Покращення антикорозійних властивостей труб зі сталі 20 для поверхонь нагріву котлоагрегатів шляхом оптимізації термообробки

Болтачєва, Маргарита Анатоліївна

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7171

Title:	Покращення антикорозійних властивостей труб зі сталі 20 для поверхонь нагріву котлоагрегатів шляхом оптимізації термообробки
Authors:	Беспалько, Сергій Анатолійович Болтачєва, Маргарита Анатоліївна
Keywords:	котлоагрегати;термообробка
Issue Date:	30-Jan-2026
Abstract:	У першому розділі проведено аналіз причин пошкоджень котельних труб зі сталі 20. Встановлено, що 39% відмов спричинені загальною зовнішньою корозією. Труби, що експлуатуються в ідентичних умовах і відповідають ТУ за хімічним складом, мають різну корозійну стійкість. Висунуто гіпотезу про вирішальний вплив мікроструктурної неоднорідності на швидкість руйнування металу. У другому розділі описано методику проведення експериментальних досліджень. Розглянуто вплив режимів термічної обробки в інтервалі температур 900–950 °С на формування структури сталі. У третьому розділі наведено результати розробки нового режиму термообробки. Встановлено, що швидкість корозії обернено пропорційна фактору різнозернистості. Обґрунтовано оптимальний технологічний режим: дворазова нормалізація при температурі 920 °С. Така обробка забезпечує формування однорідної структури, що підвищує корозійну стійкість на 40–50%. У четвертому розділі виконано оцінку економічної ефективності та практичної цінності роботи. У п'ятому розділі проаналізовано шкідливі виробничі фактори при проведенні термічної обробки (високі температури, хімічні реагенти, електричний струм). Розроблено інженерні рішення щодо безпеки праці, зокрема виконано розрахунок необхідного повітрообміну.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7171
Appears in Collections:	144 Теплоенергетика (Теплоенергетика)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Болтачєва.pdf Restricted Access		7.13 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

АНОТАЦІЯ
На магістерську роботу на тему: «Покращення антикорозійних властивостей труб зі
сталі 20 для поверхонь нагріву котлоагрегатів шляхом оптимізації термообробки».
Виконавець: ст.гр. мТЕ-45 Болтачєва Маргарита Анатоліївна
Керівник: к.т.н., доцент Беспалько Сергій Анатолійович
Захищено: "__22__"___грудня_____2025р.
_124_с.; _38_рис.; _13_таблиць; _85_літературних джерел.
У першому розділі проведено аналіз причин пошкоджень котельних труб зі
сталі 20. Встановлено, що 39% відмов спричинені загальною зовнішньою корозією.
Труби, що експлуатуються в ідентичних умовах і відповідають ТУ за хімічним
складом, мають різну корозійну стійкість. Висунуто гіпотезу про вирішальний вплив
мікроструктурної неоднорідності на швидкість руйнування металу.
У другому розділі описано методику проведення експериментальних
досліджень. Розглянуто вплив режимів термічної обробки в інтервалі температур 900–
950 °С на формування структури сталі.
У третьому розділі наведено результати розробки нового режиму термообробки.
Встановлено, що швидкість корозії обернено пропорційна фактору різнозернистості.
Обґрунтовано оптимальний технологічний режим: дворазова нормалізація при
температурі 920 °С. Така обробка забезпечує формування однорідної структури, що
підвищує корозійну стійкість на 40–50%.
У четвертому розділі виконано оцінку економічної ефективності та практичної
цінності роботи.
У п'ятому розділі проаналізовано шкідливі виробничі фактори при проведенні
термічної обробки (високі температури, хімічні реагенти, електричний струм).
Розроблено інженерні рішення щодо безпеки праці, зокрема виконано розрахунок
необхідного повітрообміну.

ВСТУП 6
РОЗДІЛ 1 СТАН ПРОБЛЕМИ ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ КОТЕЛЬНИЇ
АГРЕГАТІВ ЗА РАХУНОК ЗБІЛЬШЕННЯ КОРОЗІЙНОЇ СТІЙКОСТІ ТРУБ
ПОВЕРХОНЬ НАГРІВАННЯ 8
1.1 Загальні положення контролю за станом труб поверхонь нагріву в процесі
експлуатації 9
1.2 Механізми корозії в умовах експлуатації котельних труб з вуглецевих
сталей 11
1.3 Фактори, що визначають швидкість розвитку корозійних процесів 14
1.4 Шляхи підвищення надійності та корозійної стійкості, що
використовуються для труб поверхонь нагрівання котлів ТЕС 18
РОЗДІЛ 2 ОСНОВНІ МЕТОДИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ ДОСЛІДЖЕННЯ 22
2.1. Об'єкт і Предмет дослідження 23
2.2. Методи контролю зміни параметрів зразків у процесі експерименту 27
2.3. Методики експериментів 34
2.4. Обробка результатів вимірювань 36
РОЗДІЛ 3 ДОСЛІДЖЕННЯ ПОШКОДЖУВАНОСТІ ТРУБ ПОВЕРХОНЬ НАГРІВУ
КОТЛОАГРЕГАТІВ НА ПРИКЛАДІ ТЕПЛОВИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ АТ«ТГК-11» 39
3.1. Класифікація експлуатаційних пошкоджень 40
3.2. Структура і властивості металу корозійно-пошкоджених котельних труб 43
3.3. Структурні особливості труб після тривалої експлуатації котельного
обладнання 58
3.4. Мікроструктурна неоднорідність матеріалу котельних труб у стані
поставки 69
3.5. Короткі висновки по розділу 3 72
РОЗДІЛ 4 ДОСЛІДЖЕННЯ ВПЛИВУ БАГАТОРАЗОВОЇ НОРМАЛІЗАЦІЇ НА
ФІЗИКО-МЕХАНІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ ТРУБ 73
4.1 Обґрунтування параметрів нормалізації 74
4.2 Структурно-фазовий стан сталі 20 в режимах термообробки 75
4.3 Об'єм елементарної комірки фериту, характер формуються залишкових
напружень, механічні та теплофізичні властивості труб 89

МКР 25.144.233 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розроб. Болтачєва Літ. Арк. Акрушів
Зміст
Перевір. Беспалько
магістерської

Н. Контр. кваліфікаційної роботи
ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. 4

4.4 Корозійна стійкість термооброблених труб 94
4.5 Рекомендації щодо використання результатів 100
4.6 Короткі висновки по розділу 4 103
РОЗДІЛ 5 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ 104
5.1 Загальні положення та вимоги безпеки 105
5.2 Вимоги безпеки перед початком роботи 108
5.3 Вимоги безпеки під час роботи 110
5.4 Дії в аварійних ситуаціях 112
5.5 Вимоги безпеки після закінчення роботи 114
Висновок п’ятого розділу 114
ЗАГАЛЬНИЙ ВИСНОВОК 115
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ 118

5

Вступ
У процесі експлуатації котельного обладнання на теплоприймальних елементах
протікають корозійні процеси, що призводять до їх руйнування задовго до
вичерпання розрахункового терміну служби. Тип корозії, що переважає на трубах
поверхонь нагрівання, що експлуатуються при параметрах: t < 350°С, Р < 15 ,5 МПа
- це загальна зовнішня корозія. Причини, за якими дві сусідні труби можуть мати
різну корозійну стійкість в ідентичних умовах експлуатації, на даний момент не
знайшли достовірного пояснення. Однак саме ці процеси визначають надійність
функціонування котлоагрегату в цілому. При цьому одночасна і в однакових умовах
експлуатація труб з низькою і високою корозійною стійкістю призводить до
демонтажу всього екрану, що значно підвищує станційні витрати З огляду на те, що
фізичний знос теплогенеруючого обладнання більшості станцій досягає 68%,
здатність всіх труб зберігати працездатність протягом розрахункового терміну
служби є критерієм надійної та економічної експлуатації. Забруднення поверхонь
нагріву відкладеннями призводить до зниження їх теплової ефективності і, отже,
зменшення ККД котлів. В даний час спостерігається сплеск інтересу до проблем
підвищення надійності та ефективності роботи поверхонь нагріву котлів ТЕС.
Можливі шляхи підвищення терміну експлуатації теплоенергетичного
обладнання, передбачають заходи, які спрямовані на поліпшення хімводопідготовки,
на контроль металу, на використання корозійно-стійких сталей і сплавів, на аналіз
наявності домішок і хімічної неоднорідності. Перспективним і порівняно простим
напрямком підвищення надійності теплоенергетичного обладнання є вплив на
властивості вуглецевих сталей з точки зору вдосконалення характеристик
мікроструктури. Здатність сталей утворювати різні фази з відмінним «малюнком»
мікроструктури дає можливість створювати вироби з прогнозованими і необхідними
властивостями .
У даній роботі проводиться дослідження екранних труб котлів типу БКЗ-420-
140. Труби їх топкових екранів, виготовлені зі сталі 20, працюють при досить низьких
параметрах (340°С, 15,9 МПа). При таких параметрах основним фактором, що
впливає на працездатність і живучість металу в умовах експлуатації, є корозія
6

Сталь20. Однак використання її в якості трубного виробу, що працює в складі
теплоприймального елемента котельної установки під дією тиску і температури, в
умовах переважаючого пошкодження через зовнішню корозію, пов'язане з наявністю
суперечливих даних щодо корозійної пошкоджуваності
Труби поверхонь нагріву поставляються відповідно до ТУ-14-3Р-55-2001
«Труби сталеві безшовні для парових котлів і трубопроводів» [3]. У даній роботі для
дослідження обрані сталеві безшовні горячедеформовані труби зі сталі 20, які в
процесі виготовлення трубного виробу проходять довгий і складний технологічний
ланцюг термомеханічних операцій [4] В результаті структура металу стінки набуває
індивідуальних особливостей, що полягають у появі неоднорідностей, наклепу,
шаруватості, внутрішніх залишкових напружень і різнозернистості, що визначає різні
експлуатаційні характеристики [5-6]. Прогнозувати ступінь зносу при експлуатації
парових котлів в такому випадку виявляється проблематично
Внаслідок величезної вартості переробки твердого палива ТЕС з метою
зниження в ньому вмісту корозійноактивних елементів так само проблематичним
виявляється контролювати і уповільнювати корозійні процеси, що протікають на
зовнішній поверхні труб . Інтенсивність загальної зовнішньої корозії впливає і на
теплову ефективність екранів, оскільки значні корозійні відкладення можуть
знижувати її більш ніж удвічі .
У зв'язку з вищевикладеним представляє науковий інтерес дослідження ролі
структурних факторів у підвищенні корозійної стійкості трубної сталі 20 . Поряд з
цим актуальність практичного застосування таких результатів полягає в пошуку
рішення щодо формування найбільш сприятливої структури в області термічної
обробки і виявлення тим самим невикористаних можливостей щодо підвищення
ресурсу роботи труб поверхонь нагріву [7-15].

7

Розділ 1.

Стан проблеми підвищення
надійності котельних агрегатів за
рахунок збільшення корозійної
стійкості труб поверхонь нагрівання

МКР 23.144.233 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб.
Болтачєва Літ. Арк. Акрушів
Беспалько Розділ 1.
Перевір.
Стан проблеми підвищення надійності
Реценз. котельних агрегатів за рахунок
Н. Контр. збільшення корозійної стійкості труб ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. поверхонь нагрівання
8

1.1 Загальні положення контролю за станом труб поверхонь нагріву в
процесі експлуатації
У сучасних економічних умовах вітчизняної теплоенергетики до
теперішнього часу сформувалися певні негативні особливості експлуатації
обладнання, які визначають його стан, такі як фізичний знос значної частини
обладнання, неможливість масової заміни зношеного обладнання, порушення
вимог консервації обладнання при його виведенні в резерв, збільшена частка
обладнання, що працює в маневреному режимі [16]. У цих умовах фактичний
ресурс елементів енергообладнання визначається інтенсивністю корозійних
процесів. Корозія протікає як з боку робочого тіла, так і з боку димових газів. У
воді, парі можуть знаходитися агресивні гази - кисень і вуглекислий газ, а в димових
газах сірчистий і сірчаний ангідрид, сполуки ванадію, сірководень і т.д. [17].
Сталі, які застосовують для виготовлення труб поверхонь нагрівання котлів,
є вуглецевими, низьколегованими і легованими. Труби із зазначених сталей повинні
мати якомога вищу корозійну стійкість при впливі на них продуктів згоряння
палива, води і пари при різних температурах і тиску
Марка сталі Граничні Призначення
параметри
t° С Р, МПа
Сталь 20 450 Не Екранні труби, змійовики пароперегрівача,
обмежено колектори
12МХ 530 Те саме Труби пароперегрівачів, трубопроводів і
15 ХМ 550 Те саме колекторних установок високого тиску
12Х1МФ 585 Те саме Труби пароперегрівачів, трубопроводів і
колекторних установок високого і надвисокого
тиску
12Х18Н12Т 640 Те саме Труби пароперегрівачів, корпуси та інші деталі,
що працюють в агресивних середовищах
ДІ 59 650 Те саме Труби поверхонь нагріву котлів енергоблоків, що
10Х13Г12БС2Н працюють на високоагресивних органічних
2Д2 паливах (з високим вмістом сірки, ванадію та ін.)
Таблиця - Область застосування основних марок сталей для труб поверхонь
нагрівання [3, 18]
9

Труби зі сталі 20 - це найпоширеніший конструкційний матеріал як для
теплоприймальних, так і для передавальних трубопроводів, в котельних установках
та в інших системах електростанцій або котельні. У котлах до середнього тиску
включно всі поверхні нагріву і колектори виготовляють з труб сталі 20. У котлах
високого тиску виняток становлять напіврадіаційні і «гарячі» конвективні ступені
пароперегрівача. Котельні труби з вуглецевої сталі 20 поставляють в
термообробленому стані. Режим термічної обробки згідно з ТУ14-3Р-55-2001 [3]:
одноразовий режим нормалізації при температурі 920-950°С, допускається
проведення після нормалізації високотемпературного відпуску. На заводі-виробнику
для перевірки дотримання технології виготовлення котельні труби контролюють на
відповідність механічних властивостей, якості поверхні, суцільність, макро- і
мікроструктуру . Дані [19] показують, що кількість забракованих труб зі сталі 20 за
контрольованими показниками склала - нуль одиниць, і механічні властивості труб
відрізняються незначно Сталь 20 має задовільні механічні властивості при
температурах до 450-500° С .
Низьколеговані сталі мають, у порівнянні з вуглецевими, підвищену міцність.
Для цих сталей основною характеристикою є межа повзучості. Виготовлені труби зі
сталі 12Х1МФ повинні піддаватися нормалізації з відпусткою. Порушення технології
термообробки призводить до зниження жароміцності, тому мікроструктуру
контролюють за шкалою №3 бракованих і здавальних мікроструктур [ 3] . У роботах
[20, 21] показано, що труби зі сталі 12Х1МФ, що мають браковану мікроструктуру,
прискорюють накопичення деформації при експлуатації
Труби зі сталі 20 характеризуються переважною поширеністю серед матеріалів
для економайзерних і випарних поверхонь нагріву котлів
Діагностика причин пошкоджень труб дозволяє в процесі експлуатації
встановлювати порушення водно-хімічного режиму, теплових навантажень, топкових
процесів тощо. Вимоги періодичного контролю, визначені в «Типовій інструкції з
контролю металу та продовження терміну служби основних елементів котлів, турбін
і трубопроводів теплових електростанцій» [22] та в Галузевому стандарті «Основні
елементи котлів, турбін і трубопроводів ТЕС. Контроль стану металу. Норми та
10

вимоги» [23] базуються на своєчасній оцінці стану металу за вирізками. При
дослідженні металу вирізок труб поверхонь нагріву згідно з цими нормативними
документами визначаються: товщина стінки та зовнішній діаметр у двох взаємно
перпендикулярних напрямках; швидкість зовнішньої корозії в котлах; внутрішній
діаметр труб; товщина окалини на внутрішній поверхні труб з лобової і тилової
сторін і її будова по всьому периметру, при цьому відзначається характер
макропошкоджень оксидної плівки (тріщини, виразки, обсипання плівки та ін.);
мікроструктура металу, а також характер і глибина корозійних пошкоджень на
кільцевих зразках із зовнішнього і внутрішнього боків по всьому периметру
Таким чином, практично весь контроль спрямований на аналіз стану і наслідків
корозійних процесів, що розвиваються в процесі експлуатації Тут слід зазначити, що
обладнання, яке зазнало значного корозійного пошкодження, не відновлюється і
замінюється при ремонтах.
1.2. Механізми корозії в умовах експлуатації котельних труб з вуглецевих
сталей
Переважна більшість труб поверхонь нагрівання виготовляються з вуглецевих
сталей, на яких протікають корозійні процеси, в основному, є електрохімічними. Для
протікання електрохімічної реакції необхідна наявність мікрогальванічного
елемента. Причини утворення ділянки мікрогальванічного елемента [16]: хімічна і
структурна неоднорідність металу (в перлітних сталях анодом є феритне зерно,
катодом - включення і забруднення в структурі, до структурної неоднорідності
відносяться і локальні механічні напруги); неоднорідна концентрація корозійного
середовища; неоднорідність фізичних умов на межі розділу фаз
Розрізняють такі основні види корозійних пошкоджень труб поверхонь нагріву
1 . Рівномірна або загальна корозія: вся поверхня труб, що контактує з
агресивним середовищем, піддається роз'їданню, рівномірно занурюючись із
зовнішнього або внутрішнього боку труб. Структурних змін у мікроструктурі
основного металу при цьому не спостерігається . Основними проявами даного виду
корозії, що зустрічаються на обладнанні котлоагрегатів, є: вуглекислотна корозія на
11

внутрішній поверхні труб, пароводяна корозія, високотемпературна корозія на
зовнішній поверхні труб, загальна киснева корозія на внутрішній поверхні труб.
Вуглекислотна корозія виникає внаслідок того, що С02 знижує рН розчину і є
агресивним по відношенню до вуглецевих сталей. Для зменшення корозії котлів від
вуглекислоти в котлову воду додають луг:
CO2 + NаОН → Nа2CO3 + Н2О.
При підвищених температурах карбонати дисоціюють і протікає
зворотна реакція:
Nа2CO3 + Н2О → CO2 + NаОН.
Але при роботі в умовах підвищених температур відбувається термічний
розклад карбонатів, в результаті в конденсаторі утворюється висока концентрація
розчину діоксиду вуглецю.Fe Підвищений вміст діоксиду вуглецю також може бути
результатом розкладу органічних речовин, присутніх у природній воді . Встановлено
[29], що основними причинами надходження в тракт котла кисню і вуглекислоти є як
незадовільна робота деаераторів живильної води, так і наслідки термічного
розкладання солей вугільної кислоти
Пароводна корозія протікає з утворенням магнетиту на внутрішній поверхні труб
в умовах видалення розчиненого кисню з живильної води:
3 Fe + 4 Н2 О → Fе3 О4 + Н2 .
Така корозія може мати як рівномірний, так і виразковий характер
Найбільш інтенсивно високотемпературна корозія на зовнішній поверхні труб
протікає в котлах, що працюють на сірковмісних паливах [17]. Зола, що утворюється
при згорянні палива, яке містить велику кількість ванадію, містить п'ятивалентний
оксид ванадію (V2О5). Присутність у золі продуктів згоряння ванадію і сірки
(сульфідів, сірководню (Н2S), складних сульфатів лужних металів (К3Fе(SО4)2 або
Nа3Fе(SО4)2), п'ятивалентний оксид ванадію (V2O5) призводить до утворення окалини
з низькою температурою плавлення ~500°С [16]. При цьому на зовнішній поверхні
труб утворюється пориста плівка Fе3О4 , заповнена електролітом розплавлених
сполук, що прискорюють корозійні процеси.
12

Найбільш агресивну ванадієву і сульфатну корозію зменшують шляхом
забезпечення відсутності надлишкового кисню при спалюванні палива з малими
надлишками повітря. При цьому нестача кисню призводить до утворення в
топковому газі Н2S і інтенсифікації сульфідної або сірководневої корозії Первинним
продуктом реакції Н2S з металом труб є сульфід заліза (FeS), який переходить в
сульфати заліза (Fе2 (SО4 )3 ) і відшаровується від стінки [30].
Згідно з [31], механізм низькотемпературної корозії при спалюванні
екібастузького вугілля полягає в утворенні оксидів сірки( SО2 і SО3.) , які при
охолодженні димових газів нижче кислотної точки роси конденсуються на трубах у
вигляді сірчаної кислоти. Вступаючи в реакцію з металом, кислота утворює сульфати
заліза (FeSО4 , Fe2 (SО4 )3 ). та зв'язує частинки золи в щільну липку кірку. Спроби
видалення таких відкладень водними відмивками призводять до розбавлення
кислоти, що різко підвищує її агресивність та інтенсифікує руйнування металу.
Основними способами зниження кількості сірчистих сполук є глибока переробка
рідкого або твердого палива на ТЕС з отриманням палива і подальшим його
очищенням від сірчистих сполук [32]. Цей спосіб збільшує вартість котельного
палива в кілька разів, тому практично не застосовується.
Згідно з [28], високотемпературна корозія та знос труб спричиняють значні
ремонтні витрати, а золові відкладення знижують ККД котлів через падіння теплової
ефективності екранів (більш ніж удвічі між чистками). Застосування циклічної водної
очистки відновлює теплообмін, проте руйнує захисні оксидні плівки, що призводить
до інтенсифікації корозійних процесів.
Загальна киснева корозія на внутрішній поверхні труб - найменш небезпечний
вид корозії, оскільки відбувається відносно рівномірне стоншення стінки труби, а в
місці найбільшого стоншення відбувається розрив в результаті втрати короткочасної
міцності. У котлах високого тиску кисень викликає виразкову і загальну корозію.
Кисень видаляють деаерацією з подальшим додаванням зв'язуючих речовин. Одним
з найбільш поширених є аміачно-гідразиновий режим [27, 29-30]. Внаслідок високої
токсичності гідразин-гідрату (N2H4•H2O) і його вибухо- та пожежонебезпечності
розробляються безпечні аналоги вітчизняного виробництва, такі як карбогідразид
13

(Н6N4СО). Недоліком Н6N4СО є утворення в результаті зв'язування кисню
вуглекислоти [33] . При цьому збільшується загальний вміст вуглекислого газу в
живильній воді і збільшується швидкість вуглекислотної корозії:
Н6N4СО + 2O2 → CO2 + 2N2 + 3H2O.
2. Виразкова корозія: локально зосереджена на окремих невеликих ділянках
поверхні з сильним розвитком в глибину. При менших втратах маси металу
обладнання виходить з ладу внаслідок наскрізного пошкодження, тому вона є більш
небезпечною, ніж рівномірна корозія [17, 34]. Основними видами даного виду корозії,
що зустрічаються на обладнанні котлоагрегатів, є: киснева виразкова корозія,
підшламова корозія, нітритна корозія.
3 Корозійне розтріскування
У перлітних сталях, що застосовуються в теплоенергетиці, при одночасній дії
розтягуючих напружень, близьких до межі плинності, і корозійного середовища
виникає пошкодження корозійним розтріскуванням під напругою Відбувається
локальне електрохімічне розчинення металу з утворенням тріщини Початком
розвитку тріщини служать ділянки з порушенням цілісності захисної оксидної плівки
на поверхні труби [35-37] . Розтягуючі напруги розривають крихкі оксидні плівки на
краях тріщини, забезпечуючи доступ корозійних реагентів до анодної поверхні
Вимірювання потенціалу показало, що межі зерен є більш корозійноактивними в
порівнянні з тілом зерна
Внаслідок різних швидкостей протікання зазначених видів корозії значно
різниться їх вплив на ресурс роботи обладнання.
1.3. Фактори, що визначають швидкість розвитку корозійних процесів
Фактори, що впливають на швидкість розвитку корозії на котельних трубах,
поділяються на зовнішні та внутрішні
За даними авторів [16, 24], найбільш значний вплив на швидкість корозійних
процесів мають такі зовнішні фактори, як: наявність кисню, температура, теплове
напруження, склад середовища.
14

