Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

83 страницы

486.00 ₽

Купить РД 153-34.1-17.424-2001 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Руководящий документ по расследованию причин повреждений деталей роторов паровых турбин электростанций распространяется на паровые турбины и устанавливает основные требования организации и проведения контроля за состоянием металла деталей после их повреждения в процессе эксплуатации.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Рассмотрение комиссией причин повреждений

2.1 Анализ исходной технической документации

2.2 Предварительный осмотр повреждений деталей

2.3 Требования к осмотру повреждений

2.4 Анализ изломов и качества металла

2.5 Оценка прочности лопаточного аппарата. Проверка правильности установки лопаток

2.6 Анализ вибрационных характеристик лопаток ступени и общей вибрации турбоустановки

2.7 Анализ водно-химического режима

3 Анализ материалов расследования и принятие решения комиссией

Приложение А Перечень нормативных документов, на которые имеются ссылки в РД 153-34.1-17.424-2001

Приложение Б Перечень основных нормативных документов, используемых при контроле за металлом повреждений деталей паровых турбин

Приложение В Обобщенная характеристика повреждаемости деталей, примерный перечень повреждений и мероприятия по повышению их надежности

Приложение Г Анализ изломов деталей (лопатки, диски и роторы)

Приложение Д Типы формуляров о поврежденных деталях

Приложение Е Нормативные данные о химическом составе и механических свойствах материалов лопаточного аппарата, дисков и роторов

Приложение Ж указания по изготовлению образцов и предварительной оценке прочности металла

Приложение И Примеры металлургических дефектов и отклонений в режимах термообработки сталей и технологии изготовления, приводящих к повреждению лопаток

Приложение К Формы колебаний лопаток, подлежащих отстройке (РТМ 108.021.03)

Приложение Л Рекомендации по анализу вибрационного состояния турбоагрегата для выяснения причин повреждений лопаточного аппарата

 
Дата введения01.01.2002
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.01.2019

Этот документ находится в:

Организации:

30.09.2001УтвержденРАО ЕЭС России
ИзданВТИ2002 г.
РазработанОАО ВТИ

Procedural Guidelines for Investigation of Causes of Damage to Steam Turbine Rotor Components

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

Департамент научно-технической политики и развития

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАССЛЕДОВАНИЮ ПРИЧИН ПОВРЕЖДЕНИЙ ДЕТАЛЕЙ РОТОРОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 153-34.1-17.424-2001

ОАО «ВТИ»

Москва 2002

Разработано Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России»: Всероссийским теплотехническим научно-исследовательским институтом

(ОАО «ВТИ»)

Исполнители В.В. ГУСЕВ. СИ. ПАНФЕРОВ (РАО «ЕЭС России»), В.Ф. РЕЗИНСКИХ, В.А КОМАРОВ. А.М КЛЫПИНА (ОАО «ВТИ»), Л.А. ЖУЧЕНКО (ОАО «ТМЗ»), О.И. СИМИН (ОАО «ЛМЗ»), Ф..М. СУХАРЕВ (ОАО «Турбоатом»), В.Н. ЧЕБОТАРЕВ (АО «КТЗ»), Ю.Е. МИНЕНКОВ (ОАО «Тюменьэнерго»), ЮЛ БУКИН (ОАО «Тюмень-энергоремонт»), П.Р. ДОЛЖАНСКИЙ (ЦРМЗ АО «Мосэнерго»), В.В. ГЛУХОВ (Представительство «Центрэнерго»), В.Н. СУДАКОВ (ОАО «Фирма ОРГРЭС»)

У г в е р ж д е н о    Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России»

30.09.200! г.

Первый заместитель

начальника    А.П.    ЛИВИНСКИЙ

Срок первой проверки РД - 2007 г. Периодичность проверки - один раз в 5 лет

Ключевые слова:    энергетика,    тепловые    электростанции,    паровые    турбины,    характер    и

причины повреждений, мероприятия по их устранению и ремонту, лопаточный аппарат, рабочие лопатки, диски, роторы, тепломеханические характеристики, вибрация, диагностика.

© РАО «ЕЭС России», 2002 © ОАО «ВТИ», 2002

робные вибрационные испытания поврежденной ступени со снятием всего спектра собственных частот колебаний лопаток при наличии норм контроля для данной ступени на электростанции.

По результатам испытаний должна быть сделана оценка вибрационной отстройки ступени (приложение К).

Помимо отстраиваемых форм колебаний необходимо учитывать и неотстраивае-мые высокочастотные формы, яри которых (для определенных условий) в проточной части турбины может произойти поломка лопаток.

2.6.3    Установить возможное изменение расположения бандажных связей, пакетирования лопаток, каких-либо других реконструкций лопаток поврежденной ступени, не согласованных с предприятием-изготовителем.

2.6.4    Все данные о вибрационных характеристиках лопаточного аппарата представляются в виде формуляра 6 приложения Д.

2.6.5    Для оценки обшей вибрации турбоустановки необходимо собрать сведения о вибрации опор подшипников (формуляр 8 приложения Д). Период, за который собираются указанные сведения, определяется характером повреждений. В особых случаях необходимо собрать данные как стационарной, так и переносной аппаратуры, а также имеющиеся спектры вибрации опор турбоустановки.

Рекомендации по анализу вибрационного состояния турбоагрегата для выяснения причин повреждения лопаточного аппарата даны в приложении К.

2.7 Анализ водно-химического режима

Анализ водно-химического режима необходимо проводить во всех случаях выявления каких-либо механизмов коррозионного повреждения деталей проточной части турбины.

Для этого необходимо собрать и проанализировать:

-    методы и частоту проведения пароводокислородной очистки (ПВКО) пароводяных трактов;

-    методы и частоту реагентных и безреагентных промывок проточной части;

-    методы консервации турбины в период ее остановов;

-    режимы работы блочной обессоливающей установки (БОУ);

-    величину пропуска конденсата помимо БОУ;

-    частоту и способы регенерации ФСД (для блоков СКД);

-    случаи и источники попадания масла в тракт турбины;

-    присутствие потенциально кислых органических соединений;

-    качество пара, питательной, котловой и обессоленой воды;

-    качество конденсата турбины;

-    данные количественной и качественной оценок отложений, образовавшихся на проточной части турбины. Эти сведения заносятся в формуляр 7 (см. приложение Д);

-    сведения автоматического контроля за солесодержанием концентрированных проб и результаты контроля за первичным конденсатом.

Качество свежего пара перед турбиной должно удовлетворять существующим нормам ПТЭ (см. п. 7 приложения Б) и циркуляру МВК Ц-07-83(Т) (см. приложение А).

3 АНАЛИЗ МАТЕРИАЛОВ РАССЛЕДОВАНИЯ И ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ КОМИССИЕЙ

На основании РД 34.20.801 «Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей» (см. приложение А) и всего комплекса работ комиссия составляет Акт расследования, в котором приведены характеристика и уровень технического состояния оборудования на момент обследования.

П

Комиссия при расследовании выявляет и описывает все причины возникновения и развития нарушения, а также причинно-следственные связи между ними. Комиссия имеет право по результатам анализа всех представленных материалов по восстановлению оборудования дать следующие рекомендации:

•    оставить поврежденные лопатки, связи, диски, роторы в работе после проведения их ремонта и контроля;

•    принять решение о частичной или полной замене лопаток и связей на колесе, насадных дисков;

*    вывести оборудование из эксплуатации;

♦    оставить в эксплуатации на ограниченный срок и назначить необходимый контроль за металлом деталей ротора в объеме и в срок, которые она сочтет необходимыми, но меньшими, чем предписывает инструкция (РД 153.34.1-17.421, приложение А);

*    назначить дополнительные исследования, а в случае невыявленной причины повреждения провести дополнительные исследования.

Рекомендации комиссии должны сопровождаться техническими документами, обосновывающими принятое решение. Копии Акта технического расследования со всеми приложениями должны представляться членам комиссии по их запросу.

12

Приложение А (справочное)

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ИМЕЮТСЯ

ССЫЛКИ В РД 153-34.1-17.424-2001

Обозначение НД

Наименование НД

Номер пункта

ГОСТ 1497-85

Металлы. Методы испытания на растяжение

Приложение Ж

ГОСТ 5632-72

Стали высоколегированные и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки и технические требования

Приложение В

ГОСТ 9454-78

Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

Приложение Ж

ОСТ 108.020.03-82

Заготовки лопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионно-стойкой и жаропрочной стали. Общие технические требования

То же

ТУ 108.1028-81

Химический состав и механические свойства марок стали для насадных дисков паровых турбин

Приложение Е

ТУ 108.1029-81

Химический состав и механические свойства марок стали для роторов паровых турбин

То же

ТУ 302.02.155-92

Химический состав и механические свойства стали 26ХНЗМ2ФАА (УВРВ) для роторов и насадных дисков {ТУ ОАО «ЛМЗ»)

и

РД 34.30.507-92

Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода

2.3.6

РД 153,34.1-17.421-98

Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций {М.: СПО «ОРГРЭС», 1999)

3

РД 153.34.1-17.462-00

Методические указания о порядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессе изготовления, эксплуатации и ремонта (М.: АООТ «ВТИ», 2000)

2.3.3

РД 153-34.1-17.466-00! Методические указания по выявлению структурной ; неоднородности в металле лопаток последних сту-! пеней ЧНД паровых турбин из стали ЭИ961-Ш в ! зоне припайки стеллитовых пластин

Приложение Е

РД 153.34.0-20.801-00! Инструкция по расследованию и учету технологи-| ческих нарушений в работе энергосистем, электро-| станций, котельных, электрических и тепловых се-1 тей

1.2

i

РТМ 108.021.03-77 ; Формы колебаний лопаток, подлежащих отстройке

Приложение К

Циркуляр МВК | Нормы качества свежего пара перед турбинами Ц-07-83 {Т) ! ТЭС на давление 12,8 и 23.5 МПа

2.7

13

Приложение Б

(рекомендуемое)

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ,

ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ КОНТРОЛЕ ЗА МЕТАЛЛОМ ПОВРЕЖДЕННЫХ ДЕТАЛЕЙ ПАРОВЫХ ТУРБИН

1    ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

2    ГОСТ 21105-87. Контроль иеразрушающий. Магнитно-порошковый метод

3    ОСТ 2 И 05-87. Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения

4    РД 17.409-82. Инструкция по ультразвуковому контролю лопаток паровых турбин

5    ГОСТ 12503-75. Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования

6    МР 108.7-86. Методические рекомендации. Оборудование энергетическое. Расчеты и испытания на прочность. Расчет коэффициентов интенсивности напряжений

7    Рекомендации по контролю микроструктуры металла методом оттисков. (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1%9)

8    ОСТ 34-70-690-96. Метал паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации

9    Временная инструкция по выявлению трещиноподобных дефектов в тепловых канавках роторов турбин индикаторами ИГТ-02. (М.: ВТИ, 1989)

10    РД 34.17.421-92. Контроль галтелей дисков цельнокованых роторов

11    Инструкция и методика но контролю осевых каналов роторов турбин вихретоковым комплексом «Ротор» - Свердловск, (г. Челябинск: Урал ВТИ, 1991)

12    РД 34.17.411-84. Методические указания по определению длительной прочности теплоустойчивых сталей методом горячей длительной твердости

13    ОСТ 108.004.109-96. Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации

14    РД 24.033.02-88 Методические указания. Лопатки стационарных паровых турбин. Расчет на прочность

15    РД 34.17.449-97. Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом «Зонд ВД-96»

16    Информационное письмо ОАО "ЛМЗ" N° 510-753-190. Указание по осмотру, контролю и ремонту роторов, рабочих колес, дисков, рабочих лопаток и корпусов низкого давления паровых турбин ОАО "ЛМЗ"

17    Информационное письмо ОАО "ТМЗ" № ТМТ-116035. Инструкция по обследованию эрозионного износа рабочих лопаток 23(26), 24(27) 25(28) ступеней турбин Т-175/210-130, Т-185/220-130-2, ПТ-135/165-130, ПТ-140/165-130-2

18    Информационное письмо ОАО "ТМЗ" № ТМТ-П5985. Инструкция по обследованию эрозионного износа рабочих лопаток последних ступеней турбин ПТ-50/60-130/7 (24 ст.), Т-50/60-130 (25 ст.), Т-60/65-130 (25 err.). Т-100/120-130 (25, 27 ст.), Т-100/120-130-2 (25. 27 ст.), Т-100/120-130-3 (25, 27 ст.), Т-110/120-130-4 (25, 27 ст.), Т-110/120-130-5 (25, 27 ст.), Т-116/125-130-7 (25, 27 ст.), Т-118/125-130-8 (25, 27 ст.). Т-115/125-130-1 (25 ст.), ПТ-90/120-130/10-1 (25 ст.)

19    Информационное сообщение № 156 ОАО "ТМЗ" № ТМТ-116326, 2000 г. Инструкция по обследованию эрозионного износа рабочих лопаток 29(38), 30(39), 31(40) ступеней турбины Т-250/300-240

20    Информационное письмо ОАО «ТМЗ» № 2503.00159. Инструкция. Контроль травлением выходных кромок лопаток последних ступеней низкого давления паровых турбин

21    Инструкция АО «КТЗ» № 09574-10. Инструкция по проведению вибрационных испытаний облопачивания

22    СРД-98:

п. 2.1. Проверка состояния лопаточного аппарата паровых турбин,

п. 2.3. Предотвращение повреждений рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин из-за эрозии их выходных кромок

23    Инструкция по контролю за металлом котлов, турбин и трубопроводов. Министерство энергетики и электрификации СССР, Главтехуправление по эксплуатации энергосистем. (М.: Союзтехэнерго, 1984)

24    Циркуляр МВК Ц-07-83 (Т). Нормы качества свежего пара перед турбинами ТЭС на давление 12,8 и 23,5 МПа

25    РД 50-345-82. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при циклическом нагружении

26    ГОСТ 25.506-85. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении

27    РД-50-338-82. Методические указания. Расчеты и испытания на прочность. Порядок разработки межотраслевых методических указаний на метод i расчета и испытаний

15

Приложение В (справочное)

ОБОБЩЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ДЕТАЛЕЙ, ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ ПОВРЕЖДЕНИЙ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ

ИХ НАДЕЖНОСТИ

В.1 Обобщенная характеристика повреждаемости деталей

ВАЛ Статистика повреждений лопаточного аппарата турбоагрегатов России и СНГ показывает, что характер повреждаемости широк и разнообразен (таблицы В.1, В.2; рисунки В.1 - В.5). За 30 лет эксплуатации имели место повреждения лопаточного аппарата, приведшие как к серьезным разрушениям турбоагрегатов, машинных залов и пожарам (см. таблицу В.2), так и к авариям с меньшими последствиями, однако существенно влияющими на эксплуатацию турбинного оборудования (см. таблицу В. 1, рисунки В.З - В.5).

Таблица В.1 - Статистические данные о разрушениях рабочих лопаток последних ступеней РНД с обрывом или трещиной у корни

ГРЭС

Тип турбины

Количество разрушений

Конаковская

К-300-240

б

Сырдарьинская

К-300-240

7

Экибастузская

К-500-240

5

Каширская

К-300-240

2

Запорожская

К-800-240

1

Среднеуральская

К-300-240

I

Черепетская

К-300-240

1

Углегорская

К-800-240

1

Лукомльская

К-300-240

2

Рязанская

К-300-240

1

Азербайджанская

К-300-240

1

Таблица В.2 - Статистические данные о наиболее крупных авариях из-за вылета рабочих лопаток последних ступеней РНД, вызвавших разрушение турбоагрегата

Год

ГРЭС

Станционный номер турбины

Наработка до повреждений, тыс. ч

1972

Конаковская

1967

Среднеуральская

10

21000

1974

Конаковская

4

54569

1975

Черепетская

6

68121

1981

Сырдарьинская

4

35569

1982

То же

7

18000

1985

! 6

49005

5725 (После капитального ремонта)

1990

_

7

69511

1990

Экибастузская

5

50910

1991

Азербайджанская

1

65511

21058 (После капитального ремонта в 1987 г.)

Примечание - На всех станциях установлены турбины К-300-240, кроме Экибастуэской, на ней смонтирована турбина К-500-240.

11овреждены лопаточный аппарат турбоагрегатов К-800 (4 случая),

К-500 (1 случай) стеллитовые пластины турбо-шрегата Т-250


Крупные повреждения последних ступеней РНД турбоагрегатов К-300 JTM3 Сырдарьин-ской и Азербайджанской ГРЭС и К-500 Эки-бастузской ГРЭС-1


Уменьшение повреждаемости лопаточного аппарата турбоагрегата К-300 за счет совершенствования водно-химического режима. Повреждения:

турбоагрегат К-800: диск 49-й ступени (Рязанская ГРЭС);

лопатки 2-й ступени РВД (Сургутская ГРЭС-2);

турбоагрегат Т-175:

Т-образный обод диска 18-й ступени, рабочие лопатки (Омская ТЭЦ-2, Барнаульская ТЭЦ-3).

Эрозионный износ последних ступеней ЦНД от установки парового щита на Рефтинской, Ставропольской ГРЭС;

турбоагрегат К-1200: бандажные полки РНД (Костромская ГРЭС;

турбоагрегат Т-100: повреждение 1-го ряда регулирующей ступени (три пакета) из-за не-проваров металла при изготовлении


Повреждения:

турбоагрегат К-800: дискРНД-1 (Сургутская ГРЭС-2);

турбоагрегат Т-100: восстановленные лопатки («Кировэнерго»)_


Повреждения:

турбоагрегат Т-100:

Липецкая ТЭЦ-2:

обрыв лопатки 18-й ступени из-за несовершенства конструкции (1 случай), сильная эрозия входных кромок 25-й и 27-й ступеней РНД из-за периодического засорения влагоотводящих каналов (I случай);

Усть-Илимская ТЭЦ: литых лопаток регулирующей ступени из-за несовершенства технологии литья;

Сургутская ГРЭС-2:

лопатки последних ступеней РИД:

из-за нарушения технологии припайки

стеллита (2 случая),

из-за механических свойств металла,

не соответствующих требованиям ТУ

(1 случай),

из-за подкалки металла щеки диска при задевании за диафрагму (1 случай);

турбоагрегат Т-250 ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26 «Мосэнерго»: лопатки последних ступеней РНД: из-за недостатков технологии приварки стеллитовых пластин (1 случай), из-за несоответствия положения отверстий под демпферную проволоку (1 случай)_


1986-1987 гг.


1990-1991 гт.


1995 -1997 гг.


1999 г.


2000 г.


Рисунок В.1 - Изменение характера повреждаемости лопаточного аппарата турбоагрегатов ТЭС


Углегорская (1 случай) Сургутская-2 (2 случая) Славянская (1 случай)


Углегорскуя |

Рязанская j

Сургутская-2

Сургутская-2

{1 случай) |

(1 случай) I

(1 случай)

(4 случая)

1990-199I п.

1995-1997 гг,

1999 г.

2000 г.

Рисунок В.2 - Электростанции России н СНГ, на которых происходили повреждения лопаточного аппарата турбоагрегатов 800 МВт


1986-198? гг.


Пожары и разрушения турбоагрегатов и машинных залов происходили при вылете группы рабочих лопаток последних ступеней ЦНД турбоустановок 300 и 500 МВт (см. таблицу В.2). Коррозионные повреждения, пониженная частота в сети, эрозионный износ, наработка, приведшая к накоплению усталостных повреждений, дефекты и повреждения бандажных связей, качество свежего пара, ошибки и недостатки при эксплуатации - таков круг причин вышеуказанных масштабных аварий на Сырдарьинской. Азербайджанской и Экибастузской ГРЭС. Эти аварии породили научно-технические проблемы, связанные с необходимостью ограничить их разрушительные последствия для машинных залов электростанций и предотвратить поломки лопаток последних ступеней ЦНД под корень и др. Предлагаемые ВТИ противопожарные мероприятия ограничивают масштабы разрушений и отключают маслонасос по комплексному сигналу, имеющему высокие уровни виброскоростей по показаниям штатной аппаратуры. Предложены пути уменьшения накопления повреждаемости металла при пусконаладочных работах, прорабатываются вопросы профилактики таких повреждений во время ремонтов.


Рисунок В.З - Разрушение обода диска из-за задеваний 49-й ступени РНД-2 турбоагрегата К-800-240-3 (ст. № 6) Рязанской ГРЭС


18


Рисунок В.4 - Поврежденная 50-я ступень ЦНД-2 турбоагрегата К-800-240-3 (ст. № 6) Рязанской ГРЭС


Концентраторы

Место разрушения

Рисунок В.5 - Эскиз и схема повреждений диска 18-й ступени РСД турбоагрегата Т-175/210-130 (ст. № 2) Барнаульской ТЭЦ-3 (02.03.96 г.)


Весома роль повреждений лопаточного аппарата турбоагрегатов большой мощности. Повреждения целыюфрезерованного бандажа последней ступени ЦНД-1 турбоагрегата 1200 МВт Костромской ГРЭС (рисунок В.6) позволяют оценить уровень эрозионного износа вершин рабочих лопаток, при котором в реальных условиях с учетом периода освоения блока, временного характера активной нагрузки и конструктивных особенностей бандажа произошел отрыв металла вершины

19

Рисунок В.6 - Эрозионный износ и силовой отрыв вершин рабочих лопаток н бандажа РНД-1 турбоагрегата К-1200-240-3 (ст. № 9) Костромской ГРЭС

Рисунок ВЛ - Схема установки парового щита на турбоагрегате К-300-240

лопатки. Анализ таких повреждений важен также для быстроходных турбоагрегатов 1000 МВт, используемых в атомной энергетике, из-за унификации цилиндра низкого давления. Повреждения диска 4-й ступени РИД турбоагрегата 800 МВт Рязанской ГРЭС по заклепочному соединению (см. рисунки В.З, В.4) заставляют их анализировать и разрабатывать средства контроля для конкретного типа повреждений. Повреждение лопаток 2-й ступени РВД турбоагрегата 800 МВт Сургутской

20

УДК 621.311.22-1-62 j. 165    ______

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ    РД    153-34.1-17.424-2001

ПО РАССЛЕДОВАНИЮ ПРИЧИН

ПОВРЕЖДЕНИЙ ДЕТАЛЕЙ РОТОРОВ    ВЗАМЕН    РД    34.17.424-87

ПАРОВЫХ ТУРБИН ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Срок действия установлен с 2002-01-0/ до 2012-01-01

Настоящий руководящий документ по расследованию причин повреждений деталей роторов паровых турбин электростанций распространяется на паровые турбины и устанавливает основные требования организации и проведения контроля за состоянием металла деталей после их повреждения в процессе эксплуатации.

Положения настоящего руководящего документа подлежат обязательному применению на предприятиях отрасли «Электроэнергетика», расположенных на территории Российской Федерации, и могут быть использованы предприятиями и объединениями предприятий, в составе (структуре) которых, независимо от форм собственности и подчинения, находятся тепловые станции.

Руководящий документ может быть распространен на паровые турбины, установленные на предприятиях других отраслей.

Издание официальные

Настонший руководящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качесгое официального издания без разрешения РАО «Е’ЭС России» или ОАО «ВТИ»

Рисунок В.8 - Эрозионный износ вершин рабочих лопаток 3-го потока 5-й ступени ЦНД турбоагрегата К-300-240 (ст. jVs 1) Ставропольской ГРЭС

ГРЭС-2 с учетом особенностей вибросостояния турбоагрегата и наладки автоматов безопасности требует дальнейшей проработки вопроса о контроле качества облопа-чивания во время ремонта в условиях электростанции. Поиски оптимальных решений для снижения эрозионного износа вершин рабочих лопаток последних ступеней ЦНД турбоагрегатов 300 МВт ОАО «Турбоатом» с помощью парового щита (рисунок В.7), несмотря на существующий опыт, были неудачными и в результате были повреждены ступени турбоагрегатов не только Ставропольской ГРЭС (рисунок В.8). При дальнейшей эксплуатации необходимо учитывать повреждения рабочих лопаток ЦНД турбоагрегата 500 МВт Назаровской ГРЭС, произошедшие при наработке примерно 44 тыс. ч при эксплуатации агрегата перед повреждением с пониженной частотой сети в энергосистеме.

Опыт эксплуатации турбин Т-175-130 и Т-185-130 до 60 тыс. ч показал, что из 17 турбин этого типа имело место коррозионное растрескивание семи дисков 16-й и восьми дисков 18-й ступени в районе защелок. Три диска 18-й ступени имели повреждения в виде трещин коррозионного растрескивания под напряжением от верхних углов Т-образного паза обода. На двух турбинах разрушения ободов привели к тяжелым авариям. Для предотвращения таких повреждений разработан и утвержден РД 34.17.450-98 «Методические указания по ультразвуковому контролю (без разлопачивания обода диска) в районе верхних концентраторов Т-образного паза.

21

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1    Настоящий документ устанавливает порядок и основные требования к организации расследования причин повреждения деталей проточной части паровых турбин электростанций (эксплуатирующихся в соответствии с нормативами пред-приятий-изготовителей), которые должны быть учтены при разработке мероприятий по устранению и предотвращению аналогичных повреждений, а также при определении возможности дальнейшей эксплуатации турбин. При этом t едует руководствоваться имеющимися нормативными документами, указанными в приложении Б.

1.2    Общие требования к организации и оформлению актов расследования, классификации аварий и отказов в работе установлены «Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей» (приложение А, РД 153.34.0-20.801).

1.3    В состав комиссии по расследованию причин повреждений, назначенной в установленном порядке, должны быть включены специалисты по эксплуатации турбоустановки, металловедению, расчетам на прочность и представители предприятия-изготовителя. В зависимости от характера повреждения (разрушения) в нее могут войти специалисты по вибрации, водно-химическому режиму, коррозии, эрозии, устройствам тепловой защиты, автоматике.

1.4    Причины повреждения металла деталей анализируются и устанавливаются по результатам обследования.

В тех случаях, когда для принятия окончательного решения требуется проведение более глубоких лабораторных исследований, составляется единая программа с участием необходимых специалистов. При этом комиссия обязана подготовить предварительное заключение и установить срок выдачи окончательного заключения о причинах повреждения.

Комиссия должна получить от предприятия-изготовителя необходимую техническую документацию: технические условия на поставку поврежденной детали (деталей), паспортные данные, чертежи, расчеты на прочность.

1.5    Администрация электростанции до начала работы комиссии должна принять меры по сохранению обстановки в месте повреждения, провести опрос персонала, подготовить доклад /для комиссии о произошедшем нарушении работы турбины в соответствии с Инструкцией, указанной в п.1.2.

Кроме того, администрация должна подготовить и при необходимости в зависимости от характера повреждений представить комиссии следующую документацию:

-    оперативный журнал котлотурбинного цеха;

-    суточную ведомость турбоустановки;

-    график опробования защит, блокировок и сигнализации;

-    формуляр турбины;

-    журнал дефектов и ремонта оборудования;

-    журнал регистрации вибрации;

-    журнал химических анализов воды и пара;

-    данные лаборатории металлов электростанции о дефектоскопии деталей по инструкции РД 153.34.M7.42l (приложение А) и ранее проводимых исследованиях однотипных повреждений металла, в том числе выполненных на предприятии-изготовителе или научными организациями отрасли;

-    диаграммы самопишущих приборов, регистрирующих расход и параметры пара, величину осевого сдвига ротора, тепломеханические параметры турбоустановки, температурный режим системы маслоснабжения подшипников;

-    данные о качестве пара, питательной и котловой воды, вибрации подшипников и валопровода, о давлении в конденсаторе, температуре выхлопа;

-    графики пусков и остановов с привязкой показаний частоты вращения ротора и

давления в конденсаторе.

1.6 Все виды неразрушающего контроля, измерения деталей, определение механических свойств, расчеты на прочность поврежденных деталей следует проводить в соответствии с требованиями государственных и отраслевых Стандартов, инструкций предприятий-изготовитедей, НТД РАО «ЕЭС России», перечисленных в приложениях А, Б.

Аппаратура, ее чувствительность, методики и эталоны настройки, применяемые для контроля поврежденных и однотипных визуально неповрежденных деталей проточной части данной турбины, как и при плановом контроле, должны соответствовать требованиям нормативных документов, конкретным видам контроля и пройти проверку в установленные сроки (см. приложение Б).

1Л Обобщенная характеристика повреждаемости деталей за последний период и примерный типовой перечень повреждений приводятся в приложении В.

2 РАССМОТРЕНИЕ КОМИССИЕЙ ПРИЧИН ПОВРЕЖДЕНИЙ

2.1    Анализ исходной технической документации

Для анализа причин повреждения комиссия должна рассмотреть исходную документацию, представленную в соответствии с п. 1.5. Особое внимание следует обратить на:

-    данные о работе поврежденных деталей: места их расположения (ЦВД, ЦСД, ЧНД ЦСД или ЦНД); номера ступеней рабочих лопаток и дисков, находящихся в зоне фазового перехода; ступени околоотборные, влажного пара, регулирующие; количество часов их работы с момента последней замены лопаток или дисков, ремонта деталей до повреждения; наличие и характер дефектов; мероприятия по восстановлению или замене поврежденных деталей; периодичность и результаты проводимого контроля;

-    условия эксплуатации турбины: соблюдение нормативных параметров пара; частота сети; длительность возможной работы турбины с перегрузкой или увеличенным расходом пара в отбор, повышенным давлением в конденсаторе; изменение во времени давления пара в регулирующей ступени; режим пуска и останова; количество пусков и остановов турбины; уровень и особенности изменения вибрации и температурное состояние металла подшипников;

-    методы консервации, способы и частоту промывок проточной части, данные о , водно-химическом режиме блока;

-    работу сбросных и охлаждающих устройств;

-    сведения о повреждениях таких же ступеней на аналогичных турбинах данной и других электростанций.

2.2    Предварительный осмотр поврежденных деталей

Комиссия должна провести осмотр повреждеяньпфй) деталей (детали), чтобы предварительно установить характер повреждения (усталостное, от статической нагрузки, коррозионное и пр.), очаг разрушения и определить содержание и направленность работы подкомиссий.

2.3    Требования к осмотру повреждений

2.3.1 Поврежденные детали тщательно осматриваются назначенными подкомиссиями. Осмотр включает в себя дефектацию проточной части для выявления вероятной причины повреждений отдельных элементов. Цель осмотра: определение

5

1-4... - номера лопаток;

ДВШИ - изломы (обрывы) лопаток;

• - обрывы проволочного бандажа; х - отпайка проволочного бандажа; —    -    трещины    в лопатках;

▼    -    коррозия;

V -эрозия.

Рисунок I - Схема повреждений рабочих лопаток на ступени

объема повреждения, составление перечня вероятных причин его возникновения, сбор данных, подтверждающих или опровергающих эти причины.

2.3.2    Места повреждений (очаг, общий вид) фотографируются до и после проведения очистки от отложений. Составляется схема их расположения. В качестве примера на рисунке 1 приводится схема расположения поврежденных лопаток на ступени. По возможности отбираются пробы от отложений для проведения химического анализа.

После очистки необходимо более детально обследовать состояние металла поврежденной зоны и наметить план дальнейшего исследования, составить схему разрезки на образцы для измерения твердости и испытания механических свойств, изучения микро- и макроструктуры.

Следует иметь в виду, что образцы для испытаний свойств необходимо вырезать из недеформированной части поврежденной детали, например, из хвостовой части, если деформировано перо лопатки. Целесообразно вырезать образцы как вблизи, так и вдали от места повреждения детали, особо необходимо рассмотреть возможность проведения дефектоскопии детали.

2.3.3    При осмотре поврежденного лопаточного аппарата подкомиссии должны:

выявить изменения, которые произошли за время эксплуатации, а также со времени предыдущего ремонта (приложение Д, формуляры 1,2, 3):

механические повреждения:

забоины, надрывы, натиры, деформацию;

обрывы лопаток по высоте, неплотная посадка их хвостовых частей и т.д.; обрывы и трещины в лопатках, бандажах, связях, дисках;

наличие и характер задевании лопаток в радиальном и аксиальном направлениях;

степень и характер заноса солями, в особенности под бандажами, у отверстий под демпферную проволоку, износ от эрозии, коррозии;

наличие остаточной пластической деформации лопаток (общее удлинение или образование шейки, разворот, наклон).

Особое внимание обратить на:

переход от профильной части лопаток к хвостовой или к цельнофрезерованному бандажу в верхней части пера,

наличие в нижней части пера рисок - дефектов технологического характера, являющихся концентраторами местных напряжений, входные и выходные кромки по всей длине лопатки, зоны, примыкающие к шипу и вокруг отверстия под связь, бандажную ленту, особенно у головок шипов,

места пайки бандажной проволоки, наличие в ней трещин, обрывов и характер излома,

положение демпферной проволоки, ее соответствие требованиям сборочных чертежей, наличие в ней трещин и обрывов, следы натиров на проволоке.

соответствие температурных зазоров и зазоров по цельнофрезерованному бандажу требованиям сборочных чертежей,

стыки стеллитовых пластин и слой, защищающий от эрозии, нанесенный электроискровым способом, трещины и потемнения металла вследствие подкалки, осевые и радиальные уплотнения на лопатках и бандажной ленте; установить характер излома по типу силового воздействия: ползучести, коррозионной усталости, коррозионного растрескивания под напряжением или от статической нагрузки и др., руководствуясь правилами приложения В;

проверить чистоту поверхност и, отсутствие деформаций и механических повреждений на направляющих лопатках, а также состояние заделки лопаток в полотно и обод диафрагмы.

При обнаружении излома хвостовика лопатки в пазу диска, а также в случае если типовые поломки лопаток ступени происходили неоднократно на данной турбине или других турбинах экспертируемой или других электростанций, разлопачивается вся ступень и проводится осмотр лопаток по вышеизложенным правилам.

При обнаружении повреждений хотя бы одной лопатки контролируемой ступени или аналогичных ступеней многопоточных турбин провести дефектоскопию 100 % лопаток одним из неразрушающих методов контроля (см. приложение Б).

Поврежденные рабочие лопагки и связи должны быть заменены или подвергнуты восстановительному ремонту. При ремонте необходимо руководствоваться нормами контроля, приведенными в РД 153-34.1-17.462 (приложение А).

2.3.4    При осмотре дисков цельнокованых роторов и насадных дисков особое внимание обратить на возможные дефекты (трещины, язвины, эрозионный износ) в следующих зонах: на концевых частях валов, на гребнях, ободе, полотне, ступице, в отверстиях разгрузочных и под заклепки, вокруг отверстий, шпоночных пазов (на снятых дисках). Заполнить формуляр I приложения Д.

2.3.5    При осмотре роторов обратить внимание на следующие факторы:

-    характер излома (усталостный, статический);

-    очаг разрушения;

7

-    наличие задеваний;

-    состояние тепловых канавок (наличие трещин, соответствие чертежным размерам);

-    соответствие радиусов переходных галтелей чертежным.

На поврежденных дисках цельнокованых роторов осмотреть обод, зоны заклепок, разгрузочных отверстий, полотно, ступицу, галтели, лопатки.

При повреждении ротора необходимы сведения о пусках турбины по годам, а также зафиксированный на электростанции характер нарушений режимов во время эксплуатации (количество пусков, в том числе из холодного, неостывшего и горячего состояния; количество аварийных остановов; искривление вала, повышенная вибрация, повреждения подшипников, расхолаживание, попадание посторонних предметов, нарушение режима, резкое падение температуры). Эти данные указать в таблице (см. приложение Д, формуляр 1).

Установить место расположения дефекта и размеры обнаруженной трещины для составления точной схемы разрезки ротора с целью последующего исследования металла. Провести дефектоскопию ротора, особое внимание обратив на зону вблизи места повреждения в связи с возможным наличием в ней дополнительных дефектов и трещин.

2.3.6 Факторы, ответственные за коррозионное растрескивание деталей в зоне фазового перехода, определяются совокупностью следующих условий:

-    конструкцией турбин и деталей (лопаток, дисков, роторов);

-    условиями эксплуатации турбин;

-    состоянием водно-химического режима пара и питательной воды;

-    состоянием металла (способом выплавки, механическими свойствами, химическим составом, структурой).

При осмотре поврежденных деталей особое внимание следует обратить на наличие питгинговой коррозии, трещин, количество и характер отложений.

Солевые отложения для химического анализа отбираются до проведения очистки деталей.

При детальном осмотре;

-    описывают количество коррозионных повреждений освобожденных от отложений и специально зачищенных деталей;

-    фиксируют состояние поверхности (усредненное по количеству зачищенных лопаток данной ступени) с выпуклой и вогнутой сторон пера в прикорневом сечении, в середине и на периферии пера;

-    оценивают диаметр максимальных питтингов и их плотность;

-    делают качественное описание распределения коррозионных повреждений по перу лопатки или диска;

-    отдельно описывается состояние входных и выходных кромок лопаток.

Примеры коррозионных повреждений лопаток и дисков ступеней, расположенных в зоне фазового перехода турбин разных предприятий-изготовителей, приведены в приложении В.

Для более полного представления о характере повреждений проводится дефектоскопия (в доступных местах МПД, ТВД, ЦЦ) всей поверхности поврежденного диска.

Трещины на выходных кромках рабочих лопаток, а также в зоне осевых шпоночных пазов дисков обнаруживаются методом ультразвуковой дефектоскопии. Места расположения трещин и питтингов на поверхности лопаток и дисков и их размеры должны быть указаны на эскизе.

В случае обнаружения коррозионного растрескивания, питтнинговой коррозии с потерей профиля или общей коррозии на диске последний должен быть демонтиро-

8

ван для проведения последующей дефектоскопии неразрушающими методами контроля и установления возможности дальнейшей его эксплуатации.

Нормы контроля металла лопаток и дисков ступеней в зоне фазового перехода турбин разных предприятий-изготовителей приведены в РД.34.30.507 «Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода» (см. приложение А).

2.3.7    Результаты осмотра поврежденных деталей оформляются протоколом. К нему должны быть приложены фотографии и эскизы поврежденных частей лопаток и дисков с описанием характера изломов, состояния поверхностей и очагов разрушения.

2.3.8    По результатам осмотра поврежденных деталей ротора и в зависимости от характера повреждения должны быть заполнены следующие формуляры 1-8 (см. приложение Д):

формуляр I - Повреждение и изменение состояния деталей ротора в процессе эксплуатации и ремонта,

формуляр 2 - Эрозионный износ лопаток и дисков, формуляр 3 - Коррозионный износ лопаток и дисков,

формуляр 4 - Анализ химического состава и механических свойств металла поврежденных деталей,

формуляр 5 - Анализ микроструктуры металла поврежденных деталей, формуляр 6 - Результаты испытаний на вибрацию лопаток, формуляр 7 - Состав отложений в проточной части турбины, формуляр 8 - Данные вибрации опор подшипников.

2.4 Анализ изломов и качества металла

2.4.1    Необходимо описать строение излома поврежденной детали: расположение очага (очагов) разрушения, направление распространения трещины. Излом классифицируют по характеру разрушающей нагрузки, если возможно оценивают разрушающую нагрузку, выдвигают гипотезу о возможной причине разрушения. При необходимости намечают план дальнейшего исследования: составляют схему разрезки излома для подробного микрофрактографического исследования и заключения о его классификации. Подробнее об изломах см. в приложении Г.

2.4.2    Для определения качества металла поврежденных деталей необходимо:

-    установить методом стилоскопирования или химического анализа соответствие химического состава металла поврежденных лопаток, дисков и роторов нормам технических требований; о лопатках, дисках и роторах, в случае необходимости, получить сертификатные данные с предприятия-изготовителя;

-    определить механические свойства стали или сплава после разрезки поврежденной детали. Нормативные данные о химическом составе и механических свойствах материалов лопаточного аппарата, дисков и роторов приведены в приложении Е; в приложении Ж даны указания для изготовления образцов и предварительной оценки прочности металла;

-    провести металлографический анализ металла лопаток, дисков и роторов для определения микроструктурного состояния, наличия микротрещин, питтингов или микропиттингов, характера их расположения и развития в глубину металла. В справочном приложении В приводятся описания некоторых микроструктур, обуславливающих низкое качество металла лопаток и их повреждение.

Химический анализ, а также исследования механических характеристик и микроструктуры металла лопаток, дисков и роторов проводятся специализированной лабораторией. Для анализа должен быть взят металл как поврежденных, так и не-

9

Рисунок 2 - Профиль рабочей лопатки

поврежденных лопаток, а у дисков и роторов - вблизи и вдали от места повреждения данной детали. В местах задеваний дисков и роторов измеряется твердость металла. Ее значение сравнивается с таковым вдали от места задеваний. По возможности подкаленный слой удаляется зачисткой. После его удаления проводится контрольное измерение твердости.

Результаты анализа состояния металла представляются в виде формуляров 4 и 5 приложения Д.

В приложении И приведены примеры металлургических дефектов и отклонений в режимах при термообработке сталей и в технологии их изготовления, приводящих к повреждению деталей.

2.5    Оценка прочности лопаточного аппарата. Проверка правильности установки лопаток

2.5.1    Для оценки прочности лопаток необходимо использовать данные их расчета, включающие сведения о статических напряжениях парового изгиба и от действия центробежных сил.

2.5.2    Если поломка лопатки произошла по конструктивному концентратору напряжений (например, переходные галтели, радиусы кромок), необходимо определить соответствие фактически выполненных радиусов требованиям предприятия-изготовителя.

Для установления соответствия профиля лопаток заводским чертежам следует обмерять профиль поврежденных и неповрежденных лопаток по наибольшему сечению профиля а, хорде лопатки в, толщине выходной кромки б (рисунок 2).

2.5.3    Для проверки правильности установки лопаток следует проверять соответствие радиальных и аксиальных навалов требованиям предприятия-изготовителя.

2.6    Анализ вибрационных характеристик лопаток ступени и общей вибрации турбоустановки

2.6.1    Для оценки вибрационной надежности ступени необходимо использовать заводские и станционные данные о частотных характеристиках, а также о вибрационной отстройке поврежденной ступени. Частотные характеристики должны включать спектр собственных частот колебаний от наинизших до зоны частот п х ZH, где п - рабочая частота вращения, ZH - количество направляющих лопаток поврежденной ступени.

2.6.2    Если для установления причины повреждения требуется определить фактическое вибрационное состояние лопаточного аппарата, необходимо провести под-