Ресурс и надежность металла цельнокованных роторов паровых турбин

• Автор: Резинских, Владимир Федорович
• Шифр специальности: 05.04.12
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2001
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 301 с. : ил

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
Глава 1. Факторы, влияющие на ресурс роторов паровых турбин (обзор
литературы)
1.1. Существующие подходы к оценке ресурса роторов
1.2. Теплоустойчивые стали для высокотемпературных цельнокованых роторов паровых турбин
Глава 2. Повреждаемость роторов в процессе эксплуатации
2.1. Металлургические дефекты - инициаторы повреждений роторов
2.2. Повреждения роторов по механизмам усталости
2.3. Повреждения роторов по механизму ползучести
2.4. Повреждения цельнокованых роторов в низкотемпературных зонах
~2.5. Выводы „
Глава 3. Изменение структуры и свойств роторных сталей в процессе
длительной эксплуатации
3.1. Материал и методика исследования
3.2. Изменение механических свойств
3.3. Изменение жаропрочности
3.4. Изменение сопротивляемости циклическому нагружению
3.5. Изменение сопротивляемости хрупкому разрушению
3.6. Длительная статическая и циклическая трещиностойкость
3.7. Изменение структуры и фазового состава сталей
3.8. Влияние исходной структуры на свойства металла длительно работавших роторов из стали 25Х1М1ФА
3.9. Структурные изменения в металле, связанные с накоплением повреждений
3.10. Выводы
Глава 4. Диагностика состояния металла высокотемпературных роторов
4.1. Критерии эксплуатационной надежности роторов
4.2. Выбор методов дефектоскопического контроля металла
4.3. Объем и порядок проведения контроля металла
4.4. Выводы
Глава 5. Предложения по увеличению ресурса роторов
5.1. Парковый и индивидуальный ресурсы роторов
5.2. Изменение режимов эксплуатации турбины
5.3. Удаление поврежденного поверхностного слоя
5.4. Восстановительная термическая обработка
5.5. Выводы ;
Общие выводы
Список использованных источников
Приложение
Примеры определения возможности продления срока эксплуатации и индивидуального ресурса цельнокованых роторов паровых турбин, отработавших парковый ресурс

ВВЕДЕНИЕ
С конца 90-х годов прошлого столетия в отечественной теплоэнергетике сложились определенные, ранее не существующие, условия эксплуатации оборудования. Особенности настоящего периода кратко можно охарактеризовать следующим образом:
• значительная часть тепломеханического оборудования выработала свой нормативный ресурс;
• массовая замена изношенного оборудования в ближайшие годы из-за экономической ситуации в стране маловероятна;
• 25..30 % установленной мощности выводится в резерв;
• увеличивается доля оборудования, эксплуатирующаяся в маневренных режимах из-за увеличивающейся неравномерности графика потребления электроэнергии и необходимости вывода энергоустановок в резерв;
• сокращаются объемы плановых ремонтов оборудования и увеличиваются межремонтные периоды;
В этой ситуации вопросы продления ресурса установленного оборудования и обеспечения его надежной эксплуатации имеют первостепенное значение.
На 01.01.99 г. на тепловых электростанциях России находится в эксплуатации 251 энергоблок с общей установленной мощностью 68,5 млн.кВт.
В 1998 году количество энергоустановок только блочного оборудования, исчерпавших проектный ресурс эксплуатации (100 тыс. ч), составило около 80 % от работающих, а срок эксплуатации 25 % превысил удвоенный проектный ресурс (200 тыс.ч). К 2005 году проектный ресурс будет исчерпан почти на всех действующих в настоящее время тепловых электростанциях.
В 1999 г. ввод новых мощностей составил 0,9 млн.кВт, в том числе на ТЭС - 0,56 млн.кВт, тогда как до 1988 г. ежегодно вводилось 4...5 млн.кВт.
стью 25... 100 МВт, изготовленном из стали 34ХМА, на 20...25 % роторов турбин мощностью 150...500 МВт производства НПО «Турбоатом», изготовленных из стали 20ХЗМВФ (ЭИ-415), и на 3...5 % роторов турбин мощностью 50...800 МВт производства ЛМЗ и ТМЗ, изготовленных из стали 25Х1М1ФА (Р2, Р2МА). Для большинства роторов с дефектами назначался более частый контроль после различных сроков работы, производилась выборка дефектов путем расточки канала, вводились дополнительные ограничения на режимы эксплуатации турбин. Шесть роторов из-за выявленных дефектов были выведены из эксплуатации и три - было рекомендовано вывести не позднее, чем через два года работы турбины в щадящем режиме.
Были выведены из эксплуатации следующие роторы:
1. Совмещенный ротор высокого-среднего давления из стали ЭИ-415 турбины К-160-130 ХТЗ ст. № 7 Иркутской ТЭЦ-10 после 137 тыс.ч эксплуатации. В районе промежуточных уплотнений ротора на расстоянии 40 мм от поверхности осевого канала методом УЗК был выявлен дефект условной протяженностью 60 мм и шириной 2,5...3,5 мм. Последующая разрезка ротора и исследо-

вание характера дефекта показали (Рис. 2.4), что он представляет собой метал-лургический дефект, в составе которого были выявлены марганец, сера и кремний. За 137 тыс.ч работы эксплуатационные трещины от дефекта не развивались, а его размеры не ограничивали конструкционную прочность ротора. Исследование металла данного ротора позволили более уверенно продлевать ресурс эксплуатации других роторов с подобными дефектами;