Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатация энергетических блоков

Дефекты и отказы в работе металла паровых турбин - Эксплуатация энергетических блоков

Оглавление
Эксплуатация энергетических блоков
Введение
Основные принципы организации режимов пуска блоков
Подготовка блока к пуску
Основные операции при пуске блока
Основные принципы организации режимов останова блоков
Особенности останова турбины
Работа блоков в стационарных режимах
Работа турбин под нагрузкой
Работа блоков в диапазоне допустимых нагрузок
Работа блоков на повышенных нагрузках
Работа блоков на скользящем давлении
Контроль за использованием мощности блоков
Работа блоков на топливах ухудшенного качества
Эксплуатация газомазутных котлов
Особенности работы газомазутных топочных камер со встречным и подовым расположением горелок
Опыт эксплуатации газомазутных котлов под наддувом
Коррозия поверхностей нагрева газомазутных котлов
Поддержание оптимальных температур уходящих газов и предварительного подогрева воздуха газомазутных котлов
Обеспечение взрывобезопасности газомазутных топочных камер
Эксплуатация пылеугольных котлов
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, работающих на слабореакционных топливах
Особенности сжигания углей ухудшенного качества пылеугольных котлов
Организация топочного режима котлов, сжигающих высокореакционные угли при жидком шлакоудалении
Сжигание газа и мазута в сбросных горелках
Высокотемпературная коррозия экранов НРЧ при сжигании сернистых твердых топлив
Особенности эксплуатации топочных устройств котлов, работающих на сильношлакующем подмосковном буром угле
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, сжигающих экибастузские каменные угли
Эксплуатация пылеугольных котлов при совместном сжигании твердого топлива с мазутом
Снижение присосов воздуха в топочную камеру и газоходы котлов
Очистка поверхностей нагрева котлов от наружных загрязнений
Эксплуатация подшипников скольжения паровых турбин
Эксплуатация систем гидроподъема роторов паровых турбин
Принудительное расхолаживание паровых турбин
Эксплуатация систем смазывания паровых турбин
Эксплуатация систем автоматического регулирования и защит паровых турбин
Эксплуатация подогревателей высокого давления
Эксплуатация поверхностных подогревателей низкого давления
Эксплуатация смешивающих подогревателей
Эксплуатация термических деаэраторов
Контроль за работой регенеративных подогревателей
Эксплуатация систем технического водоснабжения
Работоспособность металла оборудования
Работа металла оборудования в нестационарных режимах
Контроль состояния металла оборудования
Обследование и наладка паропроводов
Дефекты и отказы в работе металла поверхностей нагрева котлов и трубопроводов
Дефекты и отказы в работе металла паровых турбин
Дефекты и отказы в работе металла энергетической арматуры
Продление срока эксплуатации металла оборудования
Организация водно-химических режимов блока
Эксплуатация блоков на гидразинно-аммиачном водно-химическом режиме
Эксплуатация блоков на нейтрально-кислородном водно-химическом режиме
Организация контроля водно-химических режимов блоков
Состав эксплуатационных отложений пароводяных трактов блоков
Эксплуатационные химические очистки пароводяных трактов блоков
Защита пароводяных трактов блоков от стояночной коррозии

Наиболее повреждаемыми узлами паровых турбин СКД являются проточная часть, системы регулирования и парораспределения. Несмотря на редкие случаи повреждений проточной части турбин, приводящих к остановам блоков, в периоды капитальных и текущих ремонтов обнаруживаются значительные дефекты:
коробление, большая эллипсность, износ или завальцовка, а в отдельных местах отсутствие усиков концевых и диафрагменных уплотнений;
недопустимый остаточный прогиб роторов, значительные расцентровки линии валов;
трещины на сегментах, обрыв креплений и разворот сопловых аппаратов;
эрозионный износ сопловых аппаратов;
трещины на дисках и диафрагмах из-за их взаимных задеваний;
остаточный прогиб диафрагм, трещины в местах приварки или заделки лопаток;
трещины в рабочих лопатках в районе отверстий под демпферную проволоку, деформации, обрывы и трещины в демпферных связях из-за неудовлетворительной вибрационной отстройки пакетов лопаток;
радиальные задевания по вершинам лопаток и эрозионный износ кромок рабочих лопаток;
обрыв лопаток и бандажей. Повышенная по сравнению с нормой твердость металла лопаток свидетельствует о неудовлетворительной термической обработке их на заводе-изготовителе.
Работа турбин на загрязненном паре вызывает ряд серьезных затруднений, включающих коррозионное растрескивание металла под напряжением, эрозию под действием твердых частиц, образование отложений, повреждения посторонними предметами, коррозионные язвины и эрозию под действием влаги.
Одной из основных причин выхода из строя рабочих лопаток турбин являются вибрационно-усталостные повреждения. При проектировании обычно стремятся принимать такие запасы, чтобы динамические изгибные напряжения в лопатках не превышали предела усталости. Однако по разным причинам (ошибки конструирования, несовершенство методов расчета, ошибки и при изготовлении, эрозионный износ, коррозия и т. д.) напряжения в реальных условиях часто оказываются больше предела усталости. Кратковременное увеличение напряжении до значений, превышающих предел усталости, может возникать также в аварийных и нерасчетных режимах эксплуатации, таких, как короткое замыкание в электрической части генератора, отказы системы регулирования и защиты, малые пропуски пара и т. д.
Излому лопаток способствует наличие концентраторов напряжения в виде недостаточно скругленной тонкой выходной кромки в прикорневом сечении, а также отступление от технологии изготовления бандажной связи — дополнительная пропайка шипов к ленточному бандажу и неудовлетворительная расклепка шипов.
В последнее время на ряде электростанций выявился эрозионный износ выхлопных частей низкого давления и камер отборов к ПНД № 1 вплоть до появления в отдельных местах сквозных отверстий.
В роторах турбин СКД, как отмечалось, циклическое воздействие нестационарных температурных напряжений может привести к появлению трещин в зонах конструктивных концентраторов напряжений (тепловых канавок уплотнений, придисковых галтелей и т. д.) и развитию скрытых дефектов в толще металла (пор, раковин, трещин, неметаллических включений).
Корпусные отливки турбин СКД представляют собой фасонное литье или поковки сложной конфигурации с переменной толщиной стенок и большим количеством мощных развитых фланцев. На блоках 300, 500 и 800 МВт масса таких литых конструкций со стенками толщиной от 130 до 250 мм из сталей 20ХМФЛ, 15Х1М1ФЛ достигает 50 т. Металл отливок обладает пониженной прочностью по сравнению с металлом проката или поковок того же химического состава и отличается более крупнокристаллическим строением. В отливках невозможно полностью избежать таких технологических дефектов, как земляные засоры, пористость, рыхлость, усадочные трещины и т. п. Литейные дефекты чаще встречаются в радиусных переходах или в прибыльных участках отливок.
Практика эксплуатации литых деталей (корпуса турбины, стопорные клапаны, арматура и др.) показывает, что трещины возникают из-за чрезмерных компенсационных напряжений, резких градиентов температуры и высоких термических напряжений. Трещины преимущественно образуются в зонах деталей, металл которых работает при температурах 450 °С и выше. В этих же зонах обнаруживается большая часть трещин глубиной до 70 % толщины стенки.
Практика показывает, что основная причина появления эксплуатационных трещин — микродефекты литья, послужившие очагами их развития. Используемые в настоящее время методы контроля отливок не обеспечивают полной гарантии отбраковки всех отливок со скрытыми дефектами опасных размеров: усадочных раковин с острыми краями, шлаковых включений и внутренних трещин. Эти дефекты, могут развиваться при эксплуатации, особенно когда при рабочей температуре в отливке протекает процесс ползучести. Трещины небольшого размера могут быть выбраны шлифовальным крутом. Когда глубина выборки невелика и не выводит отливку за пределы минусового допуска, то она может быть оставлена в эксплуатации. Края выборки должны быть плавными во избежание местной концентрации напряжений. Если выборка, необходимая для полного устранения дефекта, выводит деталь за минусовый технологический допуск, то необходима ремонтная заварка, которая производится с предварительным подогревом.

Значительные деформации (коробления*) разъемов корпусов турбин СКД являются следствием появления в них пластических деформаций при работе. Эти деформации возникают вследствие снятия остаточных технологических напряжений в корпусе, достижения напряжениями в корпусе предела текучести и вследствие ползучести материала корпуса.
Основной причиной коробления корпусов турбин СКД является ползучесть под действием температурных напряжений, вызванных неравномерностью температурного поля вдоль осп на стационарном режиме работы турбины. В отдельных случаях коробления могут усиливаться вследствие возникновения местных термопластических деформаций при чрезмерно быстрых пусках или других нарушениях нормального режима эксплуатации.


* Короблением принято называть такое изменение формы корпуса, которое приводит к неплотному прилеганию верхней и нижней его половины при свободном наложении,

Коробления на турбинах СКД существенно уменьшаются в результате следующих мероприятий:
разработки конструкций корпусов, обеспечивающих снижение максимальных температур и выравнивание температурных перепадов по длине корпуса на стационарных режимах (отделение паровпускных органов от корпуса, применение двухстенных корпусов с охлаждением внутреннего корпуса отработавшим паром, размещение диафрагм всех ступеней во внутреннем цилиндре и др.);
применения конструкций фланцев горизонтального разъема, обеспечивающих уменьшение их жесткости на изгиб в горизонтальной плоскости;
применения для корпусов сталей с повышенной релаксационной стойкостью.
Рабочим телом через проточную часть паровых турбин транспортируется капельная влага, а также значительное количество твердых частиц различного происхождения — продукты коррозии и эрозии пароводяного тракта блока, отложения сложного минералогического состава и т. д. Детали первых ступеней подвержены высокоскоростному воздействию твердых частиц, что вызывает абразивную эрозию. Такому виду износа наиболее подвержены рабочие и сопловые лопатки регулировочных ступеней ЦВД и первых двух-трех ступеней ЦНД. В свою очередь влажный пар вызывает каплеударную и щелевую эрозию подвижных и Неподвижных деталей. Явления эрозионного износа сопровождаются коррозией материалов, вызываемой наличием химически активных агентов в паровой и жидкой фазах.
Каплеударная эрозия деталей происходит вследствие высокоскоростного воздействия капель жидкости на материал детали и наиболее интенсивно протекает в последних ступенях турбин, где периферийные окружные скорости велики. Иногда это приводит к снижению КПД последних ступеней. Эрозионный износ входных кромок наиболее интенсивно проходит в периферийных сечениях рабочих лопаток и уменьшается к корню, достигая 60 % высоты активной части лопатки. Максимальная ширина эрозии по наружной поверхности профиля составляет 10—15 мм. Наибольшему износу подвергаются лопатки, выходные кромки которых выступают из плоскости облопаченного колеса в осевом направлении [5.13].
Особую опасность представляет эрозионный износ выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней, вызывающий появление в наиболее нагруженных сечениях концентраторов напряжений, приводящих в процессе эксплуатации к образованию трещин. Каплеударному износу подвержены также балансированные грузы, заклепки, хвостовики лопаток и другие детали, выступающие на дисках последних ступеней.
Щелевая эрозия наблюдается в случае протечек пара через разъемы диафрагм, обойм, корпусов, обойм уплотнений, в местах посадки диафрагм в корпусах и др. Щелевая эрозия приводит к снижению КПД турбины из-за непроизводительных расходов рабочего тела при перетечке пара через изношенные зазоры.
Эрозия выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней вызывается крупнодисперсной влагой, основными источниками которой являются сбросы химически очищенной воды и конденсата в переходной
патрубок и верхнюю часть конденсатора, сбросы в конденсатор перегретой воды. Одной из причин эрозии выходных кромок лопаток является также заброс влаги из выхлопного патрубка с обратными потоками пара при пусковых режимах.
Для снижения эрозии рабочих лопаток необходим перевод сбросов воды и конденсата в нижнюю часть конденсатора, усовершенствование пароприемного устройства, автоматизация регулирования температуры пара после ПСБУ (БРОУ), после пароприемного устройства и перед концевыми уплотнениями, уменьшение количества подаваемого на охлаждение выхлопного патрубка конденсата. Эрозия рабочих лопаток происходит и в условиях нормальной эксплуатации. К ней, в частности, проводят эксплуатация конденсаторов с включенной системой пароохладителей, через которые подводится конденсат для снижения температуры выхлопных патрубков, работа в режимах с пропуском в конденсатор химически очищенной воды для восполнения потерь в цикле, а также работа при неорганизованных сбросах воды и пара в конденсатор.
Отсутствие постоянного эксплуатационного контроля за состоянием пароохладителей, их коллекторов, штуцеров, форсунок приводит к появлению дефектов, размыву сварных швов на коллекторах, размыву сопл, отрыву форсунок, их засорению и т. д. Конструкция пароохладителей часто приводит к попаданию струи воды в случае дефекта или отрыва форсунки непосредственно на выходные кромки лопаток.
Кроме потери экономичности турбины эрозия ведет к снижению надежности как отдельных элементов, так и турбины в целом. Известны случаи, когда, например, абразивный износ твердыми частицами достигал 10 мм в зоне выходных кромок и требовал замены лопаточного аппарата первых ступеней через 6000—10 000 ч эксплуатаций.
Методы борьбы с эрозией условно разделяются на активные, приводящие к уменьшению влажности и размеров капель, пассивные, представляющие собой мероприятия, снижающие вредное воздействие влаги путем применения эрозионно-стойких материалов, а также активно-пассивные, представляющие собой комбинацию первых двух методов.
На протяжении многих лет развития конструкций паровых турбин мероприятия по противоэрозионной защите сводились к установке преимущественно стеллитовых пластин на рабочих лопатках последних ступеней или применению покрытий типа Т15К6, хромированию и др.
В настоящее время разработаны и внедрены в эксплуатацию эффективные мероприятия по обеспечению противоэрозионной защиты элементов проточных частей паровых турбин. Применены новые эрозионностойкие материалы и покрытия для рабочих лопаток влажно-паровых ступеней, подверженных эрозии, а также новые эрозионно-стойкие формы профилей рабочих лопаток с конструктивной противоэрозионной защитой выходных и входных кромок.
Коррозия лопаток и дисков вызывается коррозионноактивными веществами, в первую очередь хлоридами (NaCl, NaCl+Na2SO4). Как правило, они попадают в цикл из охлаждающей воды через неплотности в конденсаторе. Часто в качестве коррозионно-активного вещества выступает гидроокись натрия. Весьма агрессивны неорганические кислоты (соляная и серная), которые попадают в цикл при нарушениях в работе конденсатоочистки, а также органические кислоты, особенно уксусная, образующаяся из органических веществ, проникающих с подпиточной водой. В тех случаях, когда на электростанциях применяется сульфитная обработка воды, возможно проникновение сульфитов и образование из них кислот [5.14].

Коррозия турбинных лопаток проявляется в виде общей коррозии под напряжением, коррозионной усталости и язвенной коррозии. Общая коррозия обычно не сказывается на надежности турбинных лопаток, однако остальные виды коррозии опасны. При воздействии коррозии под напряжением с течением времени уменьшается предел прочности сталей, т. е. снижаются предельные статические напряжения, способные вызвать появление трещин.
Коррозионная усталость представляет собой снижение напряжений, приводящее к разрушению при заданном числе циклов колебаний, которое происходит под воздействием коррозионно-активных веществ. Коррозионной усталости подвержены все лопаточные стали, в том числе и нержавеющие. Коррозионная усталость в чистом виде внешне может никак не проявляться, вызванный ею излом ничем не отличается от обычного усталостного излома, и ее можно обнаружить только с помощью металлографического анализа по наличию межкристаллитных и внутрикристаллитных микротрещин.
Язвенная коррозия проявляется в виде небольших язвин на поверхности металла, которые служат концентраторами напряжений. Эти концентраторы и приводят к снижению усталостной прочности лопаток. Обычно язвенная коррозия сочетается с коррозионной усталостью.
Борьба с коррозионными повреждениями лопаток ведется в нескольких направлениях. Главным из них является обеспечение высокой степени чистоты пара СКД. Существенное значение имеют и схемные решения. В частности, рекомендуется так организовывать слив конденсата греющего пара теплообменников, чтобы весь он проходил через конденсатоочистку. Важно также перекрыть все пути проникновения загрязнений в пароводяной тракт, особенно хлоридов и кислот. Кроме того, при проектировании ступеней уменьшают статические и динамические напряжения в лопатках таким образом, чтобы лопатки могли длительно работать в коррозионно-активной среде. Для этого прежде всего сводят к минимуму количество концентраторов напряжений, выбирают оптимальную конструкцию крепления лопаток к дискам и бандажам.
Радикальным способом предотвращения коррозионных повреждений лопаток является применение материалов с повышенной стойкостью к коррозии. К наиболее стойкой относится мартенситная сталь с 17% хрома и 4 % никеля (при соответствующей термообработке). Однако кардинально решить проблему можно только при применении титановых сплавов.
Аммиачная коррозия конденсаторных трубок, изготовленных из латуней и других сплавов меди, может иметь различные формы: равномерную, язвенную, коррозионное растрескивание. Однако во всех случаях требуется наличие в водяной фазе, соприкасающейся с трубками, достаточно высоких концентраций аммиака и кислорода.
В зависимости от применения или отсутствия отжига конденсаторных трубок при их изготовлении, т. е. от того, сняты ли внутренние напряжения, трубки могут подвергаться коррозионному растрескиванию или обычной коррозии (утонение стенок, канавки, язвины).
В зависимости от конструктивных особенностей конденсатора, а также мест и размеров присоса в него воздуха в отдельных его зонах возможно получение коррозионно опасных концентраций аммиака и кислорода. Что касается конструкционных материалов, следует отметить более высокую, чем у латуней, устойчивость против аммиачной коррозии сплава МНЖ-5-1 и особенно медно-никелевых сплавов (мельхиор и др.). Очень важны поддержание плотности конденсатора и всей вакуумной системы, расположение мест ввода и способы распределения в конденсаторе добавочной (обычно обессоленной) воды и т. п., так как это определяет концентрацию в паровой (следовательно, и в жидкой) фазе кислорода, без которого аммиачная коррозия латуни невозможна. Разумеется, полное отсутствие аммиака в свежем паре исключает возможность аммиачной коррозии конденсаторных трубок (со стороны пара), Однако даже при нейтрально-кислородном водном режиме дозирование небольших количеств аммиака в ряде случаев признано целесообразным. Поэтому переход па этот режим не снимает вопроса о влиянии конструкции конденсатора и аммиакоустойчивости материала трубок. При одинаковой концентрации аммиака его коррозионное действие на латуни ослабляется наличием углекислоты (в связанном виде), вызывающей понижение значения pH аммиачной среды.



 
« Эксплуатация электростанций, работающих при сверхкритических параметрах   Электрогидравлический динамический генератор »
электрические сети