Ò à á ë è ö à 4

; 2 & $2 % / ' 1 = 0

1 A 4 !"# ( ": 8 E

< ' !" $

545°С и давлении 4,0 МПа. Таким образом, результаты проведенной работы показали, что достаточ- но надежная эксплуатация главных паропроводов острого пара может быть обеспечена при проектных параметрах пара в среднем в течение 130 тыс. ч, а паропроводов горячего промперегрева – в течение 150,0 тыс. ч. Указанный допустимый срок службы может быть скорректирован по результатам обследования фактических условий эксплуатации и состояния металла всех элементов паропроводов по каждому энергоблоку мощностью 800 МВт.

Выводы

1.В результате диагностирования состояния металла паропроводов блоков 800 МВт установлено, что после длительной эксплуатации в них были выявлены недопустимые дефекты типа трещин, значительный разброс овальности и толщины стенки в растянутой зоне, а также повышенная остаточная деформация, что свидетельствует о некачественном их изготовлении и пониженной эксплуатационной надежности.

2.Выявленные повреждения сварных соединений паропроводов острого пара блоков 800 МВт

после длительной эксплуатации произошли в основном из-за высоких напряжений в металле и неудовлетворительного состояния опорно-подвес- ной системы. Сопутствующим фактором, ускорившим повреждения сварных соединений, явилось некачественное их исполнение как в заводских, так и монтажных условиях.

3.Неблагоприятное состояние металла труб диаметром 465 315 мм и 377 237 мм из стали 15Х1М1Ф, усиленное естественными процессами старения, привело к резкому снижению не только характеристик жаропрочности, но и кратковременной прочности.

4.В результате проведенных расчетов, скорректированных по фактическому состоянию исследованного металла, определено, что допустимый общий срок эксплуатации паропроводов острого пара блоков 800 МВт при температуре 545°С

èдавлении 24,0 МПа составляет 130,0 тыс. ч.

5.В результате расчетов и корректировки по фактическому состоянию металла центробежнолитых труб показано, что паропроводы горячего промперегрева, изготовленные из центробежнолитых труб, могут быть допущены к эксплуатации при температуре пара 545°С и давлении 4,0 МПа на общий срок 150,0 тыс. ч.

6.Ввиду большого числа неблагоприятных факторов, таких как некачественное изготовление паропроводных труб большого диаметра, разли- чия температурно-временных и силовых условий эксплуатации по разным блокам, высокие рабочие напряжения в металле труб, некондиционное состояние опорно-подвесной системы, возможность дальнейшей эксплуатации паропроводов блоков 800 МВт после выработки допустимого ресурса должна быть определена по результатам данного анализа фактических условий эксплуатации и состояния металла всех элементов паропроводов каждого энергоблока.

Согласно современным представлениям [1, 2] эрозия входных кромок рабочих лопаток влажнопаровых ступеней обусловлена, главным образом, ударами капель и резко возрастает с увеличением

скорости соударения, пропорциональной отставанию капель от потока, которое тем больше, чем больше размер капли. Наибольшую опасность представляют, так называемые, вторичные капли, кото-

Отверстия заварить

(кроме одного снизу)

À

Греющий

ïàð

À

À – À

Щели заварить

Дренаж

á)

à)

8 ( ' & /

à – схема реконструкции диафрагмы; á – схема подвода греющего пара и отвода конденсата

рые образуются при срыве водяной пленки с выходных кромок направляющих лопаток и периферийных обводов межлопаточных каналов диафрагм. Хотя доля таких капель, возникающих в потоке, относительно мала (6 – 12%), их масса может значительно возрастать за счет внепроцессной влаги. Последняя образуется на входной стороне диафрагм, дисков, обойм и перегородок, разделяющих полости разного давления и температуры влажного пара, вследствие их охлаждения за счет

[3, 5]. В периферийных сечениях, где скорости соударения максимальны, ситуация усугубляется резким увеличением концентрации влаги в потоке и на поверхностях межлопаточных каналов диафрагм.

Большинство активных методов снижения эрозионного износа сводится к полному или частич- ному удалению влаги, текущей по поверхностям диафрагм и направляющих и рабочих лопаток, и к более интенсивному дроблению и разгону оставшейся ее части. Поэтому широкое применение получил периферийный отвод влаги через кольцевые щели перед и за рабочим колесом. Интенсификация дробления и разгона капель достигается, например, увеличением осевого зазора между на-

à)

á)

;% = % / % G % &DF 0

à – характерные траектории капель разного диаметра, 1 – d = 25 ìêì, 2 – d = 80 ìêì, 3 – d = 220 ìêì; á – эпюра орошения лопатки

правляющими и рабочими решетками и увеличе- нием перепада на ступень.

В последних ступенях ЦНД мощных паровых турбин ОАО “Турбоатом”, помимо удаления влаги с периферийного обвода диафрагм непосредственно перед рабочим колесом, реализован и один из наиболее прогрессивных методов – внутриканальная сепарация [6]. С этой целью лопатки диафрагмы последней ступени выполнены полыми с влагоотсосными радиальными щелями. Расчетные исследования [2, 7] показали, что практически вся влага с каплями d > 25 мкм, поступающая в последнюю ступень, оседает на спинках направляющих лопаток. В соответствии с этим отсосные щели расположены в периферийной части лопаток на спинке удлиненной входной части профиля и занимают около одной трети их высоты.

Отсепарированная влага отводится из каждой лопатки в кольцевые каналы тела и обода диафрагмы и далее в выхлопной патрубок. Однако в такой системе вместе с сепарируемой влагой отсасывается и известная часть рабочего пара, что несколько снижает мощность последней ступени. Кроме того, более низкое давление во внутренних полостях лопаток может приводить к захолаживанию их по отношению к внешним поверхностям и к дополнительной конденсации на них внепроцессной влаги [4, 5].

Наличие полых направляющих лопаток позволяет перейти от внутриканальной сепарации к их обогреву, обеспечивающему полное или частич- ное испарение влаги, оседающей на их поверхно-

*Давление источника греющего пара Ð = 0,272 êãñ ñì2.

**Общий расход греющего пара Gãï = 0,0729 êã ñ.

стях. Наиболее целесообразно осуществлять обогрев подводом внутрь лопаток пара от одной из предшествующих ступеней. Возможности такого испарительного влагоудаления рассматривалась и ранее [5].

Выполненные авторами расчеты гидравлики и теплообмена в системе внутриканального обогрева направляющих лопаток, а также опубликованные результаты испытаний МЭИ на экспериментальной турбине [10] показали, что потери пара на обогрев с избытком компенсируются ликвидацией отсоса пара через влагоотсосные щели.

b

Периферия

. ( ( % 1 0 $

ЦКТИ совместно с ОАО “Турбоатом” и Ставропольской ГРЭС осуществили такой обогрев направляющих лопаток в последней ступени ЦНД турбины К-300-240. [В работе принимали участие Е. Б. Долгоплоск (ЦКТИ), А. Н. Зинченко (ОАО “Турбоатом”), В. Ф. Червонный, А. В. Матюшин, В. Г. Чернышов (Ставропольская ГРЭС)].

Íà ðèñ. 1 показана схема организации обогрева, осуществленного с минимальными переделками штатной системы внутриканального влагоудаления. При этом (ðèñ. 1, à ) влагоотсосные щели были заварены, в верхнюю часть пустотелого обода через два штуцера диаметром 50 мм был подведен греющий пар, а все сбросные отверстия были заглушены, кроме одного нижнего, через которое обеспечивался отвод конденсата и несконденсировавшегося пара в зону выхлопа. Принципиальная схема течения греющего пара в полостях диафрагмы и лопатках показана на ðèñ. 1, á.

Íà ðèñ. 2 показаны результаты расчета оседания влаги, выполненные с использованием комплекса программ “Влажный пар” [9], позволившие определить суммарную массу влаги с учетом процессной и внепроцессной влаги.

 таблице представлены основные результаты расчетов гидравлики и теплообмена, выполненные с использованием программы, изложенной в [10]. Результаты расчета показали, что на участке подвода греющего пара от источника до полости первой лопатки давление падает более чем на 40% – с 0,272 до 0,159 кгс см2. Далее, по мере удаления от входного штуцера и приближения к дренажному отверстию, давление в лопаточных полостях снижается еще примерно на 20% – до 0,111 кгс/см2. Соответственно этим давлениям изменяются и температуры насыщения внутри лопаток – от 54,8 до 47,5°С. Температура наружной поверхности лопаток принималась по результатам эксперимента. Расчеты по [9] показали, что количество влаги, оседающей на каждой направляющей лопатке, составляет Gïë = 0,00285 êã/ñ.

Из табличных данных видно, что в первых 10 лопатках обеспечивается полное испарение водяной пленки с их наружной поверхности. На следу-

& %% & 1 / % < ( ( 1$

à, á – у периферии; â, ã – у бандажной проволоки; à, â – до модернизации (второй поток); á, ã – после модернизации (третий поток)

ющих 10 лопатках испаряется от 90 до 60%, на остальных – по 60 – 50% пленочной влаги. Таким образом, всего с направляющих лопаток диафрагмы последней ступени, согласно расчетам, должно испариться примерно 75% всей эрозионно-опас- ной влаги. Из данных таблицы следует также, что внутри лопаток диафрагмы конденсируется около 94% греющего пара; оставшиеся 6% этого пара че- рез дренажное отверстие уходят в выхлопной патрубок вместе с конденсатом. Имеющаяся неравномерность параметров греющего пара в системе может быть в дальнейшем устранена.

Суммарный расход греющего пара оказался равным примерно 0,52 т ч, что составляет около 0,3% расхода пара на ступень. Недовыработка мощности ступенью вследствие этого не превышает 30 кВт, однако уменьшение потерь от влажности, как показали расчеты, не только компенсирует эту величину, но и приводит к увеличению мощности примерно на такую же величину.

Модернизация диафрагмы была осуществлена только в третьем потоке ЦНД, а в первом и втором потоках были оставлены штатные устройства внутриканального влагоудаления. Изготовление всех деталей устройства для обогрева лопаток и установка их в ЦНД осуществлялись силами станционного персонала в период капитального ре-

á)

" $ %$ ( 0

à – до модернизации (второй поток); á – после модернизации (третий поток)

монта. Рабочие лопатки последних ступеней второго и третьего потоков находились в эксплуатации в течение 4 – 8 лет, однако по две из них для контроля были заменены новыми.

Турбина с модернизированной диафрагмой третьего потока ЦНД работала с 1997 г., а в 2001 г. была выведена в очередной капитальный ремонт.

Далее приводятся результаты обмера рабочих лопаток последних ступеней второго и третьего потоков до и после четырехлетнего межремонтного периода. На ðèñ. 3 показана схема измерений износа входных кромок в периферийном сечении и в сечении отверстия под бандажную проволоку. Величины износа (b è c) каждой лопатки в указанных сечениях показаны на гистограммах ðèñ. 4. Обращает на себя внимание, во-первых, достаточ- но большой разброс величин износа лопаток и то обстоятельство, во-вторых, что рядом с лопаткой, имеющей большой износ (в ее “тени”), как правило, располагаются лопатки со значительно меньшим износом.

Средние значения износа во втором потоке (штатное исполнение) составляют на периферии и у отверстия соответственно 9,5 и 2,2 мм, а в третьем потоке (с обогревом) 3,5 и 1,7 мм. Износ контрольных лопаток (¹ 22 и 74 во втором, 23 и 75 в третьем потоке) практически не отличается от средних значений. Таким образом, введение внутреннего обогрева полых направляющих лопаток вместо внутриканальной сепарации в них привело к снижению эрозионного износа хорды рабочих лопаток в периферийном сечении на 60%, а в сече- нии отверстия под бандажную проволоку – на 25%. Указанная разница объясняется различием в