Значна швидкість корозії спостерігається лише за наявності кисню [16],
причому іони хлору знижують стійкість плівок, спричиняючи піттінг. Підвищення
температури на кожні 30 °С подвоює швидкість процесу [29-30], а термомеханічні
напруження руйнують захисний шар, оголюючи метал [38]. Зі збільшенням
концентрації електро Значна швидкість корозії спостерігається лише за наявності
кисню [16], причому іони хлору знижують стійкість плівок, спричиняючи піттінг.
Підвищення температури на кожні 30 °С подвоює швидкість процесу [29-30], а
термомеханічні напруження руйнують захисний шар, оголюючи метал [38]. Зі
збільшенням концентрації електролітів корозія зростає до певної межі [26], також
вона посилюється при швидшій циркуляції води через приплив кисню [28]. Водне
середовище активує ріст втомних тріщин [39-41], а сірководень інтенсифікує
електрохімічну корозію [42-43] та викликає окрихтування металу [44]. Додатково
захисні продукти корозії видаляються абразивним потоком твердих частинок, що
призводить до постійного оголення поверхні.літів корозія зростає до певної межі
[26], також вона посилюється при швидшій циркуляції води через приплив кисню
[28]. Водне середовище активує ріст втомних тріщин [39-41], а сірководень
інтенсифікує електрохімічну корозію [42-43] та викликає окрихтування металу [44].
Додатково захисні продукти корозії видаляються абразивним потоком твердих
частинок, що призводить до постійного оголення поверхні.
До внутрішніх факторів, що визначають швидкість електрохімічної корозії,
відносяться властивості власне кородованого матеріалу, а саме, стан поверхні,
хімічний склад, структура сталей і т. д. [34].
Неоднорідність поверхні є однією з причин початку розвитку корозійних
процесів. Поверхня труб окислюється з утворенням щільної захисної оксидної
плівки. Тонка обробка поверхні підвищує корозійну стійкість труб, сприяє утворенню
більш однорідної оксидної плівки. Утворений шар продуктів корозії часто діє в
спокійному середовищі як його пасиватор. Але умови експлуатації поверхонь
нагрівання, такі як вплив високих температур, механічний (абразивний) знос під дією
твердих частинок (вугільний недопал, зола), агресивні топкові гази, порушення
водно-хімічного режиму, сприяють порушенню цілісності окисної плівки,
15

формуванню пухких і вологих шарів продуктів корозії, що прискорюють стоншення
стінки труби. Наявність негладкої зовнішньої і внутрішньої поверхонь труб
обумовлює скупчення на ній відкладень, які важко видалити під час експлуатації
теплообмінного обладнання. Тому до якості поверхні труби висуваються жорсткі
вимоги . До дефектів поверхні труб, що виникають у процесі виробництва на заводі-
виробнику, відносяться плівки, тріщини, закатки, рваніни, глибокі риски і груба
рябість ТУ -3Р-55-2001 [3] регламентують можливість їх механічного видалення, за
умови, що товщина стінки в місці видалення дефекту не вийде за мінімальні
допустимі значення. Удосконалення технологій гарячої прокатки безшовних
котельних труб дозволило поліпшити якість виробів, завдяки чому в останні кілька
років не спостерігалися руйнування, спровоковані тільки наявністю зазначених вище
дефектів прокату в трубі [48]. Допускається залишати на поверхнях труб дефекти
глибиною не більше 5% від номінальної товщини стінки труби. Згідно з
дослідженнями [49-50], наявність дефектів поверхні труби, навіть тих, що не
виходять за норми вимог технічних умов, знижує експлуатаційну надійність
котельних елементів. Від якості поверхні залежить опір теплоприймальної труби
зародженню тріщин при термоциклюванні, розвиток корозійних процесів [51]. У
роботі [52] показано, що тип і геометрія тріщин в трубах, їх місце розташування і
умови навантаження при експлуатації визначають різний рівень тріщиностійкості.
Оцінка опору розвитку пошкодження через товщину стінки труб з аустенітної сталі
від вершини тріщини, присутньої на поверхні, показала різний рівень граничного
навантаження, що призводить до руйнування, що також пов'язано з видом
концентратора [53]. Структура є комплексним показником, до якого входять: рельєф
і морфологія зерен та їх меж, структурно- ний фазовий склад, параметри кристалічної
решітки, щільність дислокацій, внутрішні напруження тощо.
Вплив мікроструктури при термічних і механічних навантаженнях на
довговічність металу є однією з найбільш обговорюваних тем [4-14, 54-56].
Неоднорідна пошкоджуваність сусідніх труб значною мірою спричинена складним
технологічним ланцюгом виготовлення, що надає структурі труб індивідуальних
особливостей, як-от наклеп, шаруватість та внутрішні залишкові напруження.
16

Показано [48, 57], що заводська поставка трубної сталі має суттєву неоднорідність
внутрішніх напружень, що може призводити до руйнування в областях їх локальних
концентрацій. У феритних нержавіючих сталях мікроструктура також значно впливає
на корозійну стійкість, і її можна змінювати термічною обробкою [58-59, 69]. Основні
причини розбіжності ферито-перлітної мікроструктури в котельній сталі 20 [60]
включають нерівноважні умови кристалізації, легуючі елементи та деформацію
кристалічної решітки. Підкреслюється важливість механізмів зміни мікроструктури
для прогнозування тривалого ресурсу сплавів [61-62]. Відомі підходи до вирішення
проблеми пошкоджуваності базуються на аналізі внутрішніх структурних напружень
першого і другого роду [57, 64], оскільки ці внутрішні напруження визначають
фізичний ресурс і прогнозують поведінку труб [65]. Розроблено діагностичні ознаки
пошкоджень (тріщини, борозни, віддулини) і магнітний метод контролю
нерівномірності елементів, несуцільності оксидної плівки та металу труб.
Зневуглецювання котельних труб (шар глибиною понад 200мкм не
допускається [23]) є небажаним [3], оскільки воно зменшує міцність та опір
деформації. Деградація структури разом із корозією призводить до зневуглецювання,
яке спричиняє утворення мікротріщин уздовж меж зерен, що може викликати розрив
труби [69-71]. Накопичення продуктів корозії у тріщинах розклинює метал, а при
підвищенні температури різко інтенсифікується розчинення заліза [72], що може
призвести до крихких руйнувань залишкового перетину без значного зменшення
товщини стінки.
Згідно з даними [73] негативний вплив на стійкість вуглецевих і
низьколегованих сталей проти корозії мають корозійно-активні неметалеві
включення на основі алюмінату кальцію. Вимоги щодо чистоти сталі за цими
включеннями містяться в ТУ14-1-5598-2011 «Деталі трубопроводів сталеві
з'єднувальні приварні з підвищеною корозійною стійкістю і холодостійкістю» [74],
що поширюються на нафтопромислові трубопроводи. У теплоенергетиці подібні ТУ
відсутні. УТУ14-3Р-55-2001 [3] містяться вимоги щодо чистоти традиційних
неметалевих включень, що оцінюються за ГОСТ 1 778 [75]. Вплив природи
неметалевих включень на корозійну стійкість низьколегованих сталей розглянуто
17

також у роботі [76], де крім того встановлено, що сталі, в яких перлітова складова
представлена у вигляді сфероїдизованого перліту, мають більшу корозійну стійкість.
Наводяться протилежні відомості [77] про відсутність різниці в швидкостях
корозії при наявності в сталі ферито-перлітної або бейнітної структури. Існування
даних, що не узгоджуються між собою, пов'язане насамперед з тим, що дослідження,
представлені в роботах [78-80], проводилися на модельних зразках сплавів, що мають
однорідну структуру . На відміну від цього в котельних вуглецевих сталях, що
отримуються в промислових обсягах, спостерігається значна неоднорідність ферито-
перлітної структури.
У роботі [81] показано, що зразки зі сталі марки СтЗГпс під впливом різної
термічної обробки змінювали розмір зерна. Встановлено, що в міру збільшення
розміру зерна в 4 рази і частки перлітної складової швидкість корозії збільшувалася
на 12%. У літературі є кілька протилежних думок щодо впливу розміру зерна
вуглецевої сталі на швидкість корозії. Показано, що зміна розмірів зерен металу
слабо впливає на швидкість загальної корозії [80]. На противагу цьому висловлено
думку [79], що базується на якісному розгляді та доведенні інгібуючого ефекту
малого зерна при корозії. Крім того, розроблені патенти на добавки, що зменшують
розмір зерна сталі, що теж свідчить про існування зв'язку між розміром зерна і його
корозійною стійкістю [82-84].
Незважаючи на перспективність використання дрібнокристалічних металів і
сплавів через ряд унікальних властивостей, на сьогоднішній день не вироблено
загального підходу для пояснення особливостей їх корозійно-електрохімічної
поведінки. Більш того, наявні дані щодо впливу нанокристалічного (розмір зерна 0,1-
0,5 мкм) і субмікрокристалічного (<0,1 мкм) стану на корозійно- електрохімічні
властивості металів значно відрізняються залежно від природи металу, способу
отримання, корозійного середовища, домішок тощо [78].
Аналіз наведених вище даних про стан розробленості питання свідчить про
необхідність проведення додаткових досліджень впливу параметрів мікроструктури
сталі 20 на корозійні властивості виготовлених з неї труб для поверхонь нагріву
18

1.4 Шляхи підвищення надійності та корозійної стійкості, що
використовуються для труб поверхонь нагрівання котлів ТЕС
Підвищення терміну експлуатації теплоприймальних елементів котлів
передбачає вдосконалення водно-хімічних режимів [85-86], контроль металу [87-88]
та використання корозійно-стійких матеріалів [89], але кількість пошкоджень не
зменшується [16, 38]. Корозійна стійкість труб зі сталі 20 може відрізнятися на кілька
балів (від стійких до малостійких) навіть за ідентичних умов експлуатації [93]. Прямі
методи зменшення корозії включають зниження концентрації корозійноактивних
компонентів [89, 94] та підвищення стійкості магнетитових плівок, наприклад,
шляхом утворення захисних шарів [95]. Перспективний напрямок — це зміна
властивостей вуглецевих сталей через удосконалення характеристик мікроструктури
(вивчення еволюції [96-99] та управління структурою [8-10, 12-14, 100-102]), де
найбільш доступним способом є термічна обробка. Комбінована термообробка
(гартування + відпуск) є одним з ефективних способів підвищення корозійної
стійкості вуглецевої сталі 20 [105-107], що пояснюється утворенням однорідної
мартенситної структури [108], хоча дані про її застосування для теплоенергетичних
труб представлені слабо [105, 109-110]. Запатентовані способи термообробки [82-84],
ефективні для нафтового сортаменту, можуть знижувати експлуатаційні властивості
котельних труб, оскільки не забезпечують необхідної стійкості проти локальної
корозії. Розроблений режим пароповітряної термічної обробки [57] ефективно
уповільнює міжкристалітну корозію, усуваючи електрохімічну неоднорідність, але є
недостатнім для забезпечення необхідної стійкості при розвитку рівномірної корозії
на зовнішній поверхні труб в типових для теплоенергетики умовах (t < 350 °С, Р <
15,5 МПа) .
1.5 Обґрунтування завдань дослідження
Теплоенергетичне обладнання є об'єктом підвищеної небезпеки, а його
надійність критично залежить від труб поверхонь нагріву, оскільки понад 60%
зупинок енергоблоків спричинені їх руйнуванням [38], що робить проблему
пошкоджуваності актуальною у всьому світі [112-117]. На надійність труб, які
19

піддаються впливу високих температур, тиску та агресивних середовищ, впливає
безліч факторів (водно-хімічний режим, якість матеріалу, дотримання технологічних
режимів). Найбільш небезпечною є комбінація корозійних процесів з абразивним
зносом, ініційованим золою, оскільки оксидний (захисний) шар має меншу абразивну
стійкість, ніж сам метал, і постійно змивається, що суттєво скорочує термін служби.
Для вирішення цієї проблеми необхідний комплексний розгляд умов роботи,
корозійної стійкості, механічних та мікроструктурних властивостей сталі. Подальші
дослідження спрямовані на збільшення робочого ресурсу котельної сталі шляхом
формування мікроструктури з підвищеними антикорозійними властивостями через
модифікацію режимів термічної обробки.
Існує ряд монографій, навчальних посібників і виробничих інструкцій [86, 118-
120], в яких розглянуто механізми і кінетику основних видів руйнування деталей
енергообладнання в умовах статичних, ударних, циклічних навантажень при
підвищеній і нормальній температурах, дана оцінка надійності металу енергетичного
обладнання. Разом з тим відомості про вплив мікроструктури на властивості та
роботу енергетичного обладнання в них висвітлені недостатньо. Таким чином,
наведений вище аналіз публікацій показує, що для якісного поліпшення корозійної
стійкості труб поверхонь нагрівання, що експлуатуються в умовах t < 350 °С, Р < 15,5
МПа, необхідно встановити мікроструктурний стан, що відповідає за задовільні
експлуатаційні характеристики. На даний момент попередження корозійних
руйнувань парових котлів досягається дотриманням режимів водопідготовки та
роботи котлів. Процеси корозії, що протікають на внутрішній поверхні труб,
контролюються організацією раціонального водного режиму, водопідготовки та
хімічного контролю якості води . Корозійні процеси на зовнішній поверхні труб
поверхонь нагрівання є важкоконтрольованими.
Даних щодо поліпшення корозійної стійкості виробів, виготовлених з
маловуглецевих сталей, явно недостатньо для вироблення єдиних вимог до
структурних характеристик вуглецевих сталей, що використовуються для
виготовлення труб поверхонь нагріву. Необхідного вдосконалення характеристик
структури можна досягти шляхом визначення оптимального режиму термообробки,
20

виявляючи його можливості для підвищення корозійних властивостей
теплоприймальних елементів. При цьому можливості варіантів режимів термічної
обробки сильно обмежені вимогами, що пред'являються до механічних властивостей
трубної сталі 20 положеннями ТУ 14-3Р-55-2001 [3]. Дотримання вимог даного ТУ
повинно забезпечувати необхідний термін експлуатації труб поверхонь нагріву, проте
дані статистики пошкоджуваності, показують, що реальні терміни експлуатації
істотно скоротилися. Дослідження причин пошкодження труб показали, що
інтенсивний розвиток корозійних процесів відбувається навіть тоді, коли
характеристики сталі 20 повністю відповідають вимогам технічних умов.
При цьому умови роботи енергетичних блоків ТЕС вимагають створення вузлів
з дешевих корозійно-стійких сталей, що надійно працюють при корозійно-
ерозійному впливі продуктів згоряння палива протягом десятків тисяч годин.
Для збільшення експлуатаційного ресурсу труб поверхонь нагрівання в даній
роботі поставлені наступні завдання:
1. Виявлення та систематизація типових дефектів і пошкоджень труб екранної
системи при спалюванні екібастузького вугілля та причин різної корозійної
пошкоджуваності труб поверхонь нагрівання, виготовлених зі сталі 20.
2. Дослідження мікроструктурного, структурно-фазового і напруженого
стану, механічних і теплофізичних властивостей, що визначають експлуатаційні
властивості сталі 20, і їх зміну при багаторазовій нормалізації;
3. Дослідження корозійної стійкості трубної сталі в умовах, що імітують
середовище газового тракту котла;
4. Розробка рекомендацій щодо підвищення корозійної стійкості труб в
умовах теплогенеруючих компаній.

21

Розділ 2

Основні методичні положення
дослідження

МКР 23.144.233ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розроб. Болтачєва Літ. Арк. Акрушів
Розділ 2.
Перевір. Беспалько
Реценз. Основні методи
Н. Контр. положення дослідження ЧДТУ, мТЕ-45

Затверд. 22

2.1 Об'єкт і Предмет дослідження
Матеріалом для дослідження послужили зразки труб з маловуглецевої сталі 20
типорозміру 60х6,0 мм. На малюнку 2.1 наведено поперечний розріз котла БКЗ-420-
140. Кольором позначені труби, виготовлені зі сталі 20 (зелені - паровідвідні та
опускні труби, червоні - труби поверхонь нагріву).
Відповідно до поставлених завдань було проаналізовано кілька груп зразків, що
відрізняються експлуатаційною історією
Група 1. Пошкоджені труби, зруйновані з ознаками корозійних проявів після
різних термінів експлуатації (параметри експлуатації: 345оС, 155 кгс/см2 ). Вибір
групи обумовлений завданням виявлення та систематизації корозійних пошкоджень
труб екранної системи
Група 2. Труби повністю демонтованих панелей екранів задньої стінки в період
капітального ремонту котлоагрегату типу БКЗ-420- 140 після 27 тис годин
експлуатації. Демонтаж зазначеної поверхні викликаний тим, що товщина стінок
даних труб зменшилася до величин, менших за мінімально допустимі згідно з
нормами розрахунку на міцність [121] в результаті протікання на зовнішній поверхні
загальної високотемпературної корозії Площина екрану складається з шести панелей
з 8 по 13 по 19, 20, 36, 24, 20 і 19 труб відповідно. Для дослідження було обрано по
кілька труб з кожної панелі, з них виготовлені зразки, взяті в трьох перерізах по
висоті. Формуляр із зазначенням місць вирізання зразків наведено на малюнку 2.2.
Нумерація зразків, вирізаних з відмітки 10 м - зразки № 1 -10, з відмітки 20 м - зразки
№ 11 -20, з відмітки 30 м - зразки № 21-30. Розмір наданих зразків склав 300 мм .
Необхідність дослідження цієї групи пов'язана із завданням щодо встановлення
впливу факторів структурних властивостей на швидкість найбільш поширеної
загальної зовнішньої корозії.
Група 3. Сертифіковані безшовні гарячедеформовані труби в стані заводської
поставки . Аналіз цих труб дозволить охарактеризувати вихідний стан і його зміну
після всіх режимів термообробки. У зв'язку з цим зразки третьої групи були замовлені
за умовами ГОСТ 8731 -74, але без термообробки, на відміну від зразків перших двох
23

груп, які були поставлені на ТЕС після термообробки згідно з ТУ 14-3Р-55-2001 [3].
Хімічний склад досліджуваних зразків третьої групи наведено в таблиці 2.1.
Схема випробувань показана на малюнку 2.3, структурна схема, що
ілюструє види випробувань за групами труб, представлена на малюнку 2
Таблиця 2.1 - Хімічний склад досліджуваних зразків
Результати Масова частка хімічних елементів, %
С Мп 8і Сг Мі Си Р 8
Зразки
Досліджувані зразки 0,175 0,45 0,27 0,081 0,033 0,041 0,007 0,004
±0,016 ±0,03 ±0,03 ±0,008 ±0,008 ±0,008 ±0,002 ±0,002
Склад сталі 20 за 0,17-0,24 0,35- 0,17-0,37 <0,25 <0,3 <0,3 <0,030 <0,035
ГОСТ 1050-2013 0,65

Для вирішення поставлених у цій роботі завдань необхідно встановити
визначальний критерій: зв'язок «параметр - процес». Як процес, що визначає
робочий ресурс екранних труб, як встановлено вище, виступає швидкість
зовнішньої корозії (Vнк ), а параметр - структурний стан після різних режимів
термічної обробки . Для аналізу Vнк розроблено методики експерименту, наведені
нижче (п.2.3). Для контролю зміни структурного стану в процесі експерименту
використовували стандартизовані методики. Гостировані методики відповідають
таким вимогам: відтворюваність, правильність, збіжність, що дозволить
порівнювати результати аналізу з іншими дослідженнями.
24

Рисунок 2.1 - Поперечний розріз котла БКЗ-420- 140. Кольором позначені труби,
виготовлені зі сталі 20 (зелені - паровідвідні та опускні труби, червоні - труби
поверхонь нагріву)
25

26 1706
Верхні

колектора
В
Розріз 3
(зразки №21-
30)
Переріз 2
(зразки
№11-20)
Переріз 1
(зразки №1
-10)
Нижні колектора
Ø273х36
Сталь 20
Рисунок 2.2 - Формуляр заднього екрану із зазначенням місць вирізання
досліджених зразків (виділені синім)
Малюнок 2.3 - Схема випробувань

Малюнок 2 .4 - Види випробувань за групами труб
2.2 Методи контролю зміни параметрів зразків у процесі експерименту
На стандартизовані методи дослідження котельних труб існують
відкалібровані методики, більшість з яких є обов'язковими для експертних оцінок
[27]. Вони спрямовані на: дослідження хімічного складу, наявність і склад
неметалевих включень, металографічні параметри структури та механічні
властивості. Всі зазначені в даному розділі методи використані для аналізу зразків
перших двох груп. Також вони використані для аналізу зразків після всіх режимів
термічної обробки (малюнок 2.2). Дослідження структурно-фазового та
27

напруженого стану проведено за методикою, викладеною в [122], визначення
коефіцієнтів теплопровідності проведено стаціонарним методом [123] за
методичними вказівками на лабораторній установці.
1. Хімічний аналіз виконано за методикою для кількісного елементного
складу за допомогою оптичного емісійного спектрометра ДФС-500, зав. № 110070
за ГОСТ 1 8895-97 [124]. Оцінка похибки результатів аналізу проведена за [124].
Похибка аналізу варіювалася від 3 % (при концентрації елементів від 1 %) до 10 %
(при концентрації елементів до 1 %).
2. Механічні властивості зразків визначали стандартними методами на
розривній машині Р-5, зав . № 169 . Межа міцності (σв ), межа плинності (σт ),
відносне подовження (δ), відносне звуження (ψ) визначали при одноосному
розтягуванні за ГОСТ 10006-80 [125], ГОСТ 1497-84 [126] з оцінкою отриманих
результатів за ТУ 14-3Р-55-2001 [3] . Похибка результату аналізу проведена за [125-
127] . Похибка аналізу склала <2 %.
3. Металографічний аналіз проведено на спеціально підготовлених
зразках, які були виготовлені за допомогою відрізного LaboTom-3 і шліфувально-
полірувального LaboPol-2 верстатів виробництва «Struers A/S» (Данія) . Наявність
рециркуляційного, спреєрного охолодження і багатоступенева система підготовки
шліфів дозволяє уникнути припалювання, виділення тепла в процесі різання і
шліфування та зміни структури зразка Відрізані зразки піддавалися холодному
запресуванню (заливці) в епоксидній смолі, що запобігає завалу країв і забезпечує
необхідну орієнтацію зразків.
Підбір реагентів для мікроаналізу був проведений відповідно до галузевого
стандарту [127] . Для травлення зразків використовувався 4 % спиртовий розчин
HNO3 .
Для морфологічного аналізу структурних складових сталі та оцінки якості
поверхні застосовувався металографічний аналізатор фрагментів мікроструктури
твердих тіл «Ресурс С7», що включає в себе інвертований мікроскоп Olympus GF4
1 з програмним забезпеченням SIAMS Photolab (відносна похибка вимірювань від
± 0,25 % (при збільшенні до *5 00 включно) до ± 0,65 % (при збільшенні понад
28

*500). Програмний комплекс даного аналізатора спеціально доповнений і
доопрацьований для завдань даної роботи фахівцями компанії ТОВ «Сіамс». Схема
нарізки і маркування зразків представлена на малюнку 2.5 . Мікрорельєф поверхні
вивчався по всьому колу труби. Для вивчення градієнта характеристик структури
по товщині стінки труби з неї було вирізано кільце, яке умовно було розділено на
чотири сегменти (позначені 1, 2, 3, 4 на малюнку 2.5). Стінка кожного сегмента
труби була розділена на шість рівних за товщиною ділянок, пронумерованих у
послідовності від зовнішньої до внутрішньої поверхні труби ( 1 ,2,3,...,6), в
кожному з яких вивчалася мікроструктура (кількість полів зору на кожній ділянці
склала 30, площа аналізу - 7,8 мм2).

