Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор литературы 5
1.1 Лопаточный аппарат и условия его работы 5
1.2 Повреждения и причины их вызывающие 12
1.3 Упрочнение лопаток паровых турбин 17
1.4 Регламентирующие документы 28
1.5 Методы контроля лопаточного аппарата паровых турбин ТЭС 30
Глава 2. Постановка задачи и схема исследований 32
2.1 Постановка задачи (модель лопатки) 32
2.2 Схема исследований 38
Глава 3. Методом вихретоковой дефектоскопии 49
3.1 Амплитудно-фазовый метод 49
3.2 Резонансный метод 73
3.3 Пример реализации 77
Глава 4. Методом магнитной дефектоскопии 80
4.1 Выявление трещины 80
4.2 Отстройка от мешающих факторов 83
4.3 Оценка глубины 87
Глава 5. Автоматизированная система контроля лопаток и опытное опробование 90
Основные результаты и выводы 102
Литература 103
Приложение
- Повреждения и причины их вызывающие
- Резонансный метод
- Отстройка от мешающих факторов
- Автоматизированная система контроля лопаток и опытное опробование
Введение к работе
В современной энергетике России и стран СНГ на данный момент основная часть энергооборудования отработала свой парковый ресурс. Модернизация и замена такого большого объема оборудования не может быть проведена своевременно. Поэтому имеет место продление ресурса оборудования сверх паркового. В настоящее время разработаны инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов энергооборудования. В целях оценки состояния и возможности дальнейшей эксплуатации металла теплоэнергетического оборудования проводится контроль и диагностика основных его элементов, одним из которых является лопаточный аппарат турбины. По результатам технического диагностирования принимается решение о допуске к работе оборудования.
Разрушение лопаточного аппарата турбины приводит к неблагоприятным последствиям для всего турбоагрегата в целом и вынужденному останову турбины. Поэтому важным и ответственным моментом в оценке ресурса турбины является грамотное и своевременное диагностирование лопаточного аппарата. Лопатки паровых турбин работают в тяжелых условиях: резонансные колебания, в процессе которых возникают большие напряжения изгиба; действие влажного пара, а как следствие эрозионный износ; коррозионные воздействий солей и кислот; гидравлические удары, а также наличие иных факторов. На практике применяются различные методы защиты лопаток от этих воздействий, одним из которых является упрочнение входных кромок лопаток последних ступеней турбины противоэрозионными стеллитовыми пластинами. Данный метод используется в основном на турбинных выпускаемых рядом мировых производителей, а также АО «ЛМЗ», который в настоящее время является одним из крупнейших поставщиков турбоагрегатов. Метод напайки стеллитовых пластин имеет ряд достоинств и недостатков.
Практика эксплуатации турбин с лопатками упрочненными таким способом показывает, что в ряде случаев на входных кромках лопаток в области припайки стеллитовых пластин начинают развиваться трещины. Имеющимися в наличии средствами неразрушающего контроля подобные
несквозные дефекты не могут быть выявлены из-за отсутствия непосредственного доступа.
Важной и актуальной задачей является выявление таких трещин на ранней стадии их развития.
Повреждения и причины их вызывающие
Основной причиной выхода из строя лопаточного аппарата является разрушение металла [9-21]. Разрушение в основном вызывается образованием трещин в теле лопатки, одной из первопричин которого является коррозия. Коррозия Коррозия металлов — разрушение поверхностного слоя металла лопатки вследствие химического или электрохимического взаимодействия его с внешней средой. Виды коррозии лопаток: 1. Сплошная коррозия - захватывает всю поверхность металла. В зави симости от глубины коррозионного разрушения на каждом участке подразделяют на a. Равномерная коррозия; b. Неравномерная коррозия. 2. Местная коррозия - поражения локальны и оставляют практически незатронутой значительную (иногда подавляющую) часть поверхности. В зависимости от степени локализации различают коррозионные пятна, язвы и точки (питтинг). 3. Подповерхностная коррозия - распространяющейся в стороны под очень тонким (например, наклёпанным) слоем металла, который затем вздувается пузырями или шелушится. К наиболее опасным видам относятся: 4. Межкристаллитная коррозия (интеркристаллитная) - которая, не разрушая зёрен металла, продвигается вглубь по их менее стойким границам. 5. Транскристаллитная коррозия - рассекающая металл трещиной прямо через зёрна. Почти не оставляя видимых следов на поверхности, эти поражения могут приводить к полной потере прочности и разрушению. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание особенно опасны для лопаток паровых турбин несущих силовую нагрузку и испытывающих большие напряжения. Резкая сосредоточенность коррозионного разрушения делает его эквивалентным острым надрезам в наиболее напряженных участках и способствует разрушению конструкции под действием механических нагрузок.
