Стартовая >> Архив >> Генерация >> Роль состава отложений в повреждении лопаток турбин

Роль состава отложений в повреждении лопаток турбин

Василенко Г. В.,   Сутоцкий Г. П.,   Мурзин М. А.

Около 20 лет назад исследованиями НПО ЦКТИ [1] было показано, что коррозионно-усталостное разрушение рабочих лопаток ЦНД турбин К-3 00-240 в зоне фазового перехода развивается на фоне образования коррозионно-агрессивного “первичного” конденсата с низким значением pH (5,5 - 5,0), определяемым прежде всего анионами сильных кислот, в частности, хлор-ионом. Этот вывод был подтвержден затем работами МЭИ, ВТИ и других организаций.
Существенно менее изучено влияние состава отложений на коррозию рабочих и направляющих лопаток, в том числе вне зоны фазового перехода. При увлажнении отложений также может формироваться коррозионно-опасная кислая среда.
Положение несколько прояснилось, когда в более позднее время в НПО ЦКТИ, а затем в ИАЦ АО Ленэнерго при анализе отложений, снятых с элементов проточной части турбин, наряду с определением химического состава был введен контроль pH водной вытяжки из их измельченной матрицы. Некоторые результаты работ в этом направлении приведены в таблице и на рисунке.
Как видно из рисунка, в составе отложений из турбин СКД (аналогично и для турбин высокого давления) прослеживается важная закономерность: щелочекремниевое отношение Na2О/SiО2, достигающее 5 и более на первых ступенях ЦСД, затем снижается до неблагоприятного уровня менее 1.
Выявляется и другая существенная особенность - различие в содержании отдельных компонентов отложений на рабочих и направляющих лопатках, а также на их вогнутой и выпуклой сторонах. В частности, на выпуклой стороне лопаток фиксируется большая доля SiО2, а на направляющих лопатках в целом - и натрия.
Ценная дополнительная информация была получена при анализе коррозионной картины в проточной части турбины на давление 10 МПа при ее простое в уникальном случае ограниченной фильтрации в ЦВД пара от стороннего источника. Оказалось при этом, что интенсивной коррозии подверглись только рабочие лопатки, в то время как на направляющих лопатках имелись лишь отдельные коррозионные язвинки либо их локальные скопления. Понять причины наблюдаемого явления в известной мере помогают данные по химическому составу отложений и значению pH их водной вытяжки.
Из таблицы видно, что значение pH водной вытяжки для отдельных образцов отложений колеблется в широчайших пределах: от 12,0 до 5,0. Для отложений на рабочих лопатках установлена кислая коррозионно-опасная среда с pH = 5,0. В то же время на направляющих лопатках зафиксирована сильнощелочная среда с pH = 12,0, которая, вероятно, и предопределила благоприятные защитные условия для металла. Это обстоятельство согласуется с более высоким содержанием натрия в отложениях на рабочих лопатках.
Механизм осаждения примесей пара в проточной части турбины, которые и формируют отложения, остается практически неизученным, как и 30 лет назад [2].
Состав отложений на рабочих лопатках турбины
Состав отложений на рабочих лопатках турбины СКД К-300-240

Считается, что в условиях высокой скорости пара и действия центробежной силы хорошая адгезия к металлу рабочих лопаток наиболее реальна для соединений, транспортируемых в виде парового раствора, например, для NaCI. В этом случае кристаллизация и образование твердой фазы из насыщенного парового раствора происходит в процессе срабатывания теплового перепада и расширения пара на рабочих лопатках.
Труднорастворимые соединения, такие, как оксиды железа, присутствующие в паре в виде высокодисперсных твердых частиц, могут отлагаться на поверхности лопаток по механизму соосаждения.
Нормируемое в паре содержание натрия и кремниевой кислоты с соотношением для ТЭЦ, равным 5/25, предопределяет присутствие последней в виде SiО2, формирующей водонерастворимые отложения.
Едкий натр имеет достаточно низкую температуру плавления и поэтому транспортируется из котла как в виде парового раствора, так и расплава. Последний легче закрепляется на направляющих лопатках, особенно на их выпуклой стороне в зоне аэродинамической тени.
В приведенном случае коррозии рабочих лопаток турбины высокого давления наиболее трудным явилось установление причины появления кислой реакции раствора на лопатках. Можно предполагать, что под воздействием горячего конденсата щелочные легкорастворимые соединения были удалены из отложений и кислую реакцию обусловил гидролиз хлорсодержащих соединений основного компонента отложений - железа. Ответ на этот вопрос мог бы дать рентгенофазовый анализ, так как количественное определение хлора в водорастворимой части отложений оказалось невозможным из-за окрашенности и мутности фильтрата.
Вместе с тем, параллельный анализ отложений с рабочих лопаток аналогичной турбины, работавшей от того же источника пара (и не подвергшейся стояночной коррозии), показывает, что в этом случае натрий находится в равных соотношениях в виде Na2CО3 и NaCI, а избыточный хлор (12,5%) мог находиться в соединении с железом. При этом pH водной вытяжки из отложений, отобранных как с рабочих, так и с направляющих лопаток, был равен 12,0.
Установленные закономерности требуют дальнейшего изучения с использованием всего арсенала средств идентификации химического и фазового состава отложений. Однако уже сейчас можно сделать некоторые выводы.

Состав отложений на лопатках турбины Т-50-90


Составляющие отложений

Ступень № 8

Ступень № 14

Рабочие лопатки

Направляющие лопатки

Рабочие лопатки

вогнутая сторона

выпуклая сторона

SiО2, %

5,1

5,4

21,3

2,9

А12Оз, %

0,5

0,5

0,3

0,4

Fe2О3, %

54,2

60,0

20,0

72,3

CaO + MgO, %

3,6

3,6

3,3

4,0

CuO, %

1,4

2,5

0,8

3,2

ZnO, %

2,8

4,3

4,7

5,7

Na2О, %

6,3

11,7

31,1

4,6

P2О5, %

Отсутствие

Отсутствие

Отсутствие

Отсутствие

SО3, %

0,5

0,6

0,4

0,7

Потери при прокаливании

24,3

6,5

16,0

7,2

pH водной вытяжки

5,0

12,0

12,0

5,0

Появление кислого первичного конденсата и кислой реакции увлажненных отложений наиболее вероятно на электростанциях, где в паре котлов присутствуют потенциально кислые соединения, такие, как хлориды, сульфаты и органические кислоты.
Штатный контроль за качеством пара котлов, при котором анализу подвергается только содержание натрия и кремния, к сожалению, не позволяет правильно оценивать кислотную агрессивность пара.
В связи с этим было бы целесообразно введение требований по соотношению щелочных и кислых составляющих для малолетучей части загрязнителей пара, а также организация периодического контроля качества первичного конденсата с учетом рекомендаций [3].
Для защиты проточной части турбин от увлажнения в период простоя должны получить самое широкое внедрение установки консервации осушенным либо осушенным и подогретым воздухом.

Список литературы

  1. Зависимость надежности турбин от качества первичного конденсата / Василенко Г. В., Сутоцкий Г. П., Евтушенко В. М. и др. - Теплоэнергетика, 1984, № 4.
  2. Вихрев В. Ф., Шкроб М. С. Водоподготовка. М.: Энергия, 1973.
  3. Сутоцкий Г. П., Верич В. Ф. Получение представительной пробы первичного конденсата. - Электрические станции, 1987, № 10.
 
« Роль ветрогенерации в энергосистемах   Роторы с вертикальной осью вращения в ветроэлектрогенераторах »
электрические сети