Рисунок 2 .5 - Схема нарізки та маркування зразків
Програма аналізу мікроструктури дозволяє в автоматичному режимі
розраховувати розмір зерен фериту, співвідношення фериту-перліту, кількість і вид
неметалевих включень, фактор різнозернистості і за отриманими даними будувати
гістограми розподілу цих величин .
Розрахунок фактора різнозернистості проводився в програмному комплексі
відповідно до [128] за формулою:
�������� × ��������
���� =
∑�� �� × ����

де fi,% - частка зерна з певним номером, fmax,% - частка зерна, що займає
максимальну площу на шліфі, Zі - номер зерна, Zтах - номер зерна, що займає
максимальну площу на шліфі
29

4 . Вміст неметалевих включень оцінювали відповідно до ГОСТ 1778-70 [75]
порівнянням з еталонними шкалами (метод Ш) при огляді всієї площі нетравлених
шліфів з поздовжнім напрямком волокон.. Для виявлення включень першого типу
застосовувався реактив, що містив 10% розчин HNO3 в етиловому спирті, до якого
додається з розрахунку 0,6 мл на 10 мл реактиву вода з вмістом іонів хлору 5 -100
мг/л . Шліфи піддавалися травленню від 1 до 10 секунд . Характерною ознакою
включень є темний ореол, що обмежує область зниженої травлення сталі навколо
включення (малюнок 2.6).

Рисунок 2 .6 - Вид КАНВ першого типу
5. Дослідження структурно-фазового і напруженого стану зразків проводилося
за допомогою рентгенівського дифрактометра ДРОН-3М (λCu=1,54178А0) і
растрового електронного мікроскопа Zeiss SIGMA VP. Режими зйомки дифрактограм
обрані відповідно до рекомендацій [129]. Вимірювання локального хімічного складу
було проведено методом EDS за допомогою детектора X-Max і програмного
забезпечення INCA Oxford Instruments . Картини дифракції відбитих електронів були
отримані на приставці HKL NORDLYSS з програмним забезпеченням Channel 5.
Похибка вимірювань не перевищує 3% .
Рентгенофазовим аналізом досліджували фазовий склад зразків Для цього на
знятих рентгенограмах визначали не менше трьох характеристичних піків, що
відповідають визначеній фазі . За формулою Вульфа-Брегга (2 . 3) розраховували
міжплощинну відстань:
30

2d sin = n , (2.3)
де d - міжплощинна відстань,  - кут дифракції на рентгенограмі,  - довжина хвилі,
n — порядок дифракційного максимуму .
Збіг (в межах похибок експерименту) дослідних і табличних значень d/n і
відносної інтенсивності ліній дозволяє однозначно ідентифікувати присутню в зразку
фазу. Міжплощинні відстані для різних неорганічних фаз наведені в ряді довідників.
Найповніший і постійно оновлюваний визначник фаз - картотека ASTM
(Американське товариство випробувань матеріалів) [130] і видання Об'єднаного
комітету з порошкових дифракційних стандартів (JCPDS) [131].
Визначення періоду кристалічної решітки розраховувалося за формулою
Вульфа-Брегга (2 .3) і за співвідношенням (2 .4), що пов'язує індекси (HKL) з
міжплощинною відстанню для даного типу кристалічної решітки:
ai = di (Hi2 + Ki2 + L2i )1/ 2 (2.4)
Похибка вимірювань наближається до нуля при 0, що наближається до 90° .
При екстраполяції експериментальних значень параметрів елементарної решітки до
кута 90°, застосовували екстраполяційну функцію Нельсона-Райлі [132]:
f =1/2[cos2 /sin + cos2 /] (2.5)
Експериментальні значення параметра комірки фериту екстраполюються
рівнянням прямої виду: аяч=Аf+B, коефіцієнти А і В знаходяться за методом
найменших квадратів [122, 133], результати наведені в таблицях П 1.8 і П 1.9.
Визначення внутрішніх напружень у досліджуваних зразках проводили
відповідно до методики, викладеної в роботі Л.Л.Любимової зі співробітниками [61].
При визначенні суми головних напружень використовували співвідношення (2 . 6):

де d0 - міжплощинна відстань для ненапруженого матеріалу; d⊥ - середня
міжплощинна відстань для напруженого матеріалу в напрямку, перпендикулярному
до поверхні зразка, Е - модуль пружності (модуль Юнга); µ - коефіцієнт Пуассона .
31

Мікронапруження вивчали за зміною величини фізичного розширення ліній в,
що визначається факторами недосконалості структури (дисперсністю,
мікроспотвореннями, дефектами упаковки тощо). Виділення фізичного розширення
в з експериментальної лінії В проводили з використанням методу апроксимації [122],
використовуючи функції, які добре себе зарекомендували в багатьох роботах,
такими, як функції Гаусса, Коші, Фойгта та ін., які часто використовують для опису
профілів різних спектральних ліній (таблиця 2.2).
Придатність апроксимуючої функції перевіряється побудовою графіків (у
випрямлених осях) у координатах: для функції Гаусса: ln y = f (x2), для Коші:
, для Фойгта: .
Де у -інтенсивність лінії, х - рівні відрізки у довільних лінійних одиницях, що
відповідають куту дифракції.
Введенням поправки на дублетну будову Ка -лінії, визначали фізичне
розширення в [122] . Знайдений фізичний розширення β використовували для
визначення розмірів області когерентного розсіювання в напрямку,
перпендикулярному відбиваючій площині з індексами HKL:
(2.7)

де Dhkl - розмір області когерентного розсіювання в ангстремах,  - довжина хвилі
випромінювання,  - кут розсіювання,  - фізичне розширення лінії на
дифрактограмі в радіанах, n - коефіцієнт, що залежить від форми частинки і
близький до 1 .
32

Таблиця 2.2 - Розрахунок фізичного розширення [122]
Експериментальна крива g(y) Еталонна крива f(x) Фізичне розширення
в

Необхідно оцінювати внесок у розширення  від дисперсності т і від
мікронапружень п . Знаючи справжні фізичні розширення 1 і  2 двох порядків
відбиття від однієї і тієї ж системи площин (HKL), можна провести якісну оцінку
частки впливу факторів розміру частинок і мікронапружень . Якщо розширення
викликане тільки мікроспотвореннями:

Якщо розширення викликане тільки дрібним розміром частинок:

(2.9)
Якщо ж розширення викликане обома цими факторами, то відношення
справжніх фізичних розширень знаходиться між відношенням косинусів і
тангенсів:
(2.10)

Якщо з умов експерименту встановлено, що справжнє фізичне розширення
лінії (HKL) викликане або виключно мікронапруженнями, або тільки подрібненням
кристалітів, то середня величина мікроспотворень розраховується за формулою:
(2.11)

33

2.3 Методики експериментів
1. Багаторазова нормалізація при розширеному діапазоні температурних
параметрів і кількості циклів проводилася з використанням режимів нормалізації:
температура 900, 910, 920, 930, 940, 950 °С; кількість циклів від 1-го до 5-ти для
кожної температури. Нормалізація проводилася в електропечі камерній СНОЛ-
1,4.2,5.1,2/12,5-І 1 зі швидкістю набору температури 20°С/хв . Для кожної
температури нормалізації з трубної заготовки було вирізано по 20 відрізків
довжиною 100 мм . Всі 20 відрізків піддавалися одноразовій нормалізації, для цього
вони поміщалися в піч, нагріту до заданої температури і витримувалися в ній 12
хвилин (120 с/мм) . Після цього партія зразків охолоджувалася на повітрі до
кімнатної температури, від неї відбиралися 4 зразки, решта зразків піддавалися
повторній нормалізації, після якої знову відбиралися зразки і так далі. Останні
зразки піддавалися п'ятому циклу нормалізації.
За методиками, зазначеними в п. 2.2., було випробувано 31 партію зразків
(включаючи зразки в стані заводської поставки). Всі дослідження, наведені (2.8)
нижче, також були проведені для зразків після кожного режиму термообробки/
2. Лабораторні випробування корозійної стійкості передбачали
виділення основних кількісних показників корозії та корозійної стійкості металу
згідно з ГОСТ 9.908-85 [134] . Для ряду корозійних ефектів (інтегральних показників
корозії) наведені відповідні їм швидкісні (диференціальні) показники корозії в
таблиці 2.3.
Таблиця 2 . 3 - Основні кількісні показники корозії та корозійної стійкості при
суцільній корозії [134]
Вид корозії Корозійний ефект Швидкісний Показник корозійної стійкості
(інтегральний показник (диференційний) показник
корозії) корозії
Суцільна Глибина проникнення корозії Лінійна швидкість корозії (V) Час проникнення корозії на
корозія Швидкість втрати маси (Vm ) допустиму (задану) глибину
Втрата маси на одиницю
Час до зменшення маси на
площі
допустиму (задану) величину

34

Швидкість корозії зразків труб після експлуатації (для зразків групи 2)
визначали як відношення товщини стінки до часу експлуатації труб поверхонь
нагріву:
(2.12)
де VI - швидкість корозії (лінійна швидкість корозії), мм/105 год; 10 - початкова
товщина стінки зразків, мм; li - товщина стінки зразків після експлуатації, мм; т -
напрацювання, 105год .
Лабораторні корозійні випробування (зразків групи 3) в стаціонарних умовах
полягали у витримці зразків у модельному середовищі, що імітує склад продуктів
згоряння екібастузького вугілля . Аналізи відкладень на зовнішній поверхні
екранних труб котла БКЗ-420- 140 і протоколи контрольних вимірювань викидів
показали, що основними продуктами корозії є FeS і Fe3O4 . Для оцінки корозійної
стійкості маловуглецевої сталі, призначеної для експлуатації в агресивних
середовищах, що містять сірководень і кисень, відомий запатентований спосіб [135]
. Сутність способу полягає в тому, що випробуваний зразок піддають протягом
певного часу впливу агресивного середовища, визначають зміну маси зразка і по
ньому судять про швидкість корозії Для цього випробування вибиралися по десять
зразків після кожного режиму термообробки, зразки розміром 10*30*6 мм
зважувалися на аналітичних вагах (ваги DL-300WP фірми «A&D Company Ltd .»,
Японія), поміщалися в колбу, оснащену зворотним холодильником, заливалися 1N
розчином Na2S . Швидкість корозії на даному етапі обмежується утворенням щільної
плівки нерозчинних в даному середовищі сульфідів FeS, що покриває всю поверхню
зразка. Після закінчення часу витримки в агресивне середовище для розчинення
сульфідів, що утворилися на першій стадії випробувань, і розчинення металу зразка
додавалася розрахункова кількість 1N розчину соляної кислоти. При визначенні
швидкості корозії час витримки випробуваного зразка в агресивному середовищі
відраховувався з моменту додавання в це середовище розчину соляної кислоти . В
отриманому розчині зразки витримувалися протягом 24 годин (TJ) . Потім половина
зразків кожного режиму термообробки виймалася з розчину, а зразки, що
35

залишилися, витримувалися в розчині ще протягом 144 годин. При цьому в розчині
протікають наступні реакції:
Fe + Na2S + 2H2O = FeS ↓ + 2NaOH + H2↑ (перша стадія);
2HCl+FeS=H2S↑ +FeCl2, 3Fe + 4H2O = Fe3O4 + H2↑ (друга стадія).
Продукти корозії видалялися відповідно до ГОСТ 9 . 907-83 [136] (витримка
протягом 5- 0 хвилин у розчині інгібованої HCl) Зразки висушувалися
фільтрувальним папером, промивалися ацетоном для повного видалення вологи і
зважувалися, маса знаходилася як середнє значення між двома паралельними
дослідами. Швидкість корозії кожного зразка розраховувалася як відношення втрати
маси зразка до часу випробування:

(2.13)
де Vm - швидкість корозії (швидкість втрати маси), г/год; m0 - початкова маса зразків,
г; mt - маса зразка після випробування, г; t - час випробування, год .
Оцінка корозійних відкладень, що утворилися в агресивному розчині,
проводилася без їх видалення безпосередньо на зразках на мікроскопі Neophot-2.
Визначення типу корозії, форми корозійного ураження, розподілу корозійного
ураження в досліджуваних зразках зі сталі 20 проводилося металографічним методом
за допомогою порівняння з відповідними типовими формами, а також вимірювання
глибини корозійного ураження на металографічному шліфі [134] подібно до
викладеного вище в п 2 2
2.4 Обробка результатів вимірювань
Використані методики вимірювань базуються на відомих наукових
положеннях. Достовірність результатів (не менше 95%) забезпечена застосуванням
сучасних, сертифікованих та повірених методів досліджень, включаючи растрову
електронну мікроскопію (РЕМ), рентгенівський мікроаналіз та рентгенофазовий
аналіз. Обробка результатів для обчислення похибок оцінки вимірюваної величини
проведена відповідно до ГОСТ [137], в якому викладені вимоги до методів обробки
36

результатів вимірювань. Порядок обробки результатів являє собою послідовність
наступних операцій
1) Обчислення середнього арифметичного значення х :
(2.14)

де хі - ,і-й результат вимірювань, п - кількість результатів вимірювань.
2) Обчислення середнього квадратичного відхилення S :
(2.15)

3) Виключення грубих похибок . Для цього використовується критерій Граббса
(G), який обчислюють для найменшого xmin і найбільшого хmax результату
вимірювань:
(2.15)
Отримані значення порівнюють з теоретичним значенням Gт , наведеним в
[137]: якщо G12 >GT , то хmах або хmin виключають як малоймовірне значення .
4) Обчислення довірчих меж випадкової похибки вимірюваної величини Δ:
Δ=t • S, (2.16)
де t - коефіцієнт Стьюдента, який залежно від довірчої ймовірності та кількості
результатів вимірювань знаходять за [137].
5) Кінцеві результати представляють у вигляді:
х ± Δ (2.17)
Приклад оцінки похибки вимірювань параметра кристалічної решітки сталі
20:
1) середнє арифметичне дорівнює:
(2.18)
2) середнє квадратичне відхилення становить:
37

S =1-10 -4 ; (2.19)
3) коефіцієнт Стьюдента для даних значень становить 3, 82, при цьому довірчі
межі випадкової похибки вимірюваної величини дорівнюють:
Δ = 1-10-4 • 3,182 = 0,0003; (2.20)
4) кінцевий результат вимірювання значення параметра кристалічної решітки:
а = 2,8824 ± 0,0003 А. (2.21)
Похибка величини Y = .(хг ,...хп ), що є функцією аргументів, визначених
незалежно один від одного, визначається похибкою кожного аргументу, що
призводить до появи складових похибки функції:
(2.22)
Приклад оцінки похибки визначення внутрішніх напружень II роду.
Розрахунок мікронапружень II роду ведеться за 2.11, тому визначувана похибка
залежить від величини п2 (частина істинного розширення дифракційної лінії,
відповідальної за мікронапруження) і точності вимірювання кута 

(2.23)

Де -часні похідні функції  II по n2 і 2.
Виконана розрахункова оцінка показує, що II = 10%.
38

Розділ 3

Дослідження пошкоджуваності труб
поверхонь нагріву котлоагрегатів на
прикладі теплових електростанцій
АТ«ТГК-11»

МКР 25.144.233ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розроб. Болтачєва Розділ 3. Літ. Арк. Акрушів
Перевір.
Дослідження пошкоджуваності труб
Реценз. Беспалько поверхонь нагріву котлоагрегатів на
Н. Контр. прикладі теплових електростанцій АТ ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. «ТГК-11» 39

3.1. Класифікація експлуатаційних пошкоджень
У процесі експлуатації котельного обладнання теплових електростанцій
виникають пошкодження, що призводять до зупинок агрегатів і значних
матеріальних збитків, тому для розробки ефективних запобіжних заходів вкрай
важливо встановити точні причини цих руйнувань. Встановлено, що дефекти
трубних елементів можуть виникати як безпосередньо під час роботи, так і на
стадіях виготовлення чи монтажу, причому однією з головних причин є
незадовільна початкова якість металу, який ще у стані поставки має поверхневі або
внутрішні вади, що зберігаються в трубах навіть після завершення всіх
технологічних операцій.
За результатами аналізу післяаварійних досліджень 198 зразків труб
поверхонь нагріву 15 котлів типу БКЗ-420-140, що працюють на екібастузькому
вугіллі, проведених за останнє десятиліття, систематизовано основні
експлуатаційні проблеми та встановлено, що близько 80 % аварійних зупинок
спричинені пошкодженнями теплообмінних труб, серед яких домінують (близько
39 %) дефекти внаслідок зовнішньої корозії. Оскільки варіативність корозійної
стійкості сусідніх труб в ідентичних умовах ускладнює точний розрахунок
залишкового ресурсу, у роботі реалізовано комплексну оцінку якості металу —
включно з дослідженням хімічного складу, механічних властивостей,
мікроструктури та неметалевих включень — як на пошкоджених і експлуатованих
зразках, так і на трубах у стані поставки, що дозволило сформувати прогнозні
висновки щодо надійності та переважаючих механізмів майбутніх руйнувань.
40

Рисунок 3.1. Класифікація причин пошкоджень поверхонь нагріву досліджених
котлоагрегатів
41

Вичерпання ресурсу
Короткочасний перегрів
Тривалий перегрів
Золовий знос
КТУ
Корозійна втома
Підшліфована корозія
Стояночна корозія
Корозія під напругою
Зовнішня корозія
Порушення в опорно-підвісній системі
Дефект зварювання
Технологічний дефект

Рисунок 3. 2 - Кількість дефектних труб за причинами пошкодження (а) і внесок різних
факторів у пошкодження (б)
При аналізі причин пошкоджень труб зазвичай розробляється необхідна
система контролю з метою подальшого своєчасного виявлення пошкоджень і
підвищення надійності та безпеки експлуатації . Тому необхідно враховувати
механізми процесів, характерних для основних видів корозії теплоенергетичного
обладнання . Раніше було показано, що основними процесами, відповідальними за
розвиток експлуатаційних пошкоджень, є корозійні зміни металу
42

Рисунок 3. 3 - Формуляр із зазначенням місць розташування дефектних труб
Нижче
роозглянуто основні особливості руйнування труб поверхонь нагрівання з вуглецевої сталі 20, що
зустрічаються в практиці експлуатації ТЕЦ. Наведено структуру у всіх досліджених зонах розглянутих
зразків
3.2. Структура і властивості металу корозійно-пошкоджених котельних труб
Згідно зі статистичними даними, наведеними в п. 3.1., загальна зовнішня
корозія є найчастішою причиною пошкодження труб поверхонь нагріву (~ 39 %).
Типові пошкодження труб зі сталі 20 після розвитку зазначеного виду корозії показані
на малюнках 3.4, 3.5, 3.9.
Один із зразків являє собою зруйновану екранну трубу (малюнки 3.4, 3.5) після
175 тис. годин експлуатації при номінальних параметрах 15,9 МПа, 345 °С.
Пошкодження сталося по лінії зовнішнього обводу труби з боку обмурівки і утворило
вирив ділянки металу розміром 80*5 0 мм. Діаметр труби по краях пошкодження
становить - 57,6-5 9,0 мм, зовнішній діаметр по краях представленого фрагмента
зменшений до 56,4-59,0 мм, товщина стінки неушкодженої частини - від 2,6 мм (з
боку топки) до 5,8 мм (з тильного боку), товщина крайок 1,0-3,0 мм. Зовнішня
поверхня з боку пошкодження покрита шаруватими бурими відкладеннями до 2,0 мм,
з протилежного боку - бурий наліт. На внутрішній поверхні - чорно-бурий наліт .
43

Зовнішня поверхня під корозійними відкладеннями суцільно «виїдена» слідами
впливу глибокої загальної корозії металу (малюнок 3. 5 ) . При цьому чітко видно, що
потоншення стінки відбувалося тільки з зовнішньої поверхні, тоді як на внутрішній
поверхні є невелика кількість корозійних виразок

Малюнок 3. 4 - Зовнішній вигляд пошкодження

Малюнок 3. 5 - Значне стоншення стінки з боку пошкодження
Металографічний аналіз показав, що мікроструктура металу однорідна по
всьому колу труби, в тому числі і далеко від пошкодження, і складається з зерен
фериту і щільного перліту (малюнок 3.6) . Співвідношення перліту і фериту
відповідає 8 балу за ГОСТ 8233, зерно відповідає 8-9 номеру за ГОСТ 5 639,
сфероїдизація перліту відсутня. Стан мікроструктури не свідчить про зміни, здатні
привести до зниження механічних властивостей металу.
44

Рисунок 3. 6 - Мікроструктура поблизу руйнування (а), на протилежному від руйнування
стороні (б), далеко від руйнування (в)

В іншому випадку (приклад 2) пошкодження екранної труби (малюнок 3.7)
після 1 08 тис годин експлуатації відбулося на прямій ділянці і являє собою безліч
зливаються свищів розмірами до 7* 1 6 мм . Діаметр труби по краях пошкодження
становить 58,0-59,2 мм. Зменшення тільки зовнішнього діаметра свідчить про те, що
корозійні процеси розвивалися переважно на зовнішній поверхні пошкодженої
труби, яка покрита шаруватими бурими відкладеннями до 1,0 мм, тоді як на
внутрішній поверхні тільки чорно-бурий наліт.
Металографічним дослідженням встановлено, що мікроструктура металу
однорідна по всьому колу труби, в тому числі далеко від пошкодження, і складається
з зерен фериту і щільного перліту (малюнок 3. 8). Співвідношення перліту і фериту
відповідає 8 балам за ГОСТ 8233, зерно відповідає 8-9 номеру за ГОСТ 5 639,
сфероїдизація перліту відсутня. Корозією уражена вся поверхня зразка, і глибина
ураження на різних ділянках поверхні помітно не відрізняється.
45

Рисунок 3. 7 - Зовнішня поверхня труби в місці пошкодження (а) і після видалення
корозійних відкладень (б)

Малюнок 3. 8 - Мікроструктура поблизу руйнування (а), на протилежному від руйнування
стороні (б)

Третій приклад пошкодження відноситься до прямої ділянки екранної труби
після 92 тис. годин експлуатації і являє собою поздовжню тріщину протяжністю
більше 550мм з розкриттям до практично повного вирівнювання труби в лист
(малюнок 3.9) . Після розкриття труби відбувся її відрив по периметру. Зовнішня
поверхня труби покрита бурими шаруватими відкладеннями товщиною до 1 мм .
Корозійні відкладення практично повністю обсипалися, на внутрішній поверхні
залишився бурий наліт Зовнішній діаметр труби по краю розкриття 56,0-57,2 мм,
внутрішній - 48,0-48,6 мм. Мінімальна товщина стінки труби в місці пошкодження
становить 1,8 мм. Потоншення стінки відбувалося переважно з зовнішньої поверхні
за рахунок протікання загальної глибокої корозії металу.
Металографічним дослідженням встановлено, що мікроструктура металу
однорідна по всьому колу труби і в тому числі далеко від пошкодження, складається
з зерен фериту і щільного перліту. Сфероїдизація перліту відсутня. Співвідношення
перліту і фериту відповідає 7-8 балу за ГОСТ 8233, зерно відповідає 9 номеру за
ГОСТ 5 639 .
46

Корозією уражена зовнішня поверхня зразка, і глибина ураження на різних ділянках
поверхні помітно не відрізняється (малюнок 3.10).

Рисунок 3. 1 0 - Мікроструктура поблизу руйнування (а), на протилежному від руйнування
стороні (б)

У розглянутих вище випадках процес електрохімічної корозії на зовнішній
поверхні труби призвів до стоншення стінок труб до величин, менших за
розрахункові мінімально допустимі відповідно до [121], і подальшому вичерпанню
короткочасної міцності . Металографічним дослідженням встановлено, що
мікроструктура металу всіх зразків однорідна по всьому колу труби і далеко від
пошкодження і складається з зерен фериту і щільного перліту. Стан мікроструктури
не свідчить про зміни, здатні привести до зниження механічних властивостей металу,
про це свідчать і дані таблиці 3. Мікроструктура зразків далеко і близько від
руйнування однакова, що також свідчить про відсутність впливу на пошкодження
інших факторів . Однак при однаковому механізмі розвитку корозійних процесів,
47

зовнішній вигляд пошкодження може істотно відрізнятися: спостерігаються свищі,
тріщини, вириви металу і відрив труб по периметру.
Таблиця 3.1 - Механічні та технологічні властивості зразків, пошкоджених загальною зовнішньою корозією
Результати Механічні властивості, не менше Технологічні випробування
ств , кгс/мм2 стт , кгс/мм2 у, % 5, % Сплющення, мм
Досліджувані зразки
Рівень вимог [3] 42 22 45 24 Н=36 мм
Приклад 1 (Малюнки 3.4, 3.5) 50,5 35 62 24 без тріщин і надривів
Приклад 2 (Малюнки 3. 7) 50,7 36,0 63,5 25 без тріщин і надривів
Приклад 3 (Малюнок 3.9) 51 36,2 65 26 без тріщин і надривів

Типове для стояночної корозії пошкодження, показане на малюнку 3.11
(приклад 4), являє собою дрібний свищ розміром до 0,8*2,0 мм і розвинулося за 82
тис. годин експлуатації

Рисунок 3. 1 1 - Вид руйнування з зовнішньої поверхні

На внутрішній поверхні з боку руйнування на всьому представленому фрагменті є
корозійна смуга і скупчення глибоких злитих виразок і корозійних раковин
глибиною до наскрізних і діаметром до 3,5 мм (малюнок 3.12а) . На внутрішній
поверхні, протилежній руйнуванню, значних корозійних пошкоджень не виявлено
(малюнок 3.12б) . Проникнення окремих вогнищ корозії вглиб металу досить
значне, що чітко видно при розтині зразка по корозійній смузі (малюнок 3.13).
Мікроструктура металу зруйнованої труби складається з зерен фериту і
щільного перліту, однорідна по всьому колу труби і далеко від пошкодження. Стан
мікроструктури не свідчить про зміни, здатні привести до зниження механічних
властивостей металу. Проникнення окремих вогнищ корозії вглиб металу досить
значне (малюнок 3.14).

48

Рисунок 3. 1 2 - Внутрішня поверхня труби з боку пошкодження (а) і протилежна
руйнування (б)

Рисунок 3.13 - Стан стінки труби в площині розрізу зразка по корозійній
смузі

Малюнок 3. 1 4 - Мікроструктура в місці руйнування (а), на протилежному руйнуванню
стороні (б), далеко від руйнування (в)
Механічні та технологічні властивості досліджених зразків у розглянутих
випадках знаходяться в межах встановлених [3] вимог (таблиця 3. 2) .
Таблиця №3. 2 - Механічні та технологічні властивості зразків, пошкоджених стояночною
корозією

Результати Механічні властивості, не менше Технологічні випробування
в, кгс/мм2 т, кгс/мм2 , % δ  Розподіл під конічним пресом, %
Досліджувані зразки
Рівень вимог [3] 42 22 45 24 20%
Приклад 4 (Малюнки 3 .11-3.14) 54,0 40,1 61,2 39,5 без надривів і тріщин
Приклад 5 (Малюнок 3.15) 52,5 39,0 60,4 37 без надривів і тріщин
Зовнішні прояви корозійних пошкоджень за станом мікроструктури можуть
незначно змінюватися, приклад такої структури наведено на малюнку 3.15а
49

(приклад 5). При цьому мікроструктура металу зруйнованої труби також однорідна
по всьому колу труби і далеко від пошкодження (малюнок 3 б, в).

Рисунок 3.15 - Мікроструктура в місці руйнування (а), на протилежному руйнуванню стороні (б),
далеко від руйнування (в)
Заходи, що запобігають розвитку стояночної корозії, включають в себе
насамперед дотримання вимог консервації під час простою котла.
Приклад пошкодження труби в результаті дії підшламової корозії
представлений на малюнку 3.16 (приклад 6). Руйнувалася екранна труба (сталь 20)
через 50 тис. годин експлуатації. Пошкодження розташоване з вогневої сторони на
прямій ділянці труби і являє собою сітку поздовжніх дрібних тріщин протяжністю
3мм і шириною розкриття 1мм. Діаметр труби в місці пошкодження збільшений до
63,0 мм.
Після розрізу досліджуваного зразка на внутрішній поверхні в місці
пошкодження виявлені доріжки щільних шарів оксидів у вигляді «черепашок»
шириною 37 мм і висотою до 3,5 мм (малюнок 3.17а) . На протилежному боці
товщина корозійних відкладень до 0,5 мм На внутрішній поверхні в місці руйнування
50

під відкладеннями виявлені локально розташовані зливаються виразки овальної
форми діаметром до 3 мм (малюнок 3 7б).

Рисунок 3. 1 6 - Зовнішній вигляд пошкодження екранної труби через підшламову корозію

Малюнок 3. 1 7 - Локальні відкладення на внутрішній поверхні труби (а), поверхня після
видалення відкладень (б)
При металографічному дослідженні встановлено, що руйнування розвивалося
з зовнішньої поверхні, має спрямованість перпендикулярно до поверхні труби. У
зразках присутні несквозні тріщини, супутні магістральній (малюнок 3.18а).
Структура металу безпосередньо біля руйнування - ферито-карбідна з повною
диференціацією зміцнювальної складової (великі сфероїди цементиту розташовані
по межам феритних зерен). Поблизу пошкодження в мікроструктурі спостерігається
графітизація - множинні виділення структурно вільного графіту. Мікроструктура
металу з протилежного боку і далеко від руйнування в процесі експлуатації не
змінилася - являє собою ферит і щільний перліт (малюнок 3.18б, в). По перетину
труби в мікроструктурі спостерігається різний ступінь деформації структури, що
51

свідчить про локальний тривалий перегрів. Перегрів труби відбувається внаслідок
утворення на внутрішній поверхні пухкого шару накипу і продуктів корозії. Під
утвореними «черепашками» з продуктів корозії погіршується теплообмін, що
призводить до перегріву металу і появи випучин

Рисунок 3. 1 8 - Мікроструктура поблизу руйнування (а), на протилежному руйнуванню

стороні (б), далеко від руйнування (в)
Внаслідок перегріву металу труби під щільними відкладеннями зустрічається
й інший вид пошкодження . У цьому випадку (приклад 7) мікроструктура в місці
руйнування (малюнок 3.19а) являє собою ферит плюс коагульовані карбіди ( 5-6 балів
за шкалою додатка Д СТО 17230282.27. 100.005 -2008) . Мікроструктура металу з
протилежного боку і далеко від руйнування в процесі експлуатації не змінюється
(малюнок 3 9б).
52

Рисунок 3 9 - Мікроструктура поблизу руйнування (а) і на протилежному від руйнування
стороні (б)

Якщо в живильній воді присутня велика кількість оксидів міді та заліза, що
мають магнітні властивості, відбувається їх міцне зчеплення з внутрішньою
поверхнею труби. У цьому випадку навіть при тривалому кип'ятінні зразків у розчині
соляної кислоти на внутрішній поверхні зберігаються чорні оксиди заліза (магнетит
(Fе3 О4 )) і металевої міді (малюнок 3.20).

Рисунок 3. 20 - Оксиди заліза на внутрішній поверхні труб, що не видаляються гарячим
травленням

У зв'язку з тим, що підшламова корозія протікає, як правило, в присутності
твердих деполяризаторів, необхідно контролювати якість живильної води
котлоагрегату Для попередження надходження продуктів корозії в котли необхідно
своєчасно видаляти оксиди заліза і міді з порожнин обладнання і тракту живильної
води, організувати відведення забруднень з різних точок водяної системи і не
допускати попадання цих забруднень в живильну воду .
Результат впливу пароводяної корозії на внутрішній поверхні екранної труби
після 167 тис. год. експлуатації при 345 °С і 15,9 МПа (приклад 8) представлений на
рисунку 3.21.
53

Рисунок 3.21 - Прояви пароводної корозії на внутрішній поверхні труби

Мікроструктура металу однорідна по всьому колу труби, в тому числі і далеко
від пошкодження, і складається з зерен фериту і щільного перліту (малюнок 3.22) .
Співвідношення перліту і фериту відповідає 8 балу за ГОСТ 8233, зерно відповідає 9
номеру за ГОСТ 5639, сфероїдизація перліту відсутня. Стан мікроструктури не
свідчить про зміни, здатні призвести до зниження механічних властивостей металу .
Мікроструктура металу далеко, з протилежного боку і біля руйнування ідентична,
ферито-перлітна, без значних структурних змін.

Малюнок 3 22 - Мікроструктура біля руйнування (а) і на протилежному від руйнування сторони (б)
Механічні та технологічні властивості досліджених зруйнованих зразків
знаходяться в межах вимог
Приклад пошкодження екранної труби в результаті корозійної втоми (приклад
9) на малюнку 3.23. Руйнувалася екранна труба, що експлуатувалася при параметрах
340°С, 15,5 МПа після 172 тис. год. Пошкодження являє собою наскрізну тріщину
протяжністю 15 мм і шириною розкриття 1 мм . Діаметр труби біля країв
пошкодження не збільшений . Товщина стінки неушкодженої частини - 3,4-4,8 мм,
товщина крайок - від 1 ,6 мм .
54

З зовнішньої і внутрішньої поверхні є бурий наліт товщиною до 0,5 мм Під
корозійними відкладеннями на внутрішній поверхні по всьому периметру труби
виявлені поздовжні по відношенню до осі труби смуги розтріскування, що
складаються з сукупності коротких, поздовжніх, практично паралельних одна одній
корозійно-втомних тріщин, що супроводжуються раковинами, корозійними
канавками (малюнок 3.24).

Рисунок 3. 23 - Зовнішній вигляд пошкодження екранної труби із зовнішньої (а) та внутрішньої (б)
поверхні

Малюнок 3. 24 - Внутрішня поверхня з боку руйнування (а), внутрішня поверхня протилежна
руйнуванню (б)
Металографічним аналізом встановлено, що по перетину труби в
мікроструктурі не спостерігається відмінностей у ступені деформації структури;
вона однорідна по всьому колу труби, в тому числі і далеко від пошкодження,
рівномірна ферито-перлітна з повною відсутністю ознак видманштетта, що
відповідає нульовому балу за ГОСТ 5640. Номер зерна за ГОСТ 5639 - 9-10.
Співвідношення фериту і перліту - 7 балів за ГОСТ 8233. Сфероїдизація перліту
практично відсутня. Від внутрішньої поверхні поширюються тріщини, що
55

представляють собою широкі порожнини, перпендикулярні поверхні труби, з
перетисками, нерівними окисленими берегами і тупими округлими кінцями
(малюнок 3.25) .

Рисунок 3. 2 5 - Розвиток тріщини корозійної втоми по товщині стінки труби

Приклад пошкодження зразка в результаті розвитку корозійно-термічної втоми
(приклад 10) представлений на малюнку 3.26 і являє собою тріщину протяжністю
150 мм і шириною розкриття 12 мм. Зовнішній діаметр труби по краях розкриття
становить 59,6-60,0 мм, товщина стінки з боку пошкодження від 5,6мм, з
протилежного боку - від 5,8 мм, товщина кромок від 5,5 мм. Зовнішня поверхня з
боку пошкодження покрита шаруватими бурими відкладеннями до 1,2 мм, з
протилежного боку - бурий наліт. На внутрішній поверхні - чорно-бурий наліт.
Під корозійними відкладеннями на зовнішній поверхні зафіксовані корозійні
виразки незначної глибини; на внутрішній поверхні - сітка тріщин з поздовжніх по
відношенню до осі труби смуг розтріскування (малюнок 3.27) . З протилежного до
руйнування боку значних корозійних пошкоджень не виявлено

Рисунок 3. 26 - Зовнішній вигляд пошкодження екранної труби із зовнішньої (а) та внутрішньої (б)
поверхні

56

Малюнок 3. 27 - Зовнішня (а) і внутрішня (б) поверхня з боку пошкодження

Металографічними дослідженнями встановлено, що метал труб у зонах
руйнування та поза ними зберігає стабільну ферито-перлітну структуру без значних
змін (співвідношення фаз 7 бал за ГОСТ 8233, зерно 9–10 за ГОСТ 5639), водночас
виявлені транскристалітні розгалужені тріщини, що розвиваються від корозійних
виразок і заповнені продуктами окислення, свідчать про втомний механізм
руйнування внаслідок накопичення пошкоджень під дією циклічних
температурних напружень та агресивного середовища. Примітно, що такі
пошкодження, які протікають за ідентичним механізмом, фіксуються після різного
терміну експлуатації навіть за умови повної відповідності матеріалу труб
нормативним вимогам технічних умов.

Рисунок 3.28 - Профіль поперечного перерізу тріщини, що поширюється від корозійної виразки
внутрішньої поверхні (а), початок розвитку тріщини корозійно-термічної втоми (б) від корозійної
виразки внутрішньої поверхні (показано стрілками)

57

Однією з головних зафіксованих відмінностей між дослідженими зразками є
характеристики мікроструктури. Для встановлення впливу внутрішніх факторів на
швидкість найбільш поширеної загальної зовнішньої корозії з трубами, що були в
експлуатації, проведено ряд експериментів, зміст яких описано в розділі 2.
3.3. Структурні особливості труб після тривалої експлуатації котельного
обладнання
Результати дослідження демонтованих екранних труб після 27 тис. годин
експлуатації (друга група зразків) показали відсутність помітного впливу місця
розташування труби в теплоприймальній панелі на швидкість корозії. Оскільки
умови експлуатації в межах однієї поверхні нагріву в однакових перетинах мало
відрізняються, отримало підстави припущення, що різниця в швидкостях корозії
пов'язана тільки зі структурними параметрами. Для більш детального вивчення
цього взаємозв'язку з трубами поверхонь нагріву, що були в експлуатації, проведено
серію експериментів (хімічний аналіз, механічні випробування на розтягнення,
візуально-вимірювальний контроль і металографічні дослідження).
Проведений аналіз показав, що хімічний склад усіх досліджених труб
поверхонь нагрівання знаходиться в межах вимог ГОСТ 1050-2013. При цьому все
ж виявлено, що навіть між сусідніми трубами є значні розбіжності в кількісному
складі елементів (таблиця П1.1 ). Однак залежності між швидкістю корозії і
кількісним вмістом елементів у досліджуваних зразках не виявлено.
Характеристики мікроструктури досліджених зразків теж знаходяться в
межах вимог відповідних нормативно-технічних документів (таблиця П 1.2), а
механічні властивості - в межах вимог технічних умов [3] (таблиця П 1.3).
У теплоенергетиці відсутні вимоги до чистоти виробу за корозійно-
активними неметалевими включеннями на основі алюмінату кальцію, проте, для
перевірки впливу цих включень на швидкість корозії котельних труб (Vнк ) були
проведені дослідження залежності швидкості зовнішньої корозії від кількості
КАНВ в трубах. Для цього була побудована залежність реальної (розрахункової)
швидкості (формула 2.1) від кількості КАНВ. Отримані дані представлені на
рисунку 3.29 у вигляді лінійної функції Vнк =0, 1 1 5 3Σ вкл + 1,3825 з коефіцієнтом
кореляції R2 =0,3287. Таким чином, між сумарною щільністю КАНВ і швидкістю
корозії труб поверхонь нагрівання з вуглецевої сталі 20 існує слабкий кореляційний
зв'язок. Отже, вплив КАНВ на швидкість зовнішньої корозії не є домінуючим.
58

Рисунок 3.29 - Залежність швидкості корозії від кількості КАНВ

Внаслідок наявності протилежних думок щодо впливу розміру зерна
вуглецевої сталі на швидкість корозії [79-80] в даній роботі проведено аналіз для
встановлення цього впливу. На рисунку 3.30 наведено графік зміни швидкості
корозії від середнього номера зерна, розрахованого за методикою, наведеною в
розділі 2. Істотний розкид значень середнього номера зерна, визначеного за ГОСТ
5639-82 [138], не дає підстав для однозначного висновку про наявність залежності
швидкості корозії від розміру зерна. Тут слід зазначити, що недоліком методів
данного ГОСТу, є невизначеність оцінки різнозернистості металу готового виробу,
оскільки аналіз зводиться до визначення середніх значень площі перетину зерна і
його діаметра.

Рисунок 3.30 - Залежність швидкості корозії від середнього номера зерна

59

З публікацій [139, 140] відомо, що після експлуатації при температурі <35 0
°С в структурно-фазовому складі сталі 20 змін не спостерігається. Це дає підстави
для припущення, що стан мікроструктури труб, який спостерігається в зразках
другої групи через кілька тисяч годин експлуатації, відповідає вихідному.
Згідно з [3] після термообробки структура сталі повинна складатися з фериту
і перліту [141], така структура забезпечує необхідний комплекс механічних
властивостей труб Проте металографічний аналіз показав, що незважаючи на
однакові режими термообробки труб поверхонь нагріву, мікроструктури труб
відрізняються значно (з причин, які розглянуті в розділі 1 ). Приклади таких
структур труб поверхонь нагріву наведені на малюнку 3.31, а їх опис дано в таблиці
П1.2 (зразки № 1-8). Спостерігається різна форма цементиту (зразки № 1, 4, 6, 7 -
пластинчастий перліт; зразки № 2, 3, 5 - зернистий перліт; зразок № 8 - змішаний
перліт). Дисперсність пластинчастого перліту змінюється від 2 до 4 за ГОСТ 8233
[142], тобто міжпластинчаста відстань варіюється від 0,30 мк до 0,60 мк. Зміна
номера зерна знаходиться в діапазоні 7-12. У декількох зразках спостерігається
видманштеттова структура (малюнок 3 3 а, б) і смугастість значного бала (малюнок
3 3 в).

60

Рисунок 3. 3 1 - Мікроструктура труб № 1 (а), №2(б), №3(в), №4 (г), № 5 (д), №6(е), №7 (ж),
№8 (з) поверхні нагріву
61

У зв'язку зі значними обмеженнями з боку нормативних документів [23, 75,
138, 142-143], зазначених у таблиці № П 1.2, що не дозволяють провести якісну
оцінку різних структур, у таблиці 3.3 наведено результати порівняльного аналізу
вимірювання номера зерна за ГОСТ 5639-82 [18] і середнього розміру зерна з
використанням металографічного аналізатора "Ресурс С7". Видно, що дані по
середньому розміру зерен для мікроструктур, виміряних цими методами і
представлених на малюнках 3.32 і 3.33, значно розрізняються, хоча досліджені
зразки розташовані на однаковій висоті і на рівній відстані від ядра факела
Таблиця 3 3 - Порівняльний аналіз мікроструктур, наведених на рисунках 3.32 і 3.33
Результати аналізу Рисунок 3.32 Рисунок 3.33
Кількість зерен 749 144
Номер зерна за ГОСТ 5639 9 9
Середній розмір зерна, мкм 16,6 13
Середня площа зерна, мкм2 363,8 161,2

Згідно з ГОСТ 5639-82 [138], цим структурам присвоєно однаковий номер
зерна, але як видно з порівняння, в аналізованому полі зору мікроструктури,
представленої на малюнку 3.33, в 1,9 рази більше зерен, ніж в мікроструктурі на
малюнку 3.32, а їх середня площа відрізняється більш ніж у 2,2 рази. Отримані
результати демонструють велику відмінність у розмірних характеристиках
мікроструктури при рівності номера зерна (обом структурам присвоєно зерно 9
номера за ГОСТ 5 639).
У таблиці П1.4 представлені результати поділу досліджуваних зразків на три
групи за щільністю КАНВ: група А - зразки, в яких кількість КАНВ не перевищує 2
вкл/мм2 , група Б - щільність КАНВ становить 3- 5 вкл/мм2 , група В - кількість
КАНВ більше 6 вкл/мм2 . Залежність швидкості корозії від середнього діаметра зерна
для трьох виділених груп, представлена на рисунку 3.3 , дозволяє переконатися, що
в кожній групі між параметрами існує слабкий кореляційний зв'язок, який показує
тільки загальну тенденцію (напрямок) залежності швидкості корозії від середнього
діаметра зерна.
Таким чином, можна констатувати, що розмір зерна не має визначального
впливу на швидкість корозії труб поверхонь нагріву.
Як було показано вище, дві сусідні труби виявляють різну корозійну стійкість
в ідентичних умовах експлуатації . На малюнку 3.35 представлено стан зовнішньої
62

поверхні таких сусідніх екранних труб (№ 2 і № 3) на зразках, вирізаних з позначки
20,0 м.

5 6 7 8 9 10 11 12 13
Бал зерна за ГОСТ 5639
Рисунок 3. 32 - Мікроструктура (а), розподіл розмірів (б) і часток номерів зерен (в) сталі

20 труби № 1 0

6 7 8 9 10 11 12 13 14
Бал зерна за ГОСТ 5639
Малюнок 3. 33 - Мікроструктура, розподіл розмірів і часток номерів зерен сталі 20

труби № 1 7
63

Малюнок 3.34 - Залежність швидкості корозії від середнього діаметра зерна

Рисунок 3. 35 - Стан зовнішньої поверхні труб № 12 (а) і № 13 (б) на відмітці 20,0 м

На зовнішній поверхні першого зразка (малюнок 3.35 а) спостерігаються дрібні
корозійні виразки незначної глибини, поверхня другого зразка (малюнок 3.35 б)
«виїдена» слідами глибокої загальної корозії металу. Аналізуючи хімічний склад
наведених зразків (таблиця П.1.1), видно, що різниця в вмісті хімічних елементів
незначна і знаходиться в межах похибки вимірювань. Мікроструктура зразків,
наведена на рисунку 3.36, в обох випадках складається з фериту і перліту. За
результатами порівняльного аналізу вимірювання стандартних характеристик
мікроструктури, а також даних щодо кількості зерен, середнього розміру, площі
зерен, кількості неметалевих включень, значень фактора різнозернистості (таблиця
3.4), видно, що для мікроструктур, представлених на рисунку 3.36, що мають
ідентичний набір стандартних металографічних характеристик, параметри, що
64

характеризують однорідність структури, а також середні розміри зерен, значно
різняться. На рисунку 3.37 показані гістограми розподілу часток номерів у
мікроструктурах труби № 12 і труби № 13. Видно, що для мікроструктури труби №
13 характерний більший розкид значень . В обох випадках номер зерна за найбільшою
часткою - 7. Оцінити структуру труби № 12 можна трьома номерами (за номерами
номерів, що займають на шліфі площу більше 10%): G7 (30%), G8 (25%), G6 ( 15 %) .
Структура труби № 13 оцінюється п'ятьма номерами: G7 (22%), G6 (20%), G8 (14%), G5
(12%), G9 (10%).
Побудова залежності швидкості корозії від фактора різнозернистості
мікроструктури екранних труб (малюнок 3.38) показує, що між цими параметрами
існує сильний кореляційний зв'язок. Видно, що зі збільшенням фактора
різнозернистості (однорідності зерен) швидкість корозії зменшується. Таким чином,
вирішальну роль у швидкості корозії зовнішньої поверхні котельних труб, в даному
випадку, зіграла різнозернистість мікроструктури. Звичайно, необхідно розуміти, що
будь-який вид неоднорідності (за складом, електропровідністю і напругою окремих
ділянок, наявністю домішок) може призводити до збільшення швидкості корозії,
проте їх вплив як мікродефектів значно нижчий, ніж вплив різнозернистості, яка є
макродефектом

О 10 20 30 40 50 60 70
(1, мкм
Рисунок 3. 36 - Мікроструктура і розподіл розмірів зерен сталі 20 труби № 12
(а) і труби № 13 (б)
65

Таблиця 3. 4 - Порівняльний аналіз параметрів мікроструктур, наведених на рисунку 3. 36
Результати аналізу Індекс зразка

Структурні складові а б
Номер зерна за ГОСТ 5639-82 7 7
Співвідношення перліту і фериту ГОСТ 8233-56 7 7
Вміст неметалевих включень ГОСТ 1778-70 1 1
Кількість зерен 827 11
Середній розмір зерна, мкм 13,62 12,08
Середня площа зерна, мкм2 328,5 260,5
Фактор різнозернистості, FZ 0,42 0,26

Рисунок 3. 37 - Розподіл часток номерів у мікроструктурах труби № 12 і труби № 13

Рисунок 3. 38 - Залежність швидкості корозії від значення фактора різнозернистості екранних труб

Відповідно до виявленої обґрунтованості підходу на основі залежності
швидкості корозії від ступеня однорідності мікроструктури досліджено пошкоджені
в результаті розвитку електрохімічної корозії на зовнішній поверхні дві труби
поверхонь нагрівання зі сталі 20 однакового типорозміру Ø60х6 мм після 125 (зразок
66

№ 1) і 62 (зразок № 2) тис . годин експлуатації при температурі 340 °С і тиску 155
кгс/см. Проведено оцінку структури і властивостей металу корозійно-пошкоджених
котельних труб, як описано в розділі 3.2.
Результати механічних випробувань, значень швидкості зовнішньої корозії та
фактора різнозернистості основного металу наведені в таблиці 3.5, мікроструктура
сталей і вид пошкодження наведені на малюнках 3.39 і 3.40 . Незважаючи на різну
тривалість експлуатації, аналіз морфології зруйнованих зон показав, що
руйнування здійснюється за одним і тим же механізмом, і визначальним фактором
є зовнішня корозія, швидкість якої різниться в , разів і залежить від стану
мікроструктури, що явно відрізняється для досліджених зразків труб. В обох
випадках структура складається з фериту і несфероїдизованого зернистого перліту.
Але в другому випадку процес кристалізації зерен перліту не завершений, і
структура має значну різнозернистість. Значення факторів форми різняться в два
рази і становлять 0,41 і 0,19 для труб №1 і №2 відповідно. У мікроструктурі біля
зовнішньої поверхні зруйнованих труб виявлені міжкристалітні корозійні тріщини
зі слаборозвиненою траєкторією (позначені стрілками) різної глибини.
Максимальна глибина міжкристалітних тріщин у мікроструктурі труби №1
становить 14,1 мкм шириною 2,2 мкм, у мікроструктурі труби № 2 зустрічаються
тріщини глибиною 27,1 мкм шириною 8,1 мкм. Глибина міжкристалітних тріщин
двох зразків відрізняється в 2 рази, їх ширина відрізняється більш ніж в 3,5 рази.
Більш інтенсивна корозія, що спостерігається по межам зерен труби №2 в
порівнянні з трубою №1 , мабуть, пов'язана з більшим насиченням меж зерен
домішками за рахунок меншої протяжності меж у крупнозернистому матеріалі.
Таблиця 3. 5 - Межа міцності (σв), межа плинності (σт), відносне подовження (δ), відносне звуження (ψ),
швидкість зовнішньої корозії (Vзк ), фактор різнозернистості (FZ ) зруйнованих зразків
Результати Механічні властивості, не менше
Vзк , мм за 105год
FZ
Досліджувані σв, кгс/мм2 σт, кгс/мм2 δ , % ψ , %
зразки
Рівень вимог [3] 42,0 >22,0 >24,0 >45 ,0 - -
Зразок № 1 Рисунок 3.39 4 9,8±0,7 37,8±0, 5 38,7±0,5 62, 1± 1 1,7 0,41
Напрацювання: 1 2 5 тис. год. ,0
Зразок №2 Рисунок 3.40 4 8,2±0,7 35 ,2±0,5 36,4 4 9,2±0,7 2,7 0,19
Напрацювання: 62 тис. годин.

67

Рисунок 3. 39 - Зовнішній вигляд (а), мікроструктура основного металу (б) і мікроструктура металу біля
зовнішньої поверхні (в) пошкодженої труби № 1 на відмітці 1 9,5 м

Рисунок 3 0 - Зовнішній вигляд (а), мікроструктура основного металу (б) і мікроструктура металу біля
зовнішньої поверхні (в) пошкодженої труби № 2 на позначці 1 7,5 м

68

Аналіз мікроструктури пошкоджених труб, зруйнованих після різних термінів
експлуатації, підтвердив викладені вище припущення про вплив фактора
різнозернистості на швидкість зовнішньої корозії
3.4. Мікроструктурна неоднорідність матеріалу котельних труб у стані
поставки
З огляду на встановлену наявність нерівноважних умов у технології
виробництва труб у даному розділі вивчалася неоднорідність матеріалу не
експлуатованої (у стані поставки) труби, що проявляється в характеристиках
мікроструктури по товщині стінки труби і розвитку мікрорельєфу поверхні Наявність
дефектів поверхні може служити початком зародження тріщин при термоциклюванні,
сприяти розвитку корозійних процесів.
На малюнку 3.41 представлена мікроструктура поперечного перерізу стінки
труби в сегменті № 1 (маркування зразків показано на малюнку 2.3) . На зовнішній
поверхні труби є дефекти типу розкатаної скоринки, що представляють собою
часткове відшарування металу. Глибина дефекту становить 63 мкм (малюнок 3.42б),
що не перевищує допустимої величини 300 мкм за вимогами технічних умов [3] .
Поблизу зовнішньої поверхні по всьому колу труби структура складається з
нерівноосних зерен фериту і перекристалізованого перліту (малюнок 3.42а) .
Присутній зневуглецевлений шар товщиною до 100 мкм. В інших досліджуваних
ділянках структура складається з рівноважного фериту і перліту.
Крім названих вище неоднорідностей, на зовнішній поверхні сегмента №3
виявлені міжкристалітні тріщини різної глибини - від 39,3 до 65,0 мкм (малюнок 3.43)
. Тріщини йдуть вглиб по нормалі до поверхні і утворені внаслідок напружень,
пов'язаних з нерівномірним нагріванням і охолодженням. Присутній також
зневуглецевлений шар товщиною до 88 мкм

Рисунок 3.41 - Мікроструктура в поперечному перерізі стінки труби сегмента № 1

69

Малюнок 3.42 - Мікроструктура поблизу зовнішньої поверхні стінки труби сегмента № 1

Рисунок 3.3 - Мікроструктура поблизу зовнішньої поверхні стінки труби в сегменті № 3

Рисунок 3. 4 4 - Мікроструктура поблизу внутрішньої поверхні стінки труби в сегменті № 1 (а -
дефекти відсутні, змін структури немає) і в сегменті № 3 (б – виявлені дефекти і зміни структури)
Як було зазначено вище, в стані поставки труби можуть мати і суттєву
мікроструктурну неоднорідність . Загальноприйнятими характеристиками
мікроструктури сталі є розміри зерен. Результати вимірювання середнього розміру і
середньої площі зерен в кожній ділянці сегментів труби наведені на малюнку 3.45 і
свідчать про зменшення зерен у міру наближення до центру стінки труби. Наявність
70

такої закономірності зміни розмірних параметрів зерен по товщині стінки труби
вказує на вплив градієнта температури і швидкості охолодження в процесі
виробництва тонкостінних труб зі сталі 20.

стінки труби
Наявність відшарувань під зовнішньою поверхнею та локальних дефектів
(виразкових уражень, корозії борозенками) на внутрішній стороні труби суттєво
погіршує її експлуатаційні властивості та корозійну стійкість.
Відомо, що будь-які фактори, які порушують захисний шар на сталі та
збільшують рельєф поверхні, прискорюють швидкість реакції [70]. Наявність
розвиненої зовнішньої та внутрішньої поверхонь (з різними типами дефектів) сприяє
скупченню відкладень, які важко видалити під час експлуатації.
Нерівномірність розподілу дефектів по поверхні обумовлює нерівномірність
міцнісних та експлуатаційних властивостей, що знижує надійність трубних систем.
Вершини дефектів є концентраторами напружень і служать початком розвитку
експлуатаційних пошкоджень.
Також зафіксовано перепад розмірних параметрів мікроструктури, що свідчить
про наявність градієнта температури і швидкості охолодження під час виробництва
труб.

71

3.5. Короткі висновки по розділу 3
1. Аналізом основних причин пошкодження екранних труб ТЕЦ
встановлено, що 80 % аварійних зупинок котлів пов'язано з пошкодженнями
теплообмінних труб, більша частина яких (~ 39 %) сталася через розвиток процесів
корозії на зовнішній поверхні
2. Оцінка структури і властивостей металу зразків корозійно-пошкоджених
елементів і труб після тривалої експлуатації показала якісну відмінність
експлуатаційних властивостей трубної сталі при різних структурах . За рівних умов
експлуатації на швидкість корозії зовнішньої поверхні труб поверхонь нагрівання
значний вплив має фактор різнозернистості: чим вищий цей параметр (відповідно
вища однорідність зернистої структури), тим нижча спостережувана швидкість
корозії
3. У трубах у стані поставки виявлені дефекти, які, з одного боку,
знаходяться в межах вимог технічних умов на поставку, а з іншого боку, вже досягли
половини бракувального рівня для експлуатованих труб. У трубній сталі в стані
поставки виявлено перепад розмірних параметрів мікроструктури. Сформований
структурний градієнт призводить до істотних змін швидкості розвитку пошкодження
Виявлено, що регламентований режим термообробки не виключає формування
структур зі значною різнозернистістю . Характеристики мікроструктури труб, що
мають ідентичний хімічний склад, варіюються в широкому інтервалі. Так, було
виявлено, що структура перліту може бути пластинчастою, зернистою, змішаного
типу, а в деяких випадках не повністю сформованою і зі значною сфероїдизацією і
дисперсністю, при цьому зерно фериту змінюється в діапазоні 7-12 номерів.

72

Розділ 4.

Дослідження впливу багаторазової
нормалізації на фізико-механічні
властивості труб

МКР 25.144.233ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розроб. Болтачєва Розділ 4. Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Беспалько
Дослідження впливу багаторазової
Реценз. нормалізації на фізико-механічні 73
Н. Контр. властивості труб ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд.

4.1 Обґрунтування параметрів нормалізації
Результати аналізу корозійно-пошкоджених, тривало експлуатованих і нових
труб зі сталі 20 (розділ 3) показали: для мінімізації відмов необхідні додаткові заходи
для покращення експлуатаційних властивостей. Це викликано тим, що нові труби вже
мають структурну та дефектну неоднорідність, яка спричиняє нерівномірність
властивостей; при цьому вершини дефектів є концентраторами напружень і стають
початком розвитку пошкоджень, що порушує надійність трубних систем.
Аналіз, проведений у розділі 1, показав, що збільшення робочого ресурсу труб
варто шукати в додаткових до технічних умов [3] режимах термообробки, а з аналізу
розділу 3 випливає, що цей режим повинен покращувати однорідність зернової
структури .

б Параметри нормалізації Температура, °С Кількість циклів

Джерело даних
Довідкова література 900-930 не обмежується
Технічні умови 920-950 1

Використовуваний спосіб 900-950 1-5

Рисунок 4.1 - Загальна схема (а) і основні параметри (б) нормалізації
У практиці термічної обробки сталей існує широко відомий спосіб виправлення
і вирівнювання великого зерна шляхом повторення циклів нагрівання в аустенітну
область з подальшим охолодженням [103]. Для сталі 20 рекомендований
температурний інтервал нормалізації становить 900-930 °С [103, 144] . При цьому
вирішальне значення у формуванні мікроструктури має кількість циклів і
температура фазової перекристалізації, де кількість таких циклів для кожної сталі
визначається дослідним шляхом [111]. Технічними умовами [3] регламентований
інтервал 920-950 °С, при цьому в доступних публікаціях відсутні відомості про те,
чому не використовуються температури 900-910 °С. Тому в даній роботі проведені
дослідження при розширених температурних діапазонах (900-950 °С) і циклах
74

нормалізації з метою повного охоплення умов для вирівнювання розмірів зерен
фериту в сталі 20 і оптимального підвищення за рахунок цього корозійної стійкості
труб поверхонь нагріву.
Схема способу виправлення і вирівнювання великого зерна, що враховує всі
ці умови, показана на малюнку 4.1. Термічна обробка являє собою цикл, який
реалізується наступним чином: нагрівання, витримка і охолодження. При
необхідності проведення багаторазової нормалізації, цикл повторюється. Обрана
область дослідження термічної обробки є циклічною і за діапазоном температур
перекриває літературні дані та технічні умови.
4.2 Структурно-фазовий стан сталі 20 в режимах термообробки
Супровід циклів термообробки рентгенофазовим аналізом показав, що в
вихідному стані і після всіх видів термічної обробки структура сталі 20 є ферито-
перлітною. На це вказує процентний вміст фериту при різних режимах
термообробки, наведений у таблиці 4.1. Відносна об'ємна частка феритної фази
становить 68,6-85,4 %, перлітної - 14,6-31,4 % (див. таблицю 4.1) . У процесі
циклічної термообробки при граничних температурах прийнятого інтервалу
нормалізації 900 і 950 °С спостерігається значна зміна вмісту фериту, при цьому
характерно, що в інтервалі температур 910-940 °С істотної зміни в кількісному
складі фаз не виявлено
Таблиця 4.1 - Відсотковий вміст фериту при різних режимах термообробки
Режими термообробки Кількість циклів нормалізації
Температура нормалізації, С 1 2 3 4 5
900 82,1 80,1 77,5 84,5 74,5
910 82,4 79,2 76,4 85,4 73,3
920 75,6 75,6 80,5 79,8 81,9
930 82,3 80,3 79,3 77,3 77,5
940 83,8 83,4 75,3 80,4 80,2
950 79,1 74,3 73,4 74,4 68,6

В ході багаторазової структурної перекристалізації в поверхневому шарі всіх
досліджених зразків спостерігається присутність тривалентного оксиду заліза
(Fe2O3), що свідчить про поверхневе окислення (малюнок 4.2). Перший цикл
нормалізації при досліджуваних температурах призводить до збільшення кількості
оксиду. Максимальне збільшення в цьому циклі спостерігається при 950°С (площа
дифракційного піку Fe2O3 збільшується при цьому в 5 раз). Другий цикл
нормалізації при температурі 910°С і вище призводить до зниження концентрації
Fe2O3. При цьому мінімальна величина дифракційного піку цієї фази
75

спостерігається при 920 °С (малюнок 4.3) . На цьому рисунку наведені характерні
дифрактограми, які показують фазовий склад сталі 20 у вихідному стані, після
дворазової нормалізації при 920 °С, після одноразової нормалізації при 950°С
(режим, після якого зафіксована максимальна концентрація Fe2O3 ) і після
п'ятикратної нормалізації при 900 °С (режим, що призводить до найбільшого вмісту
а- Fe).
Дифрактограми зразків сталі 20 у вихідному стані та підданих регламентованій
термообробці в одному циклі, представлені на рисунку 4.4 . Аналіз положення, форми
та зміни інтенсивності дифракційних піків показав, що зі збільшенням температури
нормалізації до 930 °С включно відбувається зменшення дифракційних піків та їх
зсув у бік більших кутів і звуження. Починаючи з 940 °С, відбувається збільшення
інтенсивності дифракційних піків, їх зсув у бік менших кутів і розширення. Подібні
зміни свідчать про перерозподіл легуючих елементів у процесі термообробки.
Розширення піків також може бути пов'язане зі збільшенням мікродеформацій, що
викликаються при утворенні дефектів кристалічної будови.
Електронно-мікроскопічний аналіз показав, що в початковому стані структура
складається з крупнозернистого фериту і перліту, середня площа зерен фериту
становить 84,7 мкм (малюнок 4.6). Чітко видно, що не повністю сформовані межі
зерен перліту, йде початкова фаза виділення цементиту, який обрамляє феритні зерна
Початкова фаза і нерівномірність утворення перліту по межам зерен фериту вказує на
незавершеність процесу кристалізації і тим самим на нерівноважний стан сталі
Цементит розташовується в основному в перлітних зернах у вигляді тонких пластин.
Міжпластинчаста відстань становить 0,34 мкм, товщина цементитних пластинок -
0,14 мкм Величина відносної зміни розмірних параметрів перліту при дворазовій
нормалізації при різних температурах наведена в таблиці 4.2. Залежність середньої
площі зерен фериту від кількості циклів нормалізації демонструє рисунок 4.6.
Встановлено, що наступні цикли багаторазової структурної перекристалізації
приводять мікроструктуру в рівноважний стан, вирівнюючи і подрібнюючи розміри
зерен і більш рівномірно розподіляючи перліт між феритом (малюнок 4.7) .
Зменшується об'ємна частка перлітних колоній, при цьому дворазовий цикл
нормалізації при температурі 900-930 °С призводить до зменшення міжпластинчастої
відстані і товщини пластинок цементиту (таблиця 4.2) . Два цикли фазової пере ої
перекристалізації при 900°С призводять до зменшення площі зерен фериту до 55
мкм2 (малюнок 4.6) . Наступні цикли фазової перекристалізації не мають значного
впливу на середній розмір зерен фериту і дисперсність перліту, а нормовані
76

параметри мікроструктури відповідають вимогам нормативно-технічних документів
до мікроструктури металу труб.

Рисунок 4.2 – Площа дифракційного піка Fe2O3 в залежності від параметрів нормалізації

Рисунок 4.3 - Дифракторгами сталі 20 після різних режимів термообробки (а – зразки в стані
заводської поставки, б – t=920°С, n=2, в – t=950°С, n=1, г– t=900°С, n=5)

77

а

б

Рисунок 4.4 - Дифрактограми (а) і ділянка дифрактограми (б) сталі 20 після різних режимів
термообробки (а - зразки в стані заводської поставки; зразки після одноразового режиму при: б -
950°С, в - 940°С, г - 930°С, д - 920°С)

78

Рисунок 4.5 - Мікроструктура при збільшенні х2500 (а) і х200 (б) і розподіл часток номерів зерен (в) в
зразку трубної заготовки в вихідному стані

Рисунок 4.6 - Залежність середньої площі зерен фериту від кількості циклів нормалізації
Таблиця 4.2 - Величина відносної зміни (п/гисх ) розмірних параметрів перліту при одноразовій і дворазовій нормалізації при
різних температурах
Температура нормалізації Кількість циклів 900 °С 910 °С 920 °С 930 °С 940 °С 950 °С
ri/rвих
Міжпластинчаста відстань 1 1,90 0,89 1,11 1,19 1,49 1,52
2 1,52 0,31 0,44 0,45 0,54 1,02
Товщина цементитних пластинок 1 2,21 1,47 1,15 1,47 1,47 2,21
2 2,06 0,65 0,41 0,44 0,50 1,38

79

Рисунок 4.7 – Мікроструктура при збільшенні х2500 (а) та х200 (б) і розподілення долей номерів зерен (в)
у зразку трубної заготовки після подвійної нормалізації при 900°С
Перші два цикли фазової перекристалізації 910 °С покращують
мікроструктуру, подрібнюючи зерна фериту (до 47 мкм2 при дворазовій нормалізації)
і рівномірно розподіляючи перліт .Третій і четвертий цикли знижують однорідність
і призводять до трансформації фериту в голчасту (видманштеттову) форму.

Рисунок 4.8 - Мікроструктура при збільшенні х2500 (а) і х200 (б) і розподіл часток номерів зерен (в) в
зразку трубної заготовки після дворазової нормалізації при 910 °С 80

Дворазова структурна перекристалізація при 920 °С (малюнок 4.9) призводить до формування більш
дрібнозернистої рівноосної ферито-перлітної структури з низькою різнозернистістю. Значення середньої
площі зерна фериту зменшується на 42% (з 84,7 мкм2 до 49,3 мкм2 ) . Значення фактора різнозернистості
після дворазового циклу нормалізації збільшується в 3,3 рази (з 0,15 до 0,49) . Відомо [105], що структура
сорбітного типу для трубопроводів нафтогазовидобувної промисловості є найбільш сприятливою з точки
зору стійкості до впливу сірководневих середовищ (до водневого розтріскування і корозійного
розтріскування під напругою) Складність отримання такої структури в трубному виробництві полягає в
необхідності тривалого нагрівання і витримки труб, тому використовується спосіб прискореного
індукційного нагрівання труб і гартування з міжкритичного інтервалу температур. У міру збільшення числа
циклів нормалізації погіршується стан ферито-перлітної структури. Так, третій цикл нормалізації
призводить до зміни форми зерен фериту і до збільшення дисперсності перліту, починає виділятися
голчастий ферит. При цьому середня площа зерен фериту зменшується до 29мкм2 , що супроводжується
зниженням однорідності структури. При наступних циклах нормалізації дисперсність перліту зростає,
кількість видманштеттової структури збільшується. При цьому середня площа зерна після четвертого циклу
нормалізації збільшується практично до вихідного значення і становить 82мкм2, а після п'ятого циклу знову
зменшується до 48мкм2. Структури сталі 20 після четвертого і п'ятого циклу нормалізації є бракованими
через наявність видманштеттової структури 4 - 5 балів ГОСТ 5640 [143].

При фазовій перекристалізації при 930 °С перший цикл термообробки покращує мікроструктурні
параметри. Розміри зерен фериту при цьому зменшуються до 56 мкм2. Після дворазового циклу нормалізації
починає формуватися видманштеттова структура, що призводить до незначного зменшення середньої площі
зерен фериту до величини 53 мкм2 (малюнок 4.10). Після третього циклу дана структура досягає
бракувального рівня . Наступні цикли нормалізації збільшують кількість видманштеттової структури і
знижують однорідність зернової структури
в

Рисунок 4.9 - Мікроструктура при збільшенні х2500 (а) і х200 (б) і розподіл часток номерів 81
зерен (в) в зразку трубної заготовки після дворазової нормалізації при 920°С

6 7 8 9 10 11 12 13 14

Бал зерна за ГОСТ 5639
Рисунок 4.10 - Мікроструктура при збільшенні х2500 (а) і х200 (б) і розподіл часток номерів зерен (в) в
зразку трубної заготовки після дворазової нормалізації при 930°С

Внаслідок фазової перекристалізації при 940-950 °С значна частина цементиту
з зруйнованих перлітних зерен перемістилася на межі феритних зерен, утворивши
там прошарки (малюнки 4.11, 4.12) . Цей процес є небезпечним для пластичності і
міцності сталі, оскільки руйнування зазвичай відбувається по міжфазних межах
цементит-ферит. При дворазовому циклі при температурі 940°С значної зміни
міжпластинчастої відстані і товщини цементитних пластинок не відбувається
(малюнок 4.11), при 950 °С (малюнок 4.12) - ці параметри перевищують вихідний
розмір, спостерігається яскраво виражена груба видманштеттова структура.
Відомо [147], що видманштеттова структура формується при перегрівах і
наступних прискорених охолодженнях Причина утворення видманштеттової
структури при трикратному і більше циклах нормалізації при температурі 900-930°С,
при двократному при 940°С, і одноразовому при 950°С, очевидно, полягає в
поступовому накопиченні спотворень на міжфазних кордонах, що супроводжується
пластичними зсувами, що призводять до порушення ступеня когерентності
кристалічних решіток двох фаз Спостерігається прискорене зростання нової фази в
одному або двох напрямках, а в інших зростання фази обмежується дифузійним
невпорядкованим міжфазним переходом. При цьому формуються пластинчасті
82

виділення нової фази - видманштеттового фериту . У таблиці 4 . 3 представлені
результати відповідності контрольованих параметрів мікроструктури вимогам
нормативно-технічних документів на труби поверхонь нагріву. Мінусом у таблиці 4.3
відзначені режими термообробки, при яких у мікроструктурі спостерігався
видманштетт неприпустимого за ГОСТ 5640 [143] і ТУ 1 4 -3Р-55-2001 [3] бала

Таблиця 4.3 - Відповідність контрольованих параметрів мікроструктури вимогам НТД на труби поверхонь
нагрівання («+» - задовольняє вимогам НТД, «-» - не задовольняє вимогам НТД)
Температура Параметри мікроструктури
нормалізації 900 °С 910 °С 920 °С 930 °С 940 °С 950 °С
Кількість циклів
1 + + + + + +
2 + + + + + -
3 + + + - - -
4 + + - - - -
5 + - - - - -

Рисунок 4.11 - Мікроструктура при збільшенні х 2500 (а) і х200 (б) і розподіл часток номерів зерен
(в) в зразку трубної заготовки після дворазової нормалізації при 940°С
83

Рисунок 4.12 - Мікроструктура при збільшенні х2500 (а) і х200 (б) і розподіл часток номерів
зерен (в) в зразку трубної заготовки після дворазової нормалізації при 950°С

Простежити розвиток видманштеттової структури в міру збільшення
температури і кількості циклів нормалізації можна в міру зростання голчастих
виділень фериту і величини зерна . На малюнку 4.13 наведена мікроструктура
трубного виробу зі сталі 20 у вихідному стані і після одноразової - п'ятикратної
нормалізації при 940°С. Видно, як відбувається розвиток від поодиноких феритних
зерен, що мають неправильну форму, до яскраво вираженої грубої видманштеттової
структури з масивними голками і феритною сіткою по межах зерен .
Рентгенофазовий аналіз показав, що в процесі термічної обробки фазовий склад не
змінюється - зразки складаються з фериту і перліту (малюнок 4.14). При цьому
спостерігається розширення піку α-Fe і зміщення його в бік великих кутів дифракції.
Максимальний зсув спостерігається у зразка після п'ятикратного циклу при 940°С.
Це свідчить про збільшення деформації елементарної комірки фериту.
Значення фактора різнозернистості при досліджуваних режимах термообробки
представлені на рисунку 4.15. Встановлено, що перший цикл нормалізації у всьому
дослідженому температурному інтервалі призводить до збільшення ступеня
84

однорідності мікроструктури. Другий цикл нормалізації при температурах - 900, 910,
920, 930, 950 °С також сприяє збільшенню фактора різнозернистості Після третього
циклу нагрівання-охолодження спостерігається зниження фактора різнозернистості,
виняток становить зразок, підданий нормалізації при 940 °С . Четвертий і п'ятий
цикли нормалізації не мають значного впливу на однорідність зернової структури.
Встановлено, що найбільш ефективними режимами, що зменшують різнозернистість
мікроструктури, є режим дворазової нормалізації при температурі 920°С, 930°С і
одноразовий режим при 940 °С, мікроструктура якого представлена на малюнку
4.16а. При цьому максимального значення 0, фактор різнозернистості досягає при
дворазовій нормалізації при температурі 920°С. Найменш однорідна мікроструктура
і відповідно мінімальне значення фактора різнозернистості - 0,14 спостерігається
після триразової структурної перекристалізації при 900°С (малюнок 4 . 1 6б). Для
наочності на одній діаграмі (малюнок 4.17) показано розподіл часток номерів зерен
при одному з найбільш ефективних режимів, що вирівнюють розмір зерен, і при
режимі, що призводить до максимальної різнозернистості. В обох випадках номер
зерна за найбільшою часткою - 10. Видно, що для мікроструктури зразка після
одноразової нормалізації при 940°С (малюнок 4.17а) характерний менший розкид
значень і більш дрібне зерно. Оцінити структуру цього зразка можна чотирма
номерами: G10 (34%), G9 (20%), G11 (17%), G12 (10%). Структура зразка після
триразової нормалізації при 900 °С оцінюється п'ятьма номерами: Gш (24%),
G9(20%), G8(20%), GП (15%), G12(10%).

Рисунок 4.13 - Мікроструктура трубної заготовки зі сталі 20 у вихідному стані (а), після одноразової (б),
дворазової (в), триразової (г), чотириразової (д) і п'ятиразової нормалізації (ж) при 940 °С
85

Рисунок 4 . 1 4 - Дифрактограми сталі 20 у вихідному стані (а) і після нормалізації при 940 °С при
кількості циклів: п= 1 (б), 2 (в), 3 (г), 4 (д), 5 (е)

Рисунок 4.15 – Залежність фактора різнозернистості від кількості циклів нормалізації

86

Рисунок 4.16 – Мікроструктура трубної заготовки з сталі 20 після однократнії при 940°С (а) і
трьохкратній нормалізації при 900°С (б)

f , %
40

7 8 9 10 11 12 13 14
■ 900-3(6) 3 20 20 23 15 10 5 4
■ 940-1 (а) 0 8 20 34 17 10 7 4

Рисунок 4.17 - Розподіл часток номерів зерен у мікроструктурі зразків трубної заготовки зі
сталі 20 після одноразової при 940 °С (а) і триразової нормалізації при 900 °С (б)

Цикли багаторазової структурної перекристалізації (900-950°С)
викликають перерозподіл Кремнію (Si), який впливає на корозійну стійкість
[148]. У нетермообробленій заготовці Si у фериті становить 0,32%. Перший
цикл нормалізації збільшує його розчинність у фериті, а другий — зменшує
(Малюнок 4.18 ). Найменша концентрація Si (0,18%) досягається після
дворазової нормалізації при 920°С; ця зміна свідчить про перерозподіл
кремнію між феритом та окисними неметалевими включеннями (силікатами).
Оскільки кремній слабо спотворює кристалічну решітку α-Fe, то
виявлена зміна концентрації свідчить про те, що в процесі термообробки
відбувається перерозподіл кремнію між феритом і окисними неметалевими
включеннями - силікатами
87

На рисунку 4.19 наведено дані про швидкість корозії та концентрацію
кремнію у фериті, які показують, що в даних умовах експерименту відсутній
взаємозв'язок між цими величинами .

Рисунок 4.18 - Відносна зміна концентрації кремнію у фериті при одноразовій і дворазовій
нормалізації при різних температурах

Рисунок 4.19 - Залежність швидкості корозії від концентрації кремнію у фериті
Таким чином, встановлено, що в трубах, термооброблених в
рекомендованому [10] температурному інтервалі 920-950°С, формується
перліт з відмінною морфологією пластин. Дослідження показали, що
збільшення кількості циклів нормалізації погіршує стан ферито-перлітної
структури. Так, вже після третього циклу нормалізації починає виділятися
голчастий ферит, зменшується середня площа зерен фериту, збільшується
88

різнорідність структури. Структури зразків після четвертого і п'ятого циклу
нормалізації є бракованими. Найбільш однорідна сорбітоподібна структура
спостерігається після режиму дворазової нормалізації при 920°С . При цьому
зазначений режим значно простіший і дешевший, ніж існуючі аналоги [82-84].
Також при цьому режимі спостерігається мінімальна концентрація кремнію у
фериті, що повинно позитивно позначатися на корозійних властивостях [148].
4.3 Об'єм елементарної комірки фериту, характер формуються
залишкових напружень, механічні та теплофізичні властивості труб
Багаторазова нормалізація призводить до погіршення механічних
властивостей (Таблиця П 1.5), проте вони здебільшого залишаються в межах
вимог [3]. При цьому зразки з видманштеттовою структурою демонструють
вищі межі міцності та плинності, але нижчу пластичність, ніж зразки з
однорідною структурою. Режими, що формують грубу видманштеттову
структуру, повністю відповідають режимам з бракувальним рівнем
механічних властивостей, за винятком дворазової нормалізації при 940°С, де
властивості трохи нижчі за необхідні [3].
Реалізовані режими термічної обробки призводять до змін обсягу
елементарної комірки сталі 20. Розрахунок показав, що для всіх досліджених
зразків залежність ∆V/Vа=f(nt) є нелінійною і немонотонною (малюнок 4.20) .
Аномальне збільшення об'єму кристалічних решіток спостерігається при
п'ятикратній нормалізації при 920°С, аномальне зменшення - при п'ятикратній
нормалізації при 930°С (див. рисунок 4.20) Мінімальна зміна об'єму комірки
спостерігається при режимі двократної нормалізації при 920°С. Об'єм комірки
фериту зразків, що пройшли регламентовану [3] термообробку, становить
23,764-23,888 А3, різниця в об'ємі комірки становить 0,52%. Елементарна
комірка в умовах експерименту деформується не більше ніж на 1,72%
Встановлено, що одноразовий режим нормалізації призводить до збільшення
відносної деформації кристалічної комірки на 0,73% Наступний цикл
викликає перерозподіл внутрішніх напружень і деформації решітки фериту
зменшуються. При цьому мінімальна величина відносної деформації
кристалічної комірки становить 0,001% і спостерігається при режимі
дворазової нормалізації при 920°С Аналіз відносної зміни об'єму кристалічної
решітки фериту показав, що для режиму дворазової нормалізації для всього
89

температурного інтервалу розкид значень відбувається в межах похибки
вимірювань . Для інших режимів спостерігається зміна об'єму кристалічної
решітки фериту, пов'язана з перерозподілом вуглецю і кремнію між феритною
і цементитною фазою (див. рисунок 4.18). У міру збільшення температури і
кількості циклів нормалізації спостерігається збільшення спотворення
елементарної решітки α-Fe, що, мабуть, пов'язано з утворенням
видманштеттової структури.

Рисунок 4 . 20 - Відносна деформація кристалічної решітки фериту в залежності від кількості
циклів нормалізації при різних температурах

Дослідження структурно-напруженого стану після кожного режиму
термообробки дозволили встановити вплив циклів на перерозподіл
внутрішніх напружень. Перерозподіл внутрішніх напружень першого роду
має осцилюючий характер і змінюється в процесі термічної обробки (Рисунок
4.21 ). Відбувається перерозподіл внутрішніх напружень I роду від
розтягуючих до стискаючих. При цьому термообробка при 900° і 910°С
істотної зміни у величину зональних напружень не вносить.
Встановлення впливу факторів дисперсності і мікронапружень показало,
що в основному розширення дифракційних максимумів пов'язане з
мікроспотвореннями. На рисунку 4.22 представлена залежність величини
напружень другого роду від кількості циклів нормалізації при різних
температурах Спостережувані криві свідчать про істотну залежність
мікроспотворень від режимів нормалізації.
90

Рисунок 4 . 2 1 - Напруження першого роду в залежності від кількості циклів нормалізації при
різних температурах

Рисунок 4.22 - Залежність величини напруги другого роду від кількості циклів нормалізації при
різних температурах

Виявлено, що використані режими термообробки значно впливають на
щільність дислокацій. Для зразків із задовільними механічними та
мікроструктурними характеристиками ця залежність має мінімум щільності
дислокацій, що відповідає критичному значенню ρ=2,0 107см-2 (Малюнок
4.23). Спостережуваний мінімум при 920° корелює з результатами механічних
випробувань (Таблиця П 1.5), де зафіксовано невелике підвищення
пластичності та погіршення міцнісних властивостей. Оскільки ці зміни
знаходяться в межах вимог [3], дворазова нормалізація може бути використана
для термообробки екранних труб із задовільними показниками.
91

На рисунку 4.24 наведена залежність відносного звуження поперечного
перерізу зразка після розриву від щільності дислокацій . Встановлено, що
майже при всіх температурах нормалізації в міру збільшення щільності
дислокацій пластичність збільшується лінійно, що узгоджується з теорією.
Але в міру збільшення температури нормалізації кут нахилу прямої стає
меншим, а при 940°С стає навіть від'ємним, що, мабуть, пов'язано з
утворенням структури Відманштетта. Протилежна картина спостерігається
при аналізі залежності межі міцності від щільності дислокацій (малюнок
4.25).

1 2 3 4 5
Рисунок 4. 23 - Залежність щільності дислокацій від кількості циклів нормалізації при
різних температурах

Рисунок 4.24 - Відносне звуження поперечного перерізу зразка після розриву в
залежності від щільності дислокацій при різних температурах нормалізації

92

Рисунок 4 . 2 5 - Залежність межі міцності від щільності дислокацій при різних температурах
нормалізації

Таким чином, встановлено, що в трубах, термооброблених в
рекомендованому [3] температурному інтервалі 920-950°С, формується ферит
з різним об'ємом елементарної комірки і різним рівнем внутрішніх напружень
металу, що може призводити до відмінного рівня експлуатаційних
(корозійних) властивостей. При режимі дворазової нормалізації при 920° С
спостерігаються мінімальні спотворення обсягу решітки фериту і стискаючі
залишкові напруження.
Призначення поверхні нагріву — ефективно передавати тепло робочому
середовищу, тому режими термічної обробки не повинні погіршувати
теплообмін. Встановлено, що коефіцієнт теплопровідності [154] зразків після
одноразової нормалізації має значний розкид даних (~10%) при температурах
експлуатації (300-400°С), а зі збільшенням кількості циклів цей розкид зростає
(наприклад, до ~22% після п'яти циклів при 300°С) (Таблиця П 1.6 ). Наявність
труб із настільки різним рівнем теплофізичних властивостей може спричиняти
зростання теплової напруженості через зменшення коефіцієнта
теплопровідності на окремих ділянках, що призводить до локального
збільшення температури та місцевого перегріву.
Теплопровідність збільшується в міру збільшення товщини пластинок
цементиту і міжпластинчастої відстані, що вказує на значний вплив
морфології перліту на теплофізичні властивості зразків зі сталі 20.
Встановлено, що у зразків після п'ятикратної нормалізації при 950°С
коефіцієнт теплопровідності дорівнює 50,4 Вт/(м-град), при 930°С - 48,6
93

Вт/(м-град), що більше на 20% і 17 % відповідно, ніж у вихідного
нетермообробленого зразка. Високі значення коефіцієнта теплопровідності в
цих випадках пов'язані з утворенням грубої видманштеттової структури з
масивними голками і феритною сіткою по межам зерен. При аналізі зразків,
що мають задовільні за вимогами ТУ 14-3Р-55-2001 властивості, максимальна
величина коефіцієнтів теплопровідності зафіксована при одноразовій
нормалізації при 930° і становить 44,5 Вт/(м-град) .
4.4 Корозійна стійкість термооброблених труб
Значення швидкості корозії, отримані в експериментах при різному часі
випробування і значенні фактора різнозернистості зразків, наведені в таблиці
П 1.7. Зміна швидкості корозії в міру збільшення циклів і температури
нормалізації ілюструє малюнок 4.26.

Рисунок 4.26 - Залежність швидкості корозії від кількості циклів при різних температурах
структурної перекристалізації (τ1 =24 години)

Можна бачити, що найнижча швидкість корозії властива зразкам,
підданим нормалізації при температурі 920 °С і вище . Аналогічні результати
отримуються і при збільшенні часу корозійних випробувань . Найменша
швидкість корозії спостерігається при дворазовій нормалізації при 920 °С (на
малюнку 4.26 показано стрілкою). Встановлено, що при режимі дворазової
нормалізації при τ1 (24 години) зниження цієї величини становить 38% від
вихідного значення, при збільшенні часу випробування до т2 (168 годин)
швидкість корозії зменшується на 51%. Після третього циклу нормалізації ця
94

величина зменшується на 23% і 35 %, після четвертого - на 16% і 29%, після
п'ятого - на 7% і 20% для часу випробування Т] і Т2 відповідно . Найбільша
ефективність дворазової нормалізації при збільшенні часу випробування
вказує на хороший адгезійний зв'язок продуктів корозії з поверхнею
випробуваного металу. Зниження швидкості корозії при цьому пояснюється
пасивуючими властивостями утворених продуктів корозії, більш рівномірно
розподілених на сформованій однорідній зернистій структурі.
Електронно-мікроскопічний аналіз показав, що на зовнішній поверхні
зразків у вихідному стані формуються корозійні виразки глибиною до 47,3
мкм (малюнок 4.27а). На поверхні зразка, обробленого за режимом дворазової
нормалізації при 920°С, виявлені пологі корозійні виразки глибиною до 21,1
мкм (малюнок 4.27б). В результаті окислювальних процесів на поверхні
металу створюється відносно рівний і щільний шар продуктів корозії, що має
досить хороший адгезійний зв'язок з поверхнею металу труби, міцно
утримується на ній і захищає метал труби від взаємодії з середовищем.
Порівняння структурно-напруженого стану з оцінкою швидкості корозії
показало, що при режимі дворазової нормалізації при 920°С, де зафіксована
мінімальна швидкість корозії, цьому відповідають незначні спотворення
решітки фериту, формуються мінімальні залишкові напруження і відзначена
найменша концентрація кремнію в фериті. На поверхні зразків після
дворазової нормалізації при 930°С (малюнок 4.27в) і 950°С виявлені
міжкристалітні тріщини, що розвиваються від корозійних виразок, глибиною
58,2 мкм і 34,5мкм відповідно На цій стадії можливе виникнення крихких
руйнувань залишкового перетину при напругах, що перевищують межу
міцності.
Поверхні зразків, на яких спостерігалася мінімальна (режим
термообробки - дворазова нормалізація при 920°С) і максимальна (режим
термообробки - триразова нормалізація при 900°С) швидкості корозії при
тривалих випробуваннях, показані на рисунку 4.28. Глибина міжкристалітних
тріщин, визначена на поперечних металографічних шліфах методами оптичної
мікроскопії, відрізняється практично в 3 рази і становить 36,5 мкм і 104,0 мкм
відповідно .
Рельєф поверхні зразка з пологим ураженням відрізняється від зразка з
максимальною швидкістю корозії (малюнок 4.28а, 4.28б ), який є більш
95

рельєфним, містить більше виразок і ознаки підповерхневої корозії.
Підповерхнева корозія є найнебезпечнішою, оскільки продукти корозії
концентруються під поверхнею, викликаючи місцеве спучування та
відшарування матеріалу, і може бути виявлена лише металографічно. Втрата
маси зразка та низька корозійна стійкість, ймовірно, пов'язані саме з
інтенсивним відшаруванням матеріалу внаслідок розвитку цього виду корозії.

Рисунок 4 . 27 - Поверхні зразків після корозійних випробувань (τ1 =24 години): а - зразок у стані
заводської поставки, б - зразок після дворазової нормалізації (920°С), в - зразок після дворазової
нормалізації (930°С)

Рисунок 4 . 28 - Поверхня зразків після корозійних випробувань: а - зразки після дворазової
нормалізації (920 °С), б - зразки після триразової нормалізації (900 °С)
Протікання корозійних процесів призводить до утворення на трубах
відкладень, від яких залежить теплова напруженість поверхні нагріву, що
96

екранує топку. Оскільки коефіцієнти теплопровідності корозійних відкладень
і золи мають низькі значення (наприклад, 1мм оксидів еквівалентний 40мм
сталевої стінки [149]), навіть незначний шар створює великий термічний опір.
Корозійні випробування показали, що після п'ятикратної нормалізації при
950°С формується пухкий, неоднорідний шар продуктів корозії (малюнок
4.29а), який, діючи як теплова ізоляція, знижує теплову напруженість.
Натомість, після дворазової нормалізації при 920°С створюється відносно
рівний і щільний шар продуктів корозії (малюнок 4.29б), який має хороший
адгезійний зв'язок і захищає метал від взаємодії з робочим середовищем.
Проведене порівняння регламентованого [3] одноразового режиму
нормалізації та дворазового режиму з підвищеним ступенем структурної
однорідності (нормалізація при 920°С) показало, що різниця в швидкостях
корозії досягає 35%.
Вплив різнозернистості мікроструктури на швидкість корозії
демонструє залежність на рисунку 4.30, який представляє дані для зразків із
задовільними механічними та мікроструктурними характеристиками.
Отримані дані описуються лінійними функціями:
при τ1=2 ч: V= –0,3985Fz+0,3809, R2=0,5831;
при τ2= 68 ч: V= –0,2418Fz+0,1848, R2=0,6551
Отримані дані вказують на те, що вплив ступеня однорідності
мікроструктури на корозійну стійкість зразків є домінуючим Швидкість
корозії зменшується зі збільшенням ступеня однорідності зернистої
структури.
97

Рисунок 4 . 29 - Поверхня зразків після корозійних випробувань (ту=24 години): а - зразки після
п'ятикратної нормалізації (950 °С), б - зразки після двократної (920 °С)

0,05 4 ------------------------ т ---------------------- г ---------------------т ---------------------- ,
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
Рисунок 30 - Залежність швидкості корозії від фактора різнозернистості при різному часі
випробування

Найкращі антикорозійні властивості досягаються завдяки формуванню
рівноважної, менш напруженої структури з рівними за розмірами зернами,
98

оскільки різнозернистість є основним фактором, що спричиняє утворення
мікрогальванічних елементів та розрив крихких оксидних плівок
розтягуючими напругами. Доведено, що дворазова нормалізація при 920°С
забезпечує найкращі результати, оскільки фактор різнозернистості дорівнює
0,5 і формується найбільш сприятливий шар продуктів корозії з хорошими
адгезійними властивостями.
Згідно з сучасними уявленнями, ресурс елементів розраховують, як
правило, за такою неявної залежності:

де р - тиск теплоносія, МПа; Dн, sн - номінальний зовнішній діаметр і товщина
стінки труб відповідно, мм; [] - номінальне допустиме напруження в металі,
МПа;  - від'ємне граничне відхилення товщини стінки труби, мм; h - глибина
корозії на зовнішній і внутрішній поверхні труб, мм.
Тому згідно з Нормами розрахунку на міцність [121], розрахунок
залишкового ресурсу для експлуатованих труб зі сталі 20 полягає в розрахунку
швидкості корозії за формулою 4.2 і часу стоншення до мінімально-
допустимої величини (4.3 і 4.4). Оцінити збільшення робочого ресурсу труб
після дворазової нормалізації при 920°С можна за співвідношенням (4.5).
(4.2)
де V - швидкість корозії, мм/год; те - час корозійних випробувань, год;
(4.3)

де Sрасч - мінімально-допустима товщина стінки, мм; с - експлуатаційна надбавка, мм .

