автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка и внедрение парокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин

На правах рукописи

К

ОВЕЧКИНА Ольга Владимировна

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ПАРОКИСЛОРОДНОЙ ОЧИСТКИ, ПАССИВАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ТУРБИН

Специальность:

05.14.14. Тепловые электрические станции,

их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2005

Работа выполнена в ОАО «Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт» (ВТИ)

Научный руководитель - кандидат технических наук Федосеев Б С.

Официальные оппоненты: доктор технических наук В.Н. Воронов; кандидат технических наук В.Я. Каплина.

Ведущая организация ОАО «Мосэнерго»

2°

Защита состоится « ¡¿у » (Л (гОН^ 2005 г. в / ^ часов на заседании диссертационного совета Д 222.001.01 при ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт» (ВТИ) по адресу: 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, 14/23.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Всероссийского теплотехнического научно-исследовательского института (ВТИ).

Автореферат разослан « / К » /^СА А 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 222.001.01,

кандидат технических наук ра^Ту^^^-^^^' ^ ^ Березинец

1-гоМ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

В настоящее время в теплоэнергетической отрасли одной из проблем, заслуживающей серьезного внимания, является защита оборудования от атмосферной коррозии при простоях.

Опыт эксплуатации паровых турбин показывает, что при невыполнении мер по консервации на период простоя и попадании во внутренний объем кислорода воздуха протекает атмосферная коррозия металла. В результате этого процесса на внутренних поверхностях накапливаются продукты коррозии. При последующих пусках водный режим продолжительное время не соответствует нормируемым показателям. Это вызывает снижение надежности работы оборудования, аварийные остановы, понижение экономичности электростанции из-за заноса проточной части турбины солями, а, следовательно, и недовыработку тепловой и электрической энергии.

Под воздействием атмосферного кислорода на незащищенном металле проточной части турбин образуются коррозионные язвы, что приводит к значительному сокращению срока службы. Известны крупные аварии, вызванные коррозионными повреждениями турбин с громадным экономическим ущербом. В тоже время, рядом отечественных ученых д.т.н. Несмеяновой К.А, к.т.н. Шицманом М.Е. (ЭНИН), академиком Ко-лотыркиным Я.М. было показано, что при определенных условиях кислород может защищать металл от коррозии.

В условиях ужесточения требований к чистоте сточных вод и снижению негативного влияния энергоустановок на окружающую среду приоритетными становятся безреагентные методы консервации Кроме того, применение безреагентных методов консервации позволяет исключить материальные затраты, связанные с приобретением химических реагентов, сбором, нейтрализацией и сбросом отработанных химических растворов.

Цель и задачи работы.

1. Разработать технологические процессы и схемы консервации лопаточного аппарата турбин парокислородным методом.

2. Провести лабораторные и эксплуатационные исследования по созданию коррозионно-стойкой оксидной пленки на деталях проточной части турбин.

3.Осуществить промышленную апробацию разработанных схем па-рокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин и оценить экономический эффект от внедрения разработанного метода.

4. Определить время, в течение которого коррозионно-стойкая защитная пленка, созданная парокислородной технологией на поверхности лопаточного аппарата турбин, сохраняет свои свойства.

Научная новизна работы

1. Впервые в мировой практике исследованы процессы очистки и пассивации проточной части турбины при комбинированном воздействии пара и кислорода, определены условия и параметры для их эффективного применения в промышленных условиях.

2. Впервые в условиях эксплуатации энергопборудования изучено влияние основных факторов на процессы очистки, пассивации и консервации деталей проточной части турбин. Доказано, что кислород является надежным пассиватором поверхности металла в перегретом и насыщенном паре, пароводяной смеси и воде.

3. Разработан и апробирован процесс и схемы консервации пароки-слородным методом, обеспечивающие надежную защиту лопаточного аппарата паровых турбин различного типа от стояночной коррозии, а также во время эксплуатации.

Практическая ценность работы

Результаты работы используются на ТЭС для проведения консервации, пассивации и частичной очистки проточной части турбины с целью защиты от стояночной коррозии во время простоя в резерве различной продолжительности и перед выполнением ремонтных работ, а также для торможения коррозионных процессов во время эксплуатации.

Внедрены следующие разработки, выполненные лично автором и в соавторстве с коллективом специалистов:

- парокислородная очистка, пассивация и консервация теплофикационных турбин: ПТ-80-130 ЛМЗ ст.№2 Липецкой ТЭЦ-2, Т-100/110-130 ст.№6 и №7 Орловской ТЭЦ;

- парокислородная очистка, пассивация и консервация конденсационных турбин К-160 ст №6 Красноярской ГРЭС-2, К-215-130 ст.№1 и №2 Харанирской ГРЭС, г.-300-240 ст.№2 и №6 Каширской ГРЭС-4;

- парокислородная очистка, пассивация и консервация турбины с противодавлением Р-50-130/13 ст.№5 Самарской ТЭЦ.

Парокислородная очистка, пассивация и консервация является экологически чистым методом, а также эффективным средством повышения надежности эксплуатации паровых турбин благодаря торможению процессов коррозии.

Степень достоверности результатов

Достоверность результатов обеспечивается использованием классических методов экспериментальных и теоретических исследований, а также промышленной апробацией.

4 ' ¡чгл«* |

> • I

I и ;

»»ЕЮ»*' '

Эффективность метода парокислородной очистки, пассивации и консервации проверена с применением методики расчета скорости коррозии для металлических пластин (индикаторов коррозии), устанавливаемых в консервируемый объем. Данные, полученные в процессе апробации на промышленных объектах, хорошо согласуются с результатами экспериментальных исследований.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях и семинарах:

- научно-технический семинар "Анализ повреждаемости паровых турбин по актам нарушений в работе и актам дефектации при проведении плановых ремонтов (документы ДГИЭС). Рекомендации по совершенствованию эксплуатации и ремонту паровых турбин в рамках функционирования ЭС. ВиброДЙагностика и виброналадка роторных машин электростанций", г. Иваново, 31 марта по 2 апреля 2003 г.

- конференция молодых специалистов ВТИ, г. Москва, июнь 2003 г.

- научно-технический семинар «Водно-химические режимы и водо-подготовка на ТЭС», г. Москва, 6-10 декабря 2004 г.

Автор защищает:

- Результаты теоретических и экспериментальных исследований по выбору диапазона параметров пара и кислорода, и технических мероприятий, обеспечивающих надежность и эффективность процесса парокислородной очистки, пассивации и консервации;

- Схему и технологию длительной консервации паровых турбин па-рокислородным методом, в том числе очистку проточной части турбин во время проведения парокислородной обработки от солевых отложений.

Личный вклад автора

Проведете экспериментальных исследований, обработка и анализ их результатов.

Разработка и промышленная апробация парокислородной очистки, пассивации и консервации паровых турбин различного типа: К-300-240, К-215-130, ПТ-80, Р-50-130, Т-100/110-130.

Публикации по работе

Содержание выполненных разработок изложено в 8 журнальных статьях, получен патент на изобретение № 2250430 от 20.04 2005 г.

Структура и объем л.аботы

Диссертационная работа изложена на 92 страницах машинописного текста, иллюстрированного 25 рисунками, содержит 25 таблиц. Диссертация состоит из введения, четырех глав основного текста, основных выводов, списка использованных источников информации, включающего 76 наименований, а также пяти приложений. Всего 101 страница.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность рассматриваемой проблемы, приведена краткая характеристика работы.

В первой главе приведен литературный обзор проблем, связанных с защитой металла технологического оборудования от коррозии, существующих технологий консервации паровых турбин, кратко изложены некоторые аспекты из теории пассивации стали, сформулированы выводы и определены задачи работы.

Определены следующие требования для разрабатываемого метода консервации теплоэнергетического оборудования: надежная защита внутренних поверхностей от атмосферной коррозии в течение всего периода простоя, возможность применения ко всем группам теплоэнергетического оборудования, экологичность, эффективность использования для любых условий простоя, минимальный объем подготовительных работ, отсутствие специального ухода за оборудованием в период консервации, возможность повторных пусков и выполнения текущих ремонтных работ без проведения дополнительных мероприятий по расконсервации.

Благодаря своей экологической чистоте, технологической простоте и применимости ко всем типам турбин, парокислородная обработка отвечает всем выше перечисленным требованиям. В основе парокислородной очистки и пассивации лежит применение молекулярного кислорода путем дозировки его в тракт турбины для создания на деталях проточной части надежной защитной пленки. Возможность получения защитных пленок при окислении металла в насыщенном и перегретом паре с повышенным содержанием кислорода может рассматриваться как один из эффективных методов, приводящих к пассивации металла.

Метод парокислородной очистки, пассивации и консервации (ПКО, П и К) внутренних поверхностей нагрева энергооборудования был разработан под руководством ВТИ и внедрен на ТЗЦ-25 Мосэнерго в 1980 г. В 1985 г. были изданы методические указания по новой технологии (авторы: Н.Н Манькина, Ю.Е.Мишенин, Н.И.Груздев, В.Я.Каплина. Ю И. Дан-ков, И.А.Говорухин и др.).

Методические указания по предпусковой парокислородной очистке и пассивации были согласованы с Минтяжмашем в 1987 г. За период с 1980 по 1992 гг. метод был применен на 105 энергоблоках и отдельных котлах. Полученный опыт свидетельствует о значительном повышении надежности и экономичности работы оборудования ТЭС и целесообразности его повсеместного внедрения.

В освоение парокислородной технологии на паровых турбинах с 1999 года, весомый вклад внесли сотрудники ВТИ отделений водно-

химических процессов тепломеханического оборудования ТЭС и турбинных установок и теплофикации, а также персонал Орловской ТЭЦ, Липецкой ТЭЦ-2, Самарской ТЭЦ, Красноярской ГРЭС-2, Харанорской ГРЭС, Каширской ГРЭС ОАО «Мосэнерго».

Вторая глава посвящена выбору оптимальных параметров процесса, протекающего при парокислородной обработке, обязательных технических условий, обеспечивающих надежность и эффективность технологии, и их теоретическое обоснование.

Взаимодействие кислорода с металлом протекает в соответствии с пленочно-адсорбционной теорией пассивности, и объединяет одновременно два процесса адсорбцию атомов кислорода и образование защитного оксидного слоя. Добавление кислорода к рабочей среде во время обработки при определенных условиях приводит к значительному снижению скорости коррозии пароводяного тракта. Процесс пассивации происходит по всему пути прохождения рабочей среды и характеризуется следующими стадиями:

- ионизация металла и переход его в форме ионов и электронов в слой оксида;

- перемещение ионов металла Меп+ и электронов в слое оксида;

- перенос кислорода из газового потока к поверхности оксида;

- адсорбция кислорода на поверхности;

- превращение адсорбированного кислорода в ион О2";

- реакция образования оксида: шМеп+ + шп/2 • О2' = МетОтпд (т).

Оксидная пленка по мере роста все более изолирует металл от коррозионной среды. Скорость роста пленки контролируется часто не химической реакцией, а передвижением ион-атомов металла (наружу) или кислорода (внутрь) через твердую пленку, т.е. физическим процессом. Возможность получения защитных пленок при окислении металла в перегретом паре с повышенным содержанием кислорода может рассматриваться как один из методов, приводящих к пассивации металла.

При выполнении паро-кислородной очистки, пассивации и консервации на внутренней поверхности металла образуются два слоя окислов железа, которые соответствуют магнетиту Ре304 и гематиту Ре203 (или магемиту о; у - Ре203).

Оба слоя не существуют отдельно друг от друга, а образуют единый защитный слой соединения железа с кислородом, причем самое высокое содержание железа находится на поверхности, самой близкой к металлической основе.

Для слоя, лежащего внутри, характерно соединение двухвалентного железа с кислородом или магнетит (Ре304), который в свою очередь при дальнейшем взаимодействии с кислородом переходит в Ре203 или а;

7 - Fe203 в зависимости от температуры рабочей среды, при которой протекает процесс образования окисла. Содержание кислорода в окисле железа увеличивается при более низких температурах, т.е. в диапазоне от 150 до 250°С в защитной окисной пленке преобладает Fe203, а при более высоких температурах от 250 до 450°С, в составе пленки преобладает магнетит - Fe304.

Причем следует отметить и тот факт, что создание защитной пленки на поверхности металла происходит и при наличии остаточного слоя отложений, которые являются достаточно пористыми и состоят из окислов железа, меди, а также содержат соли жесткости и другие элементы. Размер пор слоя отложений позволяет молекулам кислорода свободно проникать непосредственно к металлу, где и происходит образование слоя оксида.

Процесс образования оксидов высшей валентности приводит к изменению структуры отложений и снижению их прочности, что способствует сносу части отложений за счет кинетической энергии пара.

Необходимо отметить, что свое начало парокислородная очистка и пассивация турбин берет из успешного и широкого внедрения пароводо-кислородной очистки, пассивации и консервации энергетических котлов, разработанной в ВТИ.

Из всех металлов, используемых в качестве компонентов основных конструкционных сплавов (железо, никель, хром, молибден, титан), железо характеризуется наиболее высокой критической плотностью тока пассивации, и, следовательно, для перевода железа в пассивное состояние необходима достаточно высокая концентрация кислорода, заметно превосходящая концентрацию, устанавливающуюся при обычных условиях (давление, температура) в результате насыщения агрессивной среды кислородом воздуха. При легировании железа хромом и никелем критический ток пассивации снижается, поэтому некоторые нержавеющие стали удается запассивировать с помощью кислорода уже при обычных условиях.

Основные параметры обработки лопаточного аппарата турбины были взяты из стендовых исследований, проведенных для котельных труб в паровой среде с кислородом на экспериментальной установке физико-технического отделения ВТИ под руководством старшего научного сотрудника отделения водно-химических процессов тепломеханического оборудования, к.т.н. - H.H. Манькиной и старшего научного сотрудника физико-технического отделения, к.т.н. - A.C. Конькова (1997г. - 2000г.), и уточнены на основе данных, полученных при обработке парокислород-ным методом турбинных образцов непосредственно на энергетических объектах (2000г. - 2004г.).

Это обосновано тем, что если котельная сталь показывает прекрасные результаты после обработки парокислородной смесью, что выражается в коррозионной устойчивости образованных защитных пленок, "го легированная турбинная сталь будет пассивироваться еще лучше.

Как известно высоколегированные стали пассивны уже в аэрированных растворах Металлы, обладающие этой естественной защитой, показывают значительную стойкость против действия внешних агрессивных сред. Однако толщину защитного слоя можно увеличить, если путем повышения температуры усилить действие кислорода. Защитное действие при этом усиливается, и стойкость против коррозии возрастает.

В результате экспериментальных исследований на стенде физико-технического отделения ВТИ, а также исходя из эксплуатационного опыта внедрения парокислородной обработки, были выявлены основные факторы, необходимые для очистки и пассивации в среде перегретого пара и кислорода:

- концентрация кислорода ~ 1,0-1,5 г/кг;

- температура 200-450°С;

- длительность обработки 5-10 часов.

Основной задачей, поставленной перед автором и сотрудниками отделения вводно-химических процессов и отделения теплофикаций и турбин ВТИ, была необходимость в проработке температурного режима для турбины. Как известно при нормальной работе конденсационной турбины температура на выходе из ЦНД составляет ~ 60°С, а теплофикационной турбины ~ 90°С. Рассматривалось несколько вариантов: пассивация только верхней части (ЦВД и ЦСД) турбины; пассивация всей турбины с учетом влияния факторов вращения турбины.

В предыдущих работах, проведенных в институте, по определению оптимальных температур для очистки котельных труб, было установлено, что температура должна быть не менее 200°С, в то время как для создания пассивной пленки основным фактором является продолжительность обработки.

Предполагая влияние вращательного момента на физико-химический процесс взаимодействия кислорода с поверхностью металла, а также режим работы на холостом ходу, который обеспечивает максимальную температуру на выходных участках турбины, нами был выбран второй вариант обработки турбины, т. е. всей турбины.

Данное предположение было подтверждено успешными результатами, полученными на турбинных образцах-индикаторах, а также на турбинных установках различного типа.

Были проведены исследования коррозионной стойкости пленок при помощи агрессивного раствора, методом снятия поляризационных кри-

вых в растворе, содержащем хлориды, а также проведен рентгенофазовый анализ пленки.

Капельным методом было установлено, что на поверхности металла турбинных образцов-индикаторов после ПКО, П и К имеется защитная пленка высшей коррозионной стойкости. Капля не изменяла окраску в течение 25 минут наблюдения. Коррозионная стойкость согласно существующей шкале была «высшая». Этот вывод подтвердили также при исследовании коррозионной стойкости образцов-индикаторов путем определения поляризационных кривых. Результаты этих исследований для образцов, устанавливаемых на время проведения парокислородной обработки на различных турбинах, приведены на рисунках 1-2.

Поляризационные кривые индикаторов коррозии с различных турбин.

Плотность тока, тА/см2

^^^■Образец стали 15X11МФ, после ПКО Турбины ПТ-80 Липецкой ТЭЦ-2

■"■■■■"Образец стали 15Х11МФ установленного а пробоотборной точке острого пара при проведении ПВКО, П и К котла Новочеркасской ГРЭС

Образец стали 15X11МФ, установленного в пробоотборной точке острого пара при проведении ПВКО П и К котла Новочеркасской ГРЭС '' ""образец стали 20X13 после ПКО установленный за 29 ст Каширской ГРЭС

^■■"образец стали 20X13 после ПКО установленный за 29 ст Каширской ГРЭС

Поляризационные кривые индикаторов коррозии с энергоблока №2 Харанорской ГРЭС

^^^■ицдикатор, установленный на время ПКО в пробоотборной линии ГПП (п) ■'•^■индикатор установленный на время ПКО в пробоотборной линии ХПП (л)

установленный на время ПКО в пробоотборной линии ОП ^"■"■исходный образец

Рисунок 2.

Как видно из рисунка 2, поляризационная кривая исходного образца-индикатора практически сразу выходит на коррозионные токи при наложении потенциала. Так, например, при наложении потенциала в 180 мВ плотность коррозионного тока составляет весьма значительную величину 10 мА/см2. После проведения парокислородной обработки ход кривых для индикаторов резко меняется, так при наложении потенциала до 1500 мВ на образец, установленный в пробоотборной линии горячего промпароперегревателя (ГПП), плотность коррозионного тока составляет только 3,6 мА/см2, а для образца, установленного в пробоотборной линии холодного промпароперегревателя (ХПП) плотность коррозионного тока максимально составляет 3,5 мА/см2 при наложении потенциала 1200 мВ.

На образцах после ПКО, П и К (рис. 2) коррозионные токи не достигают допустимого предела скорости коррозии, что объясняется заторможенностью протекания анодной реакции на поверхности образцов, вследствие образования на поверхности защитной сплошной пленки в ходе ПКО.

Следующим направлением в исследованиях было установление времени, в течение которого защитные свойства пленок, созданных пароки-слородной технологией, сохраняют свои свойства или теряют их.

Для определения допустимых сроков консервации турбоагрегата па-рокислородным методом были исследованы образцы-индикаторы из стали 15X11МФ.

Образцы-индикаторы с Новочеркасской ГРЭС, исследованные сразу после проведения ПВКО, П и К (рис. 1) и их выдержки в конденсате при 50°С в течении полутора лет (рис. 3), показали наличие коррозионно-стойкой защитной пленки на них.

Поляризационные кривые образцов-индикаторов Новочеркасской ГРЭС (1,5 года после ПВКО)

Плотность тока, тА/см2

,2 0 2 0 4 0 6 0 8 1

-«0О(

■■■■"образец-индикатор 15Х11МФ, установленный в п/о точке острого пара при проведении ПВКО.П и К котла Новочеркасской ГРЭС

"""образец-индикатор 15X11МФ, установленный в п/о точке острого пара при проведении ПВКО.П и К котла Новочеркасской ГРЭС

Также были проведены исследования образцов-индикаторов Хара-норской ГРЭС. Образцы-индикаторы были установлены до ПКО, П и К в пробоотборные линии ниток ГПП и ХПП. После обработки они были вырезаны из пробоотборных линий и переданы на исследование в ВТИ.

Нами была определена коррозионная стойкость защитных пленок на индикаторах сразу после обработки и спустя год выдержки их в термостате при температуре 50 °С, с поддержанием влажности среды порядка 70%.

Капельный метод показал, что на поверхности металла имеется защитная пленка высшей коррозионной стойкости. Капля не изменяла окраску в течение 30 минут наблюдения. На образцах, пролежавших на воздухе в течение года, защитная пленки сохранилась, и коррозионная стойкость согласно существующей шкале была «высшая».

Запассивированные индикаторы, испытанные в термостате при температуре 50°С, с поддержанием влажности среды 70% сохранили свою высокую коррозионную стойкость после годовой выдержки. Коррозионная стойкость осталась на прежнем уровне и составила 20 минут наблюдения.

Снятие поляризационных кривых подтвердило эти результаты. При исследовании индикаторов сразу после проведения обработки (рис. 2) и спустя год (рис. 4) было установлено, что при наложении потенциала коррозионные токи практически не увеличиваются, т. е. на поверхности индикаторов имеется устойчивая защитная пленка, предохраняющая металл от коррозии.

На основании результатов потенциостатических исследований для всех образцов-индикаторов был проведен расчет скоростей коррозии при потенциалах 500, 1000, 1500шВ и дана характеристика коррозионной стойкости поверхностей образцов (см. табл. 1-2).

Расчет был выполнен по формуле:

/Л 10000 ¡-А

Км =-

n-F л • 26,8-10"

где Км - отрицательный показатель изменения массы, г/(м2 ч); и - валентность иона металла, переходящего в раствор; Р - 26,8 - постоянное число Фарадея, А-ч/г-экв; А - атомная масса металла.

Пересчет скорости коррозии, выраженной в мг/м2 ч на показатель, выраженный в мм/год, выполнен по формуле:

Км- 8,76 Кп =-

Рме

где рМе - плотность металла, г/см3.

Поляризационные кривые образцов-индикаторов с энергоблока N92 Харанорской ГРЭС (1 год после ПКО)

Плотность тока ^ тА/см2

""■Индикатор, установленный в п/о точке ГПП на время ПКО ""■"""Индикатор, установленный в п/о точке ХПП на время ПКО Индикатор, установленный в п/о точке ОП на время ПКО

»

Таблица 1

Расчет скорости коррозии для образцов-индикаторов до и после парокислородной обработки

Место установки и, мВ мА/см2 Км, мг/(мч) Кп, (мм/год) Группа стойкости

Новочеркасская ГРЭС, пробоотбор-ная точка острого пара точка 500 0,02 0,20896 0,00023 Совершенно стойкие

1000 0,5 5,22388 0,00579 Весьма стойкие

1500 1 10,44776 0,01159 Стойкие

Новочеркасская ГРЭС, пробоотбор-ная точка острого пара 500 0,05 0,52238 0,00057 Совершенно стойкие

1000 0,12 1,25373 0,00139 Весьма стойкие

1500 0,2 2,08955 0,00231 Весьма стойкие

Липецкая ТЭЦ, на выходе из турбины 500 1 10,44776 0,01159 Стойкие

1000 1,8 18,80597 0,02085 Стойкие

1500 3 31,34328 0,03476 Стойкие

Харанорская ГРЭС, пробоотборная точка горячего промпа-роперегревателя 500 0,11 1,14925 0,00127 Весьма стойкие

1000 0,37 3,86567 0,00427 Весьма стойкие

1500 3,5 36,56716 0,04055 Стойкие

Харанорская ГРЭС, пробоотборная точка холодного пром-пароперегревателя 500 0,2 2,08955 0,00232 Весьма стойкие

1000 1,3 13,58209 0,01506 Стойкие

1500 8 83,58209 0,09268 Стойкие

Харанорская ГРЭС, пробоотборная точка острого пара 500 0,25 2,61194 0,00289 Весьма стойкие

1000 2,5 26,1194 0,02896 Стойкие

1500 9 94,02985 0,10426 Стойкие

Харанорская ГРЭС, исходный образец, до ПКО, П и К 500 42 438,806 0,48657 Пониженностой-кие

Самарская ТЭЦ, дренажный паропр., ~ 40 м от турбины 500 0,2 2,08955 0,00231 Весьма стойкие

1000 0,6 6,28865 0,00695 Весьма стойкие

1500 2,25 23,50746 0,02606 Стойкие

Самарская ТЭЦ, образец дренажного паропр., выход 500 1,1 11,49254 0,01274 Стойкие

1000 1,4 14,62687 0,01622 Стойкие

1500 1,6 16,71642 0,01853 Стойкие

Самарская ТЭЦ исходный образец, до ПКО, П и К 500 13 135,82090 0,15060 Пониженностой-кие

1000 80 835,8209 0,9268 Пониженностой-кие

Оценка коррозионной стойкости проводилась в основном по десятибалльной шкале коррозионной стойкости металлов (по ГОСТ 13819-68)

Таблица 2

Расчет скорости коррозии для образцов-индикаторов после парокислородной обработки, и выдержке их в специальных условиях с течением времени

Место установки и, мВ мА/см2 Км, мг/(м2ч) Кп, (мм/год) Группа стойкости

Харанорская ГРЭС, пробоотборная точка горячего промпаропе-регревателя, 1 год после ПВКО 500 0,08 0,83582 0,00093 Совершенно стойкие

1000 1 10,44776 0,01159 Стойкие

1500 4,3 44,92537 0,04982 Стойкие

Харанорская ГРЭС, пробоотборная точка холодного промпаро-перегревателя, 1 год после ПВКО 500 0,1 1,04478 0,00116 Весьма стойкие

1000 1,2 12,53731 0,01390 Стойкие

1500 8 83,58209 0,09268 Стойкие

Харанорская ГРЭС, пробоотборная точка острого пара, 1 год после ПВКО 500 0,25 2,61194 0,00289 Весьма стойкие

1000 2 20,8955 0,0232 Стойкие

1500 8 93,02985 0,09890 Стойкие

Новочеркасская ГРЭС, пробоотборная точка острого пара, 1,5 г после ПВКО 500 0,25 2,61194 0,00289 Весьма стойкие

1000 0,7 7,31343 0,00810 Весьма стойкие

1500 1,15 12,01492 0,01332 Стойкие

Новочеркасская ГРЭСпробоот борная точка острого пара, 1,5 г после ПВКО 500 0,3 3,13432 0,00347 Весьма стойкие

1000 0,5 5,22388 0,00579 Весьма стойкие

15000 1,15 12,01492 0,01332 Стойкие

Как видно из выполненного расчета, данные, полученные по всем образцам, укладываются в диапазон «совершенно стойкие - стойкие» (таблица 2).

Помимо исследований временной устойчивости оксидных пленок, автором работы совместно со специалистами ЦНИИТМАШ были проведены исследования фазового и химического состава пленок на внутренней поверхности образцов-индикаторов после ПКО, П и К.

После парокислородной обработки в исследованных участках образцов-индикаторов значительных пиков на кривой распределения железа на границе между пленкой и металлом не обнаружено. Это является доказательством того, что в ходе ПКО, П и К была сформирована сплошная за-

щитная пленка толщиной не более 5-10 мкм, которая заполнила образовавшиеся пустоты и тем самым восстановила адгезивную прочность пленки. Она надежно изолирует металл от контакта с агрессивной средой.

Рентгеноструктурный фазовый анализ проводился с поверхности образцов (дифрактометр ДРОН-З.О) и с тонкой стружки (УРС-2.0), полученной из приповерхностной области с помощью сапфирового резака. Использовалась как симметричная, так и асимметричная геометрия.

На рентгенограммах были обнаружены слабые пики, соответствующие окислам Ре304 и Ре203 (рис. 5).

y-Fe

y-Fe

a-Fe

y-Fe

I

1,5 2

dhki(A)

FeA

—r—

2,5

Fe304

Рис. 5 Штрих диаграмма образца: Шо - относительная интенсивность дифракционных пиков (%); с{- межплоскостные расстояния в кристаллической решетке (А)

Рентгенофазовый анализ зафиксировал наличие оксидов железа - гематита и (Ре,Сг)203 и магнетита (Ре,Сг)304 на поверхности образцов-индикаторов после выполнения ПКО, П и К.

Это еще раз подтверждает, что в результате воздействия среды, содержащей кислород, на поверхности металла при умеренных (до 200°С) температурах образуется защитный слой, состоящий в основном из гематита Ре203. При более высоких температурах (до 450°С) на металле образуется в основном магнетит Ре304.

Обобщенные в диссертации исследования показали, что обработка проточной части турбин методом ПКО при обоснованном сочетании не-

обходимых параметров рабочей среды позволяет создать на металле сплошные защитные оксидные пленки и надежно защитить его от коррозии.

В настоящее время парокислородная технология нашла широкое применение на прямоточных и барабанных котлах электростанций страны. Проведенными в работе исследованиями показано, что она может эффективно применяться и на турбоустановках.

Третья глава посвящена анализу результатов работ выполненных на ряде электростанций при непосредственном участии автора диссертации по очистке парокислородным методом с пассивацией узлов и элементов проточной части турбин различного типа. Показана эффективность разработанных процессов и схем парокислородной обработки для паровых турбин. Разработан процесс и схема, обеспечивающие очистку и консервацию турбоустановки по единой технологии и от одного источника кислорода.

Подача кислорода при концентрации 1,0-1,5 г/кг пара производится в главный паропровод при обработке только тракта паровой турбины или в магистраль питательной воды при обработке тракта рабочей среды всего энергоблока, включая котельный агрегат.

Для повышения эффективности процессов ПКО, П и К для всей поверхности проточной части турбины необходимо разбить обработку на два этапа (рисунок 6):

Рисунок 6. Рекомендуемое распределение температур по проточной части турбины во время проведения ПКО, П и К на примере ПТ-80.

I этап. При работе на холостом ходу в течение 2-5 часов максимально снизить вакуум и повысить температуру выхлопного патрубка до предельно допустимого уровня. На этом этапе пассивируется вся проточная часть турбины, включая последние ступени лопаточного аппарата.

II этап. При работе турбины под нагрузкой в пределах 10-40% от номинальной в течение 7-10 часов при температуре пара в пределах 400-510°С на входе в турбину. При этом очищается и пассивируется максимальное количество ступеней с «головы» турбины.

Максимально возможная нагрузка турбины при подаче пара с кислородом определяется работоспособностью эжекторов, и, как правило, не превышает 40% Н,ом. Обработка турбоустановки на этих двух режимах, как показали испытания, дала возможность отмыть и запассивировать всю проточную часть.

Для противодавленческих турбин, у которых на выходе из турбины температура среды составляет более 200 "С, проведение I этапа обработки не требуется.

При консервации проточной части турбины может возникнуть необходимость предварительной очистки промпароперегревателя, что вполне решаемо при соблюдении номинальных скоростей пара, т.е. при пони-точной обработке промпароперегревателя сторонним паром или собственным паром котла. Так на Харанорской и Каширской ГРЭС перед проведением ПКО, П и К турбин сначала обрабатывался тракт котла и промпароперегревателя. Дозировка кислорода осуществлялась на всас ПЭН. Перед началом проведения ПВКО, П и К энергоблоков была смонтирована временная схема, позволяющая подать свежий пар котла в холодную нитку промпароперегревателя, помимо турбины, для его пониточной па-рокислородной обработки. Первые порции пара с ХПП сбрасывались через предохранительные клапана, затем сброс осуществлялся в конденсатор. После окончания ПВКО, П и К на котле, котел был погашен для восстановления штатной схемы энергоблока для проведения парокислород-ной очистки, пассивации и консервации проточной части турбины. Принципиальные схемы ПКО, П и К на Харанорской и Каширской ГРЭС представлены на рисунках 7 и 8.

При проведении парокислородной обработки помимо образования защитной пленки происходит и удаление отложений с проточной части турбин. Во время проведеия ПКО, П и К осуществлялся также отбор проб пара и конденсата для определения содержания железа, меди, кремниевой кислоты, солей жесткости, натрия. По анализу концентраций, указанных элементов было установлено, что во время ПКО, П и К турбины идет интенсивная очистка поверхностей (рисунки 9-12).

Рис. 7. Принципиальная схема пароводокислородной очистки, пассивации и консервации барабанного котла 11111-216 и парокислородной обработки турбины К-215.

Рис. 8 Принципиальная схема пароводокислородной очистки, пассивации и консервации энергоблока с прямоточным котлом и парокислородной обработки турбины К-300-240.

Содержание натрия при проведении ПКО, П и К турбины ПТ-80 №2 Липецкой ТЭЦ-2 (11-12.09.2002)

1000. 900.

800. ч 700 ■

ь i 600 ■

z" 500 . ---- -

£ 4001

1 300 J --

| 200 J o o J

ООО 1 00 2 00 3 00 4 00 5 00 6 00 7 00 8 00 9 00 1000 11 00 1200 13001400 150016 00 Время обработки, ч

в паре перед ЦВД > в конденсате турбины

Рисунок 9.

Во время проведения ПКО, П и К турбины ПТ-80 Липецкой ТЭЦ-2 по данным химического анализа проб, отобранных при работе турбины на холостом ходу, содержание натрия в паре перед ЦВД изменялось от 43 до 2 мкг/дм3 и в конденсате турбины от 400 до 18 мкг/дм3. При работе под нагрузкой содержание натрия в паре перед ЦВД составляло 43 до нуля мкг/дм3, а в конденсате турбины 900-10 мкг/дм3 (рисунок 9). Большие концентрации натрия в конденсате при работе под нагрузкой можно объяснить изменением параметров работы, увеличением нагрузки, а также увеличением концентрации кислорода.

При проведении парокислородной очистки, пассивации и консервации турбины К-160 Красноярской ГРЭС-2 содержание железа в остром паре изменялось от 190 до 2 мкг/дм3, содержание меди в остром паре было незначительным и составляло порядка 5 мкг/дм3.

Основным показателем процесса отмывки проточной части турбины является содержание железа в основном конденсате. Его содержание в начальный момент подачи кислорода составляло 250 мкг/дм3 при толчке турбины на холостом ходу, и до 680 мкг/дм3 при взятии нагрузки 10 МВт, а в конце обработки составляло 58 мкг/дм3 (рисунок 10).

Содержание меди изменялось от 70 мкг/дм3 в начальный момент подключения турбины, до 14 мкг/дм3 в конце обработки (рисунок 11).

Содержание железа в тракте блока ст. №6 во время проведения ПКО, П и К турбины К-160 Красноярской ГРЭС-2

Ж

ООО 1 00 2 00 3 00 4 00 5 00 6 00 7 00 8 00 9 00 10 00 11 00 12 00 13 00 14 00 15 00 Время отбора проб, ч

питательной воде • в остром паре "♦-"в линии ГПП

* "' » линии ХПП • а конденсате

Рисунок 10.

Содержание меди в тракте блока (ст. №6) во время проведения ПКО, П и К турбины К-160 Красноярской ГРЭС-2

R > - --- - - - —

• —

-----

« L

« J ^ " 1 1—н

0 00 1 00 2 00 3 00 4 00 5 00 6 00 7 00 8 00 9 00 10 00 11 00 12 00 13 00 14 00

Время отбора проб, ч

-в питательной воде в линии ХПП

■в остром паре ■а конденсате

з линии ГПП

Содержание кремниевой кислоты в тракте блока ст.№ 2 Харанорской ГРЭС во время проведеия ПКО турбины К-215-130

Время отбора, час

конденсате КЭН -1 ступени —^-в конденсате КЭН - 2 ступени

насыщенном паре в остром паре левая сторона

""""•""■"■в остром паре правая сторона

Рисунок 12

На Харанорской ГРЭС во время проведения ПКО, П и К турбины содержание кремниевой кислоты в насыщенном паре (рисунок 12) изменялось от 30 до 12,7 мкг/дм3, в остром паре (левая сторона) от 41 до 19 мкг/дм3. в остром паре (правая сторона) от 57 до 30 мкг/дм3, в конденсате за КЭН-1 ст. от 117 до 27 мкг/дм3. По этим данным видно, что во время ПКО, П и К турбины осуществлялась очистка также йог кремниевой кислоты.

В результате осмотров обработанных турбин, которые проводились в процессе эксплуатации (ПТ-80-130 ст.№2 Липецкой ТЭЦ-2 после 6-ти месяцев эксплуатации; К-300-240 энергоблока №6 Каширской ГРЭС после проведения ПКО, П и К; Т-100/110-130 ст №7 блока №3 Орловской ТЭЦ после проведения ПКО, П и К; К-215-130 энергоблока ст.№2 Харанорской ГРЭС спустя год эксплуатации после ПКО, П и К) установлено

- проточная часть турбин имеет характерный для парокислородной обработки серо-голубой оттенок;

- коррозионная стойкость всех поверхностей лопаточного аппарата турбин - высшая, более 20 минут наблюдения;

- поверхности сопловых и рабочих лопаток чистые.

Для оценки качества проводимой пассивации металла методом ПКО, П и К следует устанавливать образцы-индикаторы турбинной марки стали на входе и выходе из турбины. Часть образцов может быть оставлена и на время эксплуатации турбины с целью определения времени повторной парокислородной обработки.

Четвертая глава посвящена экономической оценке разработанной технологии. В ней представлены соответствующие выводы об эффективности внедрения парокислородной обработки (с очисткой и пассивацией) проточных частей турбин, на которых ПКО, П и К выполнены автором диссертации и его коллегами в 2000-2004 г.

Результаты проведенных расчетов по оценке эффективности ПКО показали высокую эффективность ПКО: затраты на ее проведение окупаются за период меньше года, суммарный дисконтированный доход за 3х-летний период при систематическом (раз в три года) проведении ПКО составляет в зависимости от мощности турбины и режима ее использования 885 - 8097 тыс. руб. (см. табл. 3).

Таблица 3

№ п/п тэс Тип оборудования Кол-во Чистый дисконтированный доход (ЧДД), тыс. руб.

при числе часов использования мощности

4000 5000 6000

1 2 3 4 5 6 7

1 Липецкая ТЭЦ-2 ПТ-80 1 885 1142 1399

2 Орловская ТЭЦ Т-100-130 2 3486 4520 5554

3 Каширская ГРЭС-4 К-300-240 1 5305 6701 8097

4 Красноярская ГРЭС-2 К-115 1 1315 1798 2280

5 Харанорская ГРЭС К-215-130 2 4871 6334 7797

Основные выводы

1. Впервые в отечественной и мировой практике показана возможность очистки, пассивации и консервации паровых турбин различного типа комбинированным воздействием пара с кислородом.

2. Экспериментальными исследованиями установлено, что эффект очистки, пассивации и консервации турбин достижим при концентрациях кислорода 1,0-1,5 г/кг, температурах 120-450 "С, длительности обработки 10-15 часов. При этом образуется устойчивая пленка с высокими защитными свойствами.

3. Подтверждено, что при проведении ПКО, П и К происходит частичная очистка проточной части турбин от отложений.

4. Проведенными промышленными испытаниями доказано, что эффективная защита турбин от стояночной коррозии после ПКО, П и К обеспечивается на срок не менее 1,5 лет.

5. Разработанная технология ПКО, П и К показала высокую эффективность: затраты на ее проведение окупаются за период года, суммарный экономический эффект за три года в зависимости от мощности турбин и режима ее использования может составлять 0,8-8,1 млн. руб.

6. Теоретическая база, имеющийся к настоящему времени положительный опыт практического использования ПКО, П и К для предотвращения коррозии энергетического оборудования свидетельствуют о технической и экономической целесообразности дальнейшего расширения областей применения этого метода.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих публикациях:

1 Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, О.В.Семенова [О.В.Овечкина] и др. Консервация оборудования электростанций пароводокислород-ным методом. «Теплоэнергетика» № 7, 1999г.

2. Н.Н.Манькина, О.В.Семенова [О.В.Овечкина]. Опыт применения пароводокислородной обработки внутренних поверхностей энергоблоков и котлов электростанций. «Технические газы» № 3, 2002г., Украина.

3. Н.Н.Манькина, Б.С.Федосеев, Л.С.Журавлев, О.В.Семенова [О.В.Овечкина]. Опыт применения пароводокислородной очистки, пассивации и консервации барабанных котлов. «Энергетик» № 4, 2002г.

4. Н.Н.Манькина, О.В.Семенова [О.В.Овечкина], В.Н.Шамко и др. Консервация, пассивация и очистка проточной части турбины с

использованием паро-кислородной технологии. «Теплоэнергетика», №7, 2002 г.

5. Н.Н.Манькина, Л.С.Журавлев, А.В.Кирилина, О.В.Семенова [О.В.Овечкина]. Практические результаты внедрения пароводоки-слородной очистки, пассивации и консервации котлов с естественной циркуляцией. «Электрические станции» № 9,2002г.

6. Н.Н.Манькина, О.В.Семенова [О.В.Овечкина]. Результаты применения парокислородной очистки, пассивации и консервации проточных частей паровых турбин. «Технические газы» № 4, 2003г., Украина.

7. Н.Н.Манькина, О.В.Овечкина, И.Ш.Загретдинов. Опыт применения парокислородной очистки, пассивации и консервации проточных частей паровых турбин. «Теплоэнергетика» № 2,2005г.

8. Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, О.В.Овечкина, В.К.Коновалов, Е.В.Кузнецова. Опыт внедрения пароводокислородной очистки, пассивации и консервации котла ТГМП-314А и парокислородной обработки турбины К-300-240 ст.№ 6 Каширской ГРЭС. «Электрические станции» № 3,2005г.

>

»- 98 33

РНБ Русский фонд

2006-4 11048

Подписано в печать -12.35.05,Печа1ъ офсетная. Формагг б0х90'/)б. Уч.-изд. л. 1,7$ Тираж60 экз. Зек. & 82.

ПМБ ВТИ. 115280, Москва, ул. Аятозаводская, 14/23

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1. Причина возникновения коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата

2. Обзор существующих методов консервации лопаточного аппарата турбин

2.1. Консервация азотом

2.2. Консервация летучими ингибиторами коррозии

2.3. Консервация с использованием ОДА

2.4. Способы консервации с использованием атмосферного воздуха

2.5. Выводы

3. Теоретические представления об условиях формирования и существования защитных пленок

3.1. Пассивность металлов

3.2.Теория пассивности металлов

4. Постановка задачи

ГЛАВА II. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1. Методическая часть

1.1. Исследование образцов-индикаторов турбинной стали

1.2. Исследование защитных свойств образованных оксидных пленок с течением времени

1.3. Рентгенофазовый анализ

2. Результаты экспериментальных исследований

2.1. Результаты, полученные на энергетических объектах

2.2. Временная выдержка турбинных образцов-индикаторов

2.3. Результаты исследования фазового состава пленки

3. Выводы 47.

ГЛАВА III. ПРОМЫШЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ

1. Принципиальные схемы проведения ПКО, П и К на различных турбоагрегатах

2. Технология проведения парокислородной очистки, пассивации и консервации турбоагрегата

3. Внедрение и результаты проведения ПКО, П и К на различных турбоагрегатах

4. Результаты осмотра турбин

5. Выводы

ГЛАВА IV. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОКИСЛОРОДНОЙ

ОБРАБОТКИ ТУРБИН

1. Исходные данные

2. Методика оценки эффективности ПКО

3. Результаты расчета эффективности ПКО

Коррозионно-эрозионный износ стальных теплосиловых узлов, деталей и элементов проточной части паровых турбин, относящийся в целом к эксплуатационной группе повреждений, является одним из наиболее распространенных и опасных видов износа, сопровождающего каждую конкретную турбину на всей стадии её жизненного цикла, называемого эксплуатацией.

Эксплуатацию целесообразно разделить на две её составные части, а .именно:

1. эксплуатацию активную (турбина работает, т. е. используется по назначению);

2. эксплуатацию пассивную (турбина не работает, простаивает по разным причинам: в ремонте, в резерве, аварийные остановы и т. д.).

Процессы коррозии и эрозии металла в проточной части паровых турбин протекают на стадии (в периоды) их активной эксплуатации;

Процесс эрозии металла в проточной части паровых турбин на пассивной стадии их эксплуатации (на остановленном оборудовании) не происходит, в то время как процессы коррозии могут протекать (и нередко довольно интенсивно) в случае отсутствия должной защиты металла от этого вида эксплуатационного износа.

Проблема коррозионных повреждений проточной части турбин стала проявляться в конце 70-х годов, когда возникли поломки рабочих лопаток ступеней, ранее работавших надежно.

К началу 80-х годов эта проблема обострилась. В 1981 и 1982 годах произошли тяжелые аварии с двумя конденсационными турбинами К-300-240 ПО JIM3 на Сырдарьинской ГРЭС, которые сопровождались разрушением турбин и пожарами. В обоих случаях причиной разрушения турбин явилась групповая (около 30 лопаток) поломка коррозионноповрежденных рабочих лопаток последних ступеней. При анализе причин аварий этих турбин установлено, что непосредственной причиной являлось обширное коррозионное повреждение лопаточного аппарата части низкого давления.

В 1983 году ситуация усложнилась в связи с выявлением на ряде турбин, в частности на турбинах Т-100-130 ПО ТМЗ, коррозионного растрескивания насадных дисков. . - -«

В этот период в технической литературе стала появляться информация о случаях выявления коррозионных повреждений рабочих лопаток и дисков турбин на тепловых и атомных электростанциях ряда стран (США, Англия, ЮАР и других). Имелись сообщения о случаях разрушения насадных дисков турбин из-за их коррозионного растрескивания.

Основательные обследования выполнены в 80-х - начале 90-х годов прошлого века специалистами ВТИ, НПО ЦКТИ, НПО ЦНИИТМАШ, ОРГРЭС, ПОТ ЛМЗ, ПО ТМЗ НПО "Турбоатом" и не потеряли своей актуальности до настоящего времени.

Было обследовано состояние металла дисков и лопаточного аппарата на 496 турбинах 23 типов мощностью от 25 до 1200 МВт установленных на ТЭС, входящих в то время в состав Единой энергетической системы страны. Из 496 турбин было обнаружено 157 машин с поврежденными коррозией и эрозией дисками или поврежденными рабочими лопатками. При этом турбин с поврежденными дисками было выявлено 70 шт., а с поврежденными лопатками 131 шт. Турбин с одновременным повреждением и дисков и рабочих лопаток было обнаружено 44 шт.

Следует отметить, что только электрическая суммарная установленная мощность 157 турбоагрегатов, которые в основном выводились во внеплановые остановы (из-за коррозионно-эрозионных повреждений дисков и лопаточного (а в ряде случаев и соплового аппарата)), равнялась приблизительно 30000 МВт или 30 млн. КВт.

Эти приведенные выше цифры о многом говорят, а именно:

- о весьма больших убытках от простоев такой внушительной мощности как электрической (без учета тепловой мощности). При этом простои длительные, приблизительно сопоставимые со сроками вывода турбин в средние ремонты, не редко для выполнения работ, связанных с перелопачиванием и заменой дисков;

- о трудно-планируемых заранее (можно сказать о непредусмотренных) материально-технических затратах и т. д.

Опыт эксплуатации теплоэнергетического оборудования показывает, что при невыполнении мер по консервации на период простоя и попадания во внутренний объем турбин кислорода воздуха протекает атмосферная коррозия стали. В результате этого процесса на внутренних поверхностях появляются очаги коррозии. Поэтому в РД 34.30.507-92, а также согласно п. 4.4.32 ПТЭ 15-го издания в ряде сложных вопросов не последнее место занимает консервация оборудования турбинных установок.

На сегодняшний день не решена проблема надежной и длительной консервации лопаточного аппарата турбин, а так же не решена проблема по очистке турбин от солевых отложений.

Автор, анализируя достоинства и недостатки существующих технологий консервации паровых турбин (см. главу 1), поставил задачу решить эти проблемы комбинированной технологией - парокислородной очисткой, пассивацией и консервацией. Ранее данная технология была разработана в ВТИ, под руководством к. т. н. Н.Н. Манькиной, применительно к котельному оборудованию [11, 12]. Учитывая тот факт, что разработанная ВТИ технология паро-водо-кислородной очистки, пассивации и консервации внутренних поверхностей энергооборудования [8, 9] обеспечивает надежную защиту оборудования во время его эксплуатации и консервации и, что не менее важно, не включает в себя экологически вредных реагентов, была поставлена задача о расширении границ её применения.

С этой целью автором в составе группы специалистов отделения водно-химических процессов ВТИ и при участии сотрудников отделения турбин и теплофикации Д.Г. Авруцкого и Б.Н. Людомирского была изучена возможность применения этой технологии для очистки и консервации паровых турбин различного типа. Апробация данной технологии была осуществлена на турбине ГГГ-80 Липецкой ТЭЦ-2 с разрешения ленинградского машиностроительного завода (ЛМЗ).

На основе полученных данных в результате проведения экспериментальных и промышленных исследований была разработана технология паро-кислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин. Помимо экспериментальных исследований на ряде объектов автором вместе с сотрудниками отделения теплофикации и турбин ВТИ была внедрена технология паро-кислородной очистки, пассивации и консервации турбин как противодавленческого, так и конденсационного типа. Так, например, получен положительный опыт проведения технологии с целью очистки и консервации проточной части турбин: ПТ-80 Липецкой ТЭЦ-2, Р-50/13-130 Самарской ТЭЦ, К-215-130 Харанорской ГРЭС, К-300-240 Каширской ГРЭС-4 и др. На всех выше перечисленных электростанциях с целью установления возможных сроков сохранности защитных свойств оксидных пленок, созданных при внедрении паро-кислородной очистки, пассивации и консервации (ПКО, П и К) были выполнены исследования коррозионной стойкости защитных пленок на образцах-индикаторах сразу после ПКО, П и К и спустя определенное время. На образцах-индикаторах автором выполнялись исследования защитных свойств созданных оксидных пленок при помощи капельного метода и потенциостатическими исследованиями (см. главу 2). Помимо этого были проведены исследования возможных изменений защитных свойств пленок на образцах-индикаторах, выдержанных в конденсате и обессоленной воде, имеющих контакт с атмосферой, в термостате при температуре 50 °С в течение от 1 года до 2-х лет. Кроме того, автором совместно с персоналом электростанций выполнялся осмотр проточных частей турбин, после проведения на них паро-кислородной обработки и спустя различного времени эксплуатации. Результаты исследований и осмотр турбин показали, что защитные свойства оксидных пленок незначительно изменяются с течением времени и значительно тормозят протекание коррозионных процессов в различные периоды эксплуатации. . ,,,, .,

Выводы по работе:

1. Впервые в отечественной и мировой практике показана возможность очистки, пассивации и консервации паровых турбин различного типа комбинированным воздействием пара с кислородом.

2. Разработана теория, объясняющая механизмы очистки проточной части турбины и консервации при комбинированном воздействии пара и кислорода. Получено её экспериментальное подтверждение.

3. В ходе выполнения парокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин процесс образования защитного оксидного слоя, состоящего из гематита БегОз и магнетита Fe304, значительно интенсифицируется за счет содержания значительных количеств кислорода - до 1,5 г/кг и специфических условий работы турбинного оборудования. При парокислородной обработке турбины в режиме "холостого" хода создаются реальные условия, подтвержденные экспериментом о получении защитной пленки не при t > 200°С, как на котельных агрегатах, а при t > 120°С.

4. Доказано, что при проведении ПКО, П и К происходит очистка проточной части турбин от отложений.

5. Доказано, что эффективная защита турбин от стояночной коррозии после ПКО, П и К обеспечивается на срок не менее 1,5 лет.

6. Результаты проведенных расчетов по оценке эффективности ПКО показали высокую эффективность ПКО: затраты на ее проведение окупаются за период меньше года, суммарный экономический эффект за три года (при систематическом, раз в три года проведении ПКО) составляет в зависимости от мощности турбины и режима ее использования 0,8 - 8,1 млн. руб.

7. Теоретическая база, имеющийся к настоящему времени положительный опыт практического использования для предотвращения коррозии энергетического оборудования свидетельствует об экономической целесообразности дальнейшего расширения областей применения этого метода.

4. Заключение

Результаты проведенных расчетов по оценке эффективности ПКО показали высокую эффективность ПКО: затраты на ее проведение окупаются за период меньше года, суммарный дисконтированный доход за 13-летний период при систематическом (раз в три года) проведении ПКО составляет в зависимости от мощности турбины и режима ее использования 3,6-33,7 млн. руб.

1. ГОСТ 24278-89 «Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования.- Изд. стандартов, 1989.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. РД 34.20.501-95, Служба передового опыта ОРГРЭС, Москва, 1996.

3. Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. РД 34.30.507-92, ВТИ, 1993.

4. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования. РД 34.20.591-97, Москва, ОРГРЭС, 1997.

5. Методические указания по консервации паротурбинного оборудования ТЭС и АЭС подогретым воздухом. МУ 34-70-078-84, М., СПО Союзтехэнерго, 1984.

6. Методические указания по организации консервации теплоэнергетического оборудования воздухом. РД 153-34.1-30.-502-00. СПО ОРГРЭС, Москва, 2000.

7. Методические указания по предпусковой парокислородной очистке и пассивации пароводяного тракта теплоэнергетического оборудования. М.У. 34-70-128 85. Н.Н.Манькина, В.Я.Каплина, Ю.Е.Мишенин, Б.И.Шмуклер и др. - М.:ПО "Союзтехэнерго". 1986.

8. Методические указания по предпусковой пароводокислородной очистке и пассивации внутренних поверхностей энергооборудования. Р.Д. 34. 37. 409 96. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер, Л.С.Журавлев, В. И. Гомболевский, А.С.Коньков.

9. Методические указания по эксплуатационной пароводокислородной очистке и пассивации внутренних поверхностей энергооборудования. Р.Д. 153 34.0 - 37.411 - 2001. Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, Л.С.Журавлев, О.В.Семенова.

10. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования с применением пленкообразующих аминов. Дополнение к РД 34.20.591-97, Москва, 1998.

11. Патент СССР №1590835. Способ очистки тракта рабочей среды энергоблока. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер. М.: БИ 33. 07.09.90.

12. Патент РФ №2064151. Способ очистки и пассивации тракта рабочей среды прямоточного котла. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер, Л.С.Журавлев и др. М.: БИ 20. 20.07.96.

13. А.С. №976761. Способ очистки внутренних поверхностей котельных труб. Н.И.Груздев, Н.Н.Манькина, Б.С.Федосеев и др./ Открытия. Изобретения. 1984 г., № 42.

14. А.С. № 862623. Способ предотвращения коррозии стальных элементов водопарового тракта. М.Е.Шицман, Б.С.Федосеев, Г.Н.Кружилин, Л.С.Мидлер и др.

15. Отчет. Проведение комплекса исследований причин коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин и разработка мероприятий по их предотвращению. Н.Ф.Комаров, В.Ф.Гуторов и др., Москва, ВТИ, 1990.

16. Отчет. Анализ схемы и установки консервации осушенным воздухом турбины К-800-240. А.В.Колбасников, В.Ф.Гуторов, Г.Д.Авруцкий. Москва, ВТИ, 1998.

17. Отчет. Изучение структуры и состава защитных пленок на внутренних поверхностях нагрева котлов. Е.Н.Левченко, Ф.И.Шадерман. Москва, ИМГРЭ, 2003.

18. Обзорная информация. Серия 3. Энергетическое машиностроение. Выпуск 12. Эрозионно-коррозионный износ металла элементов турбоустановок ТЭС и АЭС. О.А.Поваров, Г.В.Томаров и др. Москва, 1991.

19. Справочник. Защита от коррозии, старения и био-повреждений машин, оборудования и сооружений. В 2-х томах. Москва,

20. Машиностроение», 1987. Под редакцией А.А.Герасименко.

21. Справочник «Коррозия металлов» под ред. Г.Г.Улига. Перевод под ред. В.В.Скорчеллетги. Л., Госхимиздат, 1952.

22. К.Хауффе. Реакции в твердых телах и на их поверхности. Издательство иностранной литературы, Москва, 1963.

23. Н.П.Жук. Курс теории. Коррозии и защиты металлов. Москва,1. Металлургия», 1976.

24. В.В.Скрочеллетти. Теоретические основы коррозии металлов. Из-во "Химия", 1973.

25. Г.В.Акимов. Теория и методы исследования коррозии металлов. М.: Изд-во АН СССР, 1945.

26. Л.И.Фрейман. Потенциостатические методы в коррозионных исследованиях и электрохимической защите. Л.: Химия, 1972.

27. Г.Г.Улиг, Р.У.Реви. Коррозия и борьба с ней. Ленинград, Химия, 1989 г.

28. Ф.Тодт. Коррозия и защита от коррозии. Пер. с нем. Ленинград, изд-во «Химия», 1966 г.

29. Ю.Р.Эванс. Коррозия и окисление металлов. Пер. с англ. Под ред. И.Л. Розенфельда. М.: Машгиз. 1962.

30. Н.Д.Томашев. Теория коррозии и защита металлов.

31. Окисление металлов. Теоретические основы. Том 1. Под ред. Ж. Бернара. Пер. с фран. М.: Металлургия. 1968.

32. Ю.В.Балабан-Ирменин, В.М.Липовских, А.М.Рубашов. Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей. Энергоатомиздат, 1999.

33. Ю.М.Кострикин и др. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления. М. Энергоатомиздат. 1990.

34. Я.М.Колотыркин. Металл и кррозия. М.-.Металлургия, 1985.

35. Я.М.Колотыркин, Г.М.Флорианович, П.С.Петров. О применении кислорода для защиты сталей от коррозии в воде при высокихтемпературах. Коррозия реакторных материалов. М.: Атомиздат. 1960. С. -29-41.

36. П.А.Акользин. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоатомиздат, 1982.

37. Ю.И.Кузнецов, И.Л. Розенфельд и др. Защита металлов, 1978.

38. Н.Н.Манькина. Физико-химические процессы в пароводяном цикле электростанций. М. Энергия. 1977.

39. А.В.Щегляев. Паровые турбины. Москва «Энергия» 1976.

40. А.Ф.Богачев. Изучение и предотвращение коррозии металла в зонах фазовых превращений и перегретом паре. Москва, ВТИ, 1996.

41. В.Н.Жилин, В.М.Семенов. Ремонт парогенераторов. Москва «Энергия» 1976.

42. М.Н.Фокин, К.Л.Жигалова. Методы коррозионных испытаний металлов. М.: Металлургия. 1986.

43. Г.Г.Улиг. Электрохимия, 1953.

44. В.И.Тихомиров, В.В.Ипатьев, И.А.Гофман. Окисление железа в водяном паре, паро-водородных и парокислородных смесях при высоких температурах. ДАН СССР, 1954, т. 95, №2, стр. 305-308.

45. Г.М.Флорианович, Я.М.Колотыркин. Влияние содержания хрома на электрохимическое и коррозионное поведение сплавов железо-хром.- ДАН СССР, 1960, т.130, №3.

46. Г.М.Флорианович, Я.М.Колотыркин. О пассивационных характеристиках сплавов на основе железа.- ДАН СССР, т.151, №1, с.144-147

47. О.А. Поваров. Образование агрессивных сред в паре и проблемы эрозии-коррозии металла. Новосибирск :АН СССР. Сибирское отделение: Институт теплофизики. Препринт № 173-88. 1988.

48. Е.Н.Гладкова, Л.В.Советова, В.И.Гусев, А.Н.Мананников. Защита от коррозии порошковых и компактных сплавов на основе железа паротермическим оксидированием. Изд-во Саратовского ун-та, 1983.

49. Н.Н.Манькина. Обобщение промышленного опытаэффективности пароводокислородной очистки и пассивации. Тезисы докладов МЭИ. 20.03.97. с. 16-17.

50. А.Ф.Богачев, Б.С.Федосеев, В.Ф.Резинских. Особенности влияния октадециламина на повреждаемость рабочих лопаток турбин. Теплоэнергетика, 1993. №7.е.- 14.

51. Г.А.Филипов, Г.А.Салтанов, А.Н.Кукушкин. Гидродинамика и тепломассообмен в присутствии ПАВ. М.: Энергоатомиздат, 1988.

52. О.С.Ермаков, О.И.Мартынова, Т.И.Петрова, А.А.Зонов. Влияние октадециламина на переход хлоридов и продуктов коррозии железа из кипящей воды в равновесный с ней насыщенный пар. Теплоэнергетика. 1991. №11. С.-70-73.

53. Ю.Е.Мишенин, А.Н.Полевич, В.П.Новиков, М.А.Волков, Б.И.Евтушенко. Защита пароводяного тракта турбины ПТ-60/75-130/13 от стояночной коррозии на ТЭЦ-12 Мосэнерго. Электрические станции, 1998, №2.

54. Е.Ю.Кострикина, Т.Д.Модестова. Способы консервации энергетического оборудования с использованием ингибиторов коррозии. Энергетик, 1997, №6.

55. А.Л.Симаков, С.К.Рубцов, Л.Н.Иванова. О некоторых проблемах консервации пароэнергетического оборудования. Теплоэнергетика, 1997, №6.

56. В.Ф.Резинских, А.Ф.Богачев, А.И.Лебедева и др. Исследование перспективных защитных покрытий для лопаток последних ступеней паровых турбин. Теплоэнергетика, 1996, №12, C.-28-31.

57. Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, Л.С.Журавлев, Коньков А.С. Стендовые исследования пароводокислородной очистки и пассивации внутренней поверхности труб. Теплоэнергетика 2000, №7, с. - 23 - 27.

58. Т.Х.Маргулова, П.А.Акользин, Е.Д.Разумовская. О концентрациях газообразного кислорода при дозировании его в конденсат энергоблоков с.к.д. Теплоэнергетика 1983, №7.

59. Н.Н.Манькина, В.Я.Каплина, Ю.Е.Мишенин. Предпусковая парокислородная очистка оборудования энергоблоков 250 МВт на ТЭЦ-25. Энергетическое строительство. 1985. №6. С. 17-20.

60. Н.Н.Манькина, Т.А.Славина, Л.С.Новикова. Защита поверхностей нагрева энерго оборудования от коррозии парокислородным методом. Электрические станции. 1988. №12. с. 42.

61. Е.И.Борисов, Н.Н.Манькина. Опыт применения парокислородной очистки и пассивации оборудования на электростанциях. Электрические станции. 1989. №5. е.- 13.

62. Н.Н.Манькина. Обобщение опыта парокислородной очистки и пассивации пароводяных трактов мощных энергоблоков. Энергетическое строительство. 1988, №7, с - 22.

63. Н.Н.Манькина, В.К.Паули, Л.С.Журавлев. Обобщение опыта внедрения пароводокислородной очистки, пассивации и консервации. Теплоэнергетика 1996, №10, с. - 45-50.

64. Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, Л.С.Журавлев, А.В.Водолазов, Л.Ф.Рощина. Консервация оборудования электростанций пароводокислородным методом. Теплоэнергетика 1999, №7, с. - 25 - 29.

65. Н.Н.Манькина, Б.С.Федосеев, А.АГришин. Водный режим энергоблоков СКД после парокислородной пассивации. Электрические станции. -1989, №2.

66. Н.Н.Манькина, Л.С.Журавлев. Исследование пассивации внутренней поверхности оборудования парокислородным методом. Электрические станции. 1996. №7. с. 55-61.

67. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер, Л.С.Журавлев, В.И.Гомболевский. Технология и схемы пароводокислородной очистки и пассивации энергоблоков с прямоточными и барабанными котлами. Энергетик. 1996. №6. С. 6-8.

68. В.К.Паули. К оценке надежности энергетического оборудования. Теплоэнергетика. 1996. №12. С. 37-41.

69. О.А.Поваров, Г.В.Томаров, В.Н.Жаров. Эрозия-коррозия элементов турбинных установок насыщенного пара// Теплоэнергетика. №12. 1990. С. 27-32.

70. Я.М.Колотыркин, Г.М.Флорианович. Теоретические аспекты и экспериментальное обоснование метода кислородной защиты оборудования в энергетике. Теплоэнергетика. 1985, №6.

71. В.Г. Томаров. Эрозия-коррозия конструкционных материалов турбин насыщенного пара//Теплоэнергетика. №7.1989. С. 33-38.

72. Г.И. Мосеев, Н.А. Лебедева. Методические рекомендации по предварительной оценке эффективности капитальных вложений в сооружение и усовершенствование теплоэнергетических установок. ВТИ. М. 1997.

73. А.И. Тутов, Н.А. Лебедева. Экспресс-метод малозатратной оценки эффективности решений, предлагаемых для использования в теплоэнергетике. Методические рекомендации. Отчет секции "Энергетика" Российской инженерной академии. М. 2001.

74. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М. 2000.

75. Практические рекомендации по определению эффективности инвестиций в условиях рынка (современные методы оценки эффективности инвестиционных решений). РАН. Научный совет по проблеме "Экономическая эффективность капитального строительства". М. 1992.

76. H.G. Heitmann Praxis der kraftwerk-chemie. Vulkan-VERLAG-ESSEN 1986 r.тютШсшж фвдюащшш1. Ш «8 % Ш Шшщ тшт^шш Ш1. НЛ ИЗОБРЕТЕНИЕ2250430

77. СПОСОБ ПАРОКИСЛОРОДНОЙ ОЧИСТКИ и ПАССИВАЦИИ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ПАРОВОЙ1. ТУРБИНЫ

78. Патентообладатбхдь(ли): Открытое Акционерное Общество "Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт (ВТИ) " (RU)1. Автор(ы): см. на обороте1. Заявка №2003131274

79. Приоритет изобретения 27 октября 2003 г.

80. Зарегистрировано и Государственном реестре изобретений Российской Федерации 20 апреля 2005 <?.

81. Срок действия патента истекает 27 октября 2023 г.,1. К» -vJ', /1. ТТТН

82. Руководитель Федер&пъпой службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам1. Б Л. Симонов.

83. Кочка ротора н диски в камерах верхнего и нижнего теплофикационных отборов имеют гладкую серо-толубую поверхность.

84. В "целом, осмотр проточной чдогн турбнни показал, чю в результате проведении паро-киелородной обработки на поверхности (клшнныч деталей статора и |Х)тора проточной части гурбины t>6pawnxiuci. устойчивая •иицигная пленка.

85. От Липенкой/Т "')Ц-2: 11 а чал ьпик^£ J---- i-' 11олделкни Н.В.1. Начальник ХИ1. ОтВТМ: ('т.научн.еотр.1. Havm.coTp.1. Mfi.nav4ir.cojp:1. V/f"

86. Коррозионная стойкость поверхности металла указанных деталей высшая (по шкале коррозионной стойкости при исследовании капельным методом). Капля агрессивного раствора не изменяла свой цвет в течение 20 минут наблюдения.

87. Коррозионная стойкость, указанных поверхностей соответствует высшей степени устойчивости (более 15 минут наблюдения).

88. В целом, осмотр проточной части турбины показал, что в результате проведения паро-кислородной обработки >на поверхности основных деталей статора и ротора проточной части турбины образовалась устойчивая защитная пленка.