Анализ обследований металла дисков и лопаточного аппарата турбин показал, что коррозионные повреждения дисков и рабочих лопаток в процессе эксплуатации происходят только на ступенях турбин, работающих в зоне фазового перехода (зона влажного пара от состояния сухого насыщенного пара до влажности порядка 6%). В области перегретого сухого пара таких повреждений обнаружено не было.
Коррозионные повреждения лопаточного аппарата обычно локализуются в начальной зоне фазового перехода, однако при существенном ухудшении качества свежего пара перед турбиной могут подвергаться коррозионным повреждениям рабочие лопатки всех ступеней, работающих в области влажного пара.
Коррозионные повреждения рабочих лопаток различной интенсивности в виде язвенной коррозии, коррозионной усталости и коррозионного растрескивания под напряжением (часто связанных с поломками лопаток) выявлены в зоне фазового перехода практически на всех типах конденсационных и теплофикационных турбин как без промперегрева, так и с промперегревом, работающих с барабанными и прямоточными котлами. Интенсивность протекания коррозионных процессов элементов проточной части турбин определяется качеством металла (химическим составом, пределом текучести, микроструктурой), конструкцией турбины и качеством ее изготовления (наличием концентраторов напряжений, температурой пара в ЗФП), условиями эксплуатации (качеством свежего пара, поступающего в турбину), осуществлением консервации турбины при ее останове. Можно констатировать, что коррозионные повреждения рабочих лопаток турбин в зоне фазового перехода появляются на тех тепловых электростанциях, где по разным причинам не обеспечивается необходимый уровень качества свежего пара перед турбинами. Ухудшение качества свежего пара по отдельным показателям приводит к повышению уровня концентраций соединений в первичном конденсате ЗФП и интенсификации процесса образования отложений на поверхности элементов турбины. Наиболее опасны отложения, содержащие хлориды ( 0,5%), приводящие к образованию коррозионных язв и снижению усталостной прочности металла. Повышению концентрации агрессивных смесей способствует: - переменные режимы работы турбины (попеременное подсушивание и увлажнение отложений); - повышение температуры первичного конденсата в ЗФП. Для определения и улучшения качества первичного конденсата в ЗФП могут быть использованы пробоотборные устройства, концентраторы и сепараторы. На тепловых электростанциях в период проведения ремонтов и при длительных остановках оборудование турбинных установок подвергается стояночной коррозии, являющейся причиной поверхностного разрушения металла. Стояночная коррозия является одним из наиболее распространенных видов коррозионного разрушения металлов. Скорость коррозионного разрушения различных металлических изделий в атмосфере определяется внешними условиями, т.е. метеорологическими факторами и загрязненностью воздуха коррозионно-активными газовыми и солевыми примесями. Одним из основных факторов, определяющих скорость и механизм атмосферной коррозии, является степень увлажненности поверхности металла. При стояночной коррозии происходят повреждения в виде язвенной коррозии, как лопаточного аппарата, так и дисков турбин. При этом область повреждений может охватывать элементы всей турбины или располагаться локально в зависимости от специфических условий во время стоянки турбины.
Резонансный метод
Подключение емкости в цепь вихретокового преобразователя и работа на частоте близкой к резонансной позволяет реализовать ряд дополнительных возможностей вихретокового метода. Выявление и оценка глубины трещины. Влияние мешающих факторов Структурная схема прибора с ВТНП, включенным в колебательный контур приведена на рис. 3.16. Схема содержит генератор синусоидального напряжения и колебательный контур, образованный индуктивностью ВТНП с параллельной ему емкостью С. Обмотка преобразователя 4 включалась последовательно с большим активным сопротивлением 2 в цепь генератора переменного напряжения 1. В исследованиях использовался стандартный преобразователь с одной обмоткой на ферромагнитном заостренном сердечнике (R=2) и образцы типа П (см. раздел 2.2). Величина емкости конденсатора С составляла 0,011 мкФ, при этом резонансная частота при установке ВТНП на металл составляла 12,5 кГц. Исследования сводились к измерению приращения амплитуды и фазы напряжения U (рис. 3.17) от трещин и мешающих факторов. Влияние наклона и колебаний зазора имитировалось в статическом режиме с помощью неэлектропроводящих прокладок различной толщины. На рис.3.17 приведены экспериментальные годографы приращения ду относительного выходного напряжения ВТНП в зависимости от глубины трещины h; величины зазора Z и угла отклонения оси ВТНП от нормали к поверхности а. Здесь же приведены зависимости от воздействия сочетания факторов h, Z и а. В качестве нормирующего множителя принималось напряжение преобразователя на металле VM=2500MB на резонансной частоте 12,5 кГц в отсутствии зазора (Z=0, индекс М). Все характерные закономерности воздействия на годограф трещин и зазора качественно схожи с классическими. Однако наблюдаются и определенные различия. Так, линия «отвода» (кривая М-В) имеет ярко выраженный нелинейный характер, что, очевидно, связано с резонансными свойствами контура с ВТНП.
Анализируя данные рис.3.17 в первую очередь следует отметить, что на выявляемость трещины оказывает влияние как базовая величина зазора, так и выбор информативного параметра. Заметим, что воздействие на годограф зазора и угла наклона практически совпадает и соответствующие точки ложатся на одну кривую. Как видно из хода кривых рис.3.17, выбирая рабочую частоту 12,5 кГц, базовый зазор Z=0,2MM, а в качестве полезного параметра модуль выходного напряжения ВТНП (амплитудный метод), получим режим максимальной нечувствительности к зазору и углу наклона преобразователя. На рис.3.18 приведена результирующая зависимость приращения модуля относительного напряжения ВТНП от глубины трещины (а). Там же представлены аналогичные зависимости от зазора (б) и угла наклона (в). Очевидно, что данные рис.3.18 позволяют оценить чувствительность и разрешающую способность конкретной конструкции транспортного сканирующего механизма при наличии численных данных о значениях AZ и Да. Так, для кареток аналогичных приборов, имеем AZ=±0,1MM И Аа=±1,5гр. Тогда, согласно рис.3.18, минимальная глубина выявляемой трещины (при отношении сигнал/шум больше двух) составляет 0,5мм. Для надежного выявления трещин меньшей глубины приходится использовать дополнительные меры и, в частности, специально разработанные программы компьютерного анализа текущей и накапливаемой базы информации. При самых неблагоприятных условиях полезный сигнал от трещины глубиной 1,0 мм достигает более 75 мВ (что составляет более 0,3% от напряжения питания ВТНП) и превосходит характеристики среднестатистической дефектоскопической аппаратуры.
Отстройка от мешающих факторов
Как видно из рис.4.4 величина поля рассеяния над трещиной и поле над металлом очень сильно реагируют на изменение величины зазора между полюсами намагничивающего устройства и контролируемой поверхностью. Как видно из рисунка при увеличении величины зазора между полюсами намагничивающего устройства и контролируемой поверхностью при одних и тех же геометрических параметрах дефекта значение величины поля рассеяния над трещиной уменьшается. Изменение величины приращения поля рассеяния достигает значения 200А/м, что уже сопоставимо с величиной поля рассеяния от трещины небольшой глубины. Этот факт может в значительной степени повлиять на выявляемость трещин на ранней стадии их развития и оценку параметров развитых дефектов. Как известно, на величину потока магнитной цепи влияет ее магнитное сопротивление. Изменение потока, происходящее при повышении сопротивления цепи (увеличение зазора между полюсом и объектом) показано на рис.4.5. Очевидно, что снижение величины потока в цепи можно осуществить снижением тока в намагничивающей обмотке. Из рисунка видно, что уменьшение силы тока в обмотке намагничивающего устройства на 0,3-0,4А влияет на величину поля рассеяния над трещиной аналогично изменению зазора между полюсами намагничивающего устройства и металлом контролируемого объекта на 3 мм.
Ниже на рис.4.7 показана зависимость изменения приращения тангенциальной составляющей поля рассеяния над трещиной при уменьшении силы тока питающего обмотку намагничивающего устройства. Из рисунка видно, что изменение тока в обмотке в значительной степени влияет на величину поля рассеяния над трещиной. Чтобы исключить это влияние колебаний тока I и зазора Z на измеряемую величину было предложено использовать в качестве критерия наличия дефекта относительное приращение АН Тр- Этот параметр определяется как отношение величины приращения поля рассеяния над трещиной АНТР к напряженности магнитного поля на металле Нм по выражению: где АНтр - приращение тангенциальной составляющей поля рассеяния над трещиной; Нм - напряженность магнитного поля над металлом контролируемого объекта при оптимальном расстоянии между точками измерения. Использование этого параметра позволяет отстроится от вышеуказанных мешающих факторов. Относительное приращение поля рассеяния над трещиной практически не зависит от изменения величины тока и колебаний зазора, поэтому может быть принято как характеристика конкретного дефекта. На рис.4.8 и рис.4.9 показаны зависимости величины относительного приращения поля рассеяния над трещиной глубиной 3 мм от изменения величины зазора и тока намагничивающего устройства соответственно. Из рисунков видно, что изменении зазора в пределах 0-Змм и намагничивающего тока в пределах 1,1 - 0,5А приводит к отклонению относитель-ного приращения АН тр не более чем на ±0,05 отн.ед. Для построения тарировочной зависимости были произведены специальные измерения на образцах с трещинами различной глубины. Соответствующая результирующая зависимость приведена на рис. 4.10. Характер зависимости на рис. 4.10 подтверждает практическую целесообразность использования для выявления и оценки размеров трещин введенного параметра - относительного приращения АН ТР В тоже время, очевидно, что величина этого параметра при прочих равных условиях зависит от расстояния между точками измерения АНтр и Нм. На рис.4.11 приведены топографии поля рассеяния протяженной трещины. Из характера кривых на рисунке видно, что ширина огибающей дефекта существенно зависит от его глубины. Для практической реализации было принято использовать в качестве базового расстояния между двумя точками измерения величины более 2 мм. Используя полученные зависимости можно оценить глубину трещины с абсолютной погрешностью 20%. Здесь представлены данные об устройстве автоматизированного комплекса - «Лопатка-2» и результаты его опытного опробования.
В комплексе реализован совместный - вихретоковый и магнитный методы контроля в ав томатическом режиме сканирования с компьютерным управлением и анализом результатов контроля [110-112]. Комплекс «Лопатка-2» предназначен для выявления трещин в лопатках паровых турбин, как в стыках стеллитовых пластин, так и под ними на ранней стадии их развития.
Автоматизированная система контроля лопаток и опытное опробование
Длинные лопатки последних ступеней мощных турбин, у которых угол закрутки достигает 60-65, совершают изгибно-крутильные колебания, и упругая линия лопаток представляет собой пространственную кривую (рис. 1.6).
Как видно из вышеуказанного лопатки, особенно лопатки последних ступеней, помимо температурного воздействия испытывают изгибающие усилия от струи пара и большие напряжения от центробежных сил [8].
Лопатки последних ступеней также подвергаются повышенной эрозии вследствие высокой влажности отработавшего пара. В современных турбоагрегатах температура свежего пара поступающего в турбоагрегат (ТА) составляет 540 С. Давление пара порядка 23,5 МПа. В связи с широким диапазоном температур и нагрузок, при которых работают лопатки паровых турбин, необходимо иметь большой набор высокопрочных и жаропрочных сталей и сплавов, обладающих хорошими технологическими свойствами. Высокий уровень напряженности и значительные размеры роторов и дисков современных паровых турбин определяют строгие требования, предъявляемые к применяемым маркам сталей, которые должны обеспечивать получение заданного комплекса свойств по всему объему заготовок и давать возможность изготовления крупных поковок без существенных металлургических дефектов. Строгие требования предъявляются и к металлу, а также к производству заготовок рабочих лопаток. С целью улучшения качества металла заготовок для лопаток в настоящее время используются стали специальной выплавки - электрошлаковый переплав (ЭШП) или вакуумно-дуговой переплав (ВДП), - обеспечивающие низкое содержание вредных примесей (сера, фосфор) и резкое уменьшение дефектов металлургического характера, в частности волосовин. Механические свойства лопаточных сталей или сплавов определяются известными характеристиками прочности и пластичности: пределом текучести о т пределом прочности аВ) относительным удлинением 5 и относительным сужением \/, которые получают при одноосном растяжении стандартных образцов в условиях нормальной (20С) или рабочей температуры. Дополнительно к этим характеристикам определяют ударную вязкость а„, связанную с величиной удельной работы разрушения материала, а также угол загиба, на который изгибают специальный образец до появления первой трещины на растягиваемой стороне. Весьма важной характеристикой для контроля механических свойств материала, в частности лопаток, является твердость.
Широкое распространение получили методы определения твердости по Бриннелю НВ, Виккерсу HV и Роквеллу HRC. Указанные механические характеристики регламентируются техническими условиями на изготовление заготовок дисков, роторов и лопаток и определяются индивидуально для каждой заготовки или партии заготовок для лопаток. Однако эти характеристики не исчерпывают всего комплекса свойств, необходимых для обеспечения работоспособности ответственных деталей паровых турбин. Стали и сплавы для лопаток должны обладать высокой способностью сопротивляться хрупкому и усталостному разрушениям, иметь необходимую жаропрочность, хорошо сопротивляться коррозии и эрозии при работе в паровой среде. Кроме того, желательно, чтобы лопаточные материалы имели относительно высокую демпфирующую способность. Лопаточный аппарат в современных ТА выполняется из высоколегированных жаропрочных марок стали 12X13, ЭП802, 15X11МФ, 20X13 и 15X11МФ. Надежность лопаточного аппарата является одним из важнейших условий длительной безаварийной работы паровых турбин. Основной причиной выхода из строя лопаточного аппарата является разрушение металла [9-21]. Разрушение в основном вызывается образованием трещин в теле лопатки, одной из первопричин которого является коррозия. Коррозия Коррозия металлов — разрушение поверхностного слоя металла лопатки вследствие химического или электрохимического взаимодействия его с внешней средой. Виды коррозии лопаток: 1. Сплошная коррозия - захватывает всю поверхность металла. В зави симости от глубины коррозионного разрушения на каждом участке подразделяют на a. Равномерная коррозия; b. Неравномерная коррозия. 2. Местная коррозия - поражения локальны и оставляют практически незатронутой значительную (иногда подавляющую) часть поверхности. В зависимости от степени локализации различают коррозионные пятна, язвы и точки (питтинг). 3. Подповерхностная коррозия - распространяющейся в стороны под очень тонким (например, наклёпанным) слоем металла, который затем вздувается пузырями или шелушится. К наиболее опасным видам относятся: 4. Межкристаллитная коррозия (интеркристаллитная) - которая, не разрушая зёрен металла, продвигается вглубь по их менее стойким границам. 5. Транскристаллитная коррозия - рассекающая металл трещиной прямо через зёрна. Почти не оставляя видимых следов на поверхности, эти поражения могут приводить к полной потере прочности и разрушению. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание особенно опасны для лопаток паровых турбин несущих силовую нагрузку и испытывающих большие напряжения. Резкая сосредоточенность коррозионного разрушения делает его эквивалентным острым надрезам в наиболее напряженных участках и способствует разрушению конструкции под действием механических нагрузок. Анализ обследований металла дисков и лопаточного аппарата турбин показал, что коррозионные повреждения дисков и рабочих лопаток в процессе эксплуатации происходят только на ступенях турбин, работающих в зоне фазового перехода (зона влажного пара от состояния сухого насыщенного пара до влажности порядка 6%).