де т920,2 і тту - час утонення до мінімально-допустимої величини зразків після
дворазової нормалізації при 920 °С і зразків термооброблених за ТУ 14-3Р-55-
2001 відповідно, година; k - ступінь збільшення робочого ресурсу, % .
99

Дані за результатами візуального контролю та вимірювання
геометричних розмірів термооброблених зразків наведені в таблиці П 1 . 1 0.
Проведена приблизна оцінка збільшення ресурсу труб після дворазової
нормалізації при 920 °С, показала, що ресурс таких зразків на ~ 30 % вище,
ніж у зразків труб, підданих регламентованій термообробці за ТУ 1 4-3Р-55-
2001
4.5 Рекомендації щодо використання результатів
На основі проведених досліджень оптимальним режимом
термообробки, що забезпечує підвищення корозійної стійкості маловуглецевої
сталі 20, рекомендовано дворазову нормалізацію при 920°С (з витримкою
120с/1мм стінки труби, з повторним нагрівом і охолодженням на повітрі).
Застосування цього режиму призводить до формування сорбітоподібної
рівноосної ферито-перлітної структури з низькою різнозернистістю (розділ
4.2), що відповідає нормативним вимогам, зберігає задовільний рівень
механічних властивостей (розділ 4.3) і лише незначно (на ~ 2,5%) знижує
теплофізичні властивості (розділ 4.4). Доведено (розділ 4.5), що отримана
мікроструктура є більш стійкою до електрохімічної корозії, оскільки
перешкоджає розвитку міжкристалітних тріщин і сприяє формуванню
рівномірного пасивуючого шару: швидкість корозії зменшується наполовину,
а глибина міжкристалітних тріщин — у 1,5 рази.
Приблизний розрахунок проєкту цеху термічної обробки для АТ «ТГК-
11», що впроваджує дворазову нормалізацію труб поверхонь нагріву при
920°С, дозволяє оцінити можливість його реалізації та забезпечити ТЕЦ
трубами з підвищеними корозійними властивостями. Для цього пропонується
будівництво цеху, оснащеного камерною піччю з висувним подом (потужність
300-320кВт/год, завантаження 4 тонни). Для підтримки точного режиму і
досягнення значної економії енергії, а також збільшення терміну експлуатації
печі до 3 разів, необхідна модернізація вогнетривкої футерівки шляхом її
100

заміни на легковагові матеріали на основі керамоволокна, що також призведе
до скорочення ваги печі майже в 2 рази (Таблиця 4.4 )
Таблиця 4.4 - Приблизна розрахункова вартість камерної печі з висувним подом і завантаженням 4
тонни
Список матеріалів Вартість, тис. грн
Корпус (лист), куточок 100
Цегла 300
Легкі матеріали на основі керамоволокна 1200
Прилади контролю, архіватори даних 26
Термопари, проводи для термопар 32
Електрочастина 210
Асбокартон 10
Нагрівальні елементи 30
Інші металоконструкції 30
Вогнетривкий цемент 30
Роботи зі складання, підключення 500
Разом 2 468
Таблиця 4.5 - Приблизні розрахункові витрати на створення цеху термічної обробки
Вартість, тис. грн
Цех (включно з проектом, будівлею, влаштуванням підлоги, підведенням електро- та 12500
водопостачання, вентиляцією, краном-балкою) - 400 м2
Піч камерна (2 шт) 5000
Господарські потреби 1000
Навантажувач 2000
Разом 20500

Каркасно-щитова будівля цеху термічної обробки площею 400м2
обійдеться приблизно в 12,5млн гривень. Ця сума включає проєктні роботи,
будівництво, облаштування підлог, підведення комунікацій (електро-,
водопостачання) та оснащення вентиляцією і кран-балкою. Приблизні
розрахункові витрати на створення цеху наведені в таблиці 4.5 .Приблизний
термін окупності проєкту (за умови максимального завантаження цеху та
кількості персоналу 5 осіб) розраховано на основі планованих замін труб
поверхонь нагріву в структурних підрозділах у 2016 році і наведено в таблиці
4.6 .

101

Таблиця 4.6 - Приблизна розрахункова рентабельність проекту (на рік)
№ Найменування Прогнозна вартість, грн. (без
ПДВ)
1 Виручка за кошторисом, без ПДВ 11 135 000
2 Прямі витрати 2 500 000
2. Матеріали, обладнання 1 500 000
2. Субпідряд 0
2. Транспортні витрати 1 000 000
3 Чистий дохід 8 635 000
Витрати на персонал 2 657 160
4. Заробітна плата (ФОП) 1 980 000
4. Відрахування до позабюджетних фондів (32,2%) 677
4 Витрати на відрядження 0
4. Доставка персоналу 0
5 Маржинальний прибуток за проектом 5 977 840
Накладні витрати
6. Накладні витрати, min ( 1 08%) 2 138 400
6. Накладні витрати, max ( 1 24%) 2 455 200
7 Прибуток від продажів
7. Прибуток від продажів (при накладних витратах 1 08%), min 3 839 440
7. Прибуток від продажів (при накладних витратах 1 24 %), max 3 522 640
8. Рентабельність від продажів, %
8.1. Рентабельність від продажів (при накладних витратах 1 08%), min % 34%
8.2 Рентабельність від продажів (при накладних витратах 1 24 %), max % 32%
Довідково
1 Середня з/плата робітників на місяць 33 000
2 Середня виробка власними силами на 1 особу, на місяць . 143 917
Для розрахунку терміну окупності необхідно розділити капітальні
вкладення на річний прибуток . Термін окупності становить ~ 5 ,3 роки .
Розрахунок ресурсозбереження теплогенеруючих компаній виконано
стосовно того, що при використанні можливостей цеху термічної обробки
потенційним замовником розглянутих робіт є теплогенеруючі компанії.
Приблизні результати такого розрахунку представлені в таблиці 4.7.

Таблиця 4.7 - Розрахунковий ресурсозберігаючий ефект теплогенеруючих компаній
Структурний підрозділ АТ «ТГК-11» ТЕЦ-3,4,5
Проведення термообробки труб поверхонь нагріву
Планова заміна труб у 2016 році, тонн 318
Вартість заміни (матеріали + роботи з монтажу), млн грн. 120
Термін експлуатації труб без додаткової термообробки, тис. год. 100
Витрати на 1 00 тис. годин експлуатації (труби без додаткової термообробки), млн грн. 1,207
Вартість додаткової термообробки, млн грн. 6,035
Термін експлуатації труб після додаткової термообробки, тис. годин 135
Витрати на 1 00 тис. годин експлуатації (труби після додаткової термообробки), млн 0,937
грн.
Збільшення терміну експлуатації труб після додаткової термообробки, рік 4 ( 1 міжремонтний
період)
Ресурсозбереження, % 22 102
Ресурсозбереження, млн грн 15,0

Рекомендований режим дворазової нормалізації при 920°С є простим,
доступним і реалізованим на ТЕС способом підвищення корозійної стійкості
труб із маловуглецевої сталі 20. Техніко-економічні розрахунки показують,
що термін окупності проєкту створення такого цеху складе 5,3 роки,
рентабельність — 34%, а очікувана економія для підприємств — 20-25% (до
15 млн грн на рік) за рахунок збільшення терміну служби поверхонь нагріву.

4.6 Короткі висновки по розділу 4
1. Дворазова нормалізація при 920°С формує сорбітоподібну
структуру з мінімальною деформацією кристалічної комірки та підвищеною
однорідністю мікроструктури. Це збільшує корозійну стійкість вуглецевої
сталі 20, що використовується в теплоенергетиці, на 40-50% при варіюванні
часу випробування від 24 до 170 годин.
2. Трикратне збільшення фактора різнозернистості дозволяє при
цьому режимі термообробки скоротити глибину міжкристалітних тріщин в 1,5
рази (з 31,7 мкм до 21,1 мкм). Зниження теплопровідності стінки труби склало
при цьому режимі 2,5%.
3. На поверхні зразків труб сталі 20, що пройшли дворазову
нормалізацію при 920 °С, при корозійних випробуваннях формується відносно
рівний і щільний шар продуктів корозії, що має досить хороший адгезійний
зв'язок з поверхнею металу
4. Використання режиму дворазової нормалізації при 920 °С
дозволить істотно збільшити термін експлуатації теплоприймальних
елементів котлів за рахунок збільшення корозійної стійкості
5.
Рекомендований режим є досить простим, доступним і реалізованим в
умовах теплової електростанції способом. Проєкт зі створення цеху
термічної обробки є економічно вигідним як для компанії, що його реалізує,
так і для теплогенеруючих компаній
103

Розділ 5

Охорона праці та безпека в
надзвичайних ситуаціях

МКР 25.144.233ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розроб. Болтачєва Літ. Арк. Акрушів
Розділ 5.
Перевір. Цікановський
Реценз. Охорона праці та безпека 104
Н. Ко нтр. в надзвичайних ситуаціях ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд.

ІНСТРУКЦІЯ З ОХОРОНИ ПРАЦІ ТА БЕЗПЕЧНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ
ЕЛЕКТРОПЕЧІ ТЕРМІЧНОЇ ОБРОБКИ МЕТАЛІВ (НОРМАЛІЗАЦІЯ ТРУБ)
5.1. Загальні положення та вимоги безпеки
5.1.1. Допуск до роботи
До самостійного виконання робіт з термічної обробки труб у камерних
печах або печах з висувним подом допускаються особи не молодші 18 років,
які:
• Пройшли попередній (під час прийняття на роботу) та періодичний
(протягом трудової діяльності) медичні огляди і визнані придатними до
роботи за станом здоров'я (відсутність протипоказань до роботи на
висоті, в електроустановках та умовах підвищених температур).
• Мають професійну підготовку за фахом «Терміст» або «Оператор
термічних установок» та відповідне посвідчення кваліфікаційної
комісії.
• Мають підтверджену групу з електробезпеки не нижче II (для
операторів, що керують процесом з пульта) або III (для персоналу, що
має право огляду електрообладнання).
• Пройшли вступний інструктаж з охорони праці, первинний інструктаж
на робочому місці, стажування під керівництвом досвідченого
працівника (не менше 2-15 змін) та перевірку знань з питань охорони
праці.
5.1.2. Періодичність перевірок
• Повторний інструктаж з охорони праці проводиться не рідше одного
разу на 3 місяці.
• Перевірка знань з питань охорони праці, технології робіт та
електробезпеки проводиться комісією підприємства не рідше одного
разу на 12 місяців.
• Позаплановий інструктаж проводиться при зміні технологічного
процесу, заміні обладнання, порушенні працівником правил безпеки
або перерві в роботі понад 30 календарних днів.
105

5.1.3. Внутрішній розпорядок
Під час перебування на території підприємства та у виробничому цеху
терміст зобов’язаний:
• Виконувати тільки ту роботу, яка доручена безпосереднім керівником
(майстром зміни) та передбачена змінним завданням.
• Дотримуватися режиму праці та відпочинку.
• Утримувати робоче місце в чистоті, не допускати його захаращення
сторонніми предметами.
• Не допускати на робоче місце сторонніх осіб.
• Категорично забороняється: перебувати на роботі у стані алкогольного,
наркотичного або токсичного сп'яніння; спати під час зміни; вживати
їжу безпосередньо біля печі (тільки у спеціально відведених місцях).
5.1.4. Небезпечні та шкідливі виробничі фактори
Під час нормалізації труб сталі 20 (нагрівання до 920°С та охолодження
на повітрі) на працівника можуть впливати:
• Фізичні фактори:
o Підвищена температура поверхонь обладнання (кожуха печі,
заслінки, висувного поду), оснастки та оброблюваних виробів.
o Інтенсивне інфрачервоне (теплове) випромінювання, що
перевищує допустимі санітарні норми, особливо при відкриванні
робочого вікна печі.
o Небезпечний рівень напруги в електричному ланцюзі (380 В),
замикання якої може статися через тіло людини.
o Підвищений рівень шуму від роботи вентиляторів, приводів
механізмів та трансформаторів.
o Рухомі машини та механізми (висувний під, заслінка, мостовий
кран).

106

• Хімічні фактори:
o Загазованість повітря робочої зони продуктами згоряння
технологічних мастил, що залишаються на поверхні труб (СО,
вуглеводні).
o Пил (окалина), що утворюється при завантаженні/розвантаженні
та очищенні печі.
• Психофізіологічні фактори:
o Фізичні перевантаження (робота з важкою оснасткою).
o Тепловий стрес (робота в умовах нагріваючого мікроклімату).
5.1.5. Засоби індивідуального захисту (ЗІЗ)
Терміст повинен використовувати видані йому ЗІЗ, слідкувати за їх
справністю та чистотою:
• Костюм бавовняний з вогнезахисним просоченням або суконний (для
захисту від теплового випромінювання та іскор).
• Черевики шкіряні з жорстким підноском (для захисту ніг від ударів та
опіків).
• Рукавиці брезентові, вачеги або спеціальні термостійкі краги.
• Окуляри захисні закритого типу зі світлофільтрами (для захисту очей
від сліпучої яскравості розпеченого металу).
• Каска захисна (обов'язкова при роботі в зоні дії вантажопідіймальних
кранів).
• Респіратор протипиловий (при очищенні печі від окалини).
• Засоби захисту органів слуху (навушники або беруші), якщо рівень
шуму перевищує 80 дБА.
5.1.6. Пожежна безпека
• Кожен працівник повинен знати місця розташування первинних засобів
пожежогасіння та вміти ними користуватися.
107

• У приміщенні цеху забороняється користуватися відкритим вогнем
(паяльні лампи, факели) без оформлення наряду-допуску на вогневі
роботи.
• Забороняється сушити одяг, взуття та інші предмети на нагрівальних
елементах, кожусі печі або огородженнях.
• Промаслене дрантя та ганчір’я необхідно збирати у спеціальні металеві
ящики з кришками, які повинні щозміни очищатися.
5.1.7. Відповідальність
За порушення вимог даної інструкції працівник несе дисциплінарну,
адміністративну, матеріальну або кримінальну відповідальність згідно з
чинним законодавством України.

5.2. Вимоги безпеки перед початком роботи
5.2.1. Приймання зміни
Перед початком роботи терміст зобов’язаний:
• Надягти спецодяг, спецвзуття та інші ЗІЗ. Одяг має бути застебнутий
на всі ґудзики, волосся прибране під головний убір (каску).
• Ознайомитися із записами у змінному журналі про роботу обладнання
у попередню зміну, про всі виявлені несправності та збої.
• Прийняти зміну безпосередньо на робочому місці, переконавшись у
комплектності інструменту та пристроїв.
5.2.2. Зовнішній огляд обладнання
Терміст повинен візуально перевірити:
• Стан електропечі: Цілісність кожуха, відсутність видимих пошкоджень
футерівки (випадіння цегли, провисання волокнистих модулів).
• Нагрівальні елементи: Спіралі (або стрічки) повинні лежати на
поличках рівно, не виступати в робочий простір, не мати обривів та
слідів короткого замикання.
108

• Заземлення: Надійність приєднання заземлювальних провідників до
корпусу печі, дверей, каркасу висувного поду, шляхів, шаф керування
та трансформаторів.
• Механічна частина: Справність механізму підйому заслінки (стан
тросів, ланцюгів, противаг), стан коліс висувного поду та рейкових
шляхів (відсутність сторонніх предметів, окалини).
• Ущільнення: Стан пісочного затвору (жолоба та ножів). У жолобах має
бути достатня кількість чистого сухого піску для забезпечення
герметичності печі.
5.2.3. Перевірка систем керування та безпеки
• Перевірити справність світлової та звукової сигналізації на пульті
керування.
• Перевірити роботу вентиляції (загальнообмінної та місцевого відсосу
над завантажувальним вікном).
• Перевірити справність кінцевих вимикачів (блокувань): при
незначному підйомі заслінки або початку руху поду подача
електроенергії на нагрівачі повинна автоматично припинятися.
Експлуатація печі з несправними блокуваннями категорично
заборонена.
5.2.4. Перевірка інструменту та оснастки
• Оглянути вантажозахоплювальні пристрої, кліщі, гаки, ломи.
Інструмент не повинен мати тріщин, задирок, наклепу ("грибків") на
ударних частинах.
• Перевірити стан підставок (лежнів) під труби. Використання
деформованих або тріснутих підставок може призвести до розвалу
садки під час нагрівання.
5.2.5. Доповідь майстру
109

Про всі виявлені недоліки терміст повинен повідомити майстра зміни
та зробити запис у журналі. До усунення несправностей, що загрожують
безпеці, до роботи не приступати.
5.3. Вимоги безпеки під час роботи
5.3.1. Завантаження печі
• Завантаження труб на висувний під виконується за допомогою
мостового крана. Терміст повинен керувати діями кранівника за
допомогою знакової сигналізації, перебуваючи у безпечній зоні (збоку
від вантажу).
• Труби укладаються на підставки (лежні) стійким штабелем («ялинкою»
або рядами з прокладками).
• Важлива вимога: Відстань від крайніх труб до нагрівальних елементів
(спіралей) та захисних трубок термопар повинна бути не менше 200–
300 мм. Це необхідно для запобігання короткому замиканню при
можливому викривленні труб під час нагрівання.
• Забороняється перебувати на висувному поду або всередині печі під
час завантаження краном.
• Забороняється поправляти садку руками під час опускання вантажу.
Для розвороту труб використовувати спеціальні гаки-відтяжки.
5.3.2. Процес нагрівання та витримки
• Після закочування поду в піч перевірити щільність прилягання
заслінки та занурення ножів у пісочний затвор.
• Включити нагрів з пульта керування. Контролювати показання
амперметрів по кожній фазі (рівномірність навантаження) та зростання
температури.
• Під час роботи печі двері шаф керування, силових щитів та
трансформаторних відсіків повинні бути зачинені на замок.
• Забороняється:
o Відкривати оглядові вічка без захисних окулярів.
110

o Торкатися струмоведучих частин, шин, клем.
o Залишати працюючу піч без нагляду на тривалий час.
o Проводити будь-які ремонтні роботи (підтягування болтів, заміна
запобіжників) на обладнанні під напругою.
5.3.3. Вивантаження та нормалізація (робота з гарячим металом)
Оскільки процес нормалізації передбачає охолодження труб на
спокійному повітрі, вивантаження відбувається при температурі металу 900–
920 °С. Це найбільш небезпечний етап роботи.
• Перед відкриванням дверей переконатися, що нагрів вимкнено
(сигнальні лампи "Нагрів" не світяться).
• Відкривати двері печі, стоячи за торцем печі або в спеціальному
укритті, щоб уникнути опіків від викиду розпеченого повітря та
інтенсивного випромінювання.
• Перед початком руху поду подати попереджувальний звуковий сигнал
(сирену або дзвінок).
• Викочувати під плавно, без ривків, щоб уникнути падіння розпечених
труб.
• Під час руху поду терміст повинен знаходитися на безпечній відстані,
стежачи за відсутністю людей та перешкод на шляху.
• Зона охолодження: Навколо висунутого поду з гарячими трубами
негайно виставити переносні огородження, стійки з ланцюгами або
знаки безпеки «Обережно! Гаряче», «Стороннім вхід заборонено».
5.3.4. Взаємодія з краном при розвантаженні
• Якщо технологія вимагає зняття гарячих труб з поду,
використовуються виключно ланцюгові стропи або спеціальні
автоматичні кліщові захвати.
• Забороняється використання сталевих канатів (тросів) з органічним
осердям або синтетичних строп для переміщення вантажів з
температурою вище 300 °С.
111

• Стропування гарячого металу проводити в рукавицях та захисній масці,
використовуючи гаки з подовженими ручками. Не наближатися до
вантажу впритул.
• Слідкувати, щоб розпечені труби при переміщенні не зачіпали
обладнання, кабелі та конструкції цеху.
5.3.5. Очищення печі
• Очищення поду та жолобів пісочного затвору від окалини проводити
тільки після охолодження печі до температури не вище 45 °С.
• При очищенні обов'язково користуватися респіратором та захисними
окулярами.

5.4. Дії в аварійних ситуаціях
5.4.1. Аварійна зупинка печі
Терміст зобов’язаний натиснути кнопку «Аварійний стоп» та, при
необхідності, вимкнути загальний рубильник цеху (дільниці) у таких
випадках:
• Виникнення пожежі або задимлення в приміщенні цеху.
• Поява диму, іскор, запаху горілої ізоляції з корпусів
електрообладнання, двигунів або трансформаторів.
• Неконтрольоване зростання температури в печі («розгін») через
залипання контактів пускачів або несправність терморегулятора.
• Механічне заклинювання поду або заслінки.
• Руйнування кладки склепіння або стін печі.
• Замикання нагрівальних елементів на корпус або на садиму (труби).
• Нещасний випадок з працівником.
5.4.2. Дії при пожежі
• Негайно знеструмити електрообладнання.
• Викликати пожежну охорону за телефоном 101.
• Сповістити керівництво цеху та подати сигнал тривоги.
112

• Приступити до гасіння пожежі наявними первинними засобами.
o Для гасіння електроустановок, кабелів та електродвигунів
застосовувати вуглекислотні або порошкові вогнегасники.
o Категорично забороняється використовувати воду та пінні
вогнегасники для гасіння електрообладнання під напругою, а
також лити воду на розпечений метал (ризик вибуху пари).
5.4.3. Надання домедичної допомоги
• При ураженні електричним струмом:
o Звільнити потерпілого від дії струму (вимкнути установку,
використати суху дошку, діелектричні рукавички, відтягнути за
сухий одяг).
o Перевірити наявність свідомості, дихання та пульсу.
o При відсутності ознак життя — негайно розпочати серцево-
легеневу реанімацію (непрямий масаж серця та штучне дихання)
і продовжувати до прибуття лікарів.
o Викликати швидку медичну допомогу (103).
• При термічних опіках:
o Усунути дію вражаючого фактора.
o Не зривати одяг, що прилип до рани. Обрізати тканину навколо
рани.
o Охолодити уражену ділянку під струменем холодної води
протягом 15-20 хвилин.
o Накласти стерильну суху пов'язку.
o Не змащувати опіки жирами, олією, мазями.
• При тепловому ударі:
o Винести потерпілого в прохолодне місце, покласти на спину,
трохи підняти ноги.
o Розстебнути одяг, змочити обличчя та груди холодною водою.
o Дати випити прохолодної води (якщо людина при свідомості).
113

5.5. Вимоги безпеки після закінчення роботи
5.5.1. Вимкнення обладнання
• Вимкнути нагрів печі на пульті керування.
• Залишити заслінку печі у положенні, визначеному технологічною
інструкцією (зазвичай закритою для збереження тепла та запобігання
термоудару футерівки).
• Вимкнути вентиляційні системи (якщо піч повністю зупиняється).
• При тривалій зупинці — вимкнути ввідний автоматичний вимикач на
силовому щиті та вивісити плакат «Не вмикати!».
5.5.2. Прибирання робочого місця
• Прибрати з зони обслуговування печі технологічне оснащення,
інструмент, пристрої.
• Очистити підлогу від окалини, пилу, сміття та розлитого мастила.
Окалину збирати у спеціальні металеві контейнери.
• Промаслене дрантя винести у відведене для зберігання місце.
5.5.3. Здача зміни
• Оглянути піч та допоміжне обладнання разом зі змінником.
• Зробити запис у змінному журналі про стан обладнання, режим
останньої плавки, час вимкнення та всі зауваження до роботи
механізмів чи електрики.
• Доповісти майстру зміни про завершення роботи та виявлені недоліки.
5.5.4. Особиста гігієна
• Зняти спецодяг, очистити його від пилу та прибрати у індивідуальну
шафу. Забороняється виносити спецодяг за межі підприємства.
• Вимити руки та обличчя теплою водою з милом, прийняти теплий душ.

Висновок до п’ятого розділу
• В розділі охорони праці розглянули основні вимоги по техніці безпеки
перед початком роботи, під час роботи та при виникненні аварійних
ситуацій при обслуговування печі для нормалізації металу при 920°С
114

ВИСНОВОК
У даній роботі розглянуто питання підвищення надійності
котлоагрегатів теплових електростанцій за рахунок збільшення корозійної
стійкості труб поверхонь нагріву, виготовлених з маловуглецевої сталі 20.
На основі аналітичного огляду сучасного стану проблеми досліджень
сформульована мета і поставлені завдання даної роботи. Одним з напрямків
підвищення терміну експлуатації теплоприймальних елементів котлів є
вдосконалення характеристик мікроструктури за рахунок термічної обробки.
Вивчення питання показало, що існуючих даних недостатньо для вироблення
вимог до розмірних параметрів структури і встановлення їх впливу на різну
корозійну стійкість труб, що працюють в однакових умовах. В якості базового
при пошуку режиму термічної обробки, що поліпшує антикорозійні
властивості, був обраний режим нормалізації, оскільки він є досить простим,
доступним і реалізованим в умовах теплової електростанції способом.
Відповідно до поставлених завдань було проаналізовано кілька груп
труб поверхонь нагрівання, що відрізняються експлуатаційною історією.
Аналіз 198 корозійно-пошкоджених труб з 15 котлів, які відпрацювали до
руйнування від 5 0 до 175 тис годин, дозволив виявити і систематизувати
корозійні пошкодження труб екранної системи котлів ТЕЦ. Дослідження
проводилося на зразках, зруйнованих протягом останніх 10 років. Аналіз 245
труб демонтованих панелей екранів, що експлуатувалися протягом 127 тис.
годин, дозволив встановити вплив факторів структурних властивостей на
швидкість найбільш поширеної на цих котлах загальної зовнішньої корозії.
Вивчення структури і рельєфу поверхонь котельних труб в стані поставки було
направлено на отримання інформації для прогнозних висновків про надійність
і переважаючі механізми пошкоджуваності, які будуть розвиватися в процесі
експлуатації. Для цього з нових труб були виготовлені зразки, які піддавалися
циклічній нормалізації в діапазоні температур 900-950°С з кроком 10°С і
кількістю циклів від 1 до 5 .
Методи контролю зміни параметрів зразків усіх груп у процесі
експерименту включали в себе стандартизовані методи дослідження і були
спрямовані на: дослідження хімічного складу, наявності та складу
неметалевих включень, металографічні параметри структури та механічні
115

властивості. Додатково в термооброблених зразках досліджувалися
структурно-фазовий і напружений стани, визначалися коефіцієнти
теплопровідності. Подальші корозійні випробування термооброблених зразків
дозволили встановити мікроструктурний стан, що має підвищені
антикорозійні властивості в порівнянні зі структурами, отриманими при
застосуванні режимів, регламентованих рядом нормативних документів. В
результаті експериментів показано вплив мікроструктурних характеристик
труб поверхонь нагріву, виготовлених зі сталі 20 і підданих циклічній
нормалізації, на корозійну стійкість і тим самим на ресурс роботи екранних
труб стосовно котлів типу БКЗ-420-140, що працюють на екібастузькому
вугіллі.
На основі проведених досліджень розроблено рекомендації щодо
використання результатів при термічній обробці труб з маловуглецевої сталі,
що підвищує корозійну стійкість труб.
В результаті проведених досліджень сформульовані наступні висновки
1. Основною причиною пошкодження екранних труб (~ 39 %) котлів
ТЕЦ є корозія на зовнішній поверхні. Корозійні пошкодження, що протікають
за одним і тим же механізмом, спостерігаються в трубах після різного
напрацювання в ідентичних умовах експлуатації
2. Нестабільність експлуатаційних (корозійних) властивостей у
трубах, виготовлених зі сталі 20, пов'язана з формуванням перліту з різною
морфологією пластин, фериту з відмінними обсягами елементарної комірки та
з різним рівнем внутрішніх напружень металу
3. У трубах у стані поставки зафіксовані дефекти, які, з одного боку,
знаходяться в межах вимог технічних умов на поставку, а, з іншого боку, вже
досягли половини бракувального рівня для експлуатованих труб. У трубній
сталі в стані поставки виявлено перепад розмірних параметрів
мікроструктури. Сформований структурний градієнт призводить до істотних
змін швидкості розвитку пошкодження
4. Встановлено, що оптимальним режимом термообробки для труб з
вуглецевої сталі 20, що застосовується в теплоенергетиці для виготовлення
труб поверхонь нагрівання, є режим дворазової нормалізації при 920 °С, що
підвищує однорідність мікроструктури і збільшує корозійну стійкість виробів
116

5. Запропонований режим нормалізації забезпечує мінімальні
спотворення обсягу решітки фериту, формуються сорбітоподібний перліт і
стискаючі залишкові напруження, зафіксована мінімальна розчинність
кремнію. Глибина міжкристалітних тріщин зразків, що пройшли дворазову
нормалізацію при 920°С, скорочується в , рази (з 32 мкм до 21 мкм), на
поверхні зразків після корозійних випробувань формується відносно рівний і
щільний шар продуктів корозії, що має досить хороший адгезійний зв'язок з
поверхнею металу
6. Встановлено взаємозв'язок між швидкістю корозії та фактором
різнозернистості - швидкість корозії зменшується із збільшенням фактора
різнозернистості . Виявлене при цьому збільшення характеристик
пластичності (що не виходить за рамки вимог технічних умов) і утворення
менш небезпечних корозійних виразок при двократній нормалізації при 920 °С
корелює з формуванням однорідної сорбітоподібної зернистої мікроструктури.
Розрахункове збільшення ресурсу труб за результатами експерименту
становить ~ 30 %.
7. Розрахунком показано можливість створення цеху термічної
обробки, який буде економічно вигідним і реалізованим в умовах
теплогенеруючих компаній
117

Список літератури
1. Борисов М.А. Реабілітація ТЕС. Забезпечення сталої роботи
об’єднаної енергосистеми України // Енергетика та електрифікація. – 2004. –
№ 3. – С. 2–3.
2. Єрофєєв В.Л., Семенов П.Д., Пряхін А.С. Теплотехніка: Підручник
для ВНЗ. – М.: Академкнига, 2006. – 488 с.
3. Оксфордська ілюстрована енциклопедія. – Т. 6. Винаходи та
технології / За ред. Монті Фінністон. – М.: Вид-во «Весь Світ», 2002. – 406 с.
4. Петров В.С., Гончаренко В.Г., Погарова Л.С. Проблеми та
перспективи розвитку теплової енергетики України // Енергетика та
електрифікація. – 2001. – С. 42–44.
5. Стерман Л.С., Лавигін В.М., Тішин С.Г. Теплові та атомні
електростанції: Підручник для ВНЗ. – 2-ге вид. – М.: Вид-во МЕІ, 2004. – 424
с.
6. Тауд Р. Перспективи розвитку теплових електростанцій на
органічному паливі // Теплоенергетика. – 2000. – № 2. – С. 68–72.
7. Теплотехніка / Б.Х. Драганов, А.А. Долінський, А.В. Міщенко, Є.М.
Письменний; За ред. Б.Х. Драганова. – К.: ТОВ «Астра Пол», 2005. – 503 с.
8. Енергетичні установки та навколишнє середовище / В.А. Маляренко,
Г.Б. Варламов, Г.Н. Любчик та ін.; За ред. В.А. Маляренка. – Харків: ХГФГХ,
2002. – 397 с.
9. Аналіз стану котельного господарства України з метою модернізації,
продовження ресурсу чи заміни котлів малої і середньої потужності / І.Я. Сігал,
Е.П. Домбровська, А.В. Смухіна та ін. // Екотехнології та ресурсозбереження.
– 2003. – №6. – С. 76–79.
10. Використання технологій циркулюючого киплячого шару для
спалювання відходів вуглезбагачення / Ю.П. Корчевой, М.А. Борисов, О.Ю.
118

Майстренко, М.В. Чернявський, А. Еспель, Ж. Наке // Енергетика та
електрифікація. – 2002. – № 1. – С. 8–11.
11. Довідник показників якості, обсягу видобутку вугілля та випуску
продуктів збагачення у 2004 р. – Луганськ: ТК-92 «Вугілля та продукти його
перероблення», 2004. – 40 с.
12. Жовтюк Г.В., Золотко А.А., Коткін А.М. Прогресивна техніка та
технологія вуглезбагачення. – Київ: Техніка, 1988. – 128 с.
13. Корчевой Ю.П., Майстренко А.Ю., Вольчин І.А. Шляхи модернізації
та реконструкції пиловугільних котлоагрегатів теплових електростанцій //
Новини енергетики. – 2000. – №4. – С. 38–40.
14. Котлобудування – необхідний елемент розвитку енергетики / Ю.П.
Корчевой, О.Ю. Майстренко, Н.І. Дунаєвська, А.А. Потапов // Енергетика та
електрифікація. – 2004. – № 12. – С. 7–9.
15. Майстренко А.Ю., Дудник А.Н., Топал А.І. Порівняльний аналіз
техніко-економічних показників роботи ТЕС, що використовують чисті
вугільні технології // Енергетика та електрифікація. – 1997. – № 6. – С. 1–3.
16. Майстренко А.Ю., Чернявський М.В. Питання підвищення
ефективності використання твердого палива на ТЕС // Енергетика та
електрифікація. – 2004. – С. 17–27.
17. Майстренко О.Ю., Чернявський М.В., Василенко С.М. Перспективи
використання твердого палива в цукровій промисловості України // Цукор
України. – 2006. – № 3. – С. 16–20.
18. Паливно-енергетичний комплекс України у цифрах і фактах / За ред.
М.П. Ковалка. – К.: УЕЗ, 2000. – 152 с.
19. Саранчук В.И., Ошовський В.В., Власов Г.А. Фізико-хімічні основи
переробки горючих копалин. – Донецьк: ДонДТУ; Східний видавничий дім,
2001. – 304 с.
20. Тарасюк В.М. Експлуатація котлів. – Київ: Основа, 1999. – 282 с.
119

21. Теплотехніка / Б.Х. Драганов, А.А. Долінський, А.В. Міщенко, Є.М.
Письменний; За ред. Б.Х. Драганова. – К.: ТОВ «Астра Пол», 2005. – 503 с.
22. Тумановський А.Г., Котлер В.Р. Про розробку вугільного енергоблока
з температурою перегріву $700\ \text{°С}$ // Енергогосподарство за кордоном.
– 2007. – № 3. – С. 40–45.
23. Чеботарьов В.П. Довідник працівника газифікованих котелень. –
Дніпропетровськ: Промінь, 1987. Чернявський М.В. Розширення паливної
бази енергетики за рахунок відходів вуглезбагачення // Енергетика та
електрифікація. – 1999. – № 1. – С. 1–4.
24. Чернявський М.В. Паливні втрати при постачанні на ТЕС
незбагаченого та збагаченого вугілля // Екотехнології та ресурсозбереження. –
2000. – № 5. – С. 3–7.
25. Шеберстов А.Н. Стан теплових електростанцій України, перспективи
їх оновлення та модернізації // Енергетика та електрифікація. – 2004. – № 12. –
С. 1–6.
26. Щербаков В.К. 100 років кафедрі атомних електростанцій та
інженерної теплофізики. Нарис історії. – К.: Альтапрес, 2003. – 268 с.
27. Енергетичні установки та навколишнє середовище / В.А. Маляренко,
Г.Б. Варламов, Г.Н. Любчик та ін.; За ред. В.А. Маляренка. – Харків: ХГФГХ,
2002. – 397 с.
28. Газодинамічне вдосконалення проточних частин парових турбін для
ТЕС та АЕС ВАТ «Турбоатом» / Є.В. Левченко, Л.А. Зарубін, В.Н. Галацан,
А.Н. Лобко // Удосконалення турбоустановок методами математичного та
фізичного моделювання: Зб. наук. праць. – Харків: Ін-т проблем
машинобудування ім. А.М. Підгорного НАН України, 2003. – 682 с.
29. Головащенко А.Ф., Трошин В.П., Станюк А.Н. Газотурбінні двигуни
та установки ДП НВКГ «Зоря–Машпроект» для електростанцій. Стан та
перспективи застосування / (3–5 липня 2002 р., с. Коблеве). – Миколаїв, 2002.
– С. 31–36.
120

30. Гольдштейн А.Д., Позгалєв Г.І., Доброхотов В.І. Стан розвитку ПГУ
на твердому паливі // Теплоенергетика. – 2003. – № 2. – С. 16–23.
31. Домашев Є.А. Передумови та можливі шляхи розвитку атомної
енергетики в Україні // Енергетика: економіка, технології, екологія. – 2001. – №
3. – С. 10–14.
32. Комплексна парогазова установка з впорскуванням пари та
теплонасосною установкою (ПГУ МЕС-60) для АТ «Міненерго» / О.Н.
Фаворський, В.М. Батенін, Ю.А. Зейгарник та ін. // Теплоенергетика. – 2001. –
№9. – С. 50–58. Константиновський В.А., Четвертак Р.В. Комбіновані та
компресійні енергоустановки на базі конвертованих авіаційних і суднових
газотурбінних двигунів / (3–5 липня 2002 р., с. Коблеве). – Миколаїв, 2002. –
С. 77–78.
33. Костенко Д.А. Аналіз стану та перспективи розвитку
газотурбобудування у світі та Україні // ПЕК– 2005. – № 3. – С. 74–76.
34. Мацевитий Ю.М., Голощапов В.Н. Про розвиток
енергомашинобудівного комплексу України до 2030 року // Удосконалення
турбоустановок методами математичного та фізичного моделювання: Зб. наук.
праць. – Харків: Ін-т проблем машинобудування ім. А.М. Підгорного НАН
України, 2003. – 682 с.
35. Модернізація турбоустановок К-300-240 ВАТ «Турбоатом» для
електростанцій України / Є.В. Левченко, В.П. Сухінін, Б.А. Аркадьєв, А.С.
Альперт // Удосконалення турбоустановок методами математичного та
фізичного моделювання: Зб. наук. праць. – Харків: Ін-т проблем
машинобудування ім. А.М. Підгорного НАН України, 2003. – 682 с.
36. Паливно-енергетичний комплекс України на порозі третього
тисячоліття / Під заг. ред. А.К. Шидловського, М.П. Ковалка. – К.: Українські
енциклопедичні знання, 2001. – 400 с.
121

37. Технологія «Водолій» – подальший розвиток високоефективних
газопаротурбінних установок / А.В. Коваленко, О.Г. Жирицький, В.А. Кривуца
та ін. / (3–5 липня 2002 р., с. Коблеве). – Миколаїв, 2002. – С. 72–76.
38. Христич В.А., Варламов Г.Б. Газотурбінні установки: історія та
перспективи. – К.: НТУУ «КПІ», 2006. – 384 с.
39. Борисов М.А. Реабілітація ТЕС. Забезпечення сталої роботи
об\`єднаної енергосистеми України // Енергетика та електрифікація. – 2004. –
№ 3. – С. 2–3.
40. Буляндра О.Ф. Технічна термодинаміка. – К.: Вища школа, 2001. –
320 с.
41. Варламов Г.В., Любчик Г.М., Маляренко В.А. Теплоенергетичні
установки та екологічні аспекти виробництва енергії. – К.: Політехніка, 2003.
– 228 с.
42. Здановський В.Г., Півень В.В., Зубанюк В.Р. Раціональне
застосування парогазових установок та їх роль в енергетичній безпеці України
// Енергоінформ [АТ Укренергозбереження]. – 1999. – № 12. – С. 1–2.
43. Котлер В.Р. Міні-ТЕЦ – зарубіжний досвід // Теплоенергетика. – 2006.
– № 8. – С. 69–71.
44. Маркін Н.Е., Щєлоков Я.М. Режимні параметри блочних
турбогенераторів із протитиском // Промислова енергетика. – 2007. – № 1 – С.
16–19.
45. Теплотехніка / Б.Х. Драганов, А.А. Долінський, А.В. Міщенко, Є.М.
Письменний; За ред. Б.Х. Драганова. – К.: ТОВ «Астра Пол», 2005. – 503 с.
46. Хрилєв Л.С., Смирнов І.А. Соціально-економічні основи та напрямки
розвитку теплофікації // Теплоенергетика. – 2005. – №2. – С. 9–17.
47. Енергетична стратегія України. Погляд громадськості. За
матеріалами міжнародної науково-технічної конференції «Основні положення
Енергетичноі стратегії України та науково-технічне забезпечення її реалізації
122

(16–18.09.2003., АК Крим). – К.: ЦТІ «Енергетика та електрифікація», 2003. –
260 с.
48. Cogen Europe. Micro-CHP Fact Sheet Netherlands. Date of Release:
22.11.2004. (Оригінальна назва збережена)
49. Каменєва В.А., Панов А.М. Київська електрична система. – К.:
Техніка, 1982. – 175 с.
50. Хокканен В. Комбіноване виробництво енергії та централізоване
теплопостачання у Фінляндії та у м. Гельсінкі // Теплофікація із Фінляндії. –
ЕСППО, Фінляндія, 2001. – 32 с.
51. Elleriis J. Development of a Hot Water District Energy Scheme in the
Copenhagen Region / The Metropolitan Copenhagen Heating Transmission
Company, 2002. – 32 p. (Оригінальна назва збережена)
52. Helsinki Energy. Annual report 2001. – Helsinki: Helsinki Energy, 2002.
– 32 p. (Оригінальна назва збережена)
53. Трояновський Б.М., Трухній А.Д. Покращення екологічних
показників електростанцій шляхом вдосконалення турбінного обладнання //
Важке машинобудування. – 1996. – № 11. – С. 19–26.
54. Чисті технології використання органічного палива – приваблива
можливість для електростанцій майбутнього / К. Рідле та ін. //
Енергогосподарство за кордоном. – 2005. – № 1.
55. Шидловський А.К., Кесова Л.А., Федоренко Г.М. Вугільна
енергетика світу: стан, проблеми, перспективи зростання // Новини
енергетики. – 1998. – № 11. – С. 16–35.
56. International Energy Agency. – Energy Technology at the Cutting Edge. –
International Energy Technology Collaboration IEA Implementing Agreements,
2005. (Оригінальна назва збережена)
57. International Energy Agency / International Energy Outlook 2006.
Chapter 6: Electricity. (Оригінальна назва збережена)
123

58. Маляренко В. А. Енергозбереження та енергетичний аудит : навч.
посібник / В. А. Маляренко, І. А. Немировський. – Харків : НТУ «ХПІ», 2011.
– 341 с. – ISBN 978-966-2918-91-5.
59. Дерзкий В. Г. Реформування ринку в електроенергетиці України та
ціноутворення / В. Г. Дерзкий // Енергозбереження. Енергетика. Енергоаудит.
– 2012. – № 11. – С. 13–29.
60. Маляренко В. А. Аналіз споживання паливно-енергетичних ресурсів
України та їх раціонального використання / В. А. Маляренко, І. О. Щербак //
Енергетичні та теплотехнічні процеси й устаткування. – 2013. – № 14. – С. 118–
127.
61. Тульчинська С. О. Виробництво та споживання електроенергії в
Україні / С. О. Тульчинська, Б. П. Чорній // Сучасні проблеми економіки і
підприємництво. – 2016. – № 18. – С. 56–62.
62. Маляренко В. А. Відновлювана енергетика України : стан, проблеми
розвитку / В. А. Маляренко, С. П. Тимченко, А. І. Яковлєв // Світлотехніка та
електроенергетика. – 2011. – № 3. – С. 63–66.
63. Тарнавський В. Нафтогазовий сектор України у 2012 р. (частина II)
[Електронний ресурс] / В. Тарнавський. – Режим доступу :
[http://www.uaenergy.com.ua/post/13071](https://www.google.com/search?q=http:
//www.uaenergy.com.ua/post/13071). – Загол. з екрана.
64. Клепіков В. Б. Економічний, енергоресурсозберігаючий та
екологічний аспекти економії електроенергії в Україні / В. Б. Клепіков, С. А.
Мехович, С. В. Клепікова // Енергозбереження. Енергетика. Енергоаудит. –
2010. – № 12. – С. 43–47.
65. Школьна Н. Підсумки роботи вугільної промисловості у 2016 р. / Н.
Школьна // Енергобізнес : Щотижневий інформаційно-аналітичний журнал. –
2017. – № 5 (996). – С. 15–16.
124

66. Енергетична галузь України : підсумки 2015 року / К. Маркевич, В.
Омельченко, Г. Пашкова, Т. Овсяник. – Київ : Центр Разумкова, Видавництво
„Заповіт”, 2016. – 71 с.
67. Добування вугілля в Україні // Енергобізнес : Щотижневий
інформаційно-аналітичний журнал. – 2017. – № 5 (996). – С. 17–19.
68. Щотижневий огляд вугільної та коксохімічної продукції
[Електронний ресурс].
69. Єрьоменко А. Про нафту, про газ, зачатки ринку та про нас
[Електронний ресурс] / А. Єрьоменко, С. Куюн, Г. Кобаль // Дзеркало тижня. –
2016. – № 50.
70. НАК «Нафтогаз України» [Електронний ресурс] / НАК «Нафтогаз
України» офіційний сайт.
71. Маркевич К. Глобальні енергетичні тренди крізь призму
національних інтересів України / К. Маркевич, В. Омельченко. – Київ : Заповіт,
2016. – 120 с.
72. Енергетична галузь України : підсумки 2016 року / К. Маркевич, А.
Чернова, Г. Пашкова, Т. Овсяник. – Київ: Заповіт, 2016. – 164 с. – ISBN 978-
966-2050-03-5.
73. Розміщення продуктивних сил України: Навч.-метод. посібник для
самост. вивч. дисц. / С. І. Дорогунцов, Ю. І. Пітюренко, Я. Б. Олійник та ін. –
Київ : КНЕУ, 2000. – 364 с.
74. Про основні показники роботи паливно-енергетичного комплексу за
січень-грудень 2016 року [Електронний ресурс] / Комітет з питань паливно-
енергетичного комплексу, ядерної політики та ядерної безпеки.
75. Експорт електроенергії з України у 2016 р. // Енергобізнес :
Щотижневий інформаційно-аналітичний журнал. – 2017. – № 1-2 (992-993).
76. Неклюдов І. М. Стан та проблеми атомної енергетики в Україні / І.М.
Неклюдов // Вопросы атомной науки и техники. – 2007. – № 2. – С. 3–9.
125

77. Рейтинг країн світу за рівнем споживання електроенергії
[Електронний ресурс] // Гуманітарні технології. – ISSN 2310-1792. – Режим
доступу : [http://gtmarket.ru/ratings/electric-power-
consumption/info](http://gtmarket.ru/ratings/electric-power-consumption/info),
вільний. – Загол. з екрана.
78. Іванов А. С., Матвєєв І.Є. Сучасний стан світової енергетики: аритмія
виробництва базових енергоносіїв і зміщення їхніх товаропотоків
[Електронний ресурс].
79. Маляренко В. А., Немировський І. А. Енергозбереження та
енергетичний аудит: Навчальний посібник / За ред. проф. Маляренка В. А. –
Харків : ХНАМГ, 2008. – 253 с.
80. Маляренко В. А., Немировський І. А. Енергоефективність та
енергоаудит: Навчально-довідковий посібник / За ред. проф. Маляренка В. А.
– Харків : «Видавництво САГА», 2006. – 336 с.
81. Іванов А. С., Матвєєв І. Є. Стан світової енергетики на рубежі 2013
року // Буріння та нафта. – 2013. – № 1. – С. 3–10. – ISSN 2072-4799.
82. Бакулін Є., Чупрун В. Нафтогазовий комплекс України: на шляху до
енергетичної незалежності [Електронний ресурс] // Міжнар. конф.
«Нафтогазовий комплекс України на шляху реформування, модернізації та
розвитку», 24 жовтня 2012 р. – Електрон. дан. (1 файл). – К., 2012. – С. 10.
83. ООН проголосила 2012-й роком стійкої енергетики [Електронний
ресурс].
84. Конференція ООН зі зміни клімату (2009) [Електронний ресурс]. –
Режим доступу :
[http://ru.wikipedia.org/wiki](https://www.google.com/search?q=http://ru.wikipedi
a.org/wiki), вільний. – Загол. з екрана.
85. Перспективи розвитку світової електроенергетики до 2035 року.
126

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets