пыли, м

/ч

40 200 62 000 116 300

15 800

сушкой топлива. Сушка топлива на ЦПЗ осуществляется в паровых трубчатых

сушилках паром из отборов турбины. Использование отборного пара для подсушки

топлива повышает КПД турбоустановки, а применение подсушенной пыли

и удаление из нее водяных паров увеличивают эффективность ее горения и КПД

котла. При использовании ЦПЗ упрощается компоновка котла и главного корпуса

электростанции, но требуются существенные затраты на его сооружение.

Тягодутьевые машины. Газовоздушный тракт тепловой электростанции, рабо-

тающей на твердом топливе, предусматривает обязательную установку дымососов

и вентиляторов для транспортировки воздуха и продуктов сгорания. При сжигании

газового или жидкого топлива возможны использование газоплотных котлов и отказ

от дымососа.

К тягодутьевым машинам ТЭС предъявляются высокие требования по надежно-

сти и экономичности в сочетании с малошумностью и умеренными габаритами.

В качестве дымососов и вентиляторов используются радиальные и осевые машины.

Основными характеристиками машин являются: подача Q (массовая, кг/с, или объем-

ная,

/с); напор Я, м; КПД ц и потребляемая мощность W- QH/ц, кВт. В табл. 6.5

приведены значения объемов воздуха перед вентилятором и газа перед дымососом

в расчете на 1 МДж тепловой мощности котла для различных типов топлива.

Таблица 6.5

Объемы воздуха перед вентилятором и газа перед дымососом

в расчете на 1 МДж тепловой мощности котла

Топливо

Тип топки

Удельный объем воз-

духа

/МДж

Температура газов

перед дымососом, °С

Удельный объем ды-

мовых газов

/МДж

Тощий уголь

Пылеугольная

0,384

125

0,647

Каменные угли

0,359

125

0,636

Бурые угли:

с W

= 1,2%

С молотковыми

0,39

130

0,70

с W

= 1,2%

мельницами

с И^

= 3,1 %

То же

0,425

145

0,836

Мазут

Камерная

0,366

120

0,595

Природный газ

0,366

120

0,614

145

Глава

ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

По приведенным

табл.

6.5

удельным показателям объема определяются необ-

ходимые расчетные значения подачи вентилятора

дымососа.

Для каждого котла устанавливают

не

менее двух дымососов

двух вентилято-

ров.

Суммарная подача параллельно размещенных дымососов

вентиляторов

должна обеспечивать полную нагрузку котла

запасом 10 %. Напор машин также

выбирается

запасом 10—20

полного напора при номинальной нагрузке котла.

Регулирование подачи тягодутьевых машин осуществляется изменением аэро-

динамических характеристик машины (поворотными лопатками осевых машин),

аэродинамическим воздействием

на

поток воздуха (газа)

вне

рабочего колеса

(дроссельными шиберами, направляющими аппаратами), изменением частоты вра-

щения рабочего колеса

(при

применении двухскоростных двигателей, гидромуфт

или турбинного привода). Смешанное регулирование обеспечивается комбинацией

аэродинамических

скоростных регулирующих устройств (например, двухскоро-

стного двигателя

направляющего аппарата). Наилучший эффект регулирования

достигается

при

использовании

качестве привода машины паровой турбины.

Такой привод получил применение

на

крупных блоках для привода воздуходувок.

Одним

из

важных вопросов эксплуатации тягодутьевых машин является надеж-

ность

их

работы. Котел должен непрерывно работать

без

снижения экономичности

в течение 4000

ч.

Вспомогательное оборудование должно обеспечивать бульшую

надежность.

Для

дутьевых вентиляторов, работающих

на

чистом воздухе, вопрос

обеспечения надежности

не

представляет трудностей. Дымососы относятся

наи-

менее надежным элементам газовоздушного тракта.

Это

обусловлено

тем, что

работа

их

протекает при повышенных температуре

агрессивности продуктов сго-

рания,

также

при

наличии

дымовых газах золовых частиц

(при

работе котла

на твердом топливе).

Все это

приводит

интенсивному износу лопаточного аппа-

рата, ухудшению аэродинамических характеристик машин

разбалансировке ротора.

При неблагоприятных условиях эксплуатации, когда очистка газов

от

золы недо-

статочно эффективна, моторесурс рабочих колес составляет 700—1500

работы.

В табл.

6.6

приведены основные характеристики газовоздушных трактов круп-

ных блоков

типы применяемых машин.

Таблица

6.6

Характеристики

газовоздушных

трактов

крупных

блоков

типы

применяемых

тягодутьевых

машин

:ость блока,

МВт

Тракт

дутьевого

вентилятора

Тракт

дымососа

:ость блока,

МВт

Уголь

Я,

Тип

машины

•станавли-

машин

Q, тыс. м

/ч

Я,

Тип

машины

•станавли-

машин

Мощи

О)

Число у

ваемы

Q, тыс. м

/ч

Число у

ваемы

300

Экибастузский

1200 34

ВДН-25х2

2 1920

ДОД-31,5

500

Назаровский 2000

38,5

ВДОД-31,5

2800

ДОД-41

800

Канско-ачин-

ский

2620

ВДОД-41-500-1

4000

ДОД-43

Примечание.

ВДН

—

вентилятор дутьевой

лопатками,

загнутыми

назад;

ВДОД

—

вентилятор

дутье-

вой

осевой

двухступенчатый;

ДОД

—

дымосос

осевой

двухступенчатый.

146

Глава 7

ТРУБОПРОВОДЫ

И АРМАТУРА НА ТЭС

7.1. Категории,

сортамент,

материал

сварка

трубопроводов

Трубопроводы в соответствии с Правилами Госгортехнадзора России подразде-

ляются на четыре категории (табл. 7.1).

Трубопроводы перегретого пара категории I изготовляются из бесшовных высо-

кокачественных стальных труб по особым техническим условиям. Трубопроводы

остальных категорий можно изготовлять из стандартных бесшовных и сварных

труб. При выборе трубопроводов пользуются понятиями рабочего, условного

и пробного давлений.

Рабочее давление

раб

МПа, — максимальное давление, при котором допускается

работа трубопровода и его деталей при рабочей температуре среды.

Понятие условного давления р

в основном связано с арматурой и фасонными

элементами трубопроводов (фланцами, тройниками, корпусами арматуры и др.),

при конструировании которых целесообразно максимально унифицировать детали,

чтобы они могли быть использованы для различных изделий и для различных

условий работы. Условное давление характеризует ступени прочности различных

видов трубопроводных изделий и служит основой для их стандартизации, выбора

материала и конструкции изделий в зависимости от параметров среды.

Российский стандарт предусматривает разделение трубопроводных сталей

на девять групп, каждая из которых имеет свою градацию температурных ступеней

в соответствии с механическими свойствами при различных температурах.

Для арматуры при первой наиболее низкой температурной ступени (< 200 °С)

рабочее давление равно условному. При более высоких температурах рабочее дав-

Таблица 7.1

Категории и группы трубопроводов

Категория

трубопроводов

Рабочие параметры среды

Категория

трубопроводов

Группа

Температура, °С

Давление, МПа

(кгс/см

)

I 1 Более 560

Не ограничено

2 520—560

3 450—520

4 Менее 450 Более 8,0 (80)

II 1 350^50 Менее 8,0 (80)

2 Менее 350 4,0 (40)—8,0 (80)

III 1 250—350 Менее 4,0 (40)

2 Менее 250

1,6(16)—4,0(40)

IV 1 115—250

0,07 (0,7)—1,6(16)

147

Глава 7.

ТРУБОПРОВОДЫ

АРМАТУРА

НА ТЭС

ление ниже условного. Государственный общероссийский стандарт устанавливает

следующий ряд значений условного давления р

, 10~

Па: 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 16;

25;

40; 63; 100; 125; 160; 200; 250; 320; 400; 500; 630; 800; 1000; 1600 и 2500.

Пробным называется давление р

пр

, МПа, при котором производится гидравли-

ческое испытание арматуры на прочность на заводе-изготовителе. Пробное давле-

ние принимается в зависимости от условного давления. Паропроводы категории I

для среды с температурой ниже 450 °С и давлением менее 4 МПа и питательные

трубопроводы для среды с давлением не более 18,5 МПа изготовляются из стали 20.

Для питательных трубопроводов, рассчитанных на давление более 18,5 МПа, при-

меняется кремнемарганцовистая сталь марки 16 ГС.

Паропроводы для среды с температурой ниже 560 °С и давлением менее

14 МПа можно изготовлять из теплоустойчивой низколегированной перлитной ста-

ли марки 12Х1МФ, а для паропроводов при более высоком давлении среды (менее

25,5 МПа) используют сталь марки 15Х1М1Ф.

Стали аустенитного класса для паропроводов ТЭС, рассчитанных на наиболее

высокие начальные параметры, в России в настоящее время не применяются из-за

отсутствия достаточно надежной технологии их стыковой сварки. В то же время

считается, что паропроводы из стали аустенитного класса марок 12Х18Н12Т,

09Х14Н19В2БР и других марок могут быть пригодны для пара с рабочей темпера-

турой до 600 °С (и даже 650 °С).

При предварительном выборе проходного сечения труб используется прибли-

женное округленное значение внутреннего диаметра трубопровода d

, называемого

условным диаметром. Этот диаметр имеет следующие наиболее употребительные

стандартные значения, мм: 50; 65; 80; 100; 150; 200; 250; 300; 350; 400; 500; 600;

800;

1000; 1200; 1400; 1600 и 2000.

Диаметр называется условным потому, что действительные значения внутрен-

него диаметра d

трубы будут различными при разных значениях толщины стенки

трубы, определяемой при расчете на прочность — на внутреннее давление.

Номенклатура выпускаемых промышленностью труб в то же время характери-

зуется (что удобнее для измерений) наружным диаметром трубы

Hap

наиболее

употребительные значения, мм, которого для трубопроводов ТЭС России состав-

ляют: 133; 159; 168; 194; 219; 245; 273; 325; 377; 426; 480; 500; 530; 560; 600; 630;

720 и 820.

Трубные заводы изготовляют трубы длиной не более 12 м, определяемой усло-

виями изготовления и транспортировки.

При строительстве электростанции и монтаже трубопроводов прямые участки

и гибы труб соединяют между собой стыковой электросваркой.

Прочность сварного шва при качественном исполнении почти та же, что и проч-

ность целой трубы. Работоспособность сварных соединений в значительной сте-

пени зависит от правильного выбора конструкции шва, качества обработки кромок

и сборки деталей под сварку. Форма и конструктивные размеры подготовленных

под стыковую сварку кромок зависят от способа сварки и толщины стенки труб.

На рис. 7.1 приведены конструктивные типы стыков, применяемые для трубо-

проводов пара и горячей воды ТЭС при давлении более 3,9 МПа и при толщине

стенки более 10—17 мм. В первых двух типах стыков используются остающиеся

подкладные цилиндрические кольца, устанавливаемые впотай, чтобы не умень-

148

7.1.

Категории, сортамент, материал и

сварка

трубопроводов

15±2

10±2°

Рис. 7.1. Конструктивные типы стыков труб под сварку для толстостенных трубопроводов ТЭС

высокого давления:

а — V-образная разделка кромок, стык с подкладным остающимся кольцом; 6 — двухскосная раз-

делка, стык с подкладным остающимся кольцом; в — чашеобразная форма разделки кромок, стык

без подкладного кольца; г — двухскосная разделка кромок, стык без подкладного кольца; д — чаше-

образная форма разделки кромок, стык с расплавляемой вставкой — кольцом

шать внутреннее сечение трубы. Подкладные кольца предотвращают образование

в процессе сварки грата (застывших капель металла) внутри труб и обеспечивают

лучший провар корня шва.

Для установки потайного кольца в местах стыковки элементов трубопровода

делаются цилиндрические проточки, длина которых должна быть не менее 50 мм,

а глубина — не более 10 % толщины стенки трубы (не более 4 мм). Переход

от проточенного участка к необработанной поверхности трубы выполняется плав-

ным, без рисок, с углом скоса 10—15°, что необходимо для устранения концентра-

ции напряжений в местах изменения толщины стенки трубы. В остальных типах

стыков (рис. 7.1, в—д) подкладные кольца отсутствуют. Для выполнения качествен-

ного корня шва здесь применяется автоматическая или ручная аргонодуговая сварка

с применением присадочной проволоки диаметром 1,6—2 мм. Сварка произво-

дится вольфрамовым электродом при постоянном токе. При аргонодуговой сварке

неплавящимся электродом особенно хорошие результаты достигаются для труб

из аустенитной стали, для которых другие способы сварки неприменимы. Этот тип

шва изображен на рис. 7.1, д.

Для обработки торцов труб под сварку и для правильной их последующей сты-

ковки перед сваркой используются специальные приспособления.

Качество электродуговой сварки стыков существенно зависит от правильного

выбора марки электродов и состава их покрытия. Для предотвращения образова-

ния трещин в слое шва, обусловленного сварочными напряжениями и структур-

ными превращениями, при сварке теплоустойчивых перлитных сталей применяют

предварительный и сопутствующий подогревы свариваемых деталей.

149

Глава

ТРУБОПРОВОДЫ

АРМАТУРА

НА ТЭС

Сварные соединения труб из сталей марок 12Х1МФ и 15Х1М1Ф имеют низкую

пластичность (ударную вязкость), иначе говоря, закалочную структуру. Для устра-

нения этого недостатка применяют последующую термообработку сварного стыка

с нагревом до 710—740 °С и с последующими выдержкой и охлаждением по опре-

деленному графику. Для термообработки сварных стыков используют специальные

муфельные печи.

Для контроля качества сварного шва применяется ряд методов. Наиболее рас-

пространенным является метод ультразвукового контроля.

7.2. Ползучесть паропроводов

При рабочей температуре выше 450 °С важнейшим показателем служебных

свойств металла паропроводов является его ползучесть. Ползучесть паропроводов

проявляется в постепенном увеличении диаметра трубы под действием внутреннего

давления в виде остаточной деформации, сопровождающейся структурными изме-

нениями металла с ухудшением его механической прочности.

Протекание процесса ползучести характеризуется его скоростью. В зависи-

мости от значения и характера изменения скорости ползучести процесс условно

делится на три фазы (рис. 7.2). Первая относительно непродолжительная (т

) фаза

характеризуется неустановившейся скоростью ползучести. Вторая фаза с наи-

меньшей и практически постоянной скоростью ползучести является наиболее

продолжительной (т

), ей соответствует нормальный эксплуатационный период

работы паропровода. Третья фаза продолжительностью т

характеризуется значи-

тельным увеличением скорости ползучести и продолжается сравнительно недол-

го:

происходит прогрессивное разрушение металла, заканчивающееся разрывом

паропровода. Чтобы не допустить опасного разрыва паропровода и своевременно

заметить наступление третьего периода ползучести, на всех ТЭС ведется регуляр-

ный контроль ползучести металла паропроводов, имеющих рабочую температуру

среды 450 °С и выше. Для паропроводов допускается скорость ползучести, со-

ставляющая не более 10~

мм/(мм

•

ч), что соответствует остаточной деформации

паропровода, равной 1 % за 100

•

ч работы. При увеличении скорости ползуче-

сти металла до Ю

-6

мм/(мм

•

ч), а также при достижении паропроводом остаточной

деформации, равной 1 %, должно быть прове-

дено его тщательное обследование с анализом

механических свойств и структуры металла. За

таким паропроводом (или его участком) органи-

зуется тщательное наблюдение, а в случае необ-

ходимости паропровод полностью заменяется.

Для контроля за увеличением остаточной

деформации паропровода производят периоди-

ческие измерения его диаметра в двух взаимно

перпендикулярных направлениях по специаль-

но приваренным бобышкам с помощью при-

ставной скобы с микрометрическим винтом.

Этот метод контроля требует съема с паро-

провода тепловой изоляции в местах, где уста-

новлены бобышки. Измерения проводятся

Рис. 7.2.

Кривая ползучести

стали

и ее

фазы:

—т

—

продолжительность

соответст-

венно

первой—третьей

фаз

ползучести;

е —

деформация

ползучести

150