DIAGNOSTYKA I REMONTY URZĄDZEŃ CIEPLNO-ME- CHANICZNYCH ELEKTROWNI

Transkrypt

1 nr 2/2010 Zespół redakcyjny: mgr inż. Jerzy Dobosiewicz, dr inż. Jerzy Trzeszczyński Szanowni Państwo, Analogicznie jak w latach poprzednich, ukazujący się w grudniowej Energetyce Biuletyn Pro Novum wypełniają artykuły, które w formie referatów zostały wygłoszone w końcu września br podczas kolejnej edycji Sympozjum DIAGNOSTYKA I REMONTY URZĄDZEŃ CIEPLNO-ME- CHANICZNYCH ELEKTROWNI. Szerszą relację z tego Sympozjum zamieszczamy na stronach niniejszego wydania Energetyki. Podczas XII Sympozjum przebiegającego pod hasłem: Modernizacja urządzeń energetycznych w celu przedłużenia ich eksploatacji powyżej godzin specjaliści Pro Novum zaprezentowali dokument: Rekomendacje w zakresie kwalifikowana urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW do pracy do godzin Inicjatywa Pro Novum i rezultat jej realizacji spotkały się z powszechną aprobatą uczestników XII Sympozjum. Mamy nadzieję, że część dokumentu odnosząca się do urządzeń podlegających UDT spotka się także z aprobatą Urzędu Dozoru Technicznego. Publikujemy także artykuł, gościnnie występujących na łamach naszego Biuletynu, przedstawicieli Politechniki Warszawskiej. Autorzy przedstawiają dość pesymistyczny obraz naszej współczesnej energetyki, która pod presją ekologicznych dyrektyw Unii Europejskiej znalazła sie w ślepym, a my za nią w ciemnym zaułku. Możliwe, że w obecnej sytuacji przedłużenie eksploatacji znacznej części majątku produkcyjnego należy uznać za jedyną, realistyczną strategię energetyki w Polsce. Redakcja Biuletynu Pro Novum Jerzy Trzeszczyński Pro Novum Sp. z o.o. Ocena stanu technicznego i prognozowanie trwałości elementów krytycznych urządzeń cieplno-mechanicznych przewidzianych do eksploatacji powyżej godzin Assessment of and life prediction for the critical components of thermo-mechanical power equipment intended to be operated beyond hours Eksploatacja urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW przedłużana jest od dawna, tj. odkąd, ich czas pracy przekroczył godz. Przedłużaniu eksploatacji towarzyszyły: okresowe badania i oceny stanu technicznego, proekologiczne modernizacje w celu ograniczenia emisji SO x, NO x i pyłów, wymiany części niskoprężnych (rozwiązania ABB Zamech oraz Westinghouse a), modernizacje układów AKPiA, częściowe wymiany elementów o największym stopniu wyczerpania trwałości (w szczególności w częściach ciśnieniowych bloków), rewitalizacje staliwnych elementów turbin, regeneracje, naprawy i remonty odtworzeniowe, m.in. walczaków, elementów części przepływowych turbin, elementów i węzłów konstrukcyjnych urządzeń pomocniczych kotłów i turbozespołów. Przyjmuje się, że po przekroczeniu 200 tys. godz. pracy trwałość projektowa dla elementów pracujących od pierwszego uruchomienia bloków została przekroczona, chociaż należy zaznaczyć, że w ścisłym rozumieniu tego słowa urządzenia nie były projektowane na określoną trwałość. Po przekroczeniu godz. czas pracy walczaków kotłów oraz głównych elementów turbozespołów, tj.: wirników turbin i generatorów, korpusów turbin i zaworów, tarcz kierowniczych przedłuża się na podstawie: strona 806 (13) grudzień 2010

2 doświadczeń eksploatacyjnych, napraw przywracających stan techniczny co najmniej do kolejnych remontów kapitalnych, wyników odpowiednio zaplanowanych (miejsce, metoda, termin) badań NDE i niszczących, obliczeń teoretycznego stopnia wyczerpania trwałości. Planowane obecnie, kolejne przedłużenie eksploatacji bloków 200 MW skupia się, jak na razie, na wykonaniu prac pozwalających spełnić wymogi prawne (poziom emisji NO x ) po 2016 roku. Panuje powszechne przekonanie, że eksploatacja bloków 200 MW przez następne 20 lat (ok godzin pracy) będzie możliwa (bezpieczna, przy zachowaniu wysokiej dyspozycyjności) bez wymian elementów krytycznych kotłów (walczaki) i turbozespołów (wirniki, korpusy turbin i zaworów) oraz głównych rurociągów parowych i wody zasilającej. Powszechnie uważa się, że stan wiedzy nt. aktualnej kondycji urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW jest wystarczający, a prognozowanie ich trwałości do ok godzin pracy nie przedstawia większych problemów. Wystarczy badać, jak do tej pory, i co jakiś czas jakiś element wymienić. Z taką koncepcją nie sposób się jednak zgodzić. Od ponad dwudziestu lat nie prowadzi się w polskiej energetyce zintegrowanych, systematycznych badań materiałowych długo eksploatowanych urządzeń cieplno-mechanicznych, w szczególności badań niszczących elementów wycofywanych z eksploatacji, co było wcześniej w energetyce polskiej normalną praktyką i co jest, bez przerwy, kontynuowane w energetyce światowej (m.in. amerykańskiej, rosyjskiej). Wyniki, sporadycznie wykonywanych badań nie zawsze są powszechnie publikowane. Brakuje w polskiej energetyce koordynacji w zakresie badań, interpretacji ich wyników i udostępniania wiedzy. Sytuację tę należy wziąć pod uwagę podejmując decyzje o przedłużaniu eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych (ich elementów krytycznych), które przepracowały dotychczas ponad godzin, a których sumaryczny czas pracy może przekroczyć godzin. Przedłużenie eksploatacji bloków 200 MW problemy prawne i techniczne Przedłużenie eksploatacji bloków 200 MW o następne 20 lat wymaga rozwiązania problemów prawnych, tj. spełnienia norm emisji NO x po 2016 roku oraz zapewnienia odpowiedniej trwałości wszystkich urządzeń: blokowych (głównych i pomocniczych), pozablokowych (we wszystkich branżach) oraz budynków i wszystkich instalacji naziemnych i podziemnych. Wybór dobrej instalacji do redukcji NO x to kosztowne, i nie pozbawione technicznego ryzyka, zadanie. Rozpoznanie aktualnego stanu infrastruktury technicznej oraz możliwości i warunków jej dalszej eksploatacji to żmudna praca, która powinna zostać wykonana przed przystąpieniem do modernizacji bloków. Składa się na nią: uporządkowanie istniejącej wiedzy, wykonanie badań uzupełniających wiedzę, opracowanie zakresu modernizacji, wymian i rewitalizacji (regeneracji). Jakość wykonania tych prac, rzutować będzie na dyspozycyjność urządzeń i ponoszenie, w przyszłości, dodatkowych, nieplanowanych kosztów utrzymania. Metodyka oceny stanu technicznego i prognozowania elementów krytycznych urządzeń cieplno-mechanicznych bloków 200 MW propozycja Pro Novum Wybór najlepszej metodyki wymaga przyjęcia określonych założeń i zdefiniowania najważniejszych pojęć *). Założenia i definicje 1. Posługując się określeniem urządzenie cieplno-mechaniczne mamy na myśli poszczególne jego elementy, dla których powinna być znana ich indywidualna historia eksploatacji (co najmniej czas pracy i liczba uruchomień z typowych stanów cieplnych) oraz aktualny stan techniczny i prognozowana trwałość. Uwaga: Brak udokumentowanej historii eksploatacji elementu wyklucza możliwość przedłużenia jego eksploatacji. Brak wiedzy o aktualnym stanie technicznym i prognozowanej trwałości oznacza konieczność ich określenia (uzupełnienia). 2. Kryterium lub godzin pracy jest określeniem czysto umownym, w szczególności dla tych elementów, które pracują w warunkach z dużym udziałem zmiennych naprężeń cieplno-mechanicznych (wykazują uszkodzenia o charakterze zmęczeniowym). Bez dokładnej wiedzy, co najmniej odnośnie do uruchomień z typowych stanów cieplnych oraz odstawień awaryjnych, prognozowanie ich trwałości jest niemożliwe lub obarczone nadmiernym z praktycznego punktu widzenia błędem. W związku z wyżej opisanym problemem zaleca się, przy ocenie historii eksploatacji oraz prognozowaniu trwałości elementów narażonych na zmęczenie cieplno-mechaniczne, posiłkować tzw. czasem ekwiwalentnym, wyrażającym czas pracy jako odpowiednio określoną sumę fizycznego czasu pracy oraz liczby uruchomień. Uwaga: Jeśli istnieją techniczne warunki, to określenie czasu ekwiwalentnego powinno się także uzależnić od rzeczywistych warunków (prędkości) poszczególnych rozruchów (stanów niestacjonarnych). 3. Niniejsza metodyka odnosi się do oceny stanu technicznego elementów, które: a) przepracowały ponad godzin, b) planowany czas pracy przekroczy godzin (i nie będzie istotnie większy od godzin), c) przekroczyły czas projektowy i pracują w zakresie trwałości indywidualnej, ze względu na indywidualne wymiary, własności materiału oraz warunki pracy; oznacza to, że nie wolno stosować oceny stanu przez analogię (co może być warunkowo dopuszczalne w zakresie trwałości projektowej). *) Ogólne założenia metodyki mogą być, w większości przypadków, wykorzystywane przy przedłużaniu eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych nie tylko bloków 200 MW. grudzień strona 807 (14)

3 4. Przyjęto, że w przypadku gdy obliczenia stanu naprężenia, wymiarów dopuszczalnych (grubości ścianki) oraz stopnia wyczerpania trwałości wykonuje się w sposób przybliżony ze względu na jakość dostępnych danych: a) konstrukcyjnych, w tym materiałowych (np. dotyczących czasowej wytrzymałości), b) dotyczących historii eksploatacji, c) odnoszących się rzeczywistych warunków pracy, d) odnoszących się do udokumentowanej wiedzy nt. przyczyn awarii, rozstrzygające o stanie technicznym i prognozie trwałości (żywotności) będą wyniki badań stanu materiału. 5. W związku z sytuacją opisaną w punkcie 4 preferuje się wyniki badań niszczących wszędzie tam, gdzie jest to technicznie możliwe i takie metody badania stanu mikrostruktury, które pozwalają wnioskować o jej degradacji w stopniu prowadzącym do obniżenia własności, przede wszystkim wytrzymałościowych. 6. Nie preferuje się żadnych konkretnych metod ani typów aparatury. Zaleca się unikania takich badań, których wyniki nie są bezpośrednio porównywalne, szczególnie gdy ich wykonawcą może być tylko jedna firma (wyniki badań muszą zachować praktyczną użyteczność przez okres ok. 20 lat). 7. Nie tracą ważności dotychczas obowiązujące przepisy oraz powszechnie stosowane procedury badań. Jednak dla elementów, których sumaryczny czas pracy może przekroczyć godz., a obecny czas ich pracy wynosi ponad godz., z powodów opisanych w punktach 4 7, należy stosować tryb Nadzoru Diagnostycznego. 8. Tryb Nadzoru Diagnostycznego to sposób na ograniczenie błędu prognozy, w szczególności, gdy określa się ją metodą obliczeniową. Ograniczona wiedza (często jej całkowity brak) nt. rzeczywistych własności materiałowych i rzeczywistych warunków pracy sprawiają, że błąd obliczeń ma nie tylko nieakceptowaną wielkość, bardzo często nawet nie można go oszacować. 9. Redukcję ryzyk związanych z nieuniknionymi błędami określania prognozy proponuje się osiągnąć poprzez okresowe jej weryfikacje nie tylko na drodze badań (co robi się standardowo), ale także analizując w odpowiedni sposób warunki pracy urządzeń (ich elementów). 10. Przez monitorowanie warunków eksploatacji rozumie się systemowo zorganizowaną analizę wybranych parametrów: a) cieplno-mechanicznych, b) chemicznych (wód i par). Na podstawie ich wartości (czasowe przebiegi) można oszacować aktualny stan techniczny urządzenia oraz zweryfikować prognozę określoną podczas ostatniego postoju remontowego urządzenia. Monitorowaniu powinny podlegać także niektóre czynności wykonywane podczas postojów, w szczególności wyniki badań, pomiarów i naprawy (wymiany). 11. Identyfikowanie i analizowanie stanów awaryjnych (przyczyna bezpośrednia, przyczyna pośrednia, sposób naprawy) ma podstawowe znaczenie dla prognozowania trwałości wszystkich urządzeń. Dla urządzeń długo eksploatowanych ma znaczenie szczególne. Niektóre stany awaryjne mogą być oznaką wyczerpania trwałości, zakończenia resursu elementu, węzła konstrukcyjnego, a nawet w skrajnym przypadku urządzenia. 12. Wielu czynników wpływających na trwałość elementów nie da się w sposób ścisły uwzględnić przy określaniu prognozy. Tylko okresowe badania miejsc narażonych np. na erozję i termoszok pozwalają weryfikować prognozę. Jednak wpływ znacznej liczby czynników, nawet uszkodzeń korozyjnych na wewnętrznych powierzchniach elementów, można się oszacować analizując w odpowiedni sposób wybrane parametry chemiczne wód i par. 13. Pewna część uszkodzeń (np. niektóre uszkodzenia krawędzi otworów w częściach wodnych walczaków) mają charakter konstrukcyjny. Jeśli ich przyczyny nie zostały wyeliminowane, to prognoza trwałości może być obarczona sporym, trudnym do dokładnego określenia błędem. Problem ten w szczególności dotyczy tzw. głębokich modernizacji. Zaaplikowanie długo eksploatowanemu urządzeniu zmian konstrukcyjnych, nie zawsze dobrze przemyślanych, może być przyczyną obniżenia trwałości elementów sąsiednich (np. zastosowanie palników niskoemisyjnych wywołało obniżenie trwałości rur ekranowych, a współspalanie biomasy trwałości przegrzewaczy). 14. Elementy wycofane z eksploatacji podczas remontów modernizacyjnych i kolejnych postojów remontowych powinny podlegać odpowiednim badaniom niszczącym w zakresie umożliwiającym zdobycie użytecznej wiedzy do oceny bezpiecznego resursu elementów przeznaczonych do dalszej eksploatacji. Wyniki badań elementów wycofanych mogą być źródłem ważnej wiedzy dla oceny stanu technicznego elementów w trybie Nadzoru Diagnostycznego. Rys. 1. Strategia modernizacji bloków 200 MW ze względu na kryterium zapewnienia wymaganej trwałości do godzin pracy strona 808 (15) grudzień 2010

4 Diagnostyka jako proces towarzyszący modernizacji i eksploatacji Znane nam programy modernizacji bloków w celu przedłużenia ich czasu eksploatacji koncentrują się na tym, co wymienić? lub/i co zmodernizować? Diagnostyka jako podstawowe źródło wiedzy pozwalając racjonalnie odpowiedzieć na obydwa pytania na ogół nie występuje jako merytorycznie i budżetowo określona pozycja. To konsekwencja organizacji utrzymania w elektrowniach. Dominuje raczej strategia: jak wykorzystać przyznany budżet niż jak wygenerować potrzeby na podstawie aktualnej, kompletnej wiedzy i jasno zdefiniowanych oczekiwań. Tylko drugie podejście prowadzi do powstania budżetu optymalnego. To oczywiste, bo prace niepotrzebne więcej kosztują, a prace konieczne, niewykonane w odpowiednim czasie kosztują.. jeszcze więcej. Ponieważ może się zdarzyć, że przystąpienie do modernizacji nie będzie się odbywać na podstawie kompletnej wiedzy o stanie technicznym urządzeń, czy szerzej infrastruktury technicznej, sugeruje się przyjąć (także ze względu na zapewnienie sobie w przyszłości środków modernizacyjnych ) okres pomiędzy remontem modernizacyjnym a następnym remontem kapitalnym jako czas dopuszczalnych korekt i uzupełnień w zakresie badań, wymian i rewitalizacji. Takie podejście może być szczególnie użyteczne dla bloków modernizowanych w pierwszej kolejności, tj. w latach (rys.1). Inwentaryzacja stanu technicznego, czyli od czego rozpocząć modernizację Modernizację musi poprzedzić inwentaryzacja stanu technicznego. Jej celem jest: przegląd wiedzy na temat stanu technicznego urządzeń, zaplanowanie badań wymagających uzupełnienia. Czynności te powinny poprzedzać modernizację, to oczywiste jeśli, przyjąć, że strategia modernizacji i przedłużonej eksploatacji nie opiera się na intuicji. Inwentaryzację zaleca się przeprowadzić w sposób systemowy (rys. 2). Pro Novum dysponuje oprogramowaniem, które automatycznie wskazuje braki wiedzy wymagające uzupełnienia oraz generuje zalecenia diagnostyczne, a także porządkuje informacje w zakresie historii eksploatacji i wyników badań, które mogą być systemowo uaktualniane i przetwarzane w całym okresie przedłużonej eksploatacji. Nadzór diagnostyczny jako optymalna koncepcja monitorowania stanu technicznego Nadzór diagnostyczny to tryb diagnostyki wyłoniony z inwentaryzacji wiedzy o stanie technicznym urządzeń (elementów) przewidzianych do przedłużonej eksploatacji (rys. 2). Rys. 2. Wybór rodzaju diagnostyki jako rezultat inwentaryzacji wiedzy o stanie technicznym elementów urządzenia schemat procesu grudzień strona 809 (16)

5 Nadzór diagnostyczny obejmuje: opracowanie programu badań diagnostycznych w zakresie: podstawowych badań diagnostycznych (PBD), specjalnych badań diagnostycznych (SBD), wykonanie podstawowych i specjalnych badań diagnostycznych, opracowanie diagnozy (oceny aktualnego stanu technicznego) oraz długoterminowej prognozy trwałości, weryfikację prognozy na drodze: kolejnych badań wykonywanych podczas postojów urządzeń, analizy warunków eksploatacji poprzez monitorowanie wybranych parametrów cieplno-chemicznych, w tym zakłóceń eksploatacyjnych, odpowiednie dokumentowanie historii eksploatacji. Nadzór diagnostyczny redukuje do minimum ryzyka wynikające z: błędów kalkulacyjnych metod określania prognozy, braku wiedzy o rzeczywistych warunkach pracy, z ograniczonej często znajomości historii eksploatacji. Porównanie Diagnostyki Podstawowej oraz Nadzoru Diagnostycznego przedstawiono na rysunku 3. Należy dążyć do wykonywania badań na próbkach o geometrii (wielkości) wg norm na badania własności mechanicznych. Nie zaleca się stosować mikropróbek, np. takich, jakie oferuje metodyka Small Punch Test. Mikropróbki można wykorzystać wyłącznie do badań mikrostruktury, określanie na podstawie ich badań własności wytrzymałościowych (niektórzy określają nawet parametry mechaniki pękania) jest dla elementów długo eksploatowanych urządzeń w polskiej energetyce całkowicie pozbawione inżynierskiej użyteczności. Z uwagi na znaczne trudności techniczne związane z pobieraniem wycinków (o odpowiednich rozmiarach) do badań niszczących rekomenduje się stosowanie badań metalograficznych metodą replik wykorzystując zaawansowaną preparatykę w celu możliwości identyfikowania składników fazowych mikrostruktury, ich morfologii, rozmieszczenia, ilościowego udziału. Ważną funkcję pełnić mogą zaawansowane metody ultradźwiękowe, które można wykorzystywać do: wykrywania wskazań wewnętrznych o charakterze pęknięć, monitorowania ich wzrostu, pomiaru grubości warstwy tlenków na powierzchniach wewnętrznych elementów rurowych pracujących powyżej temperatury granicznej (wężownice p.p., rurociągi parowe, komory p.p.). Weryfikowanie prognozy, czyli jak zredukować ryzyka związane z błędami metod obliczeniowych i wpływem rzeczywistych warunków pracy urządzenia Rys. 3. Porównanie Diagnostyki Podstawowej i Nadzoru Diagnostycznego Każdą prognozę trwałości należy weryfikować. Na ogół robi się to wykorzystując okresowo odpowiednio zaplanowane badania (zwykle NDE). W przypadku weryfikacji długoterminowej prognozy dla elementów, które przekroczyły swój projektowy czas pracy należy to robić także analizując w odpowiedni sposób warunki pracy. Można to robić w różny sposób, naszym zdaniem możliwie najprościej, skupiając uwagę na związkach pomiędzy dominującymi procesami zniszczenia poszczególnych elementów a wartością wybranych parametrów: temperatura i ciśnienie czynnika, prędkość obrotowa, temperatura metalu, różnica temperatur na grubości ścianki elementów grubościennych (także pomiędzy górną i dolną tworzącą walczaków oraz kadłubów turbin). Bloki 200 MW i zdecydowana większość innych bloków są opomiarowane bardzo dobrze, wystarczą więc pomiary ruchowe. Problemy mogą dotyczyć ciągłości zapisów i utraty jakości danych podczas archiwizacji. Dlatego należy dążyć do generowania online wiedzy zamiast archiwizacji informacji. Badania specjalne jako ważny element Nadzoru Diagnostycznego Celem badań specjalnych jest wsparcie klasycznych metod diagnostyki (badania, pomiary, obliczenia) w sposób umożliwiający określenie diagnozy i prognozy (w szczególności długoterminowej) na podstawie badań stanu materiału. Badania specjalne należy podzielić na: a) niszczące preferowane w największym stopniu, b) nieniszczące zwłaszcza metalograficzne. Dokumentowanie historii eksploatacji Historie eksploatacji bloków 200 MW (nie mówiąc o innych, starszych blokach) posiadają wiele luk i nieścisłości. Trzeba przyjąć, że nie da się ich uzupełnić. Można i trzeba je tylko zinwentaryzować i zapisać w odpowiednim formacie, natomiast kompleksowo rejestrować i aktualizować wszystko to, co jest potrzebne w całym okresie przedłużonej eksploatacji, począwszy od pierwszego uruchomienia po remoncie modernizacyjnym. strona 810 (17) grudzień 2010

6 Na historię eksploatacji (rejestrowaną obligatoryjnie jak o jeden z warunków Nadzoru Diagnostycznego, pkt. 7 10, rys. 3) powinny się składać poniższe informacje. Z okresu pracy bloku: czas pracy stacjonarnej, liczba uruchomień (z rozróżnieniem typowych stanów cieplnych), średnie prędkości uruchomień, największe różnice temperatur elementów grubościennych podczas uruchomień, średnie temperatury pracy metalu, odchylenia od wartości średnich (opracowane statystycznie), zakłócenia eksploatacyjne (analiza wybranych informacji z kart awaryjnych). Wszystkie te informacje można generować automatycznie i udostępniać zainteresowanym w formie okresowych raportów. Podczas postojów przykład minimum informacji przedstawiono na rysunku 4, który zawiera odpowiednio sformatowany arkusz Excela. Potrzebne informacje można wpisywać także bezpośrednio (bez pośrednictwa arkusza Excela) do uruchamiającego się automatycznie podczas postoju urządzenia specjalnie sformatowanego interfejsu. Możliwości takie posiada LM Serwis PRO, pakiet programu LM System PRO +. LM System PRO + program zarządzający diagnostyką i wiedzą o stanie technicznym urządzenia Dokumentowanie pracy i remontów urządzenia oraz badań diagnostycznych to niewdzięczna, pracochłonna i powszechnie nielubiana praca, m.in. stąd biorą się braki wiedzy w zakresie historii eksploatacji urządzeń. Można to robić ręcznie i klasycznie gromadzić papierową dokumentację. Można to robić także prawie automatycznie wykorzystując specjalistyczne oprogramowanie wyposażone w następujące funkcje i możliwości: odpowiednio sformatowane bazy danych, integrację z obiektem podlegającym diagnostyce (np. poprzez DCS i sieć IT elektrowni), aplikacje pozwalające na automatyczny transfer danych: z obiektu, od wykonawców badań, aplikacje przetwarzające dane j.w. w trybie on-line i generujące okresowe raporty, aplikacje zapewniające grupową pracę rozproszoną (np. specjalistów elektrowni i centrów zarządzania pracą elektrowni, ekspertów zewnętrznych). Takie możliwości posiada m.in. LM System PRO + platforma informatyczna wspierająca zarządzanie wiedzą dotyczącą stanu technicznego urządzeń cieplno mechanicznych. Oprogramowanie jest w trakcie wdrażania w elektrowniach w Polsce. Podsumowanie Wbrew ekologicznym priorytetom najważniejszym celem modernizacji bloków 200 MW (także o innej mocy) powinno być zapewnienie szczególnie elementom krytycznym kotła, turbiny i rurociągów odpowiedniej trwałości (żywotności). Aby to osiągnąć trzeba zdobyć wiedzę przed modernizacją, uzupełnić ją w trakcie modernizacji i weryfikować podczas całej, przedłużonej pracy urządzeń. Dla elementów, które przepracowały ponad godzin i których zaplanowany czas pracy może osiągnąć godzin tryb Nadzoru Diagnostycznego jest szczególnie zalecany. Uwzględniając 20-letni horyzont dalszej eksploatacji bloków 200 MW systemowe przetwarzanie informacji, generowanie wiedzy oraz jej udostępnianie i archiwizowanie powinno być wspierane przez specjalistyczne oprogramowanie, którego możliwości powinny uwzględniać obecną i docelową organizację elektrowni i grup energetycznych. Rys. 4. Przykładowy zestaw informacji dotyczący postoju urządzenia grudzień strona 811 (18)

7 Literatura [1] Pro Novum PN/90/2522/2010: Rekomendacje w zakresie kwalifikowania elementów urządzeń cieplno mechanicznych bloków 200 MW w elektrowniach PKE SA do pracy do godzin. Katowice, wrzesień 2010 [2] Dobosiewicz J.: Badania diagnostyczne urządzeń cieplno-mechanicznych w energetyce. Część I i II. Biuro Gamma. Warszawa 1999 [3] Dobosiewicz J.: Problemy przedłużania trwałości elektrowni. Energetyka 1984, nr 7 [4] Dobosiewicz J.: Problemy przedłużania eksploatacji urządzeń cieplno-mechanicznych elektrowni. Energetyka 2008, nr 12 [5] Brunné W.: Korzyści związane z modernizacją rurociągów w celu wydłużania czasu ich eksploatacji. Materiały XI Sympozjum: Diagnostyka i remonty urządzeń cieplno-mechanicznych elektrowni. Wisła. Hotel STOK [6] Instrukcja Pro Novum I/PN-122/01 Instrukcja badań i pomiarów diagnostycznych oraz oceny stanu technicznego rurociągów wysokoprężnych i wysokotemperaturowych w elektrowniach i elektrociepłowniach (Zatwierdzona przez Urząd Dozoru Technicznego) [7] Trzeszczyński J.: Concept and Present state of implementation of LM System PRO - The System supporting Maintenance of Thermo-Mechanical Power Equipment. 3rd ETC Generation & Technology Workshop. Dublin, 30th October 2007 [8] Trzeszczyński J., Białek S.: Utrzymanie stanu technicznego urządzeń energetycznych wspierane przez system informatyczny. Nowa Energia 2009, nr 3 [9] Trzeszczyński J.: Remote diagnostics systems for assessment of thermo-mechanical equip-ment of Power Plants. Proceedings of 2nd ECCC Creep Conference April Zurich Szwajcaria strona 812 (19) grudzień 2010

8 Alfred Śliwa, Paweł Gawron Pro Novum Sp. z o.o. Wpływ warunków chemicznych pracy bloków energetycznych na możliwość przedłużania ich eksploatacji powyżej godzin Effect of the chemical conditions of power units service on a possible extension of their life beyond hours Na łamach prasy technicznej, jak również w bezpośrednich dyskusjach specjalistów zajmujących się diagnostyką urządzeń energetycznych toczy się dyskusja, jakie są szanse i możliwości wydłużania czasu ich pracy powyżej godzin. Szereg podstawowych w energetyce bloków energetycznych przekroczyło obecnie obowiązujący obliczeniowy czas pracy, który określono na godzin. Wiadomo, że przedłużenie czasu pracy urządzeń energetycznych nie może być nieograniczone, lecz rodzi się pytanie do ilu tysięcy godzin i na jakich warunkach technicznych można eksploatować zainstalowane w kraju bloki energetyczne. Zgoda jest jedynie co do poglądu, że decyzje umożliwiające dalszą pracę urządzeń energetycznych są decyzjami indywidualnymi, uzależnionymi od aktualnego stanu technicznego elementów w poszczególnych urządzeniach bloków energetycznych. Dlatego na podstawie badań diagnostycznych podstawowych urządzeń, a szczególnie ich elementów krytycznych będą musiały być podejmowane decyzje o ich remontach, modernizacji i związanych z tym możliwościach poniesienia odpowiednich kosztów. Podstawową rolę w tych decyzjach odgrywać będą również możliwości spełnienia wymagań ochrony środowiska. Ale jeżeli już zostaną wypracowane procedury pozwalające na obiektywna ocenę techniczno-ekonomiczną urządzeń, co wpłynie na podjęcie decyzji o dalszej eksploatacji bloku, to należy pamiętać, że warunki eksploatacyjne pracy tych bloków w następnych latach będą weryfikowały słuszność tych decyzji. Kontrola i dotrzymywanie parametrów eksploatacyjnych, gromadzenie istotnych informacji o parametrach pracy urządzeń będą konieczne i pomocne przy ustalaniu prognozy dalszej pracy urządzeń w następnych latach i jej bieżącej weryfikacji. Można przyjąć z całą pewnością, że utrzymanie w następnych latach dobrego stanu technicznego urządzeń energetycznych zależeć będzie od odpowiedniego nad nimi nadzoru eksploatacyjnego. Jednym z elementów tego nadzoru mającym wpływ na żywotność i bezawaryjną pracę urządzeń blokowych jest utrzymywanie prawidłowych parametrów chemicznych nie tylko w obiegach wodno-parowych boków energetycznych, ale również w urządzeniach pozablokowych. Dlatego koniecznym będzie na poszczególnych blokach zweryfikowanie stosowanego reżimu chemicznego uwzględniając obecny stan techniczny urządzeń, nowe technologie poprawiające warunki eksploatacji oraz najnowsze wytyczne dotyczące wartości reżimowych w obiegach wodno-parowych autorstwa takich uznanych organizacji jak VGB i EPRI. Wytyczne dotyczące reżimu chemicznego pracy bloków energetycznych W krajowych elektrowniach tak zawodowych jak i przemysłowych zdecydowana większość reżimów chemicznych była opracowana na podstawie wytycznych ZPBE Energopomiaru, VGB i EPRI z lat Na ich podstawie dobierano różne korygenty, które powinny zapewnić prawidłowe, bezpieczne dla pracy urządzeń parametry fizykochemiczne wód i par. Na przestrzeni ostatnich lat szereg firm krajowych i zagranicznych dbając o własny handlowy interes proponowało i wdrażało różne preparaty chemiczne, których skuteczność była wątpliwa, a niejednokrotnie przyczyniła się do występowania procesów cieplno-chemicznych niszczących urządzenia. Sytuacja ta niestety trwa jeszcze i obecnie, chociaż już w mniejszym zakresie. Jeżeli będziemy chcieli bezpiecznie i ekonomicznie eksploatować bloki energetyczne w przedłużonym okresie eksploatacji koniecznym będzie zweryfikowanie obecnie stosowanego reżimu chemicznego oraz zoptymalizowanie wartości reżimowych. Powinno się uwzględniać najnowsze doświadczenia i wytyczne nie tylko VGB i EPRI, ale również doświadczenia tych elektrowni, które w ostatnim okresie nie tylko zmieniły sposób podejścia do optymalizacji wartości reżimu, ale również do sposobu i zakresu rejestrowania utrzymywanych parametrów. Szeroka wiedza o parametrach pracy urządzeń energetycznych, w tym w głównej mierze integracja danych z kontroli fizykochemicznej oraz danych charakteryzujących prace urządzeń, będąca elementem diagnostyki eksploatacyjnej, w połączeniu z wiedzą wynikającą z diagnostyki remontowej daje dopiero możliwości prawidłowej oceny stanu technicznego urządzeń. Niedocenianie roli chemii energetycznej najczęściej ze względu na opóźniony charakter jej działania skutkowało i skutkuje ewidentnymi stratami sprawności urządzeń, zwiększeniem kosztów utrzymania i remontu, a nawet skróceniem ich żywotności. Pro Novum na przestrzeni ostatnich kilku lat mając specjalistów z kilkudziesięcioletnim doświadczeniem w eksploatacji urządzeń energetycznych prowadzi działania mające na celu optymalizację pracy urządzeń w zakresie utrzymywania prawidłowych parametrów reżimu chemicznego z uwzględnieniem indywidualnego ich stanu technicznego. Stwierdzamy, że zlecany od szeregu lat przez Pro Novum sposób korekcji chemicznej wód i par grudzień strona 813 (20)

9 i normowane przez nas wartości reżimowe są zgodne z obecnie opublikowanymi wytycznymi VGB i EPRI. Wytyczne opracowane przez obie organizacje w generaliach prezentują podobne podejście w odniesieniu do możliwych sposobów prowadzenia korekcji, kontroli obiegów oraz częstotliwości i sposobów badań parametrów fizykochemicznych czynnika. Na rysunku 1 przedstawiono możliwe sposoby prowadzenia korekcji chemicznej wody zasilającej i kotłowej rekomendowane na przestrzeni ostatnich lat przez VGB i EPRI, w zależności od wyposażenia obiektów oraz rodzaju materiałów występujących w obiegu (głównie miedzi). regulowaniu dozowania preparatów korekcyjnych poprzez automatyczny pomiar parametrów wiodących sterujących pompami, dozującymi korygenty do układu wodno-parowego. System ten jest w stanie nadążać za zmiennymi obciążeniami obiegów wodnoparowych uwarunkowanych zmiennymi potrzebami produkcyjnymi oraz zmianami parametrów jakościowych wody. Na podstawie kilkumiesięcznego okresu eksploatacji bloków w EC Poznań z nowym automatycznym systemem dozowania korygentów można stwierdzić, że różnice pomiędzy wartościami reżimu chemicznego zadanymi a utrzymywanymi są minimalne. Ponadto naszym zdaniem optymalizacja reżimów chemicznych pracy bloków i systemu rejestracji chemicznych parametrów pracy bloków długo eksploatowanych (powyżej h) powinna być poprzedzona procesem chemicznego czyszczenia kotłów, zapewniającym usuniecie wszystkich osadów z wewnętrznych powierzchni ogrzewalnych. Proces taki pozwoli na zdeaktywowanie wszystkich ośrodków korozyjnych na wewnętrznej powierzchni rur ekranowych i wytworzenie skutecznej magnetytowej warstewki ochronnej. Działania te pozwolą na ustalenie tzw. opcji zerowej stanu technicznego bloku energetycznego w zakresie procesów cieplno-chemicznych i ustaleniu systemu jego oceny. Wdrażanie takich rozwiązań na pewno będzie się przekładać pozytywnie na utrzymywanie dobrego stanu technicznego urządzeń o przedłużonej eksploatacji. Rejestracja i analiza chemicznych parametrów eksploatacyjnych OT oxygenated treatment (reżim kombi) AVT(O), AVT(R) oxidizing/reducing all-volatile treatment (korekcja amoniakiem AVT(O) lub amoniakiem z dodatkiem środka redukującego AVT(R)) PC phosphate continuum (korekcja fosforanami) PC(L), PC(H) phosphate treatment with low/high level of phosphate CT caustic treatment (korekcja wodorotlenkiem sodu) Rys. 1. Rekomendowane systemy korekcji czynnika obiegowego Jak z powyższego wynika, rekomendowane przez obie organizacje sposoby korekcji oparte są na wykorzystaniu związków nieorganicznych. Pomimo pełnej świadomości stosowania w światowej energetyce różnego rodzaju koregentów organicznych obecnie zarówno VGB jak i EPRI nie zalecają ich stosowania i nie podają aktualnie wytycznych właściwych dla tego rodzajów korekcji. Należy jednak podkreślić, że wytyczne VGB i EPRI są jedynie ogólnymi wytycznymi, które każdorazowo indywidualnie należy adaptować do warunków pracy i specyfikacji pracy poszczególnych bloków energetycznych. Jednak najlepiej dla danych warunków pracy bloku opracowany reżim chemiczny nie będzie skuteczny, jeżeli ustalone parametry fizykochemiczne wód i par nie będą dotrzymywane lub wartości te będą miały okresowo znaczne odchyłki od wartości ustalonych. Występujące zwłoki czasowe od chwili wykonania analizy do zaobserwowanego efektu regulacji wartości reżimowej nie pozwalają na uzyskanie stabilności założonych parametrów fizykochemicznych. Nie wpływa to na poprawę i bezpieczną pracę urządzeń energetycznych. Na przestrzeni ostatniego roku udało się we współpracy Pro Novum z EC II Poznań Karolin i firmą SEEN Technologie Sp. z o.o. rozwiązać ten problem. W EC Poznań wprowadzono rozwiązanie polegające na stałym automatycznym Integracja wiedzy z diagnostyki remontowej oraz eksploatacyjnej daje możliwość oceny aktualnego stanu technicznego urządzeń w okresach międzyremontowych. Pomiary chemiczne i ich rejestracja jako fragment diagnostyki eksploatacyjnej powinny być zoptymalizowane i być źródłem wiedzy przy ustalaniu faktów i zdarzeń zachodzących w czasie eksploatacji jak i przy ocenie urządzeń w przypadku awarii lub przy pracach remontowych. Ważnym jest, ażeby parametry chemiczne pracy urządzeń były analizowane wspólnie z pozostałymi cieplno-mechanicznymi parametrami pracy bloku. Na rysunku 2 przedstawiono diagnostykę jako proces kreowania i aktualizowania wiedzy w trybie on-line (diagnostyka eksploatacyjna) i off-line (diagnostyka remontowa). Rys. 2. Diagnostyka jako proces kreowania i aktualizowania wiedzy w trybie on-line (diagnostyka eksploatacyjna) i off-line (diagnostyka remontowa) strona 814 (21) grudzień 2010

10 Pro Novum wdraża w kilku elektrowniach program komputerowy LM System PRO, który jest narzędziem integrującym wiedzę z badań diagnostycznych wykonywanych podczas postojów (remontów urządzeń) oraz na podstawie zarejestrowanych w trakcie pracy istotnych z punktu widzenia diagnostyki, parametrów pracy i zdarzeń. Zgodnie z zapotrzebowaniem użytkowników urządzeń w najnowszych wersjach systemu oprócz wcześniej istniejących modułów analizujących urządzenie (element) w zakresie cieplno mechanicznym zaimplementowano moduł wyposażony w algorytmy analizujące także fizykochemiczne parametry pracy. Ze względu na indywidualne potrzeby i uwarunkowania oprogramowanie może być elastycznie konfigurowane i dostosowywane do indywidualnych potrzeb. LM System PRO uwzględnia zapis stanów eksploatacyjnych, w tym rejestrację nie tylko bieżących parametrów chemicznych pracy bloku, ale również zdarzeń eksploatacyjnych, związanych z zachodzącymi w poszczególnych urządzeniach procesami fizykochemicznymi. Aktualna wersja sytemu może być wyposażona w moduły umożliwiające m.in.: archiwizację w odpowiedni sposób informacji nt. historii eksploatacji, archiwizację dokumentacji istotnej z punktu widzenia diagnostyki, udostępnianie mechanizmów aktualizacji wiedzy, integrację danych z zewnętrznych aplikacji, identyfikację aktualnego stanu pracy urządzenia, bieżącą rejestrację podstawowych parametrów fizykochemicznych wód i par w układach wodno-parowych z automatyczną identyfikacją problemów: bieżących (krótkoterminowych), m.in.: przecieki wody chłodzącej do czynnika obiegowego (kondensat, woda zasilająca), zanieczyszczenia układu związkami organicznymi, korozja/erozjo korozja (FAC), przekroczone zawartości zanieczyszczeń tlenkowych, niewłaściwy poziom koregentów w czynnikach obiegowych, zasalanie przegrzewaczy, zasalanie turbiny, długoterminowych, m.in.: uszkodzenia korozyjne/korozyjno erozyjne rurek kondensatorowych, uszkodzenia korozyjne/korozyjno erozyjne wymienników regeneracyjnych, zanieczyszczenie osadami rur kotłowych, korozja (różnego typu) rur kotłowych, transport zanieczyszczeń tlenowych w układzie przegrzewacze turbina, osady w układzie przepływowym turbiny; przewidywanie ewentualnych konsekwencji nieprawidłowego funkcjonowania urządzeń energetycznych (związanych z przekroczeniami wartości ustalonych lub nieodpowiednim doborem parametrów pracy), opracowanie prognozy trwałości urządzeń, uwzględniającej rejestrowane wyniki badań i pomiarów diagnostyki materiałowej i eksploatacyjnej oraz analizę zdarzeń, tworzenie automatycznych raportów, zestawień tematycznych. Funkcjonalność programu może być dostosowana do indywidualnych potrzeb oraz wyposażenia urządzeń w zakresie opomiarowania. Program akceptuje dane transferowane automatycznie i ręcznie. Algorytmy zawsze dostosowywane są do indywidualnych cech obiektu (konstrukcja, rodzaj procesu) i potrzeb. Na rysunku 3 przedstawiono ogólny schemat działania systemu uwzględniającego fizykochemiczne warunki pracy urządzeń. Rys. 3. Filozofia działania systemu uwzględniającego fizykochemiczne warunki pracy urządzeń Podsumowanie Bloki energetyczne, które w wyniku decyzji właścicieli i zarządów elektrowni będą eksploatowane ponad godzin oprócz wykonania prac modernizacyjno-remontowych będą musiały mieć zapewniane takie warunki eksploatacji, które umożliwią bezpieczną ich pracę w wydłużonym czasie. Jednym z uwarunkowań eksploatacyjnych będzie zapewnienie optymalnych parametrów chemicznych i cieplno-chemicznych ich pracy, na które wpływ ma przyjęty reżim chemiczny i sposób korekcji układu wodno-parowego. Przedstawione w artykule doświadczenia Pro Novum na podstawie współpracy z kilkoma elektrowniami pokazują, że istnieje możliwość opracowania i wdrożenia optymalnych dla danego bloku energetycznego reżimów chemicznych z automatyczną regulacją zadanych wartości reżimowych. Proponowane przez Pro Novum sposoby korekcji chemicznej wód i par i proponowane wartości reżimowe uwzględniają aktualne zalecenia i grudzień strona 815 (22)

11 wytyczne proponowane przez VGB i EPRI. Proponowany przy zastosowaniu LM System PRO sposób rejestracji i przetwarzania danych pomiarowych dotyczących cieplno-mechanicznych i chemicznych parametrów pracy bloków energetyczny pozwala integrować wiedzę z diagnostyki eksploatacyjnej i remontowej. W systemie tym techniczny stan urządzeń oraz prognoza trwałości dla elementów i węzłów konstrukcyjnych są na bieżąco weryfikowane i aktualizowane, co stwarza warunki zarówno dla ich bezpiecznej pracy jak i wysokiej dyspozycyjności w całym okresie przedłużonej eksploatacji. Literatura [1] Gawron P., Murzynowski W.: LM System Pro -Systemowe podejście do wiedzy płynącej z diagnostyki eksploatacyjnej. XIII Konferencja Naukowo-Techniczna pt. Udział chemii energetycznej we wzroście efektywności urządzeń, Szczyrk 2010 [2] Gawron P.: Normy, wytyczne dotyczące jakości czynnika obiegowego w układach wodno-parowych elektrowni i elektrociepłowni-stan obecny. XIII Konferencja Naukowo-Techniczna pt. Udział chemii energetycznej we wzroście efektywności urządzeń, Szczyrk 2010 [3] Maciejewski K. Ochrona chemiczna obiegów wodno-parowych w EC II Poznań Karolin. XIII Konferencja Naukowo-Techniczna pt. Udział chemii energetycznej we wzroście efektywności urządzeń, Szczyrk 2010 [4] Śliwa A. Wpływ chemicznych warunków eksploatacji na możliwość wydłużenia czasu pracy długo eksploatowanych bloków 200 MW. XIII Konferencja Naukowo-Techniczna pt. Udział chemii energetycznej we wzroście efektywności urządzeń, Szczyrk 2010 [5] VGB Power Tech VGB-R 450 Second Edition 2004 Guideline for feed water, boiler water and steam quality for power plants/ industrial plants [6] Cycle Chemistry Guidelines for Fossil Plants: Phosphate Continuum and Caustic Treatment, 2004 [7] Cycle Chemistry Guidelines for Fossil Plants: All Volatile Treatment (AVT) , 2002 [8] Cycle Chemistry Guidelines for Fossil Plants: Oxygenated Treatment (OT) , 2005 Filip Klepacki, Pro Novum Sp. z o.o. Dariusz Wywrot EDF Polska Trwałość wężownic przegrzewaczy wtórnych w warunkach niskoemisyjnego spalania Life of resuperheater coils exposed to the effects of low-emission combustion W kotłach krajowych w celu redukcji zawartości NO x w spalinach wprowadzono niskoemisyjną technikę spalania. Ogólnie polega ona na kontrolowanym doprowadzeniu powietrza do procesu spalania, tak by temperatura spalin na całej wysokości komory paleniskowej była podobna, jednocześnie zapewniając całkowite i zupełne spalanie przy λ < 1. Metoda ta przy wprowadzeniu jej do starych kotłów przysparza jednak wiele kłopotów podczas eksploatacji tych urządzeń (korozja niskotlenowa rur parownika). Korozja niskotlenowa jest charakterystyczna dla tego typu spalania i jest głównym powodem obniżenia trwałości ekranów komory paleniskowej. Należy tu jednak zwrócić uwagę nie tylko na problem parownika, ale także na warunki pracy wężownic przegrzewaczy pary pierwotnej jak i wtórnej, zwłaszcza w rejonie przewału. Obliczeniowe grubości wężownic przegrzewaczy wtórnych, z uwagi na panujące w nich ciśnienie, nie przekraczają g o < 2,5 mm, a w rzeczywistości grubości nominalne przekraczają g n > 4 mm. Mimo tych nadmiernych grubości, większość uszkodzeń spowodowana jest ścienieniem ścianki. Zazwyczaj nieszczelności występują na wężownicach przy grubości nie większej g < 1 mm. Przyczyną takiego stanu jest okresowa praca metalu w temperaturach przekraczających wartości projektowe, a nawet dopuszczalne, oraz agresywność gazów spalinowych. Prócz niskoemisyjnego spalania dodatkowo negatywny wpływ wywiera współspalanie węgla z biomasą, a zwłaszcza gdy ta ostatnia jest podawana przed młynami. Powoduje to pogorszenie przemiału paliwa, przez co do komory paleniskowej trafiają grubsze frakcje paliwa potrzebujące dłuższego czasu na spalenie się, a tym samym niejednokrotnie dopalają się w obszarze przegrzewaczy. W związku z powyższym wg doświadczeń krajowych trwałość przegrzewaczy pary wtórnej zazwyczaj umiejscowionych nad przewałem w kotłach parowych z paleniskami niskoemisyjnymi wynosi od 80 do 150 tys. h. strona 816 (23) grudzień 2010

12 Mechanizmy uszkodzeń Wężownice przegrzewaczy wtórnych kotłów parowych ulegają uszkodzeniom z powodu nadmiernego korozyjnego ubytku grubości ścianki od strony zewnętrznej i wewnętrznej. Ubytek ten jest efektem szeroko rozumianej korozji wysokotemperaturowej. Korozja wysokotemperaturowa od strony pary (strona wewnętrzna) Typowym przykładem korozji chemicznej jest rozkład pary wodnej. Na ten rodzaj korozji są narażone wężownice przegrzewaczy pracujące w temperaturze powyżej 400 C. Między żelazem a parą zachodzą następujące reakcje: 3Fe + 4H 2 O = Fe 3 O 4 + 4H 2 Fe + H 2 O = FeO + H 2 2Fe + 3H 2 O = Fe 2 O 3 + 3H 2 Jak widać z reakcji chemicznych można ten typ procesu nazwać utlenianiem żelaza, który po przekroczeniu temperatur dopuszczalnych dla odpowiednich stopów stali gwałtownie wzrasta (tab.1). Podane temperatury są miarą żaroodporności poszczególnych stopów stali. Stal Węglowa 15Mo3 13CrMo44 10CrMo910 14MoV63 X20CrMoV121 X10CrMoVNb 9-1 (P/T91) graniczna 400 C 470 C 480 C 470 C 500 C 480 C 480 C Temperatura Tabela 1 dopuszczalna <520 C <530 C <560 C <590 C <560 C <600 C <620ºC (wg Böhlera) Z wykresu Chaudrona wynika, że do temperatury rzędu 570 C (dla stali niskostopwych) żelazo utlenia się i powstaje magnetyt Fe 3 O 4. Magnetyt to trwały związek krystaliczny (spinel) zbudowany z wustytu FeO i hematytu Fe 2 O 3. Powyżej tej temperatury część magnetytu rozpada się do wustytu i hematytu tworząc w ten sposób trzy warstwy (rys.1). Rozkład magnetytu powoduje utratę szczelności warstwy ochronnej i, jak już wspominano, gwałtowny wzrost utleniania żelaza. Utrata szczelności ochronnej warstwy tlenku w dużym stopniu zależy od zawartości pierwiastków stopowych w stali (np. chromu). Powstająca warstwa tlenków na powierzchni wewnętrznej narasta z czasem i wzrostem temperatury kosztem ubytku grubości ścianki. Należy podkreślić, że tlenki żelaza są złym przewodnikiem ciepła. Ich osiadanie na powierzchni wewnętrznej przyczynia się do wzrostu temperatury ścianki wężownicy. Korozja wysokotemperaturowa od strony spalin (strona zewnętrzna) Pocienienie ścianki wskutek utleniania żelaza w wysokich temperaturach zachodzi również na powierzchni zewnętrznej, jednakże w odróżnieniu od powierzchni wewnętrznej procesy korozji są tu wspomagane agresywnymi związkami zawartymi w spalinach. Trwałość i własności chemiczne powstałej warstwy ochronnej tlenków również są podobne do warstwy powstałej na powierzchni wewnętrznej. Podstawowym mechanizmem niszczenia jest powstawanie ciekłych faz (eutektyk) związków zawartych w spalinach z tlenkiem żelaza zaabsorbowanym z warstwy ochronnej. Lotny popiół zawierający związki S, Na, K, Pb, C jest unoszony wraz z spalinami, a następnie osiada. Topiąc się związki te reagują z tlenkiem żelaza tworząc złożone związki alkaliczno siarczanowe (Na 3 Fe(SO 4 ) 3 i K 3 Fe(SO 4 ) 3 ) lub proste siarczanowe FeSO 4 jak również z samym tlenem pobieranym z warstwy ochronnej (CO, PbO, PbCO 3 ). Stopiony osad reagując z warstwą ochronną metalu niszczy ją jednocześnie odsłaniając kolejne powierzchnie metalu na agresywne oddziaływanie spalin. Ponadto związki palne, np. CO, które przy spalaniu niskoemisyjnym często są obecne w rejonie przegrzewaczy, dopalają się w bezpośrednim sąsiedztwie powierzchni metalu zwiększając tym samym lokalnie jego temperaturę. Przykład Wprowadzenie Rys.1. Budowa warstwy tlenków od strony pary powyżej temperatury dopuszczalnej Przykład dotyczy dwóch awarii przegrzewacza pary wtórnej II-ego stopnia, który jest jednocześnie ostatnim stopniem przegrzewu pary wtórnej kotła o wydajności 650 t/h. Awarie nastąpiły w przedziale około miesiąca. Pierwsza awaria dotyczyła wężownicy obwiedniowej na wylocie, po lewej stronie, przegrzewacza (poz. 1 na rys. 2), natomiast druga również wężownicy obwiedniowej na wylocie, lecz w części środkowej przegrzewacza, a sama nieszczelność była zlokalizowana przy uchwycie szeregującym (poz. 2 na rys. 2). Miejsca awarii oraz obraz uszkodzonych rur przedstawiono na rysunku 2. Retrospekcja eksploatacji przegrzewacza wskazywała na częste awarie wężownic przegrzewacza. Dwie z tych nieszczelności były przedmiotem ekspertyzy wykonanej przez Pro Novum [2]. W sprawozdaniu za przyczynę powstania nieszczelności uznano utlenianie wysokotemperaturowe pogłębiane agresywnymi związkami od strony ogniowej spalin. grudzień strona 817 (24)

13 Rys. 2. Umiejscowienie nieszczelności Rys. 3. Pierwsza nieszczelność Rys. 4. Perforacja przy spoinie uchwytu szeregującego. Po lewej stronie widać, że pęknięcie przechodzi do powierzchni wewnętrznej rury Druga nieszczelność strona 818 (25) grudzień 2010

14 Rys. 5 Miejsce pomiaru temperatury metalu wężownic Praca wężownic przegrzewacza w podwyższonych temperaturach jest znana od początku eksploatacji kotła (jeszcze przed wprowadzeniem palników niskoemisyjnych). W związku z powyższym Użytkownik zdecydował się na wycięcie wszystkich wężownic obwiedniowych przegrzewacza, co pozwoliło na zmniejszenie powierzchni ogrzewanej, a tym samym obniżenie temperatury pracy wężownic. W 1993 roku podjęto decyzję o odbudowaniu powierzchni ogrzewalnej przegrzewacza. By zapobiec przyszłym nieszczelnościom na wylocie z przegrzewacza wykonano kryzy dławiące przepływ w wężownicach. Kryzy zostały zabudowane na wężownicach pięćdziesięciu dwóch płatów z lewej i prawej strony (płatów przegrzewacza jest 157). W ten sposób część strumienia pary skierowano na część środkową przegrzewacza, która pracuje w najwyższych temperaturach. Zabiegi te nie wyeliminowały całkowicie powstawania nieszczelności. Po zabudowaniu kryz wykonano również siatkę pomiarów temperatury metalu wytypowanych wężownic. Pomiary są umiejscowione w międzystropiu na pierwszej i ostatniej rurze przed trójnikami (rys. 5). Podsumowanie wyników badań i pomiarów Bezpośrednią przyczyną obu uszkodzeń był ubytek ścianki rur postępujący od powierzchni wewnętrznej i zewnętrznej (rys. 6). Rzeczywista temperatura pracy metalu rur oszacowana na podstawie grubości warstwy tlenków na powierzchni wewnętrznej wynosi max. 605 C (dla stali 10H2M t dop = 580 C). Rys. 6. Ścienienie ścianki rury od powierzchni wewnętrznej i zewnętrznej pierwsza awaria Pomiary temperatury metalu wykonywane na wężownicach w międzystropiu jednoznacznie potwierdzają wysoką temperaturę pracy metalu dochodzącą nawet do 612 C. (rys. 7). Ponadto na ich podstawie stwierdzono, że część lewa przegrzewacza pracuje w znacznie wyższych temperaturach aniżeli środek i część prawa przegrzewacza. Różnica ta dochodzi nawet do 80 C. Przyczyną ubytku grubości ścianki wężownic przegrzewacza pary wtórnej II stopnia, jak również podstawową przyczyną pierwszej nieszczelności, była korozja wysokotemperaturowa pogłębiana agresywnymi związkami siarki i ołowiu. grudzień strona 819 (26)

15 Rys. 7. Wykres przebiegu temperatur metalu wężownic po stronie lewej (czerwony), środkowej (ciemnozielony) i prawej (niebieski) w funkcji czasu Powodem uszkodzenia wężownicy z uchwytem szeregującym jest (druga nieszczelność), oprócz korozji wysokotemperaturowej, niewłaściwe rozwiązanie konstrukcyjne dotyczące szeregowania wężownic w płacie. Niewłaściwe rozwiązanie konstrukcyjne polega na zastosowaniu łączenia uchwytu za pomocą spoiny wykonanej wzdłuż głównej osi rury, a więc, SWC spoiny jest dokładnie na przekroju maksymalnych naprężeń w elemencie walcowym (uszkodzenie było umiejscowione w obszarze SWC, a nie w miejscu największego pocienienia ścianki rys. 8). Takie rozwiązanie dodatkowo skraca trwałość wężownic. pracą w temperaturach wyższych od dopuszczalnych dla danego gatunku stali (korozja od strony spalin i pary), niewłaściwymi rozwiązaniami szeregującymi wężownice, Wydłużenie trwałości wężownic przegrzewaczy można uzyskać przez: zastosowanie materiałów, których temperatury dopuszczalne są wyższe od temperatur pracy metalu, zmniejszenie powierzchni ogrzewalnej (również na szerokości przegrzewacza odejmując w części o najniższych temperaturach jeżeli nie ma zabudowanej przegrody na komorze wlotowej), wykonanie prawidłowych rozwiązań szeregujących wężownice (bez spoin wzdłużnych bezpośrednio na wężownicy), pracę kotła z obniżonym obciążeniem. Uwaga! Na rysunku 9 można zauważyć, że każdy spadek obciążenia powoduje obniżenie temperatur metalu wężownic ale tylko po lewej stronie przegrzewacza, a zatem tam gdzie odnotowywano przekroczenia. Prawa strona wraz z środkiem przegrzewacza pozostają bez zmian. Rys. 8. Perforacja ma miejsce w SWC spoiny a nie w miejscu największego pocienienia ścianki Z retrospekcji wynika, że na skrócenie trwałości wężownic przegrzewacza, prócz niskoemisyjnego spalania, miało wpływ przewymiarowanie powierzchni ogrzewalnej. Wnioski Trwałość wężownic przegrzewaczy pary wtórnej jest limitowana: agresywnym środowiskiem powodowanym przez niskoemisyjne spalanie oraz współspalanie biomasy (korozja od strony spalin), Stosowanie powyższych zaleceń może spowodować wyeliminowanie korozji wysokotemperaturowej jako głównego czynnika limitującego trwałość wężownic przegrzewaczy pary wtórnej, a tym samym znacznie wydłużyć czas oczekiwanej trwałości i niezawodność. Wykonywanie pomiarów diagnostycznych (takim parametrem jest pomiar temperatury metalu wężownic w międzystropiu) przybliża do zdefiniowania aktualnego stanu i podjęcia prawidłowych decyzji modernizacyjno-remontowych. Nie wszystkie pomiary eksploatacyjne są wartościowe w podejmowaniu decyzji diagnostyczno remontowych, w związku z tym należy rozróżniać pomiary on-line na diagnostyczne oraz eksploatacyjne, niezbędne do prawidłowego prowadzenia bloku. strona 820 (27) grudzień 2010

16 Rys. 9. Widoczne spadki temperatury pracy metalu wraz z obniżeniem obciążenia LITERATURA [1] Zbroińska Szczechura E., Dobosiewicz J.: Wpływ warunków eksploatacji kotła na trwałość wężownic przegrzewaczy pary wtórnej. Energetyka 2006, nr 12 [2] Klepacki F.: Korozja wysokotemperaturowa wężownic przegrzewaczy kotłów, Energetyka 2006, nr 3 [3] Jakubik A.: Uszkodzenia niemechanicze urządzeń cieplnych elektrowni. WNT, Warszawa 1974 [4] Sprawozdanie Pro Novum nr /2007 [5] Sprawozdanie Pro Novum nr /2010 [6] Sprawozdanie Pro Novum nr /2010 Jerzy Dobosiewicz, Radosław Stanek Pro Novum Sp. z o.o. Niektóre uszkodzenia łopatek kadłubów NP przy ograniczonych przepływach czynnika Selected damages of blades of the LP part of turbines in conditions of limited flow of the factor Problem niezawodności ostatnich stopni części NP turbin parowych przy niskich wydajnościach turbiny zyskał na aktualności w ostatnich latach wskutek: coraz częstszych uszkodzeń usztywnień i żeber części wylotowych NP, deformacji części kadłubów, uszkodzeń spoin łączących gardziele ze skraplaczem, pogorszenia stanu dynamicznego turbiny, przemieszczenia punktów stałych, odpadania osłon stellitowych łopatek, erozyjnego niszczenia krawędzi wylotowych łopatek. Uszkodzenia te powstają np. w warunkach: uruchomienia, biegu luzem, odstawiania, zrzutu obciążenia. Wszystkie wymienione uszkodzenia powstają w wyniku naruszenia cieplnych warunków układu przepływowego NP wskutek braku przepływu czynnika oraz niesprawności urządzeń układów zrzucających parę do skraplacza, ochładzających gardziel i łopatki ostatnich stopni. Podwyższenie temperatury wskutek niewystarczającej sztywności kadłuba z wbudowanymi łożyskami powoduje pogorszenie stanu dynamicznego turbiny i może skutkować asymetrycznym przemieszczeniem kadłuba, jego odkształceniem, a nawet pęknięciami. Ponadto w czasie nagrzewania turbiny na wybiegu i uruchomienia zachodzą nagłe przemieszczenia skraplacza w dół. Wszystkie wyżej wymienione niekorzystne zjawiska są skutkiem zrzutu do skraplacza pary z uszczelnień, a szczególnie znacznej jej ilości z urządzeń rozruchowych i zrzutowych, np. pary wtórnie przegrzanej. grudzień strona 821 (28)

17 Uszkodzenie ochrony stellitowej krawędzi wlotowych skraca znacznie trwałość łopatek. W sytuacji gdy zalecana temperatura pary zrzutowej do skraplaczy powinna mieścić się w granicach C (górna granica 200 C); rzeczywista jej wartość często dochodzi do C. W takim przypadku temperatura gardzieli często przekracza 200 C przy dopuszczalnej 120 C. Zgodnie z danymi doświadczalnymi przy temperaturze 150 C i obciążeniu odpowiadającemu naprężeniom eksploatacyjnym można zaobserwować obniżenie wytrzymałości spoiwa, a przy temperaturze 200 C w spoiwie powstają pęknięcia. Parametrem eksploatacyjnym określającym stan cieplny części NP turbiny jest temperatura pary na ostatnim rzędzie łopatek roboczych lub w gardzieli. W czasie pracy w układzie przepływowym stan cieplny łopatek zależy od strumieni pary: wewnętrznych i zewnętrznych, skraplaczy i cieplnego strumienia strat wentylacyjnych. Na rysunku 1 przedstawiono wyniki badań LMZ na biegu jałowym przy uruchamianiu ze wzrostem ciśnienia w skraplaczu. Strumienie wewnętrzne potęgują się i są proporcjonalne do gęstości pary, co jest charakterystyczne dla procesów wentylacyjnych i określają cieplny stan łopatek roboczych. Przy temperaturze pary w gardzieli niższej od 120 C wzrasta liczba kropel wilgoci zawieszonych w parze porywanej ze skraplacza, a tym samym powstaje niebezpieczeństwo korozji krawędzi wylotowych (rys. 2). Rys. 2. Schemat przepływu pary w ostatnich stopniach NP podczas biegu jałowego Przy zmianie temperatury czynnika, za ostatnimi stopniami w zakresie C, temperatura przestrzeni międzywieńcowej zmienia się nieznacznie. W związku z powyższym, w celu zmniejszenia natężenia erozji na krawędziach wylotowych wskazanym jest schładzać parę w gardzieli do C. Ekstremalne warunki temperaturowe łopatek powstają w czasie zrzutu obciążenia i następnie pracy na biegu jałowym. Praca na biegu jałowym, wskutek zachodzenia procesów wentylacyjnych, powoduje w łopatkach wzrost temperatury, która w dużym stopniu jest zależna od wielkości próżni w skraplaczu. Rozkład temperatur na powierzchni łopatek, z uwagi na ich kształt oraz niejednorodny rozpływ czynnika, może być różny, co przyczynia się do ich deformacji (rys. 3). Rys. 1. Rozkład temperatury w łopatkach roboczych w czasie biegu jałowego, przepływ pary przez stopień 13t/h, ciśnienie w skraplaczu 3,4 KPa. 1. Temperatura pary w przestrzeni międzywieńcowej. 2,3. Temperatura metalu odpowiednio na wlotowej i wylotowej krawędzi 4. Temperatura pary za łopatkami roboczymi w stanie bez ochłodzenia [1]. Wewnętrzne strumienie wytwarzają w łopatkach roboczych ostatnich stopni charakterystyczny obraz. Przy utrzymywaniu temperatury pary w gardzieli na poziomie C temperatura metalu krawędzi wlotowych i wylotowych waha się w granicach C. Rys. 3. Odkształcenie cieplne łopatek strona 822 (29) grudzień 2010

18 W czasie szybkiego nagrzewania i ochładzania powstają na powierzchniach łopatek gradienty temperatur, w czasie których swobodnemu wydłużaniu się warstw zewnętrznych przeszkadzają warstwy wewnętrzne elementu. W związku z powyższym w zewnętrznych i wewnętrznych warstwach powstają naprężenia, które w przypadku przekroczenia granicy plastyczności metalu mogą okazać się odkształceniami trwałymi (rys. 2). Jeszcze gorsza sytuacja występuje, gdy nagrzane łopatki poddane są nagłemu schłodzeniu (udar cieplny), wtedy nie tylko powstają trwałe odkształcenia, lecz również mogą powstać pęknięcia (rys. 4). Rys. 5. Erozja krawędzi wylotowej Intensywność erozji zależy od wylotowego kąta łopatek roboczych oraz ich odległości od wylotów łopatek kierowniczych. Zrzut pary, z włączonym wtryskiem, powoduje intensywne rozpylanie wody, której część pod działaniem zawirowań osiada na gardzieli i spływa na przystopkowa część łopatek potęgując erozję (rys.6). Rys. 4. Łopatka pęknięta przy stopce, krawędź wylotowa, pęknięcie termiczne Jedynym sposobem uniknięcia wysokich temperatur w ostatnich stopniach warunkach uruchomienia i na biegu jałowym jest utrzymywanie ciśnienia w skraplaczu na minimalnie możliwym do osiągnięcia poziomie. Na biegu turbiny z małym przepływem pary lub jej brakiem wzrasta temperatura czynnika, który można uważać za mieszaninę gazów zasysanych ze skraplacza. Ponieważ ze wzrostem temperatury lepkość gazów rośnie i tym samym wzrastają opory tarcia, może to skutkować nagrzewaniem się i odginaniem łopatek w stronę przekroju o mniejszej bezwładności (odwrotnie niż przy przepływie pary nasyconej). W przypadku gdy powstające naprężenia przekraczają wartość granicy plastyczności metalu łopatki, dla panującej temperatury, odkształcenia te mogą przyjąć postać trwałą. Erozja wylotowych krawędzi łopatek ostatnich stopni NP bardzo często powoduje konieczność wymiany łopatek. Powstawanie erozji wynika z powodu wieloletniej pracy turbiny na obniżonych parametrach oraz częstych uruchomień. Bezpośrednie działanie wilgoci z dużymi kroplami powoduje: wilgotność eksploatacyjną odseparowaną na powierzchniach układu przepływowego, również wilgotność od różnych zrzutów wody do kondensatora, kondensatu podawanego na ochłodzenie gardzieli wylotowej i przestrzeni wirnika NP oraz pary zrzutowej, wtrysków ze stacji redukcyjno schładzającej, jak również wilgotność pochodzącą z uszczelnień końcowych oraz z górnych rzędów rurek skraplacza. Strefa krawędzi wylotowych podlegającej erozji, zazwyczaj, zajmuje 30 60% długości łopatek od stopki mm szerokości (rys.5). Rys. 6. Erozja krawędzie wlotowe Zasysanie wilgotności z górnych części skraplacza, gdzie umieszczone są urządzenia zrzutowe pary, może być powodowane zawirowywaniem strumienia pary, szczególnie na biegu jałowym i przy małych obciążeniach oraz wskutek rozbryzgu strumienia wody ochładzającej i podnoszenia kropel spływającego strumienia pary z gardzieli, unoszenia kropel przez wiry, które powstają wskutek odrywania się od łopatek roboczych. W czasie małych obciążeń przepływ pary przy stopce związany jest z pojawieniem się ujemnego stopnia reakcyjności, to jest w czasie, gdy dolna połówka koła pracuje jako wentylator promieniowy. Wtedy ciśnienie w kanałach międzyłopatkowych jest mniejsze od ciśnienia w przestrzeni między kołami, co powoduje rozrzedzenie czynnika z gardzieli, tzw. wilgotność wtórną. grudzień strona 823 (30)

19 W zasadzie wilgotność wtórna jest wysysana na tych reżimach z kołem roboczym ostatniego stopnia z gardzieli i skraplacza i jest główną przyczyną erozji krawędzi wylotowych, a przy nadmiernej ilości może powodować rozwój erozji na krawędziach wlotowych (rys.6). Podsumowanie Przyczyna występowania tego rodzaju erozji jest grubo rozpylona wilgotność, której sprzyjają powrotne strumienie czynnika w warunkach pracy na małych przepływach i uruchomieniach i na biegu jałowym. Zużycie erozyjne wylotowych krawędzi obniża trwałość łopatek. Przyczyną erozji w turbinach pracujących w pogorszonej próżni i pełnym zamknięciem diafragm jest praca z urządzeniami schładzającymi wtryskami. Jak już wspomniano źródłem tej wilgotności są różnego rodzaju zrzuty wody do skraplacza oraz kondensat podawany na schładzaniu części wylotowej, wilgotność pochodząca z końcowych uszczelnień i górnych rurek skraplacza, jak również praca skraplacza z włączonymi parowymi schładzaczami. Pęknięcia krawędzi łopatek części NP zaczynają się na krawędzi wylotowej i mają charakter zmęczeniowy. Przyczyną może być pogorszona próżnia oraz ochłodzenie gardzieli, jak również amplituda drgań, a tym samym wielkość naprężeń wibracyjnych, które są wprost proporcjonalne do gęstości pary i jej objętościowego przepływu. Literatura [1] Jakowicz, Woropajew, Chaimow: Tiepłowoje zastojanije CND turbin K na mało rozchodnych reżimach, Elektroczeskije Stancji 2010, nr 5 [2] Kuliczochin: O niekatoricjh priczinach erozji wychodnych kromok, Tiepłoenergietika 1978, nr 5 [3] Pollard D., Lord D.: An Evaluation of Low Pressure Steam turbine blade erosion, J.Mech E 1979, p [4] Somm E.: A mens of estimating the erosion hazard in Low pressure steam turbine, BBC vol. 58 p Ewald Grzesiczek, Wojciech Murzynowski, Radosław Stanek Pro Novum Sp. z o. o. Wybrane problemy obliczeniowej analizy trwałości łopatek części niskoprężnych turbin Selected issues concerning the computation analysis of the service life of the blading in lp turbine sections Diagnostyka materiałowa, jak powszechnie wiadomo, służy do zdobywania wiedzy o stanie technicznym elementów urządzeń cieplno-mechanicznych. Kompletna diagnostyka urządzeń powinna zawierać zarówno wiedzę pochodzącą z badań podczas postojów urządzeń jak i możliwą do zdobycia podczas ich pracy [1, 2]. Bardzo często interpretacja wyników badań wymaga wykonywania obliczeń stanu naprężeń m.in. po to, aby rzeczywiste lub potencjalne uszkodzenia kojarzyć z ewentualnym wpływem cech konstrukcyjnych. W artykule przedstawiono wybrane przykłady takiego postępowania w zastosowaniu do analizy pęknięć łopatek ostatnich stopni wirników części niskoprężnych turbin. Model geometryczny jako podstawa obliczeń Obliczenia polegające na analizie stanu naprężenia/odkształceń, które mają na celu zarówno sprawdzenie wielkości naprężeń w stosunku do poziomu uznanego przez konstruktora za dopuszczalny (szczególnie w miejscach ich koncentracji), jak również w celu dalszego wykorzystania do analizy stopnia wyczerpania trwałości od zmęczenia i/lub pełzania oraz warunków propagacji pęknięć wg zasad i kryteriów mechaniki pękania, wymagają dokładnego odwzorowania analizowanej konstrukcji [3]. Upraszczanie modelu geometrycznego do obliczeń numerycznych dopuszczalne jest dla obiektów o dużych gabarytach, dla których wyznacza się globalny rozkład naprężeń, np. kadłuby turbin. Jeżeli jednak w konstrukcji elementu analizuje się miejsca, które mogły ulec lub uległy uszkodzeniom, a przy tym wszystkim są stosunkowo niewielkich rozmiarów, wtedy całkowicie zasadnym staje się dążenie do jak najbardziej dokładnego odwzorowania geometrycznego takiego elementu. Takimi elementami są m.in. łopatki ostatnich stopni części niskoprężnych turbin, które są przedmiotem artykułu. Stosunkowo prostym i oczywistym wydaje przygotowanie modelu geometrycznego 3D elementu do obliczeń w powszechnie używanych programach, jak np. AUTO CAD czy Pro/ENGINEER posiłkując się dokumentacją rysunkową. Należy jednak pamiętać, strona 824 (31) grudzień 2010

20 że taki sposób przygotowania modelu może nie uwzględniać wszystkich szczegółów, a już na pewno pomija się szczegóły elementu (w skrajnych przypadkach błędy konstrukcji) mogące powstać na etapie jego wytwarzania. Sporym ograniczeniem takiej metody pozyskiwania modelu 3D jest obecnie coraz częściej to, że dla modernizowanych, a zwłaszcza nowych elementów urządzeń cała wiedza o konstrukcji i dokumentacja praktycznie dostępna jest tylko dla dostawcy. Aby uniknąć problemów jw. stosuje się metody przygotowania modelu geometrycznego na podstawie bezpośredniego odwzorowania rzeczywistego elementu poprzez zastosowanie: skanowania przestrzennego z użyciem sądy stykowej, przestrzennego skanowania laserowego, skanowania optycznego. W przypadku skanowania łopatek części niskoprężnych turbin za pomocą dwóch pierwszych metod można natknąć się na ograniczenia związane z zakresem pomiarowym urządzeń skanujących w stosunku do gabarytów łopatek. W przypadku skanowania optycznego jak dotąd Pro Novum nie natknęło się na takie ograniczenia. Dodatkowo nasza wiedza wskazuje, że jest to chyba najdokładniejsza metoda odtworzeniowa geometrii łopatek, z której korzystają także światowi ich producenci. Uzyskane za pomocą skanowania optycznego modele geometryczne łopatek można także wykorzystać w celu: porównania geometrii łopatki po eksploatacji z łopatką rezerwową w celu oceny odkształceń, pomiarów ubytków erozyjnych łopatek, śledzenia prędkości przyrostu ubytków erozyjnych, określenia różnic konstrukcyjnych łopatek w turbinach o podobnych mocach. Na łopatkach podobnych turbin, które przepracowały znacznie więcej czasu, posiadających stopki kołkowane, takich uszkodzeń nie stwierdzono, dlatego w celu wyjaśniania przyczyn uszkodzeń podjęto się także porównania tych dwóch typów łopatek (rys. 3). Rys. 2. Urwane i zdeformowane łopatki części niskoprężnej turbiny a) b) Niektóre przykłady opisane w wymienionych punktach zostaną zaprezentowane w dalszej części artykułu. Obliczenia numeryczne łopatek części niskoprężnych turbin parowych Przedmiot analizy W ostatnim czasie stwierdzono, że m.in. uszkodzeniom ulegają łopatki części niskoprężnych turbin po stosunkowo krótkim czasie eksploatacji. Uszkodzenia te miały charakter pęknięć (rys. 1). Część uszkodzonych łopatek miało na tyle osłabiony przekrój, że uległo urwaniu, a urwane części spowodowały uszkodzenia wtórne, tzn. deformacje pozostałych łopatek (rys. 2) [4]. Należy wspomnieć jeszcze, że pęknięcia te pojawiły się na łopatkach, które posiadały stopki o konstrukcji jodełkowej, prostej. Rys. 1. Pęknięcia łopatek części niskoprężnej turbiny Rys. 3. Łopatki części niskoprężnych podobnych turbin: a) ze stopką jodełkową prostą, b) ze stopką kołkowaną Aby wyjaśnić przyczynę powstałych uszkodzeń łopatek przeprowadzono szereg badań i pomiarów, jak: badania defektoskopowe, badania metalograficzne, badania składu chemicznego z określeniem gatunku materiału łopatek, badania wytrzymałościowe, pomiar udarności, stanowiskowy pomiar częstości drgań własnych łopatek (rys. 4). grudzień strona 825 (32)