Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода



жүктеу 0.92 Mb.
бет1/5
Дата17.06.2016
өлшемі0.92 Mb.
  1   2   3   4   5


Утверждены

Приказом Председателя Комитета по государственному

энергетическому надзору

Министерства энергетики и

минеральных ресурсов

Республики Казахстан

от «24» декабря 2009 года

№ 118-П
Методические указания



по предотвращению коррозионных повреждений дисков и

лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода
Введение
Настоящие Методические указания рекомендованы для всех типов энергетических паровых турбин тепловых электростанций и определяют общие требования к организации и проведению контроля состояния металла дисков и рабочих лопаток в зоне фазового перехода, к отбраковке и ремонту коррозионно-поврежденных дисков и лопаток, качеству пара перед турбинами и объему его автоматизированного химического контроля.

Методические указания рекомендуют мероприятия по предотвращению коррозионных повреждений проточной части в период эксплуатации турбинных установок и их длительных остановов.


1. Общие положения
1.1. Типы паровых турбин и применяемые материалы.

На электростанциях установлены и находятся в эксплуатации турбинные установки 23 типов (таблица 1).

Турбины на сверхкритические параметры свежего пара и несколько конденсационных энергоблоков мощностью 210 МВт на давление 12,8 МПа эксплуатируются совместно с прямоточными котлами, с применением на энергоблоках применена установок по очистке конденсата.

Остальные энергетические установки оборудованы барабанными котлами без применения конденсатоочистки.

У большинства турбин в зоне фазового перехода (ЗФП) используются насадные диски. Номера ступеней, расположенных в ЗФП, и тип шпоночного паза насадных дисков турбины даны в таблице 1.

Насадные диски с продольными шпонками использовались только на турбинах старых конструкций (ПТ-60-130/13, К-100-90, BК-100-5 и ВК-50), на всех остальных - насадные диски с торцевыми шпонками. На турбине К-1200-240 применены для трех цилиндрах низкого давления (ЦНД) цельносварные роторы, на дисках которых отсутствуют разгрузочные отверстия и шпоночные пазы.


Таблица 1 – Номера ступеней, расположенных в ЗФП, и тип шпоночного паза

насадных дисков турбины



Тип турбины

Номера ступеней ЗФП

Тип шпоночного паза дисков

Т-250/300-240

27, 28, 36 и 37 (ЦСД П), 29, 30, 38 и 39 (ЦНД)

Торцевой

T-185/220-130

18, 19, 20, 21, 22 (ЦСД)

«

T-100-120/130

18, 19, 20, 21, 22, 23 (ЦСД)

Продольный (на турбинах, выпускаемых с 1986 г. - торцевой)

ПТ-135/165-130/15

18*, 19*, 20, 21, 22 (ЦСНД)

Торцевой

ПТ-50/60-130/7

18, 19, 20, 21, 22 (ЦСНД)

Продольный

Т-50/60-130

18, 19, 20, 21, 22, 23 (ЦСНД)



К-1200-240

2*, 3*, 4*, 5* (ЦНД)

Нет

К-800-240

2, 3, 4, 5 (ЦНД)

Торцевой

К-500-240

2, 3, 4, 5 (ЦНД)



К-300-240

2, 3, 4, 5 (ЦНД)



К-200-130

2, 3 (ЦНД)



Т-180/215-130

2, 3 (ЦНД)



ПТ-60-90/13

22*, 23*, 24* (ЦСНД)

Нет

ПТ-60-130/13

25*, 26*, 27* (ЦСНД)

Продольный

ПТ-80-130/13

24*, 25*, 26*, 27* (ЦСНД)

Нет

К-50-90-4

17*, 18*, 19*

Нет

К-100-90-6

20* (ЦВД), 21, 26 (ЦНД)

Продольный

ВК-100-5

12 (ЦВД), 13, 18 (ЦНД)



ВК-50-(1, 2)

13, 14, 15



СВК-150

20, 21, 24

Торцевой

К-500-240

2*, 3*, 4* (ЦНД)

Нет

К-300-240

2, 3, 4 (ЦНД)

Торцевой

К-160-130

3*, 4*, 5* (ЦНД)

Нет

__________________________

* Диски выполнены заодно с ротором. У турбин № 7, 21 и 23 роторы цельносварные.


В современных турбинах лопатки выполнены из стали марок 12Х13, ЭП802, 15Х11МФ, 20Х13 и 15Х11МФ.

Применение сталей для изготовления лопаток:

- сталь 12X13 - для лопаток, имеющих две категории прочности, - КП45 и КП55.

- сталь 20Х13 - для лопаток с категориями прочности КП50 и КП60 (лопатки) и КП70 (прутки для демпфирующей связи лопаток).

- сталь 15Х11МФ - для лопаток с категориями прочности КП55, КП60, КП70.

Титановый сплав ВТ-5 применяется для демпферных связей и рабочих лопаток последних ступеней ЦНД.

Заготовки дисков паровых турбин в зависимости от требований, предъявляемых к ним по условиям работы, изготавливаются пяти категорий прочности из перлитных сталей (хромоникельмолибденовых и хромоникельмолибденованадиевых).

Каждая заготовка диска подвергается ультразвуковому контролю с помощью прямых и призматических искателей.

1.2. Коррозионные повреждения дисков и лопаточного аппарата турбин.

Типичные коррозийные повреждения дисков и рабочих лопаток турбин приведены в таблице 2

Анализ результатов обследований металла дисков и лопаточного аппарата турбин показал, что коррозионные повреждения дисков и рабочих лопаток в процессе эксплуатации происходят только на ступенях турбин, работающих в зоне фазового перехода (зона влажного пара от состояния сухого насыщенного пара до влажности порядка 6 %) [7, 8].
Таблица 2 – Коррозионные повреждения дисков и рабочих лопаток турбин на давление пара 23,5 и 12,8 МПа с промперегревом

Тип турбины

Количество турбин на ТЭС, шт.

Имеется

информация

о турбинах, шт.


Количество

поврежденных турбин



Наличие

автоматизированного

химического контроля,

шт.


диски

рабочие лопатки

шт.

%

шт.

%

К-1200-240

1

1

0

0

0

0

1

К-800-240

18

5

0

0

0

0

2

К-500-240

5

1

0

0

1



0

К-300-240

85

55

0

0

18

30

49

К-500-240

10

6

0

0

1

-

6

К-300-240

74

61

2

5

40

65

37

T-250/300-240

24

5

0

0

2

40

3

К-200-130

158

54

0

0

17

30

13

К-160-130

84

23

0

0

5

20

4

Т-180-130

12













К-150-170

4

4

0

0

0

0

1

0- таких коррозионных повреждений дисков и рабочих лопаток в процессе работы турбины в области перегретого пара не обнаружено.


Таблица 3 – Коррозионные повреждения дисков и рабочих лопаток турбин на

давление пара 12,7 и 8,8 МПа без промперегрева



Тип турбины

Количество турбин на ТЭС, шт.

Имеется информация о турбинах, шт.

Количество поврежденных турбин

Наличие

автоматизированного

химического

контроля, шт.



диски

рабочие лопатки

шт.

%

шт.

%

1

2

3

4

5

6

7

8

Т-185-130

15













ПТ-135-130

30

7

1

15

1

15

1

Т-100-130

205

145

50

35

29

20

6

Т-50-130

54

6

3

50

0

0

0

ПТ-50-130

24

14

5

35

3

20

3

ПТ-80-130

43

6

0

0

2

30

0

ПТ 60-130

170

27

1

5

3

10

9

К-100-90



26

7

25

1

5

0

К-50-90



15

0

0

0

0

0

ПТ-60-90



19

1

5

4

20

0

ПТ-25-90



13

0

0

4

30

0

К-100-90



3

0

0

0

0

0



2. Причины возникновения коррозионных

повреждений дисков и лопаточного аппарата
Интенсивность протекания коррозионных процессов элементов проточной части турбин определяется:

-качеством металла (химическим составом, пределом текучести, микроструктурой),

-конструкцией турбины и качеством ее изготовления (наличием концентраторов напряжений, температурой пара в ЗФП),

-условиями эксплуатации (качеством свежего пара, поступающего в турбину, осуществлением консервации турбины при ее останове).

2.1. Качество свежего пара перед турбинами.

Процесс коррозионного повреждения элементов проточной части турбины в зоне фазового перехода комбинированный и протекает в присутствии коррозионно-агрессивных примесей в свежем паре и при повышенных механических напряжениях [7, 8].

Коррозионно-агрессивные примеси свежего пара:

- соединения натрия (NaCl, NaOH, Na2SO4),

- NН4Сl,

- соединения кальция и магния (СаСl2, МgСl2),

- оксиды меди и железа высших степеней валентности (СuO и Fе2O3),

- органические и неорганические кислоты.

Хлориды и сульфаты выполняют роль депассиваторов, разрушающих защитную пленку на поверхности металла; ионы трехвалентного железа и двухвалентной меди являются деполяризаторами, стимулирующими развитие локальных коррозионных процессов; ионы натрия в особенности при наличии едкого натра вызывают межкристаллитное коррозионное растрескивание.

Органические соединения вносят с собой хлориды, сульфаты, натрий, кремниевую кислоту и др. Продукты термолиза органических соединений понижают рН первичного конденсата, стимулируя интенсивность коррозионных повреждений металла в зоне фазового перехода.

Коррозионные повреждения элементов проточной части турбины происходят в результате общей и язвенной коррозии, коррозионной усталости (преимущественно рабочие лопатки), коррозионного растрескивания под напряжением [7, 8].

В зоне фазового перехода наблюдается низкая растворимость в паре различных веществ и наличие небольших количеств влаги - первичного конденсата, в котором эти примеси растворяются и концентрируются, согласно коэффициенту межфазового распределения (КМФР).

В результате различных КМФР соотношение химических соединений в первичном конденсате ЗФП не соответствует таковому в свежем паре при полной его конденсации. Концентрирование в первичном конденсате по отношению к свежему пару химических веществ с КМФР < 10-3 (соединения натрия) составляет 25 ÷ 35 раз, соединений железа 10 ÷ 30 раз, кремниевой кислоты – 5 ÷ 10 раз.

Наиболее полно в первичный конденсат ЗФП переходят кислые соединения - минеральные и органические кислоты, характеризующиеся наиболее низким КМФР (10-10-10-11): соляная, образующаяся, например, в результате разложения NaCl оксидами железа на НСl и NaOH; уксусная, муравьиная и др. как результат термического разложения органических соединений, поступающих в пар с питательной водой.

Переход кислых соединений в первичный конденсат ЗФП является причиной снижения значения рН до 2 ÷ 3 единиц (по абсолютным значениям рН < 7,0) и служит одной из основных причин повышения коррозионной активности первичного конденсата.

Ухудшение качества свежего пара по отдельным показателям приводит к повышению уровня концентраций соединений в первичном конденсате ЗФП и интенсификации процесса образования отложений на поверхности элементов турбины.

Наиболее опасны отложения, содержащие хлориды (> 0,5 %), приводящие к образованию коррозионных язв и снижению усталостной прочности металла.

Повышению концентрации агрессивных примесей в отложениях на поверхности элементов турбины способствуют переменные режимы ее работы, если в рассматриваемой зоне происходит попеременное увлажнение и подсушивание отложений на поверхности металла.

Повышение температуры первичного конденсата в ЗФП интенсифицирует коррозионный процесс в проточной части турбины. При увеличении температуры среды в диапазоне ее рабочих значений от 70 до 140°С скорость роста трещин возрастает почти на два порядка.

Для определения качества первичного конденсата в ЗФП используются пробоотборные устройства, концентраторы и сепараторы (приложение 7).

2.1.1. Контроль качества пара перед турбинами.

При организации и объему химического контроля качества теплоносителя в условиях нормальной эксплуатации и в режимах пуска оборудования рекомендуется руководствоваться методическими указаниями по организации и объему химического контроля водно-химического режима на ТЭС, действующими Правилами технической эксплуатации электростанций и сетей, методическими указаниями по ведению водного режима на энергоблоках сверхкритического давления с помощью автоматических приборов химконтроля.

2.1.2. Источники возможного поступления агрессивных примесей в свежий пар и теплоноситель по тракту цикла.

2.1.2.1. Основная причина ухудшения качества пара прямоточных котлов на энергоблоках СКД:

- ухудшение качества питательной воды по причине:

- подачи части турбинного конденсата помимо блочной обессоливающей установки (БОУ) через байпас;

- несвоевременного переключения конденсата греющего пара сетевых подогревателей в тракт перед БОУ при появлении присосов сетевой воды;

- использования как добавочной воды дистиллята низкого качества испарителей без доочистки на БОУ;

- ухудшения качества обессоленного конденсата по причине:

- присосов охлаждающей воды в конденсаторах;

- нарушения норм качества обессоленной добавочной воды;

- попадания масляных паров в турбинный конденсат через систему концевых уплотнений турбины, замасливания фильтрующих материалов БОУ и снижения их эффективности, образования в паре органических кислот при разложении попавших в него масляных загрязнений;

- нарушения регламента работы БОУ (несвоевременное отключение ионообменных фильтров на регенерацию, некачественная отмывка фильтров).

2.1.2.2. Основные причины ухудшения качества пара перед турбинами, работающими с барабанными котлами:

- нарушения в работе внутрибарабанных сепарационных устройств, обусловливающие унос капель котловой воды с паром;

- ухудшение показателей качества котловой воды и размера продувки, нормируемых при теплохимических испытаниях;

- впрыск питательной воды низкого качества в перегретый пар для регулирования температуры перегрева пара;

- неплотности конденсаторов собственного конденсата, охлаждаемых питательной водой.

Причины ухудшения качества питательной воды:

- присосы охлаждающей воды в конденсаторах турбин;

- присосы сетевой воды в подогревателях сетевой воды и других теплообменниках, охлаждаемых сырой водой;

- неэффективная очистка возвратного замазученного конденсата на установках, выполненных по схеме Na-катионирования;

- низкое качество добавочной воды, обусловленное неудачными проектными решениями, нарушениями режима эксплуатации валоповоротного устройства и др.;

- низкое качество дистиллята испарителей, используемого в качестве добавочной воды;

- использование конденсата, возвращенного с производства и содержащего потенциально кислые или щелочные соединения;

- неэффективное удаление углекислоты в деаэраторах и теплообменниках, обусловливающее повышенное содержание СО2 в паре, уменьшение значения рН и пр.

2.1.2.3. Вынужденное форсирование работы установок по подготовке добавочной воды, уменьшение вследствие этого запаса обессоленной воды на электростанции, проводимое при превышении нормированных расчетных значений потерь пара и конденсата на электростанциях с прямоточными и барабанными котлами, влечет за собой снижение качества отмывок фильтров химически обессоленной воды ХВО и БОУ после регенерации, ухудшению качества добавочной воды. Рост солесодержания питательной воды при повышенных потерях пара и конденсата ведет к ухудшению их качества за счет увеличения добавок. Протекание всех этих процессов приводит к ухудшению водно-химического режима котлов.

2.2. Коррозионная стойкость металла дисков и лопаток.

2.2.1. Связь коррозионной повреждаемости дисков с механическими свойствами стали.

Изложение требований к механическим свойствам и фактический диапазон изменения свойств см. в таблице 4.

Таблица 4 – Требования к механическим свойствам и фактический диапазон их

изменения



Технические условия

Категория прочности

Механические свойства

s0,2, МПа

sв1, МПа

d, %

y, %

KCU, МДж/м2

ТУ МТМ 20-5-54

V

686-882

³ 813

³ 13

³ 35

³ 0,5

VI

735-911

³ 853

³ 12

³ 35

³ 0,5

ОТУ 24-10-003-68

V

664-833

³ 815

³ 12

³ 40

³ 0,49

ТУ 108.1028-81



















Фактические данные

34ХН1M

650-900

850-1060

13-12

50-65

0,4-1,6

34XH3М

730-940

940-1090

13-22

50-62

0,7-1,7

Установлено, что для дисков из сталей 34ХН1M и 34ХН3М наиболее благоприятный уровень предела текучести материала с точки зрения эксплуатационной надежности составляет 680 ÷ 800 МПа. Более высокий и более низкий уровень предела текучести отрицательно сказывается на сопротивляемости стали коррозионному растрескиванию.

2.2.2. Связь коррозионной повреждаемости дисков с химическим составом стали.

Изготовление насадных дисков паровых турбин в основном из сталей 34ХН1M, 34ХН3М, 35ХН1M2ФА и 30Х2НМФА, ввиду обладания указанными сталями одинаковой сопротивляемости коррозионному растрескиванию. Установление снижения в стали вредных примесей, углерода и газов и уменьшение неоднородности их распределения в объеме металла между границами и телом зерна, как одного из путей повышения сопротивления коррозионному растрескиванию [7, 8].

Получение хорошего результата при внедрении процесса раскисления стали углеродом в вакууме (УВРВ).

Определение стали 26ХН3М2ФА, прошедшей УВРВ, как наиболее перспективной для дисков, из освоенных промышленностью перлитных сталей. Обладание сталью 30ХНМФА более высокой вязкости разрушения благодаря применению закалки в воду вместо масла, при отсутствии существенного преимущества перед применяемыми сталями по склонности к коррозионному растрескиванию, позволяет также рекомендовать ее в качестве перспективного материала для изготовления дисков.

2.2.3. Эксплуатационная надежность дисков с трещинами.

Недопустимость эксплуатации турбинных дисков с трещинами, с предположением сразу же после ввода в эксплуатацию проконтролированных дисков, образования в них трещин, с ростом которых до критического размера, возможно хрупкое разрушение диска.

Экспериментально установление критической глубины трещины, развивающейся от продольного шпоночного паза, при консервативной оценке в пределах 35 ÷ 40 мм. Время, необходимое для подрастания трещины до критического размера - не менее 50 тыс. ч (при отсутствии грубых нарушений в режимах эксплуатации турбины). Определение этого времени (50 тыс. ч) как периодичности контроля дисков неразрушающими методами.

2.2.4. Влияние температуры среды на коррозионную стойкость металла дисков.

Активизация коррозионных процессов на металле с повышением температуры. Содействие снижения температуры среды на 10°С увеличению времени до зарождения трещины коррозионного растрескивания на дисковых сталях почти в 2 раза.

Достижение путем снижения температуры увеличения необходимой минимальной (пороговой) концентрации агрессивных компонентов раствора, необходимой для протекания коррозионного растрескивания, благоприятного влияния на характеристики трещиностойкости дисковых сталей.

Этим можно объяснить проявление коррозионного растрескивания дисков в зоне фазового перехода в первую очередь на турбинах на давление пара 12,8 МПа без промперегрева, где температура среды достигает 130 - 150°С. В турбинах на давление пара 23,5 и 12,8 МПа с промперегревом температура в зоне начала фазового перехода составляет 60 - 80°С.

2.2.5. Коррозионная стойкость лопаточных сталей.

Коррозионные усталость и растрескивание - основные механизмы разрушения лопаток, работающих в зоне фазового перехода. Даже при зарождении трещины на лопатке по какой-то другой причине, распространение из-за попадания в нее влаги идет по вышеназванным механизмам. Подтверждение этого утверждения исследованием большого количества изломов разрушенных лопаток ЧНД, работающих во влажном паре.

Предшествие, зарождению коррозионно-усталостной трещины образования на поверхности лопаток коррозионных язв или питтингов, наблюдаемых задолго до разрушения лопаток. Возможность прогнозирования с определенной точностью степени изъязвления поверхности лопаток конкретных ступеней и их эксплуатационной надежности. Кроме того, имеется принципиальная возможность по морфологии язв и их распределению судить о той коррозионно-активной среде, которая сформировалась на поверхности лопаток в данной зоне.

На рисунках 1 и 2 приведены номограммы, характеризующие склонность широко применяемой лопаточной стали 20Х13Ш к питтингообразованию. С учетом условий эксплуатации лопаток 3-х и 4-х ступеней ЧНД турбин К-300-240 по степени их изъязвления с помощью этих номограмм установлено, что на поверхности этих лопаток концентрация хлоридов при определенных условиях превышает 100 мкг/см2, а на лопатках 5-х ступеней этих турбин концентрация хлоридов обычно находится на уровне 10 ÷ 100 мкг/см2.

Установлено закономерное увеличение плотности питтингов с последующим активированием поверхности и образованием в ряде случаев цепочек язв, в связи с ростом концентрации хлоридов выше критической, с повышением температуры испытания и снижением рН среды. При этом закономерно изменение формы питтингов, проявление фактора времени в увеличении площади, занимаемой питтингами, и их размеров.

Зависимость усталостной прочности лопаток зависит от коррозионной поврежденности поверхности.

Рисунок 1 – Зависимость критической концентрации хлор-ионов от температуры и рН для стали 20X13Ш.



Критическая концентрация хлоридов при: 1 – зарождении питтингов; 2 – активировании поверхности; зоны: I – отсутствия коррозионных повреждений;

II – питтингообразования; III – активирования поверхности (общая коррозия).


Рисунок 2 – Зависимость процесса коррозии стали 20Х13Ш от

концентрации хлор-ионов и температуры среды при рН =6.


На рисунке 3 приведен график зависимости коэффициента влияния коррозионной поврежденности поверхности на усталостную прочность лопаточной стали от максимального диаметра язв. Предел усталостной прочности лопаток с коррозионными язвами диаметром до 3 мм ниже предела усталостной прочности новых лопаток в 2,5 раза. Плотность распределения язв не оказывает существенного влияния на усталостную прочность стали.

Результаты испытаний: образцов с искусственными коррозионными язвами длиной 5 мм (1), 4 шт./см2 и 1 мм (2), 100 шт./см2; лопаток турбин с естественными коррозионными повреждениями [3].
Рисунок 3 – Зависимость коэффициента влияния коррозионной

поврежденности поверхности на усталостную прочность стали 20Х13Ш от максимального диаметра язв


Целесообразно принятие степени коррозионной поврежденности поверхности, выраженную диаметром самых крупных язв и определенную расчетным либо опытным путем из данных анализа результатов исследования разрушенных в эксплуатации лопаток в качестве критериев эксплуатационной надежности рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин,.

Рекомендация: при описании коррозионного состояния поверхности лопаток используется две шкалы:

1 – классифицирующая коррозионная поврежденность лопаток (таблице 5) по максимальному диаметру язв (для оценки степени снижения усталостной прочности лопаток);

2 – классифицирующая коррозионная поврежденность лопатки (таблице 6) по плотности распределения язв (для накопления информации, которая поможет со временем дать информацию о состоянии коррозионной среды).

Предлагаются следующие шкалы, приведенные в таблицах 5, 6.
Таблица 5 – Шкала I. Максимальные размеры язв

Классификационная группа

Максимальный размер язв, мм

Коэффициент влияния коррозии

1

2

3

1 балл

0,1

< 1,2

2 балл

0,1 ÷ 0,5

1,2 ÷ 1,5

3 балл

0,5 ÷ 1,0

1,5 ÷ 1,7

4 балл

1,0 ÷ 2,0

1,7 ÷ 2,1

5 балл

2,0 ÷ 4,0

2,1 ÷ 2,9




И (или) травление поверхности




6 балл

Общая коррозия с потерей профиля

> 2,9

Таблица 6 – Шкала II. Плотность распределения язв



Классификационная группа

Плотность язв, шт./см2

А

до 2

Б

2 ÷ 10

В

10 ÷ 100

Г

более 100

Опыт эксплуатации турбин К-300-240 показал, что разрушение рабочих лопаток 3-х и 4-х ступеней ЧНД происходит после 20 ÷ 50 тыс.ч эксплуатации, если к этому времени интенсивность коррозии достигнет 5 ÷ 6 баллов (по шкале I, таблицы 5); после 50 ÷ 100 тыс. ч, если коррозия достигнет 3 ÷ 4 балла, и в пределах 100 ÷ 150 тыс. ч, если интенсивность коррозии к этому времени соответствует 1 ÷ 2 баллам.

Рабочие лопатки 3-х и 4-х ступеней ЧНД турбин К-300-240 и К-800-240 из-за большего коэффициента запаса прочности эксплуатируются достаточно длительное время при степени изъязвления поверхности до 5 ÷ 6 баллов. Расчеты на прочность показали, что коррозионная поврежденность поверхности для лопаток 3-х ступеней ЦНД этих турбин вплоть до 6 баллов и для лопаток 4-х ступеней этих турбин до 5 баллов не ограничивает их ресурс.

2.3. Режимы эксплуатации энергетических установок и отклонения в условиях их работы.

2.3.1. Температура свежего пара и промперегрева и их влияние на уровень температуры начала зоны фазового перехода.

Указание экспериментальных исследований отечественных и зарубежных авторов на существенное влияние температуры среды на скорость протекания коррозионных процессов. Зависимость температуры среды в зоне фазового перехода, при течении коррозионных процессов, от конструктивного выполнения турбины и параметров свежего пара и промежуточного перегрева пара.

Процессы расширения пара для четырех групп турбин показаны на рисунке 4, а в таблице 7 приведены значения температуры начала фазового перехода при номинальных условиях работы этих турбин.

У турбин с промперегревом до 540°С при номинальных параметрах свежего пара 23,5 МПа, 540°С и 12,8 МПа, 540°С температуры начала фазового перехода находятся, соответственно, на уровне 80 и 60°С (линии 1 и 2 на рисунке 4). Для турбин без промперегрева на параметры свежего пара 12,8 МПа, 540°С и 8,8 МПа, 535°С они, соответственно, составляют 140 и 115°С (линии 3 и 4 на рисунке 4). В таблице 7 также приведены типы турбин для каждой из четырех групп.



Рисунок 4 – Процессы расширения пара в турбинах.
При частичных нагрузках турбин происходит смещение вправо (на h-S-диаграмме) процесса расширения пара в проточной части и снижения температуры начала зоны фазового перехода. Так, снижение нагрузки турбин на давления пара 12,8 и 8,8 МПа без промперегрева со 100 до 50 % изменяет температуру начала зоны фазового перехода с 140°С и 115°С соответственно до 110°С и 85°С, а для турбин на давление 23,5 и 12,8 МПа с промперегревом - с 80°С и 60°С соответственно до 55°С и 35°С.

Для турбин без промперегрева на давление свежего пара 12,8 и 8,8 МПа снижение температуры свежего пара на 20°С приводит к росту температуры начала фазового перехода на 10°C, a для турбин с промперегревом на давление свежего пара 23,5 и 12,8 МПа снижение температуры промперегрева на 20°С – на 6 °С.

Низкий уровень температуры начала зоны фазового перехода (не выше 80 – 60°С) у турбин с промперегревом - один из факторов, объясняющих практически полное отсутствие коррозионного растрескивания под напряжением дисков у турбин этого типа. Предполагается, что при такой температуре среды скорость протекания коррозионных процессов в металле дисков настолько мала, что за срок службы всей турбины коррозионное растрескивание дисков не появляется.

При чрезмерном ухудшении качества свежего пара, наличии в элементах диска зон с высокими расчетными напряжениями, возможно появление коррозионных повреждений и для турбин с промперегревом.

У турбин без промперегрева Т-100-130 и T-50-130 температура начала зоны фазового перехода пара высока и составляет 140°С.

К этой группе можно условно отнести также четыре типа теплофикационных турбин без промперегрева ПТ-135-130, ПТ-50-130, ПТ-80-130, ПТ-60-130. Однако в этих турбинах вследствие дросселирования в регулирующих клапанах производственного отбора процесс расширения пара смещается вправо, что приводит к существенному снижению уровня температуры начала зоны фазового перехода. Не исключено, что по этой причине отмечены только единичные случаи коррозионного растрескивания дисков этих турбин.


Таблица 7 – Температура начала фазового перехода пара для турбин с промперегревом и без промперегрева

Схема турбинной установки

Температура начала фазового перехода, °С

Параметры свежего пара

Температура пара промперегрева, °С

Номер линии на

Рисунке 4



Тип турбин

давление, МПа

температура, °С

Без

промперегрева

пара


140

12,8

540

-

3

Т-185-130, Т-100-130, Т-50-130,

ПТ-135-130, ПТ-50-130; ПТ-80-130, ПТ-60-130



115

8,8

535

-

4

К-100-90, К-50-90, ПТ-60-90,

ПТ-25-90; К-100-90.



С

промперегревом пара



80

23,5

540

540

1

К-1200-240, К-800-240, К-500-240,

К-300-240; Т-250-240; К-500-240,

К-300-240.


60

12,8

540

540

2

К-200-130, Т-180-130; К-160-130

У турбин без промперегрева с параметрами свежего пара 8,8 МПа, 535°С температура начала фазового перехода составляет 115°С. Наработка многих из них превысила 200 тыс.ч. Коррозионные повреждения дисков обнаружены у 25 % обследованных турбин К-100-90 ПОТ ЛМЗ. У этого типа турбин произошел один случай частичного разрушения диска.

2.3.2. Система регулирования температуры пара за барабанными котлами.

На ТЭС с барабанными котлами применяется система регулирования температуры перегретого пара впрыском в паровой тракт котла конденсата собственного пара. При пусках и малых нагрузках она неработоспособна, поэтому для защиты ширмовых (иногда радиационных) пароперегревателей, размещенных в начале парового тракта, особенно при работе на сниженных нагрузках, необходима непосредственная подача питательной воды.

Эксплуатация котлов показала, что производительность установленных в схеме пароконденсаторов недостаточна, особенно при работе газомазутных котлов на газе и в тех нередких случаях, когда котел был запроектирован на температуру перегрева 570°С.

В эксплуатации известные обнаружения различных повреждений теплообменников-конденсаторов:

- разрушение трубок и трубных досок, в результате чего охлаждающая среда (питательная вода), имеющая большее давление, перетекает через трещины в конденсат;

- случаи переполнения пароконденсаторов и перетекания в барабан воды через парозаборные трубы, с захватом этой воды основным потоком пара, идущим в тракт пароперегревателя и неизбежному ухудшению качества пара.

В указанных выше случаях суммарный процент вводимой в паровой тракт питательной воды составляет до 6 % расхода пара.

2.3.3. Гидравлическая плотность трубных систем конденсаторов паровых турбин и сетевых подогревателей.

Одной из причин присосов высокоминерализованной охлаждающей воды в паровое пространство конденсаторов паровых турбин являются коррозионные повреждения трубок в процессе эксплуатации вследствие низкой коррозионной стойкости применяемых материалов.

Это устраняется путем замены используемого для трубной системы конденсаторов медноникелевого сплава MHЖ-5-1 нержавеющей сталью или титановыми сплавами. При этом помимо повышения коррозионной стойкости самих материалов трубок присосы охлаждающей воды снижаются путем повышения гидравлической плотности узла соединения труба – трубная доска, сочетая вальцовку со сваркой труб с трубной доской.

Кардинальное улучшение качества изготовления конденсаторов и, в частности, повышение их гидравлической плотности возможно при выполнении на заводе и поставке на электростанции конденсаторов в виде готовых заводских блоков.

Присосы сетевой воды в паровое пространство подогревателей возможны вследствие их низкой гидравлической плотности и коррозионных повреждений трубок.

  1   2   3   4   5


©dereksiz.org 2016
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет