Файл: Фаддеев И.П. Эрозия влажнопаровых турбин.pdf

ствует меньшему периоду воздействия кавитации. Сильное влия­ ние на кавитационный износ оказывает шероховатость поверх­ ности. Например, при увеличении высоты неровностей с 5 мкм до 30 мкм износ увеличивается примерно в 10 раз. При дальней­ шем увеличении шероховатости износ не меняется. С ростом температуры жидкости в пределах 17—70° кавитационный износ образцов увеличивается. Износ деталей увеличивается также за счет увеличения скоростей втекания в каверны воды и увели­ чения удара ее о поверхность детали из-за уменьшения вязкости воды с ростом температуры.

Присутствие в струйно-капельном потоке абразивных частиц усиливает действие кавитации за счет образования слабых мест в жидкости на поверхности несмачиваемых частиц и из-за увели­ чения кумулятивного действия струек при смыкании каверн. Износ при совместном действии кавитации и абразивных частиц е увеличением содержания абразива в воде сначала уменьшается до минимальной величины, затем снова возрастает. Это явление объясняется снятием поверхностного слоя с микротрещинами в процессе гидроабразивного изнашивания. Дальнейшее увеличе­ ние трещин из-за кавитации приводит к износу за счет выламы­ вания и вымывания частиц металла. С момента повышения скоро­ сти абразивного изнашивания над скоростью от кавитационного изнашивания общий износ возрастает. Интенсивность абра­ зивно-кавитационного изнашивания сталей в значительной сте­ пени зависит от доли содержания абразива в воде. Кавитацион­ ные изъязвления выглядят более сглаженными за счет воздей­ ствия частиц аэрозоля [29].

При внешнем визуальном осмотре деталей турбин, имевших следы эрозии различных видов, можно условно различить эрозию по интенсивности и внешнему виду: на точечную — отдельные мелкие кратеры; бороздчато-штриховую — отдельные штриховые вытянутые кратеры; оспенную — от удара отдельных твердых частиц; оспенно-кратерную — отдельные более крупные кратеры; волнообразно-бороздчатую — на боковых поверхностях обойм, дисков рабочих колес; грядообразно-бороздчатую — на выходных кромках рабочих лопаток последней ступени ЧНД; глубококра­ терную — на входных кромках рабочих лопаток, балансировоч­ ных грузах, ободе диафрагм ЧНД; губчато-кратерную от кави­ тационного воздействия; поверхностно гладкоабразивную — от газоабразивного воздействия. Еще раз подчеркнем условность различия отдельных названных видов эрозии, так как характер и степень величины износа во многом зависят не только от воздей­ ствующей среды, но и от состояния поверхностного слоя металла изнашиваемой детали (марки металла, его термообработки, ре­ жимов обработки, металлографической структуры и пр.).

По интенсивности износа можно различить слабую, умерен­ ную, повышенную, сильную и весьма сильную эрозию. Слабая эрозия — отдельные точечные, оспенные, мелкократерные изъяз­

48

вления. Умеренная— износ поверхности детали без заметного изменения конфигурации или контуров ее поверхности. Повы­ шенная — износ детали с заметным изменением ее контуров, например небольшое уменьшение хорды профиля рабочей ло­ патки, изменение формы профиля направляющей лопатки, изме­ нение формы обводов диафрагмы и т. д. Сильная — значитель­ ное изменение формы и конфигурации детали за счет эрозии, при котором ставится под сомнение надежность работы изношен­ ной детали. Весьма сильная — износ, при котором дальнейшая эксплуатация турбины опасна.

В заключение по материалам данной главы следует отметить, что результаты обследования многочисленных эксплуатируемых турбин выявили наличие эрозии всех деталей турбины, омывае­ мых паровым потоком. Из-за износа в проточную часть постоянно поступают продукты износа в виде твердых частиц различной дисперсности. Твердые частицы поступают также из парогенера­ тора, системы РППВ и паропроводов. Несмотря на повышенные требования к чистоте пара в АПТУ за счет коррозии и эрозии пароводяного тракта в проточную часть атомной турбины вно­ сится значительное количество твердых частиц. Присутствие твердого аэрозоля в паре усиливает действие капельной влаги на проточную часть турбины.

До недавнего времени абразивный износ в турбинах не прини­ мался во внимание. Только в связи с весьма сильным износом рабочих лопаток регулировочных ступеней мощных турбин, работавших на паре от прямоточных котлов, было обращено внимание на этот вид абразивного износа. Однако гидро- и паро­ абразивное изнашивания остальных ступеней и других деталей проточной части в настоящее время явно недооцениваются.

Эрозия, кроме рабочих лопаток ЧНД, проявляется на внутрен­ них поверхностях корпусов, обойм, валов, дисков, уплотнитель­ ных поверхностей и других элементов проточной части, омывае­ мых влажным паром. Защита от эрозии в основном применяется для рабочих лопаток. В последнее время начинают применять по­ крытия из хромистой стали деталей статорной части турбин АПТУ, подверженных эрозионному износу. Разъемы корпусов навари­ ваются защитными покрытиями. Обоймы и диафрагмы ВП части турбин выполняются стальными. Однако ряд ответственных деталей, например полотна дисков рабочих колес ВП ступеней, хвостовики и замки рабочих лопаток, головки заклепок, выход­ ные кромки рабочих лопаток последней ступени ЧНД и другие вращающиеся детали, не имеет защиты от эрозии.

Эрозия деталей турбин определяется очень многими факто­ рами. От предварительной оценки капельной и струйной эрозии деталей ВП части турбин в известной степени зависят такие опре­ деляющие размеры турбины величины, как разделительное давле­ ние, температура промперегрева, числа оборотов роторов, выбор размера ступеней. Эрозионная надежность ВП проточной части

Г Л А В А II

ТВЕРДЫЕ ПРИМЕСИ И ОТЛОЖЕНИЯ

ВПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ТУРБИН

ИНЕКОТОРЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТИ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭРОЗИЮ ТУРБИННЫХ ДЕТАЛЕЙ

При рассмотрении возникновения эрозии в паровых турбинах обычно не рассматривается присутствие в паре твердого аэрозоля, образующегося из отложений, продуктов износа и коррозии паро­ вого и водяного трактов паротурбинной установки и парогенера­ тора.

Явления, возникающие при ударе капель о поверхности вра­ щающихся и неподвижных деталей и приводящие к эрозии их поверхностей, рассматривают в отрыве от таких физических свойств воды, как ее объемная прочность, зависимость прочности от содержания примесей в воде, растворения воздуха, проявле­ ния хрупкости жидкости при высокоскоростном ударе о твердые поверхности деталей. Между тем для создания расчетных зависи­ мостей, объясняющих и дающих возможность прогнозировать эрозионное изнашивание при высокоскоростном капельном и струйном ударе жидкости о поверхность высокопрочных металлов и сплавов, необходим учет перечисленных физических свойств воды и присутствия в паровом потоке и в жидкости твердых ча­ стиц.

12.РАСТВОРИМЫЕ И НЕРАСТВОРИМЫЕ ПРИМЕСИ

Вцикл действующей паротурбинной установки любого типа происходит непрерывное поступление примесей, загрязняющих пар.

2)присосы охлаждающей воды в конденсат через неплотности

вконденсаторе, сетевых подогревателях, в сальниках насосов, перекачивающих конденсат, при работе насосов на давлении, меньшем, чем давление технической воды, охлаждающей саль­ ники;

3)присадки, вводимые в цикл для коррекционной обработки питательной и котловой воды;

4)продукты коррозии элементов пароводяного тракта и эро­ зии узлов и деталей парогенератора и турбины. Поступление примесей в работающей установке происходит постоянно.

Обычно примеси разделяют на растворимые и нерастворимые. К первым относятся газообразные и минеральные. Ко вторым — твердые соединения, образующиеся в результате сложных физико­ химических процессов, протекающих в паре и конденсате, и продукты разрушения поверхностей всего пароводяного тракта ПТУ.

Отложения на поверхностях нагрева парогенератора с паром поступают в турбину. Образующиеся в котле отложения по хими­ ческому составу разделяются на четыре основные группы: 1) ще­ лочноземельные кальцевые и магниевые—в большинстве твердые, плотные накипи; 2) сложные силикатные — различного минера­ логического состава, разнообразной структуры от пористых комковых до твердых и плотных соединений; 3) железные — желез­ нофосфатные накипи, легко отделяемые от парообразующих труб,, и железноокисные накипи, образующие плотные отложения; 4) медные, с неравномерным распределением меди по толщине слоя отложения.

Вносимые в парогенератор примеси за счет кристаллизации: и слипания выпадают в котловой воде в виде твердых нераство­ римых соединений — шламов. Различают шламы, не прилипаю­ щие к поверхностям, поэтому легко выводимые из парогенера­ тора, и способные образовывать вторичные накипи. Как показал опыт эксплуатации парогенераторов среднего и высокого дав­ лений, в шламах котловой воды происходит накопление также продуктов коррозии материалов поверхностей пароводяноготракта.

Для рассматриваемых нами вопросов эрозии деталей паровых турбин представляет интерес дисперсный состав шлама. Исследо­ вание дисперсного состава шлама продувочной воды парогенера­

ковы. Наибольшее количество шлама приходится на частицы радиусом до 10 мкм — около 85—90%. Крупных частиц радиу­ сом 10—20 мкм в шламе исследованных котлов 10—15%. Раз­ меры частиц шлама близки к размерам вторичных капель конден­ сата, образующихся при дроблении пленок и крупных капель, влаги в проточной части низкого давления влажнопаровыхсту­ пеней.

По химическому составу исследованный шлам в основном состоял из окислов железа и фосфатов.

Помимо примесей, содержащихся в питательной воде пароге­ нераторов, в турбину с паром выносятся продукты коррозии конструкционных материалов парогенератора. В процессе кор­ розии, т. е. самопроизвольного разрушения поверхностных слоев материалов пароводяного тракта парогенератора вследствие элек­ трохимических и химических процессов, образуются многочислен­

52