Диссертация (Повышение абразивной стойкости лопаточного аппарата первых ступеней цилиндров высокого и среднего давления мощных паровых турбин), страница 2

Работа содержит 110рисунков и 16 таблиц. Список литературы содержит 116 наименований.8ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯТЭС – тепловая электрическая станция;АЭС – атомная электрическая станция;ЦВД – цилиндр высокого давления;ЦСД – цилиндр среднего давления;КПД – коэффициент полезного действия;СКД – сверхкритическое давление;ГРЭС – государственная районная электрическая станция;ХТГЗ – Харьковский турбогенераторный завод;ЛМЗ – Ленинградский металлический завод;НЛ – направляющие лопатки;РЛ – рабочие лопатки;EPRI - Electric Power Research Institute;ЦКТИ – Центральный котлотурбинный институт;ТЭЦ – теплоэлектроцентраль;HV – твердость по Виккерсу;LDV - Laser Doppler velocimetry;ГПП – горячий промперегрев;ТМЗ – Турбомоторный завод;HRC – Твердость по Роквеллу;УГАТУ - Уфимский государственный авиационный технический университет;ГТД – газотурбинный двигатель;ASTM - American Society for Testing and Materials;GВ - расход несущей среды;GЭ - расход твердых частиц эродента;GГП - расход газоабразивного потока;XЭ* - расходная массовая концентрация эродента;τinc – длительность инкубационно - переходного периода9ГЛАВА 1 АБРАЗИВНЫЙ ИЗНОС ЭЛЕМЕНТОВ ПРОТОЧНЫХЧАСТЕЙЦИЛИНДРОВВЫСОКОГОИСРЕДНЕГОДАВЛЕНИЯПАРОВЫХ ТУРБИН1.1 Анализ состояния проблемы абразивного износа лопаточныхаппаратов первых ступеней паровых турбинВ настоящее время различным видам износа подвержены элементыпрактически всего энергетического оборудования электрических станций(рисунок 1.1).

Применительно к паровым турбинам можно выделитьследующие наиболее существенные виды износа оборудования: коррозия(различные формы), каплеударная эрозия, абразивный износ, эрозиякоррозия, коррозионное растрескивание металла под напряжением [11, 13,18, 21, 23, 25, 33, 40].1-эрозия при каплеударном воздействии; 2-абразивный износ;3-коррозия в процессе эксплуатации; 4-коррозия в период ремонтов и простоев; 5коррозионное растрескивание под напряжением;6- эрозия-коррозия; 7-кавитацияРисунок 1.1 - Основные причины поврежденийэлементов энергетического оборудования [24]10В связи с введением на многих энергоблоках нейтрально-кислородноговодного режима и переходе турбин на переменный режим работы с частымипускамииостановами,вызывающимитемпературнуюдеформациютрубопроводов и поверхностей нагрева котла и отслаивание окалины, легкообразующейся вновь, наблюдается увеличение интенсивности абразивногоизноса сопловых и рабочих лопаток первых ступеней ЦВД и ЦСД [38].Характерной особенностью процесса абразивного износа является егобыстроеразвитие:приопределенныхусловияхэксплуатациикатастрофический износ сопловых и рабочих лопаток ЦВД может произойтиза 1÷3 года [33].

На ряде электростанций срок службы лопаточного аппаратаи периферийного уплотнения ЦСД турбин Т-250/300-240 в условияхинтенсивного воздействия эрозионных нагрузок сокращается до одного-трехмежремонтных периодов [38]. В связи с этим возникает опасность поломок,возрастают затраты на восстановление и ремонт поврежденных элементов.Согласно работам [17, 37, 38] необходимость ремонта лопаточного аппаратаи уплотнений первых ступеней ЦВД и ЦСД наступает уже через 25 тыс. ч.эксплуатации, КПД 1-й ступени ЦСД снижается на 8÷12% за 40÷45 тыс. ч.эксплуатации.

По данным [17] КПД ЦСД мощной паровой турбины из-заухудшения параметров шероховатости поверхностей лопаточного аппаратападает на 3% за 20 тыс. ч. эксплуатации. Если до массового строительстваблоковсверхкритическогодавления(СКД)затратынаустранениеповреждений составляли около 7 % от всех ремонтных затрат, то припереходе на СКД они достигли 25 %. В [17] отмечено, что вследствиеабразивного износа, в каждом третьем капитальном ремонте турбин К-200130 устранялись повреждения соплового аппарата. Рабочие лопаткирегулирующей ступени турбины К-200-130 на некоторых ГРЭС менялисьпосле наработки от 1600 до 10000 ч. Согласно [38], КПД дубль-блочнойтурбоустановки типа К-300-240 ХТГЗ снижается из-за эрозионного износа на0,35% при работе с номинальной нагрузкой и на 2,16% - при работе с однимкорпусом котла.11В таблице 1.1 приведена сводка по девяти ремонтным кампаниямтурбин К-300-240 Ириклинской и Каширской ГРЭС в период с 2001 по2010 г.Таблица 1.1 - Объём восстановительных работ в связи с эрозионноабразивным повреждением проточной части среднего давления турбинК-300-240 ЛМЗ [37]ГРЭСНомертурбиныГодремонта54582001200220052005НаработкаНаработка13-й ступени,турбины,ч/пускич/пуски201 91024 093211 397/32119 615/28222 403/44620 493/34183 766/32735 694/5142007245 930/36051 149/6562008241 297/38138 237/5332008159 787/26648 150/8452010206 952/48017 697/3762010182 995/59838 889/86ИриклинскаяКаширскаяНомер ступенейи вид работ13-16 - ремонт13-16 - ремонт13-16 - ремонт13-15 - ремонт13 - замена14 - замена РЛ14 - ремонт НЛ15, 16 - ремонт13 - ремонт14 - замена НЛ14 - замена РЛ15 - замена НЛ16 - замена НЛ15,16 - ремонт РЛ13 - замена14 - замена15 - замена НЛ15 - ремонт РЛ16 - ремонт13 - замена РЛ13 – ремонт НЛ14-16 - ремонт13 - замена14 - замена РЛ14 - ремонт НЛ15 - ремонтПроблема износа лопаток турбин актуальна не только для нашейстраны [107, 111].

По оценкам исследовательского института США EPRI, в73% случаев остановов турбоагрегатов в США причиной являются поломкилопаток (см. рисунок 1.2).121-рабочие лопатки ЦНД; 2- подшипники ЦВД; 3- вибрация генератора;4- стопорные клапаны турбины; 5- регулирующие клапаны турбины;6- подшипники ЦНД; 7- поломки в проточной части ЦНД; 8- неполадки проточной части всейтурбины; 9- лопатки ЦВД; 10- сопровождающие устройства; 11- маслосистема; 12- неполадкив ЦВД; 13- неполадки в ЦСДРисунок 1.2 –Потери экономичности (МВт в час за год) паровых турбин в СШАза период с 1998 по 2002 год вследствие износа элементов оборудования [107]В зарубежной энергетике [96] отмечено снижение КПД турбоустановокза каждые 5 лет на 0,4% (см. рисунок 1.3).

По оценкам американскихспециалистов годовой ущерб от абразивного износа в среднем составляет1 доллар на 1 кВт установленной мощности, а в некоторых случаях онувеличивается в 3÷3,5 раза [33]. По данным Южно-Калифорнийскойэнергетической компании, в среднем годовой ущерб мощного турбоагрегатаот абразивного износа оценивается суммой в 600 тыс. дол. Суммарныйгодовой ущерб на турбинах США из-за снижения их экономичности,увеличения простоев и ремонтных затрат вследствие абразивного износасоставляет 150 млн.

дол [17].13Рисунок 1.3 – Снижение КПД турбоустановоквследствие абразивного износа [96]Износ поверхностей, вызываемый твердыми частицами, приводит кизменению геометрии лопаточного аппарата и других элементов проточнойчасти и, как следствие, ведет к последующему ухудшению экономическиххарактеристик турбоустановки в целом. Износ выходных кромок сопловых ирабочих лопаток приводит к изменению проходного сечения канала(см.

рисунок 1.4) и изменению треугольников скоростей (см. рисунок 1.5).При изменении геометрии профиля, в частности увеличения «горла» канала,будет нарушаться аэродинамика проточной части. Во-первых, поток будетвыходить из сопловой решетки не под расчетным углом, вследствие чего небудет обеспечиваться безударный вход парового потока в рабочую решеткуступени. Во-вторых, при износе твердыми частицами выходной кромки иотклонении профиля лопатки от оптимального последует увеличениекромочных, и, следовательно, профильных потерь в решетке.14(O – ширина «горла» канала неповрежденного соплового аппарата;Om – ширина «горла» канала соплового аппарата, изношенного твердыми частицами;b– толщина выходной кромки сопловой лопатки;t- шаг сопловой решетки)Рисунок 1.4 – Геометрия проточной части канала сопловой решетки иизменение «горла» вследствие абразивного износа [85]а)б)Рисунок 1.5  Треугольники скоростей для рабочей лопатки с исходнымпрофилем (а) и рабочей лопатки с профилем, измененным вследствиеабразивного износа (б) [85]15Абразивному износу подвержены направляющие и рабочие лопатки,надбандажные уплотнения и шипы бандажей̆ первых и ближайших к нимступеней̆ ЦВД и ЦСД (у турбин с промперегревом) [17, 27, 37, 38, 85, 96, 107,111].

На рисунке 1.6 представлены фотографии поврежденных элементовпроточных частей различных мощных паровых турбин. Абразивному износу,помимо соплового и рабочего аппаратов, подвергаются также обоймы икорпусные элементы.Рисунок 1.6 – Примеры абразивного износа элементов проточных частейпаровых турбин [33, 100]16СогласносовместнымисследованиямЦКТИиТЭЦ-23ОАО «Мосэнерго», проведенных на турбинах Т-250/300-240, характер износаопределяется, в первую очередь, конструктивным исполнением подвода парак камере паровпуска ЦСД-1 [38]. Пар из паропровода поступает в отсечнойклапан, а из него – в регулирующий клапан, подвижная часть которогорасположена у нижней стенки подводящего патрубка камеры паровпуска (см.рисунок 1.7 а и рисунок 1.7 б, где номера лопаток указаны по вращению отправой стороны горизонтального разъема, а изношенная площадь каждой излопаток определена компьютерной обработкой рельефа выходной кромки).Благодаря этому возникает сильная неравномерность пространственногораспределения частиц в камере паровпуска с высокой концентрацией внижней зоне на входе в направляющий аппарат.

В этой части камерыобразуется максимальная концентрация частиц и, поскольку наибольшуюопасность несут первые удары, когда частицы имеют максимальные размерыи обладают максимальной энергией разрушения, зона интенсивного износасмещается с учетом вращения диска в левую нижнюю и частично верхнюючетверти дуги направляющего аппарата [38].Кольцевая асимметрия сохраняется при прохождении двухфазнымпотоком направляющего аппарата 13-й ступени, что обуславливает наиболееинтенсивное воздействие на нижний и левый секторы уплотнительногокозырькапередпроисходитпериферийнымнаиболееглубокийуплотнениемизносиколеса.отрывИменночастиздеськозырькаспоследующим разрушением бандажа и повреждением рабочих лопаток(см. рисунок 1.8). [38]17а)б)1 – направляющий аппарат; 2 – пароподводящий патрубок; 3 – подвижная частьрегулирующего клапана; 4 – продувочный штуцер; 5 – зона максимальной концентрациичастиц; S – площадь лопатки, «исчезнувшая» в результате износа; ̅ – средняя площадьизноса всех лопатокРисунок 1.7 – Схема движения твердых частиц в камере паровпуска ЦСД-1(а) и площадь износа выходных кромок направляющих лопаток 13 ступенитурбины Т-250/300-240 (б) [38]18Рисунок 1.8 – Полное разрушение бандажа и повреждение выходных кромокрабочих лопаток 13 ступени в результате сквозного износа козырьканадбандажного уплотнения через 76 тыс.

ч работытурбины Т-250/300-240 ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» [38]Аналогичная картина повреждений лопаточного аппарата наблюдаетсятакже в проточной части паровых турбин К-300-240.Образование потоков с повышенной концентрацией крупных частицначинается в камере паровпуска, имеющей схему подвода пара, аналогичнуюЦСД-1 турбин Т-250/300-240 и зону локальной концентрации в нижнейполовинекамеры[37].Наибольшиеэрозионно-абразивныенагрузкииспытывает первая (13-я) ступень ЦСД, что ведет к образованию в нейобширных зон повреждений и резкому сокращению срока службы ступени.Обобщенная картина повреждений для ЦСД турбины К-300-240 построена сиспользованием обширных материалов 12 ремонтных кампаний трехэлектростанций (см. рисунок 1.9) [37].19Рисунок 1.9 - Область движения крупнодисперсных потоков твердых частици зоны абразивного износа проточной частицилиндра среднего давления турбины К-300-240 [37]В указанных областях на рисунке 1.10, ограниченных линиеймеридионального обвода и красной линией, перемещаются все частицы, втом числе и с размерами более 80 – 100 мкм, создающие реальную угрозуабразивного износа.