Основными причинами аварий трубопроводов являются дефекты их
изготовления и монтажа, гидравлические удары.
I. На ТЭЦ произошел разрыв нижнего отвода главного паропровода котла
типа ПК-10-2, работающего с параметрами пара
110 кгс/см2 и 540° С. Разрушение произошло в зоне
нейтральной образующей гиба. При разрыве часть трубы оказалась
отогнутой, в связи с чем нельзя было определить форму сечения трубы в
гибе. На участке, прилегающем к этому сечению, овальность оказалась
равной 17%, что более чем в два раза превышает допустимую.
Исследования металла поврежденной трубы показали, что его химический
состав, механические свойства и микроструктура соответствуют требованиям
технических условий поставки (МРТУ 14-4-21—67).
Известно, что разрушения гибов вызываются комплексом причин как
технологического, так и эксплуатационного характера. И в данном случае
состояние металла и характер повреждения позволили установить, что
напряжения в металле гиба на участке разрушения существенно превышали
расчетные не только из-за дополнительных усилий, связанных с
неравномерным распределением напряжений от внутреннего давления по
периметру овального сечения, но также и из-за значительных
компенсационных напряжений.
Трасса паропровода была выполнена с отступлением от проекта, в
результате чего число гибов на участке поврежденного паропровода
уменьшилось с трех до двух и компенсационная нагрузка на оставшиеся гибы
возросла по сравнению с расчетной. Отступления от проекта были допущены
также при выполнении системы крепления этого участка паропровода и ее
регулировке.
При демонтаже поврежденного участка паропровода было выявлено, что он
состоял из труб двух сортаментов — 325X26 и 325Х Х32 мм. Разорвавшийся
нижний гиб был изготовлен из трубы с меньшей толщиной стенки. Сравнение
моментов инерции сечения трубы в нижнем и верхнем гибах без учета
искажения формы сечения при гибке показали, что компенсационные
напряжения в нижнем гибе были на */з выше напряжений, которые были бы
при гибах равной податливости.
(Из экспресс-информации СЦНТИ ОРГРЭС, 1972).
2. На ТЭЦ автомобильного завода произошел разрыв компенсатора
питательного трубопровода диаметром 219 мм при давлении 150 кгс/см2 и
температуре воды 150° С.
Находившиеся на дежурстве рабочие услышали сильный стук от удара, затем
последовало резкое уменьшение давления питательной воды и снижение
уровня воды в четырех действующих котлах.
Включились звуковые сигнализаторы предельных положений уровня воды и
световые табло, показывающие, что котлы находятся в опасном положении.
Машинистам котельной объявили по радио об аварийном положении в
котельной и одновременно включили резервные питательные насосы общей
подачей 580 т/ч. Так как уровень воды в барабанах котлов продолжал
снижаться, все котлы были остановлены. После обнаружения места
повреждения дефектный трубопровод был от-йлючен и через час котлы вновь
включили в работу. При осмотре в Месте гиба компенсатора была обнаружена
сквозная трещина длиной 560 мм с максимальным раскрытием 85 мм. На
внутренней поверхности трубы в зоне разрыва отчетливо были видны
сплошные коррозионные разъедания и продольные трещины. Глубина трещин
составляла от 0,1 мм до сквозных на всю толщину стенки. Механические
Испытания металла трубы дали удовлетворительные результаты.
По заключению лаборатории металловедения автозавода разрыв трубы
произошел в результате коррозионной усталости металла. Ко-миссия не
согласилась с указанным заключением, мотивируя свое несогласие тем, что
коррозионная усталость возможна лишь при переменных тепловых напряжениях
металла, а питательный трубопровод работал с постоянным режимом. В связи
с этим материалы расследования аварии были переданы в другую лабораторию
металлов.
В этой лаборатории подвергли металлографическому исследованию серию
образцов, взятых из неповрежденного участка трубы после нагрева при
температурах 600, 700, 850 и 950° С и установили условия, при которых в
металле появляется видманштеттова структура. На этом основании
лаборатория дала заключение, что причиной аварии явился перегрев
металла, допущенный при изготовлении компенсатора.
Центральный котлотурбинпый институт (ЦКТИ), к которому обратилась
комиссия, получив два разноречивых заключения, подтвердил мнение
лаборатории автозавода.
Расчет компенсации температурного расширения трубы в ЦКТИ показал, что
наибольшие компенсационные напряжения возникали на участке возле
разорвавшегося колена. Весьма вероятно, чго в колене была овальность
выше допустимой, вызывавшая значительные дополнительные напряжения на
наружной части трубы, по которой произошло разрушение гиба. При высоких
суммарных статических напряжениях от внутреннего давления и
температурного расширения в условиях коррозионной активности среды даже
сравнительно небольшие циклические изменения какого-либо из действующих
напряжений (например, компенсационных вследствие колебания температуры
воды) могли привести через соответствующий срок к усталостному
разрушению металла.
3. В паропроводе, работающем с давлением пара 20 кгс/см*' и температурой
270° С, в период эксплуатации были выявлены дефект ы на двух участках —
расслоение металла труб. Дефектные участки удалили и заменили новыми.
После ремонта паропровод ввели в эксплуатацию вопреки требованиям Правил
устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды,
предусматривающих предъявление трубопровода инспектору котлонадзора
после ремонта, связанного со сваркой стыков, для наружного осмотра и
гидравлического испытания.
Через несколько дней после пуска паропровода в эксплуатацию вследствие
гидравлического удара произошло сотрясение эстакады, по которой был
проложен паропровод, а через час после этого произошел его разрыв.
Компенсатор и часть паропровода длиной 40 м упали с эстакады на землю, а
другая часть длиной 30 м была заброшена на верх эстакады.
Разрыв паропровода произошел по сварному стыку замененного участка
трубы, неудовлетворительно выполненного сварщиками. После ремонта
качество сварных швов не проверялось.
4. На одной из ТЭЦ разорвало паропровод котла, работающего под давлением
32 кгс/см2 при температуре пара 400° С. Разрыв паропровода произошел в
коническом переходе от трубы диаметром 219/200 мм к трубе диаметром
273/255 мм, изготовленном из шести лепестков, обжатых до диаметра
219/200 мм и сваренных электродуговой сваркой продольными швами встык.
Причиной разрыва конического перехода были сплошные глубокие непровары в
вершинах продольных швов по всей длине. При разрыве произошло раскрытие
на 140—180° трех лепестков и небольшое раскрытие по швам остальных
лепестков, Глубина непровара
продольных и кольцевого швов составила до 80% от
толщины стенки трубы. Смещение кромок отдельных швов составило 40% от
толщины стенки трубы при норме не более 10%.
Проверкой установлено, что после ремонта паропровода с применением
сварки его не предъявляли инспектору котлонадзора для технического
освидетельствования. Шнуровые книги паропроводов велись
неудовлетворительно: отсутствовали необходимые записи о произведенных
ремонтах, данные о сварке, сертификаты на трубы и необходимые схемы
паропроводов. Не производилось гидравлическое испытание паропроводов
после их ремонта.
5. В процессе эксплуатации энергоблока, работавшего с давлением 100
кгс/см2 и температурой пара 540° С, машинист заметил образование свинца
в одной из ниток главного паропровода. Примерно через 3 мин после этого
произошел разрыв трубопровода. Немедленно были приняты меры по разгрузке
ТЭЦ и прекращению работы котлов.
При осмотре на поврежденном участке паропровода был обнаружен разрыв
трубы на длине 1,25 м с характерными признаками ползучести металла у
места разрыва. Неразорвавшаяся часть трубы имела раздутие до 365 мм по
диаметру против первоначального диаметра 325 мм. У одного сварного стыка
труба оторвана по всей окружности от соседнего участка. Оставшийся целый
участок трубопровода отогнут в сторону турбины.
Разрыв трубы произошел из-за того, что работники монтажного участка
вместо трубы из стали марки 12ХМФ установили трубу из стали 20,
предназначенную для питательного трубопровода. Установка деталей
трубопровода производилась без сверки с чертежами.
После монтажа паропровода производилось стилоскопирование. Из-за
небрежности стилоскописта сварочной лаборатории монтажного треста труба
из стали 20 не была выявлена и по всем деталям трубопровода было дано
положительное заключение.
6. На ГРЭС во время капитального ремонта котла был вырезан патрубок из
контрольной трубы паропровода, изготовленной из стали 12Х1МФ, для
проведения исследований структуры и механических свойств металла,
предусмотренных «Инструкцией по наблюдению и контролю за металлом
трубопроводов и котлов». На место этого патрубка была вварена вставка
(катушка). Сертификатные данные металла трубы, из которой была вырезана
катушка, не были проверены. И только в процессе эксплуатации выяснилось,
что вставка была из углеродистой стали.
Согласно п. IV-8 указанной инструкции для вварки контрольных участков
взамен вырезанных патрубков должны применяться запасные трубы,
оставленные при монтаже паропроводов и переданные на ответственное
хранение. Заказ таких труб предусматривается при поставке паропроводов.
Эти трубы должны быть предварительно исследованы в исходном состоянии в
полном объеме требований, предъявляемых к контрольным трубам.
Однако на ГРЭС врезка вставок (катушек) производилась из имевшейся в
наличии трубы, не прошедшей необходимых исследований структуры и
механических свойств метала.
Ошибка, допущенная при вварке вставки, могла вызвать аварию с тяжелыми
последствиями.
Главтехуправление Минэнерго СССР главным инженерам электростанций, на
которых имеются энергоустановки с температурой рабочей среды 450° С и
выше, предложило:
— проверить наличие на электростанции запасных
труб, их состояние и условия хранения, а также соответствие
сертификатных данных запасных труб требованиям технических условий МРТУ
14-4-21—67;
— обеспечить строгое соблюдение требований «Инструкции по наблюдению ц
контролю за металлом трубопроводов и котлов» при проведении контроля и
наблюдения за паропроводами.
(Эксплуатационный циркуляр Главтехуправления Минэнерго СССР № Т-4/73)
7. В феврале 1977 г. на одном из котлов ТГМ-96 паропроизводительностью
480 т/ч с параметрами среды 140 кгс/см2 и 570° С произошел разрыв трубы
диаметром 133 мм обводной линии питания котла на прямом участке,
расположенном за регулирующим клапаном. Трубопровод работал при давлении
230 кгс/см2 и температуре среды 230° С.
Котел ТГМ-96 однобарабанный с естественной циркуляцией выполнен по
П-образной схеме. Топочная камера с уравновешенной тягой полностью
экранирована. Котел снабжен радиационноконвективным пароперегревателем,
водяным экономайзером и регенеративными вращающимися
воздухоподогревателями. Процессы питания котла, регулирования
температуры перегретого пара и горения автоматизированы, предусмотрены
необходимые средства тепловой защиты.
Сниженный узел питания котла, где произошел разрыв трубопровода,
расположен перед фронтом котла на расстоянии 10 м от блочного щита
управления и предназначен для питания котла в растопочном и
эксплуатационном режиме. Он состоит из участка основного питательного
трубопровода диаметром 325 мм и двух обводных линий диаметрами 133 мм и
76 мм.
При растопке котла с блочного щита управления дистанционно через
регулирующий клапан включается трубопровод диаметром 76 мм. По
достижении в котле давления 50 кгс/см2 дистанционно включается
трубопровод диаметром 133 мм, а затем после подключения котла к
станционным трубопроводам он переводится на автоматическое управление.
Основной питательный трубопровод диаметром 325 мм включается в работу
(сначала дистанционно, затем переводится на автоматическое управление)
при достижении на котле нагрузки 70% от номинальной. Во время работы
основного питательного трубопровода обводной трубопровод диаметром 133
мм является резервным и используется на 30—40% в автоматическом режиме
при работе котла на сниженных нагрузках.
В момент аварии регулирующий питательный клапан на трубопроводе
диаметром 325 мм был открыт на 75—85% и находился на автоматическом
управлении. Регулирующий клапан на трубопроводе диаметром 133 мм был
открыт частично и работал на дистанционном управлении, запорная арматура
на трубопроводах диаметрами 325 и 133 мм открыта полностью, а на
трубопроводе диаметром 76 мм закрыта. В результате разрыва часть
трубопровода диаметром 133 мм отброшена от сниженного узла питания на
10,5 м к фронту котла, а другая его часть упала на основной питательный
трубопровод. Обводной трубопровод диаметром 76 мм оторван в месте
примыкания к трубопроводу диаметром 133 мм.
Установлено, что причиной разрыва явился эрозионный износ трубы на
расстоянии 100мм от корпуса клапана походу воды. Износ произошел по
всему периметру трубы с максимальным утонением
стенки по нижней образующей до 1,2 мм при исходной
толщине стенки 10 мм. Эрозионный износ обнаружен также в аналогичной
зоне питательного трубопровода.
На трубопроводе ранее был установлен регулирующий клапан шиберного типа.
При малых расходах и неполном открытии шибера с профильным окном в виде
прямоугольной щели поток среды направлен в верхнюю образующую
трубопровода, что вызывает местную эрозию стенки трубы. Для
предупреждения подобных явлений клапан шиберного типа был заменен
клапаном с уплотнительной поверхностью в виде распределительной решетки
с рядом цилиндрических отверстий, направляющих поток среды вдоль оси
трубопровода. Однако эта замена в данном случае оказалась недостаточной
для обеспечения надежной работы трубопровода.
Следует отметить, что интенсивность эрозионного износа трубопровода
возрастает с увеличением перепада давления среды до регулирующего
клапана и после него.
В связи с этой аварией Главтехуправление Минэнерго СССР предложило
главным инженерам тепловых электростанций (циркулярное письмо № 1/77)
проверить соблюдение требований «Инструкции по эксплуатационному осмотру
питательных трубопроводов паровых котлов». Если при проверке будут
обнаружены отклонения от требований инструкции, то необходимо при
ближайшем останове оборудования, но не позднее июня 1977 г., провести
внеочередную проверку состояния выходных патрубков регулирующей и
дросселирующей арматуры и прилегающих к ним участков трубопроводов по
всему периметру на длине не менее чем десять внутренних диаметров трубы
по ходу движения среды. Проверке подлежат все узлы установки
регулирующей и дросселирующей арматуры (питание, впрыски, встроенные
пусковые узлы прямоточных котлов и др.). При проведении этих работ
следует руководствоваться «Инструкцией по эксплуатационному осмотру
питательных трубопроводов паровых котлов» и противоаварийным циркуляром
№ Т-4/72.