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



жүктеу 0.92 Mb.
бет2/5
Дата17.06.2016
өлшемі0.92 Mb.
1   2   3   4   5

3. Стояночная коррозия проточной части турбин
На тепловых электростанциях в период проведения ремонтов и при длительных остановках оборудование турбинных установок подвергается стояночной коррозии, являющейся причиной поверхностного разрушения металла. Продолжают отмечаться случаи серьезных повреждений оборудования, обусловленные стояночной коррозией из-за невыполнения предписаний ПТЭ по обязательной консервации оборудования при простоях более 7 суток.

Стояночная коррозия - один из наиболее распространенных видов коррозионного разрушения металлов. Скорость коррозионного разрушения различных металлических изделий в атмосфере определяется внешними условиями, т.е. метеорологическими факторами и загрязненностью воздуха коррозионно-активными газовыми и солевыми примесями. Одним из основных факторов, определяющих скорость и механизм атмосферной коррозии, является степень увлажненности поверхности металла.

Коррозия в период простоя обычно сравнительно равномерна: при неблагоприятных условиях она проявляется в виде многочисленных, равномерно распределенных по поверхности металла язвин. Местом ее протекания являются участки, где конденсируется влага. Источником появления коррозии является, прежде всего, конденсация пара, заполняющего турбину после ее остановки. Конденсат частично остается на лопатках, дисках и диафрагмах, а частично стекает вниз и скапливается в корпусе турбины. Количество влаги увеличивается вследствие просачивания пара из паропроводов отборов и противодавления. Внутренние части остывшей турбины всегда холоднее поступающего в турбину воздуха. Относительная влажность воздуха машинного зала весьма высока, поэтому достаточно незначительного охлажденная воздуха, чтобы наступила точка росы и влага выделилась на поверхностях элементов проточной части.

На поверхности лопаточного аппарата и дисков агрессивные примеси осаждаются при гидравлической опрессовке вакуумной системы турбины, если для этой цели используется вода низкого качества и уровень заполнения поднимается до разъема цилиндра низкого давления.

При стояночной коррозии происходят повреждения в виде язвенной коррозии, как лопаточного аппарата, так и дисков турбин. При этом область повреждений охватывает элементы всей турбины или располагаются локально в зависимости от специфических условий во время стоянки турбины, в частности, способов дренирования турбины, ее связи с соседним оборудованием и др.

В отдельных случаях последствия стояночной коррозии приводили к необходимости замены на турбинах лопаточного аппарата и дисков ряда ступеней или к срезке дисков до ступицы.


4. Рекомендации по предотвращению коррозионных

повреждений дисков и лопаточного аппарата турбин
4.1. Для проведения контроля металла насадных дисков рекомендуется выполнение следующих организационных и технических мероприятий:

-Осуществление контроля металла насадных дисков в зоне фазового перехода через каждые 50 тыс.ч [11].

-Применение в качестве методов контроля визуального осмотра, магнитопорошковой или цветной дефектоскопии, ультразвукового контроля (приложения 1, 2, 5).

-Проведение контроля в объеме 100 % для обода, гребня, полотна с разгрузочными отверстиями, ступичной части, шпоночного паза.

-При съеме с диска рабочих лопаток, дефектоскопии подвергаются внутренние поверхности гребня диска и хвостовики рабочих лопаток.

-Проведение повторной дефектоскопии при использовании отремонтированных дисков после ремонта и при удовлетворительных результатах допуск этих дисков к дальнейшей эксплуатации по согласованию с заводом-изготовителем.

-проведение дефектоскопического контроля отремонтированных дисков не реже, чем через 2 ÷ 3 года эксплуатации.

-запрет дальнейшей работы дисков, если на отремонтированных дисках при эксплуатации вновь образовались трещины.

4.2. Для проведения контроля металла рабочих лопаток рекомендуется выполнение следующих организационных и технических мероприятий:

-Проведение контроля металла рабочих лопаток в зоне фазового перехода через каждые 50 тыс. ч согласно [11];

-Применение в качестве методов контроля визуального осмотра, магнитопорошковой или цветной дефектоскопии, вихретокового и ультразвукового контроля, магнитопорошковую или цветную дефектоскопию, вихретоковый и ультразвуковой контроль (приложения 1, 2, 4, 5).

-Проведение обязательного контроля элементов по предлагаемому перечню: перо, входные и выходные кромки в доступных местах, хвостовики лопаток, проволочные и покрывные бандажи, бандажные отверстия и шипы лопаток.

4.3. Применение технологии ремонтов коррозионно-поврежденных дисков и рабочих лопаток в соответствии с указанной в приложениях 1 и 5.

4.4. Нормирование качества свежего пара перед турбинами.

Качество свежего пара перед турбинами определяет качество первичного конденсата в ЗФП, являющееся одним из факторов, влияющих на интенсивность коррозионных процессов в проточной части турбины. Это обусловливает необходимость строгого соблюдения норм качества свежего пара, регламентированных ПТЭ, и выполнение мероприятий по предотвращению их нарушения.
Таблица 8 – Нормы качества свежего пара и питательной воды для прямоточных котлов на давление пара 14 и 25 МПа

Показатели качества

Пар

Питательная вода

Соединения натрия (в пересчете на Na), мкг/кг, не более

5*

5*

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см**, не более

0,3

0,3

рН, не менее

7,5***

9,1±0,1****; ГАР

7,7±0,2; ГР

8,0±0,5; КАР

7,0±0,5; НКР



Кремниевая кислота (в пересчете на SiO2), мкг/кг, не более

15

15

* Для котлов на давление 14 МПа при отсутствии конденсатоочистки на 100 % допускается до 10 мкг/кг.

** Н-катионированной или дегазированной пробы при 25°С.

*** При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается не менее 6,5.

**** В зависимости от принятого водно-химического режима (ГАР - гидразинно-аммиачный режим, ГР - гидразинный режим, КАР - кислородно-аммиачный режим, НКР - нейтрально-кислородный режим).


4.4.1. Настоятельно рекомендуется обеспечение качества свежего пара прямоточных котлов (таблице 8) в соответствии нормам:

- соединения натрия (в пересчете на Na) не более 5,0 мкг/кг;

- кремниевая кислота (в пересчете на SiO2) не более 15 мкг/кг;

- удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы при 25°С не более 0,3 мкСм/см;

- значение рН при 25°С не менее 7,5, при нейтрально-кислородном водно-химическом режиме не менее 6,5.

4.4.2. Настоятельно рекомендуется обеспечение качества свежего пара барабанных котлов (таблице 9) на давление 14 МПа после всех устройств для регулирования его температуры в соответствии нормам:

- соединения натрия (в пересчете на Na) не более 5,0 мкг/кг;

- кремниевая кислота (в пересчете на SiO2) не более 15 мкг/кг;

- значение рН при 25°С не менее 7,5.
Таблица 9 – Нормы качества свежего пара и питательной воды для барабанных

котлов


Давление пара, МПа

Качественные показатели

Пар

Питательная вода

ГРЭС

ТЭЦ

4

10

14



Соединения натрия (в пересчете на Na), мкг/кг, не более

60

15

5



100

25

5



-

-

50



10

14


Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более

Устанавливается энергообъединением

4-14

рН, не менее

7,5

7,5

9,1±0,1

4-14

Кремниевая кислота (в пересчете на SiO2), мкг/кг, не более

15

25

80*

40**


120***

_____________

* Для котлов на давление пара 4 ÷ 10 МПа.

** Для котлов на давление пара 14 МПа на ГPЭС.

*** Для котлов на давление пара 14 МПа на ТЭЦ.


4.4.3. Установление допустимого значение удельной электрической проводимости Н-катионированной пробы £ 0,3 мкСм/см для свежего пара прямоточных котлов, исходя из предельно допустимой концентрации соединений натрия 5 мкг/кг и реального содержания углекислоты в питательной воде и паре £ 50 мкг/кг.

Подтверждение эксплуатацией энергоблоков с прямоточными котлами возможности обеспечения норм ПТЭ для свежего пара при поддержании качества ВХР согласно разработанным рекомендациям [9].

4.4.4. Основной показатель качества свежего пара барабанных котлов –содержание соединений натрия, поддерживаемое в концентрации не выше 5 мкг/кг. Отсутствие возможности в настоящее время ввести в ПТЭ однозначно допустимое значение удельной электрической проводимости по причине значительных колебаний содержания углекислоты в паре барабанных котлов (от 50 до 500 мкг/кг СО2).

4.4.5. Для обеспечения качества пара перед турбинами, работающими от прямоточных котлов (25 МПа), рекомендуется соблюдение условий:

- поддержание качества питательной воды согласно нормам ПТЭ;

- ликвидация подачи конденсата турбин в питательный тракт помимо конденсатоочистки;

- снижение потерь конденсата в цикле в соответствии с ПТЭ до 1,0 % на ГРЭС и до 1,2 % на ТЭЦ с отопительной нагрузкой;

- контроль гидравлической плотности трубной системы конденсатора;

- соответствие качества добавочной обессоленной воды нормам ПТЭ;

- очистка дистиллята испарителей с целью поддержания его качества на уровне добавочной обессоленной воды;

- контроль качества конденсата греющего пара сетевых подогревателей, исключение его прямой подачи в конденсатно-питательный тракт при удельной электрической проводимости свыше 0,3 мкСм/см;

- эффективное удаление (отсос) газов СО2, О2 из регенеративных подогревателей (ПВД, ПНД);

- эффективная работа деаэраторов по удалению СО2 из питательной воды.

4.4.6. Для обеспечения качества пара перед турбинами, работающими от барабанных котлов (14 МПа) рекомендуется выполнение следующих организационных и технических мероприятий:

- оптимизация и совершенствование систем регулирования пара за котлом, в целях исключения использования для этой цели прямой подачи питательной воды;

- проработка и ввод в «Нормы технологического проектирования» рациональных схем подготовки добавочной воды на химводоочистке, создание и использование при этом эффективных схем предочистки;

- контроль гидравлической плотности трубной системы конденсатора;

- исключение использования добавочной воды (обессоленной или химически очищенной) низкого качества, приводящей к нарушению норм питательной воды;

- контроль качества конденсата греющего пара сетевых подогревателей, теплообменников, охлаждаемых сырой водой;

- контроль качества конденсата, возвращаемого с производства. При наличии в возвращаемом конденсате кислых или щелочных соединений он электростанцией не принимается;

- отсос неконденсирующихся газов (СО2, О2) из теплообменников (ПВД, ПНД);

- эффективная работа деаэраторов по удалению СО2 из питательной воды;

- надежная работа внутрикотловых сепарационных устройств с целью предупреждения уноса с паром капельной влаги.

4.4.7. Для ограничения работы турбин при существенном отклонении от норм качества свежего пара в ПТЭ регламентирована продолжительность допускаемых нарушений норм качества свежего пара перед турбинами (таблице 10), при которых принимаются соответствующие меры по нормализации водного режима или останову турбины.


Таблица 10 – Продолжительность допускаемых нарушений норм качества свежего пара перед турбинами

Показатели качества пара

Продолжительность нарушения, ч

72

24

Останов турбины*

Прямоточ-ные котлы

Барабанные котлы**

Прямоточные котлы

Барабанные котлы**

Прямоточные котлы

Барабанные котлы**

Содержание соединений натрия, мкг/кг

5 ÷ 10

5 ÷ 10

10 ÷ 15

10 ÷ 15

15

15

Удельная электричес-кая проводимость,*** мкСм/см

0,3 ÷ 0,5

-

0,5 ÷ 1,0

-

1,0

-

рН не ниже

-

-

-

-

5,5

5,5

* Время останова определяет главный инженер электростанции.

** Качество пара барабанных котлов на давление пара 14 МПа.

*** Н-катионированная проба при 25°С. Допускаемое по времени отклонение значений удельной электрической проводимости для барабанных котлов устанавливаются энергообъединениями, поскольку в ПТЭ они регламентируют это значение для нормальных условий эксплуатации.
4.5. Автоматизированный химический контроль качества свежего пара перед турбиной и конденсата после конденсатора и сетевых подогревателей

Основные требования к организации и объему автоматизированного химического контроля качества свежего пара изложены в [10].

Цель автоматизированного химического контроля - быстрое выявление отклонений качества теплоносителя от установленного уровня для принятия соответствующих мер по их устранению.

Автоматизированная система химического контроля (АСХК) - информационно-измерительная система, выполняющая оперативный контроль показателей качества теплоносителя, отражающих текущее состояние водно-химического режима по тракту энергоблока.

Предлагаемая система автоматизированного химического контроля качества свежего пара перед турбиной с обеспечением оперативного контроля трех нормируемых показателей: удельной электрической проводимости, содержанием натрия и значениям рН, дана в приложении 8.

4.6. Для успешной работы систем регулирования температуры пара барабанных котлов в целях предотвращения коррозионных повреждений рекомендуется выполнение следующих организационных и технических мероприятий:

- выполнение мероприятий для обеспечения надежной работы конденсаторов этой системы, исключающие попадание питательной воды в пар через неплотности трубной системы для работы схем регулирования температуры пара котлов ТЭЦ с помощью впрыска конденсата собственного пара;

-установка, при необходимости, модернизированных заводами-изготовителями более надежных конденсаторов.

-внесение в ежегодные приказы по повышению технического уровня эксплуатации электростанций мероприятий по замене конденсаторов собственного пара;

-допустимость впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель барабанных котлов энергоблоков только в аварийных ситуациях и пусковых режимах.

4.7. Применение ингибирующих присадок в пар перед зоной фазового перехода турбины.

Осуществление снижения интенсивности коррозионных процессов на конструкционных материалах дисков и лопаток в проточной части турбины защитой поверхности металла от воздействия агрессивных соединений с помощью ингибитора, подаваемого в пар непосредственно перед зоной фазового перехода и регулирующего качество первичного конденсата ЗФП.

Применение в качестве ингибиторов в проточной части турбины летучих щелочных и пленкообразующих реагентов - гидразина, пиперидина, морфолина и др. Требование обладания ингибитором благоприятного коэффициента межфазового распределения, определяющего способность его концентрирования в первичном конденсате, свойством регулирования значения рН первичного конденсата, термостойкостью, определяемой коэффициентом термического разложения, и ингибирующим эффектом, обусловливающим защиту поверхности металла от коррозионных процессов.

Учет при выборе ингибитора его стоимости, наличия в промышленности, допустимые концентрации в сбросных водах.

В приложении 9 рекомендуется система ингибирования пара перед зоной фазового перехода для предотвращения коррозионных повреждений проточной части турбин с помощью гидразина.

4.8. Материал дисков и рабочих лопаток ступеней турбин в зоне фазового перехода при высокой минерализации исходной воды.

Для электростанций с повышенной минерализацией воды для повышения коррозионной стойкости металла в зоне фазового перехода, по согласованию с заводом-изготовителем турбины, при соответствующем технико-экономическом обосновании возможна установка рабочих лопаток турбины из титановых сплавов или более коррозионно-стойких сталей, а для дисков турбин без промперегрева - использование стали 26ХН3М2ФАА.

4.9. Консервация оборудования турбинных установок при их остановке.

Консервация оборудования - наиболее эффективная мера для предотвращения повреждений, вызываемых стояночной коррозией. Способы консервации различны и выбираются в зависимости от продолжительности и вида простоя консервируемого оборудования, наличия схем консервации, типа консерванта и затрат на проведение консервации.

В настоящее время на тепловых электростанциях получили применение следующие способы консервации турбоустановок: осушенным или подогретым воздухом и летучими ингибиторами ИФХАН (ингибированным воздухом).

Способы консервации с использованием атмосферного воздуха основаны на снижении и поддержании в процессе простоя турбоустановки внутри ее объема воздушной среды с относительной влажностью не более 40 %, что практически исключает возможность возникновения стояночной коррозии.

4.9.1. Консервация подогретым воздухом.

Для организации консервации рекомендуется выполнение следующих технических мероприятий:

-использование динамического способа осушки воздуха, постоянным нагнетанием воздуха пониженной относительной влажности в полость консервируемого оборудования;

-использование для нагнетания воздуха вентиляторов, а для понижения его влажности - подогрева в калориферах;

-использование в качестве мест подвода воздуха трубопроводов регенеративных и отопительных отборов или перепускных труб;

-организация постоянной вентиляции консервируемого объема выпуском воздуха с условием исключения застойных зон и невентилируемой полости;

-использование для выпуска воздуха штатных дренажей, воздушных линий опорожнения или специально устанавливаемых вентиляционных штуцеров с запорной арматурой, а также системы концевых уплотнений.

Указания по выбору оборудования, расчету режима, проектированию и реализации установки для проведения консервации подогретым воздухом изложены в [12].

4.9.2. Консервация осушенным воздухом.

Для организации консервации рекомендуется выполнение следующих технических мероприятий:

-пропуск воздуха до поступления в турбину через адсорбционный осушитель, поглощающий значительную часть влаги. Благодаря этому и после поглощения влаги и охлаждения в турбине относительная влажность воздуха остается в допустимых пределах, исключающих возникновение атмосферной коррозии. При этом исключается конденсация водяных паров в местах с низкой температурой.

- стационарная установка осушителей. Возможность их переноса и использования на нескольких турбинах.

- выпуск воздуха через концевые уплотнения и другие специальные отверстия, выбранные с учетом прохождения всех поверхностей консервируемого объема турбоустановки;

- установка нескольких воздуходувок (в отдельных случаях) для исключения тупиковых зон;

- обеспечение производительностью осушителей и воздуходувок полной замены воздуха в консервируемом объеме 1-2 раза в час;

- использование осушенного воздуха для консервации регенеративных и сетевых подогревателей, резервуаров, питательных насосов, конденсаторов и электрических генераторов.

4.9.3. Консервация летучими ингибиторами ИФХАН.

Применение для защиты от коррозии ряда черных и цветных металлов летучих ингибиторов ИФХАН, имеющих большую скорость испарения.

Краткое описание способа консервации летучими ингибиторами ИФХАН:

- герметизация турбины по валу и всем подключенным к ней трубопроводам и сообщение ее с источником воздуха, содержащим летучие ингибиторы коррозии;

- просасывание ингибированного воздуха с помощью насоса или эжектора через цилиндры турбины;

- определение защитной концентрации и улавливание (поглощение) ингибитора, оставшегося в воздухе на выходе из турбины (из конденсатора турбины);

- при достижении внутри консервируемого объема защитной концентрации герметизация турбины по подводу и отводу воздуха и оставление в таком виде на все время простоя (до 2,5 ÷ 3,0 лет);

- контроль состояния металла при простое по скорости коррозии индикаторов, изготовленных из стали 3.

- проведение расконсервации пропуском воздуха через турбину, с поглощением ингибитора на выходе, для обеспечения полной экологической чистоты процесса как расконсервации, так и предыдущей консервации.

- использование в качестве места подачи ингибированного воздуха трубопроводов подачи уплотняющего пара или отсоса паровоздушной смеси и пара из переднего концевого уплотнения турбины (или другого концевого уплотнения в зависимости от конструктивной схемы турбины);

- отведение воздуха из трубопроводов заднего концевого уплотнения (турбина с противодавлением) или из трубопровода отсоса паровоздушной смеси конденсатора;

- использование для пропуска ингибированного воздуха через турбины основного или пускового эжекторов.

- применение летучих ингибиторов ИФХАН для консервации закрытых емкостей и баков;

- методика организации, создания и применения схемы консервации, порядок проведения консервации и расконсервации, методика определения защитной концентрации и другие указания изложены в [12].

___________________________________________________________


Приложение 1

к «Методическим указаниям по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода»


1   2   3   4   5


©dereksiz.org 2016
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет