автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка методов повышения надежности аварийноопасных элементов турбин и теплообменного оборудования ТЭЦ



ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «МОСЭНЕРГО»

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ АВАРИЙНООПАСНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИН И ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ

Специальность : 05.14.14 - Тепловые электрические станции

(тепловая часть)

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

На правах рукописи

НОГИН ВАЛЕРИЙ ИВАНОВИЧ

Научный руководитель:

кандидат технических наук, Серебряников Н. И.

Москва - 1999 г.

L -

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение......................................................................................................... 4

Глава 1. Обобщение и анализ поврежденности теплофикационных турбин и теплообменного оборудования ТЭЦ...................................... 5

1.1 Анализ поврежденности рабочих лопаток теплофикационных турбин от коррозионных факторов........................................... 5

1.2 Эрозионная поврежденность рабочих лопаток паровых турбин .. 22

1.3 Влияние водно-химических режимов на поврежденность тепло-обменного оборудования ТЭЦ................................................ 28

1.4 Постановка задачи и цели исследования.............................. 52

Глава 2. Причины возникновения коррозионно опасных сред в котло-турбинном тракте и пути совершенствования водно-химических режимов ТЭЦ.............................................................................................. 54

2.1 Основные пути поступления органических и минеральных соединений в пароводяной тракт ТЭЦ .... v *................................ 54

2.2 Количественная и качественная ©ценна содержания органических соединений в исходной воде........У;-............................... 54

2.3 Поведение органических соединений в тракте водоподготови-тельных установок ТЭЦ и оценка возможности их проскока в добавочную воду....................................................................................... 56

2.4 Поведение органических соединений в схеме БОУ..................... 60

2.5 Поведение органических соединений в пароводяном тракте ТЭС 61

2.6 Причины загрязнения пара и образования коррозионно-опасной среды.................................................................................................. 65

2.7 Пути совершенствования водно-химических режимов ТЭЦ...... 70

Глава 3. Исследование поврежденности материала рабочих лопаток от коррозионных факторов........................................................................... 82

Глава 4. Метод оценки предела выносливости и остаточного ресурса рабочих лопаток с коррозионными повреждениями............................. 104

4.1 Описание модели оценки влияния язвенной коррозии и коррозии под напряжением на снижение сопротивления усталости рабочих лопаток.................................................................................... 105

4.2 Зависимости, позволяющие оценить влияние различных эксплуатационных факторов на поврежденность рабочей лопатки в зоне фазового перехода.................................................................... 109

-

4.3 Оценка величины безопасной коррозионной поврежденности поверхности рабочих лопаток в зоне фазового перехода.................. 144

4.4 Оценка снижения предела выносливости и ресурса рабочих лопаток в зоне фазового перехода для теплофикационной турбины Т-100-130 ..................................................................................... 148

Глава 5. Разработка покрытий, повышающих эрозионную и коррозионную стойкость рабочих лопаток паровых турбин.............................. 154

Заключение.................................................................................................... 162

Литература.................................................................................................... 163

-4-

ВВЕДЕНИЕ

Паровые турбины и теплообменное оборудование ТЭЦ России и стран СНГ эксплуатируются в сложных условиях, связанных с разуплотнением графика электрических нагрузок, ростом числа пусков и остановов блоков, увеличением продолжительности их простоев, использованием исходной воды, загрязненной продуктами промышленных технологий. В наибольшей степени это характерно для ТЭЦ системы Мосэнерго. В этих условиях в последние годы отчетливо проявляется тенденция усиления повреждаемости элементов пароводяного тракта из-за коррозии под напряжением, коррозионной усталости, стояночной коррозии металла. К наиболее повреждаемым из указанных элементов относятся отдельные участки трубопропроводов питательной воды; линии ее подачи во впрыскивающие пароохладители котлов; трубы пароперегревателей; пароохладители ПВД; горизонтальные сетевые подогреватели; рабочие лопатки и диски теплофикационных турбин в зоне фазового перехода.

Наибольшая коррозионная активность присуща первичному конденсату в зоне фазового перехода. Поэтому, именно в этой области наблюдается наибольшая поврежденность от коррозионных факторов элементов пароводяного тракта, что снижает надежность эксплуатации теплообменного оборудования ТЭЦ и теплофикационных турбин.

Надежность эксплуатации паровой турбины в значительной степени определяется работоспособностью лопаточного аппарата. Повреждения рабочих лопаток в наибольшей степени влияют на простой турбины при восстановительном ремонте. Существенными являются и материальные затраты на восстановление проточной части после аварии из-за обрыва рабочих лопаток. Поломки лопаток паровых турбин в зоне фазового перехода связаны с воздействием коррозионно-активной среды при наличии статических и динамических напряжений. Поломки лопаток последних ступеней, работающих в области влажного пара, вызываются эрозионным износом от непрерывного каплеударного воздействия влаги.

Повышение надежности элементов пароводяного тракта, и в первую очередь рабочих лопаток турбины, требует комплексного подхода, охватывающего вопросы качества рабочей среды, т.е. применяемого водно-химического режима, механизм локальных процессов коррозионной по-врежденности металла, методы оценки работоспособности и разработку защитных покрытий.

В связи с изложенным, особую актуальность приобретают вопросы обеспечения высокого качества теплоносителя, разработка методов оценки ресурса рабочих лопаток в зоне фазового перехода с учетом воздействия многообразных эксплуатационных факторов и создание оптимальных покрытий, защищающих от эрозионной и коррозионой поврежденности.

ГЛАВА 1. ОБОБЩЕНИЕ И АНАЛИЗ ПОВРЕЖДЕННОСТИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН И ТЕПЛООБМЕННОГО

ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ

1.1 Анализ поврежденности рабочих лопаток теплофикационных турбин от коррозионных факторов

Коррозионные повреждения рабочих лопаток в зоне фазового перехода характерны для паровых турбин как в нашей стране, так и за рубежом /1-7,11/.

Достаточно обстоятельное исследование коррозионных повреждений рабочих лопаток выполнено фирмой Вестингауз /1/. Всего на 50 турбинах (из них -4 для АЭС) зарегистрировано 65 случаев коррозионного повреждения лопаток: только 2 из них закончились язвенной коррозией без разрушения, в остальных - были разрушения одного или более рядов рабочих лопаток. После наработки 80 месяцев доля аварий, связанных с коррозионными повреждениями составила 80%, а число аварий ступеней , находящихся в зоне фазового перехода, составило 60% от общего числа аварий.

Аналогичная статистика приведена в работе /2/. Проанализировано 50 повреждений лопаток, произошедших на ТЭС Германии на турбинах мощностью 64-235 МВт. Пятьдесят процентов повреждений было обнаружено во время плановых остановов. Остальные потребовали аварийного останова. Подавляющее большинство поломок рабочих лопаток имело место в зоне фазового перехода с появлением усталостных трещин.

Данные по разрушению рабочих лопаток, представленные производителями паровых турбин в Германии /3/, также указывают, что основная зона аварий лопаток приходится на ЦНД. На них приходится 62% аварий, причем 2/3 из них - на зону фазового перехода. Отмечается, что коррозионная поврежденность поверхности лопаток происходит не только во время работы турбины, но и во время простоя от стояночной коррозии. Так доля разрушений рабочих лопаток, причиной которой была стояночная коррозия, составила 6,3% в общем числе разрушений лопаток.

Фирма "Дженерал Электрик" при создании турбин учитывает снижение усталостных свойств материалов в присутствии коррозионно-активных веществ и принимает соответствующие запасы прочности. Этим объясняется то, что турбины этой фирмы не имели серьезных вынужденных постоев из-за коррозионной поврежденности лопаток /4/. Всего фирма имеет 19 случаев разрушения коррозионно поврежденных лопаток для ступеней, работающих в зоне фазового перехода. Время наработки до появления трещин 3-15 лет. Во всех случаях разрушения отмечалось плохое качество пара, которое, по мнению фирмы "Дженерал Электрик", является

-ь-

определяющим в появлении коррозионных поврежденйй. Кроме того, фирма считает, что в основном язвенная коррозия возникает во время стоянки, когда в цилиндр проникает влага и кислород и образуются агрессивные растворы.

Стояночная коррозия несомненно влияет на коррозионную повреж-денность всех лопаток, но существенно большая поврежденность рабочих лопаток в зоне фазового перехода указывает на коррозионные процессы в этой зоне, проходящие во времени работы турбины при наличии напряжений в лоцатках.

Практику эксплуатации турбин за рубежом показывает /5/, что коррозия возможна и при высоком качестве пара. В химических отложениях на лопатках, разрушившихся из-за коррозионных повреждений, обнаружено до 12% хлоридов.

Механизм концентрации вредных примесей следующий: выпадение отложений из перегретого пара, выпаривание и высушивание, накопление примесей в отложениях на поверхности металла.

В зоне влажного пара образование отложений возможно, если температура металла оказывается выше температуры насыщения пара. Это приводит к выпариванию влаги и высушиванию на поверхности, что, в свою очередь, закрепляет отложения и создает условия для концентрации в них коррозионно-активных веществ. В зоне влажного пара чаще всего осаждаются хлориды.

В нашей стране анализу коррозионного повреждения рабочих лопаток в зоне фазового перехода большое внимание уделялось после аварий на Сырдарьинской ГРЭС, где отмечалось плохое качество пара. Обобщение и анализ данных по коррозионным повреждением лопаточного аппарата и дисков паровых турбин приведен в работе /6/.

Так, за период 1982-1989г. были выявлены коррозионные повреждения рабочих лопаток у 65% обследованных турбин К-300-240 ПОАТ ХТЗ, у 30% турбин К-300-240 и К-200-130 ПОТ ЛМЗ и у 20% турбин Т-100-130 ПОТМЗ ИПТ-60-90ШТЛМЗ.

Как видим, разрушение рабочих лопаток в большей степени проявляется для лопаток ЦНД крупных паровых турбин. Для теплофикационных турбин разрушения рабочих лопаток в ЦСД от коррозионных повреждений несколько мецьше.

Как в крупных конденсационных паровых турбинах, так и в теплофикационных, коррозионная поврежденность оборудования происходит в зоне фазового перехода /7/. Для проточной части паровой турбины образование агрессивных сред в зоне фазового перехода рассмотрено в работе /8/.

Кроме того, отметим , что напряжения в лопатках и дисках интенсифицируют коррозионные процессы. Статические растягивающие напряжения

- / -

в дисках (в местах концентрации напряжений) при налички коррозионно-активной среды вызывают коррозионное растрескивание под напряжением (КРН). В рабочих лопатках во время стационарного режима нагру-жения, также происходит КРН. Причем, если в крупных конденсационных паровых турбинах трещины возникают преимущественно в пере лопатки, то в теплофикационных турбинах трещины как правило начинаются в хвостовиках от отверстий под заклепку.

Коррозионные повреждения рабочих лопаток на Т-100-130 ПО ТМЗ в 85% случаев были там, где имелось коррозионное растрескивание-под напряжением фасадных дисков. Коррозионные повреждения дисков теплофикационных турбин достаточно полно рассмотрены в работах /9,10/. Оценка же эксплуатационной долговечности рабочих лопаток для роторов среднего давления теплофикационных турбин до настоящего времени не проводилась. Хотя это является достаточно актуальным, поскольку, по данным Союзтехэнерго на рабочих лопатках повреждения разного вида и степени (язвенная коррозия, коррозионные трещины, усталостные трещи ны, поломки) обнаружены на 44 рабочих колесах 18-23 ступеней 22-х турбин Т-100-130 (из 142-х обследованных).

При наработке более 120 тыс. часов количество турбин, рассмотренного типа с поврежденными рабочими лопатками начинает превышать 50%.(рис.1.1)

Отметим, что при наработке, более 115 тыс. часов примерно 100% турбин Т-100-130 ПО ТМЗ имели коррозионное растрескивание насадных дисков 21-23 ступени. Поврежденность рабочих лопаток в зависимости от наработки несколько ниже, но продолжает расти и после 150 тыс. часов наработки.

Вместе с тем, рассматривая параметры среды для дисков и рабочих лопаток, при реализуемых режимах работы, отметим, что в зоне фазового перехода температура в проточной части составляет 120-140°С, а в пространстве между диском и диафрагмой 100-120°С (Рис. 1.2).

Вероятнб, более низкая поврежденность рабочих лопаток связана с меньшим уровнем напряжений в них по сравнению с зонами концентрации напряжений в насадных дисках.

Рассмотрим более подробно имеющиеся данные по поврежденности рабочих лопаток и дисков в зоне фазового перехода для теплофикационных турбин Т-100-130/11/.

В таблице 1.1 приведены значения времени наработки и число пусков для турбин с поврежденными лопатками. Большая часть турбин, на которых были обнаружены трещины в рабочих лопатках, работает в системе "Мосэнерго".

- о -

Рис.1.1 Поврежденность дисков (1) и рабочих лопаток (2) турбин Т-100-130 ПОТМЗ/6/.

- хи -

Таблица 1.1

Поврежденность лопаток турбин Т-100-130

Наименование ТЭЦ • № блока тыс.ч ш, пуски Примечание

1 ТЭЦ-21 4 157 123 20ст:в 10 лопатках трещины от отверстий под заклепки;3 л.-обрывы по отверстиям под заклепки; 22ст: в 20 лопатках трещины от отверстий под заклепки; 6 лопаток- обрывы по отверстиям под заклепки

2 ТЭЦ-21 6 127 117 20 ступень-трещины в 1 лопатке

3 ТЭЦ-23 1 139 87 в 20 ст.-трещины 8 лоп. по хвостовику в районе отверстий под заклепку.

4 ТЭЦ-20 10 109 97 20 ступень-трещины в лопатках

5 ТЭЦ -22 8 119,6 160 20 ступень-обрыв лопатки по перу .Начало трещины от кор.язвы с вых.кромки. Характер трещины -устатлостный.

6 ТЭЦ-ВАЗ 4 98,5 90 18ст.-корроз.дефекты на 17 лопатках

7 ТЭЦ-8 8 39 53 Язвенная коррозия диаметром 2,5мм на лопатках 15-19 ступеней

8 Новосибирская ТЭЦ-4 7 95 42 25 ступень-трещины в прикорневой зоне у 8 лопаток

В дальнейшем будем рассматривать первые 6 случаев повреждений рабочих лопаток, поскольку эти ступени находятся в зоне фазового перехода и рабочие лопатки в этих случаях имеют схожие дефекты - трещины или обрывы по ним в хвостовиках рабочих лопаток.

Отметим, что турбины, на которых были обнаружены рабочие лопатки с трещинами, имели трещины и в насадных дисках в ЦСД в зоне фазового перехода.

В таблице 1.2 приведены эксплуатационные данные на 1.01.84. для рассматриваемых турбин Т-100-130 на момент обнаружения трещин в насадных дисках в зоне фазового перехода. В этом случае также подавляющее большинство турбин с поврежденными дисками относится к системе Мосэнерго.

Таблица 1.2

Наработка и число пусков турбин Т-100-130 на момент обнаружения трещин в насадных дисках ЦСД (на 1.01.84.)

№ п/п Наименование ТЭЦ № блока т, тыс.ч. ш, пуски

1 ТЭЦ-8 7 50 50

2 ТЭЦ-21 1 167, 167

3 ТЭЦ -20 8 143 207

4 ТЭЦ-22 7 124 177

5 ТЭЦ-21 6 127 117

6 ТЭЦ-23 3 121 107

7 ТЭЦ-20 9 152 196

8 ТЭЦ-12 7 143 218

9 ТЭЦ-23 2 129 90

10 ТЭЦ-21 3 152 158

11 ТЭЦ-20 9 145 188

12 ТЭЦ-11 8 138 130

13 ТЭЦ-8 6 71 79

14 ТЭЦ-21 3 167 173

15 ТЭЦ-20 7 150 218

16 Тюменская ТЭЦ 5 114 ВД

17 Киевская ТЭЦ-5 1 96 нд

18 Тольятинская 7 98 нд

19 Стерлитамакская 9 127 58

20 ТЭЦ ВАЗ 3 98,3 96

ЗдЬсь "НД" -нет данных.

В таблице 1.3 приведены значения наработки и числа пусков для турбин Т-100-130 с неповрежденными рабочими лопатками и насадными дисками.

- 1Z. -

Таблица 1.3

Наработка и число пусков для турбин Т-100-130, не имевших повреждений лопаток и дисков в зоне фазового перехода

№ п/п Наименование ТЭЦ- № блока Т, ТЫС .4 ш, пуски

1 Куйбышевская 3 33 нд

2 ТЭЦ-ВАЗ 5 96 103

3 ТЭЦ-ВАЗ 7 58,3 74

4 Владимирская - 4 7 нд

5 Пензаэнерго ТЭЦ-1 7 30 нд

6 Курганская 8 36 НД

7 Уфимская ТЭЦ-2 6 109 НД

8 Челябинская ТЭЦ-2 4 102 НД

9 ВладимирскаяТЭЦ-2 1 90 111

10 Владивостокская-2 2 87 89

11 Ленэнерго ТЭЦ-15 6 66 115

12 Ленэнерго ТЭЦ-17 4 93,6 125

13 Архангельская 6 23 43

14 Северодвинская-2 2 28,4 146

15 Новосибирская-3 12 75 61

16 Устилимская 3 25 нд

17 Устилимская 5 25 нд

18 Красноярская ТЭЦ-2 2 10 нд

19 Иркутская 8 70 нд

20 ТЭЦ Камаз 3 72 61

21 Минская ТЭЦ-3 8 145 нд

22 Минская ТЭЦ-4 2 36 нд

23 Рижская ТЭЦ-2 3 22 15

24 Усть-Каменогорская 11 87 нд

25 Павлодарская 4 62 92

Данные таблиц 1.1, 1.2 и 1.3 приведены на рис. 1.3. Прямые 1,11,111 отвечают режимам работы турбин соответственно с частотой пусков, примерно 1 раз месяц (1 раз в 25 суток), 1 раз в полтора месяца (1 раз в 42 суток) и 1 раз в два месяца (1 раз в 67,5 суток). Все данные по поврежденным дискам и лопаткам для турбин Мосэнерго лежат в зоне между линиями I и III, т.е. частота пуска этих турбин от одного раза в месяц до одного раза в два месяца.

Оценим поврежденность лопаток и дисков в зависимости от времени наработки и числа пусков турбины.

Кускс/

гоо

юо

ЮО то,с-4

Рис.1.3 Влияние наработки С и числа пусков т на поврежденность дисков и лопаток турбин Т-100-130:

□ трещины в дисках ( @ - турбины �