Разработка и внедрение парокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин

• Автор: Овечкина, Ольга Владимировна
• Шифр специальности: 05.14.14
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 109 с. : ил.

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 3
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
4. Заключение
ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1. Патент № 2250430 от 20.04.2005 г.
Приложение 2. Акт осмотра турбины ПТ-80 Липецкой ТЭЦ-2 Приложение 3. Акт осмотра турбины Т-100/110-130 Орловской ТЭЦ Приложение 4. Акт осмотра турбины К-300-240 Каширской ГРЭС Приложение 5. Акт осмотра турбины К-215/130 Харанорской ГРЭС

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 ЛМЗ на Сырдарьинской ГРЭС, которые сопровождались разрушением турбин и пожарами. В обоих случаях причиной разрушения турбин явилась групповая (около 30 лопаток) поломка коррозионносредняя радиационная часть; ВРЧ — верхняя радиационная часть; РЗ - растопочная задвижка; Д-3 - дроссельный клапан; ШВД — пшрмовый пароперегреватель высокого давления; КПП — конвективный пароперегреватель; БРОУ - быстродействующее редукционно-охлаждающее устройство; ПП-І ст. — промпароперегреватель I ступени; ШСД — пшрмовый промпароперегреватель среднего давления; ГПЗ - главная паровая задвижка; ЦВД, ЦСД и ЦНД—цилиндры высокого, среднего и низкого давления соответственно.
При консервации проточной части турбины может возникнуть необходимость предварительной очистки промпароперегревателя, что вполне решаемо при соблюдении номинальных скоростей пара, т.е. при пониточной 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 парокислородной 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 парокислородной очистки, пассивации и консервации проточной части турбины. Принципиальные схемы ПКО, П и К на Харанорской и Каширской ГРЭС представлены на рисунках 3.3 и 3.4.