Отказы и повреждения газовых турбин, вызванные эксплуатационными причинами.

Во время пуска и остановок ГТД лопатки турбин испытывают переменные термические напряжения, связанные с резким ростом градиентов температур по сечению лопатки из-за разной скорости прогрева и охлаждения кромок и центральной части пера лопатки. Опасны быстрые пуски, сопровождающиеся тепловым ударом, которым характерно резкое повышение температуры газа перед турбиной (особенно при открытом антипомпажном клапане, когда основная часть воздуха из компрессора перепускается в атмосферу).
Возникающие при этом термические напряжения вызывают появление термоусталостных трещин в кромках, чаще всего входных, и коробление лопаток. В этом случае возникает большое количество мелких трещин и очагов окалины в противоположность механической усталости, которой характерно появление появление одной трещины. Образование термических трещин снижает термические напряжения, поэтому они не развиваются до полного разрушения лопаток без приложения дополнительных сил, хотя и снижают длительную прочность материала. Рост трещин до полного разрушения и скорость их распространения непосредственно зависят от уровня механической напряжённости и от чувствительности материала к надрезам.
При остановках ГТД с полной нагрузки (экстренных и аварийных), в связи с резким падением температуры газа и поступлением в проточную часть турбин холодного воздуха, происходит резкое неравномерное охлаждение сопловых и рабочих лопаток, дисков и сопровождается «отрицательным» тепловым ударом для элементов и узлов турбин. Одна быстрая остановка ГТД эквивалента по своему воздействию на ГТД десяти нормальных.
Так как пусковые и переходные режимы сказываются на общем сроке службы двигателя, то для них выведены следующие временные эквиваленты режимам нормальной работы при номинальной нагрузке:
- один пуск, 10 часов;
- один быстрый подъём нагрузки до полной (с холостого хода после прогрева за 5 - 7 мин), 10 часов;
- одна экстренная остановка, 75- 100 часов.

Отказы и повреждения деталей паровой турбины

Корпус турбины. Основными видами повреждений корпуса являются трещины, деформации, утонение стенок вследствие коррозии и эрозии.
Трещины могут являться следствием недостатков изготовления, появляться во время работы под влиянием температурных напряжений.
Вследствие перегрева корпуса во время работы, могут также появляться трещины в наиболее нагруженных местах, в местах переходов.
Утонение стенок корпуса происходит из-за коррозии и эрозии.
Эрозия возникает вследствие ударов о поверхность корпуса отбрасываемых лопатками ротора мелких капель воды, образующихся при конденсации расширяющегося пара. При разрушении металла внутренних поверхностей корпуса увеличиваются радиальные зазоры, усиливается утечка пара, снижается КПД. Наибольшей коррозии подвергаются участки корпуса, где неплотно прилегают другие детали (диафрагмы, сопловые сегменты, коробки уплотнений и др.). Интенсивная коррозия возникает в тех частях турбин в которых процесс расширения происходит в области влажного пара. Коррозия и эрозия могут настолько разрушить корпус вблизи лопаток, что их крепление нарушается и возможно выпадение лопаток из пазов.
Диафрагмы. К возможным повреждениям диафрагм относят: прогиб, трещины, раковины, выкрашивания металла в местах крепления (заливки) лопаток (у корня лопаток) и выход их из плоскости диафрагмы,; забоины, трещины и вмятины на лопатках, обрыв лопаток, коррозии и эрозия, подъём диафрагм над плоскостью разъёма.
Прогиб диафрагмы возможен вследствие гидравлического удара. Вода, попавшая между диафрагмами, не может быстро уйти в конденсатор. Создаётся закупорка проточной части, давление перед диафрагмой повышается и она прогибается. Кроме того, прогиб диафрагмы существенно зависит также от пригонки плоскостей сопряжения диафрагм.
При прогибе зазоры между диском и диафрагмой уменьшаются и может происходить их касание, вследствие которого возникает затирание диафрагм, вибрация, нагрев и, как следствие этого, авария турбины.
У чугунных диафрагм с залитыми лопатками, металл у корня лопаток выкрашивается вследствие «роста» чугуна. Отколовшиеся частицы (кусочки) чугуна увлекаются паром и повреждают рабочие лопатки ротора, оставляя вмятины в их периферийных частях. Подъём диафрагм над плоскостью разъёма является следствием роста чугуна.
Валы ротора. К типичным повреждениям валов относят: износ шеек, приводящий к эллиптичности и конусности, задиры, риски, царапины, забоины на шейках, коррозия, прогиб вала ротора.
Коррозия валов ротора, главным образом шеек, связана с попаданием забортной воды в масляную систему, а также контактом вала с влажным паром. Валы больше корродируют в местах уплотнения. Особенно при стоянках и пусках турбины. Риски, царапины и забоины на шейках могут возникнуть при наличии в смазочном масле твёрдых инородных тел, попадающих на поверхности трения. Поломка валов ротора - явление относительно редкое и в практике эксплуатации судовых ТЗА не отмечались.
Прогиб вала ротора происходит по многим причинам. К ним, в первую очередь, следует отнести неравномерный прогрев ротора и местный нагрев поверхности вала в месте касания вращающимся ротором неподвижного статора турбины.
Прогиб вала ротора, вследствие неравномерного нагрева, характерен для главных паровых турбин в случаях длительной стоянки с прогретыми турбоагрегатами. При этом роторы турбин, особенно турбин низкого давления, охлаждаются неравномерно: часть ротора, обращенная к конденсатору, охлаждается быстрее противоположной, в результате чего появляется «температурный перекос», термические напряжения и прогиб.
Причиной прогиба вала может явиться касание его во время работы о корпус. Наиболее вероятным местом касания являются уплотнения - концевые и диафрагм, где радиальные зазоры наименьшие. При касании о корпус, локально нагреваются и, в результате удлинения металла вала в месте касания, вал прогибается в сторону касания, увеличивая площадь контакта. При этом, в объёме нагретого и на границе нагретого и холодного металла вала возникают напряжения сжатия, превосходящие предел текучести.
При последующем остывании /например, после остановки турбины/ эти напряжения сжатия, направленные в сторону нагретого участка металла, сжимают его, выгибая вал в противоположную сторону и ведя к остаточным деформациям.
Причиной прогиба вала паровой турбины может оказаться местное охлаждение ротора в результате заброса котловой воды из паропровода при вскипании воды в котлах.
Работа вала с прогибом вызывает вибрацию турбины, ведущую к обрыву рабочих лопаток роторов, касания лопаток о корпус с поломкой деталей проточных частей, наклеп антифрикционного материала и последующий отказ опорных подшипников скольжения, разрушение подвесок трубопроводов, повреждение уплотнений.
Диски. Диски паровых турбин могут быть повреждены в основном из-за неравномерного распределения температур, вследствие нарушений правил технической эксплуатации ТЗА.
К основным видам повреждений дисков относят: уменьшение толщины вследствие коррозии, трещины, повреждения при задевании о диафрагмы, ослабление посадки на валу, разрыв.
Коррозия дисков и, как следствие этого, их утонение происходит обычно у турбин, находящихся длительное время в «горячем» резерве при условии подключения к главному паропроводу. Утонение снижает прочность дисков; повышение шероховатости дисков вследствие коррозии отрицательно сказывается на к.п.д. турбин.
Трещины могут образовываться в ступице и по телу диска, чаще всего в соединениях и ослабленных местах, например, разгрузочных отверстиях.
Вследствие задевания дисков о диафрагмы, подплавления упорного подшипиника и сдвига ротора, прогиба диафрагмы, попадания в проточную часть посторонних предметов, некачественного облопатывания на ступице диска, на его ободе появляются натиры и наволакивание металла. Возможно также подплавление и схватывание контактирующих поверхностей. Всё это приводит к серьёзным повреждениям дисков.
Лопатки. Для лопаток характерно эрозионное изнашивание входной кромки капельками воды, попадающей вместе с паром. ПТЭ устанавливают минимальную степень сухости 0,86-0,88. Больше всего изнашивается средняя часть лопатки. Проходное сечение лопаток может заносится солями котловой воды. На последних ступенях турбины низкого давления занос наблюдается относительно редко, так как влажный пар смывает отложения солей.
Поломка и срез лопаток происходит из-за гидравлического удара, вибрации, нарушения правил технической эксплуатации, недостаточно жёсткого закрепления лопаток в дисках и роторах.
Трещины в лопатках могут образовываться от воздействия вибрации в разных местах. Однако они наиболее вероятны в местах концентрации напряжений, например: сечение без галтелей, отверстия с незакруглёнными кромками, раковины, риски, царапины на поверхности лопаток и др. Трещины часто начинают образовываться на выходных кромках лопаток, развиваясь перпендикулярно к ним, и у корня лопаток в хвостовой части.
В области ступеней низкого давления разрушение лопаток происходит в результате совместного действия коррозии и эрозии.
Наибольшие эрозионные разрушения наблюдается в ступенях, находящихся в области влажного пара. Эрозионное поражение верхних участков лопаток связано с тем, что частицы отбрасываются центробежной силой к периферии диска. Наибольшие эрозионные разрушение происходят на расстоянии 20-60 мм от верхней кромки, постепенно уменьшаясь к основанию.
У лопаток с бандажной проволокой, наблюдается характерное поражение в месте защиты проволокой части поверхности лопаток. При этом изнашивание неравномерное, около проволочного бандажа образуется глубокая выемка. Вследствие внутрикристаллической коррозии легированных сталей, в лопатках при относительно высокой температуре, иногда возникают трещины.
Бандажи. Характерными повреждениями бандажей являются коррозия, трещины, истирание, механические повреждения (поломка бандажной ленты, разрыв бандажной проволоки и др.).
Коррозия бандажа связана с химическим воздействием пара. Трещины появляются в бандажной ленте и проволоке вследствие вибрации, термических и механических напряжений, концентрации напряжений у отверстий. Истирание бандажа может произойти при воздействии накипи,заносимой с паром.
Механические повреждения наблюдаются при попадании посторонних предметов между бандажом и корпусом турбины. Иногда, при низком качестве пайки бандажа, возможны поломки лопаток, так как в освобождённой от связи с бандажом, лопатке, попадающей в резонанс, образуются усталостные трещины. Отделившаяся от лопаток часть бандажной ленты при этом может отломаться.
Лабиринтовые уплотнения. Повреждения уплотнений связаны с изнашиванием и смятием острых концов гребешков, а также с их срывом.
Причины, вызывающие повреждения лабиринтовых уплотнений, разнообразны: вибрация или осевой сдвиг ротора, коробление корпуса уплотнения, неравномерное расширение ротора и статора, неправильная сборка.
При вибрации турбины, когда амплитуды абсолютных перемещений достигают значений при которых выбираются радиальные зазоры, происходит касания вала о уплотнения, смятие гребешков, риски и натиры на роторе. Смятие гребешков увеличивает зазоры, нарушает нормальную работу турбины.
При гидравлическом ударе, неправильной сборке упорного подшипника может произойти осевой сдвиг ротора. При этом выбираются осевые зазоры между подвижными и неподвижными частями уплотнений, происходят и повреждение уплотнений. Повредить уплотнения могут также попавшие в турбину мелкие предметы, например: металлическая стружка; капли металла от сварки, оставленные в камерах или трубопроводах подвода пара к уплотнениям.
Опорные и упорные подшипники скольжения турбинных механизмов являются наиболее уязвимыми узлами.  В то же время они наиболее ответственны, так как от их технического состояния зависит взаимное положение ротора и корпуса.
Работоспособность подшипника скольжения зависит от многих факторов, в первую очередь от качества масла, взаимного положения деталей: шейка вала - вкладыш опорного подшипника, упорный гребень - упорные колодки упорного подшипника, от величины неплоскостности рабочей поверхности упорного гребня, отклонения формы опорного подшипника от цилиндрической и т. д.
При использовании загрязнённого и плохо очищенного масла твёрдые частицы, размеры которых превосходят толщину минимального масляного слоя, проходя через рабочую зону подшипника, царапают антифрикционный материал и шейку вала, оставляя на них концентрические риски.
Работа на загрязнённом масле интенсифицирует абразивное изнашивание, главным образом, антифрикционного материала, ведя к быстрому увеличению радиального (масляного) зазора в подшипнике и, как следствие, к уменьшению минимальной толщины масляного слоя и снижению несущей способности подшипника.
Толщина масляного слоя уменьшается и при работе на обводнённом масле. В обоих случаях уменьшения минимальной толщины масляного слоя, выступы шероховатости антифрикционного материала и шейки вала прорезают масляную плёнку и вступают между собой в металлический контакт. Результатом контакта является выделение тепла, ведущего к локальному подплавлению антифрикционного материала. Так как охлаждение аварийного района маслом затруднено, границы подплавления расширяются, ведя к полному выплавлению антифрикционного материала.
Если при этом не принять своевременные предупредительные меры (снижение частоты вращения или полная остановка турбины), то произойдёт просадка ротора или его осевой сдвиг с касанием движущихся деталей проточных частей о неподвижные. Несущая способность подшипников зависит от температуры, масла, поступающего в подшипник. При её повышении вязкость масла снижается, уменьшается толщина масляного слоя в рабочей зоне, повышается температура масла в масляном клине рабочей зоны. Последнее обстоятельство опасно тем, что при температуре более 120-130° С большинство турбинных масел окисляются, теряя смазочные свойства.
При снижении температуры масла затрудняется сохранение сплошности масляного клина, что ведёт к разрыву масляной плёнки, появлению полусухого трения с металлическим контактом сопряжённых поверхностей.
К тяжёлым последствиям ведёт засоление масла, или, точнее -засоление конденсата, поступающего в масло. Масляная эмульсия, несущая капли солёной воды, смывает поверхности шеек и упорных гребней, вызывая активный коррозионный процесс. При работе турбины продукты коррозии интенсивно смываются с поверхностей и, загрязняя масло, ускоряют абразивное изнашивание. Если механизмы не находятся в действии, процесс коррозии идёт весьма активно, в короткий срок снижая чистоту поверхностей шеек и упорных гребней, что увеличивает коэффициент трения в подшипниковых узлах.
Правилами эксплуатации турбинных установок солёность конденсата турбинного масла для всех турбинных механизмов ограничена на 15°Бр.
При вибрации турбины антифрикционный материал опорных вкладышей подшипников испытывает ударные нагрузки, вызывающие его наклёп, растрескивание и отслаивание от стальной основы. Отслаивание антифрикционного материала может произойти и в результате некачественного изготовления или ремонта вкладышей.
Работоспособность опорных подшипников скольжения зависит от формы шейки вала. Например, овальность шеек снижает несущую способность подшипника, так как с частотой, кратной частоте вращения вала, нарушается оптимальная клиновидная форма масляного клина.
При нарушении плоскостности рабочей поверхности гребня упорного подшипника нарушается равномерное распределение нагрузки между колодками и искажается эпюра распределения давлений по поверхностям упорных колодок, что снижает несущую способность подшипника.
Упорные колодки упорных подшипников подвергаются изнашиваниям, аналогичным вкладышам опорных подшипников. От целостности слоя антифрикционного материала подушек зависит осевое положение ротора относительно корпуса. В случае аварийного изнашивания антифрикционного материала колодок происходит осевой сдвиг ротора, касание деталей ротора о корпус и отказ турбины.

Анализ причин повреждений паровых водотрубных котлов

Основными дефектами котлов являются коррозионные и термоусталостные разрушения металлических конструкций, потеря плотности вальцовочных соединений, разрывы и трещины труб и коллекторов в результате перегревов, неисправностей форсуночных и воз-духонаправляющих устройств, арматуры, контрольно-измерительных приборов и кирпичных кладок топок. Трубки водотрубных котлов чаще подвержены отказам, чем другие элементы, так как находятся в более тяжёлых условиях. К основным видам повреждений трубок следует отнести: утонение стенок, свищи, выпучины, трещины, разрывы, деформации (прогибы). Утонение трубок происходит из-за протекания процессов коррозии и эрозии.
Наиболее часто наблюдаются высокотемпературные - вана-диево-натриевые и низкотемпературные - сернистые и коррозионные разрушения наружных поверхностей нагрева.
Газовая коррозия представляет собой химическое взаимодействие металла трубок и других металлических конструкций котла с газообразными или твёрдыми агрессивными компонентами, находящимися в дымовых газах. В процессе газовой коррозии на поверхности металла образуется плёнка окислов железа (a-Fe203), защищая металл от дальнейшего разрушения.
Наличие в топливе ванадия способствует протеканию ванадиевой коррозии. Плавясь при температурах в диапазоне 600 - 700°С двуокись ванадия (V205), содержащаяся в золе продуктов сгорания, растворяет защитную плёнку окислов железа, способствуя диффузии кислорода и поверхности металла, интенсифицируя коррозионный процесс.
Присутствие в продуктах сгорания сульфата натрия (Na2S04) с температурой плавления 885°С способствует протеканию сульфидно-окисной коррозии из-за диффузии через окисную плёнку серы. Внедрение серы в кристаллическую решётку усиливает процесс окисления, и скорость коррозии увеличивается в несколько раз.
Для предотвращения коррозионного воздействия натрия и ванадия применяют специальные присадки в топливо, основу которых составляет МдО (нейтрализация ванадия), Si02 и Gr203 (нейтрализация натрия).
Следует отметить, что защитная окисная плёнка может быть разрушена вследствие механических и термических напряжений в плёнке, связанных с изменениями температурного состояния котла, например, при переходных режимах работы или выводе котла из действия.
Иные условия развития низкотемпературной сернистой коррозии. Органические соединения серы в процессе сжигания топлива (в топках котлов, газовых турбинах, ДВС), частично превращаются в агрессивную серную кислоту в её парообразной фазе, которые вызывают интенсивный коррозионный износ поверхностей нагрева, имеющих сравнительно низкую температуру. Температура, при которой происходит конденсация паров серной кислоты на поверхности нагрева, называется точкой росы, зависящая в свою очередь, от процентного содержания серы в топливе. В таблице показана зависимость температуры точки росы от содержания серы в топливе.

Влияние содержания серы S, % на температуру точки росы t°C

При снижении температуры газов ниже точки росы, толщина слоя отложения на поверхности трубок увеличивается. Отложения имеют плотную структуру, белого или светло-серого цвета, их величины неравномерны - от нескольких десятых миллиметра (0,2/0,4мм), до 1,5/2,Омм и, как правило, покрыты сверху слоем сажи и золы, толщиной 2/4мм. Слой отложений светлого цвета, имеющий блестящую (похожую на лужёную) поверхность, является характерным признаком низкотемпературной сернистой коррозии, протекающей под слоем загрязнений без доступа кислорода.
Возможность конденсации паров серной кислоты при температуре, равной температуре точки росы, является основной причиной, ограничивающей глубину утилизации тепла уходящих газов.
Радикальным средством борьбы с низкотемпературной сернистой коррозией хвостовых поверхностей котлов является повышение температуры поверхности нагрева.
Учитывая возможность возникновения застойных зон и неравномерности теплового потока в поперечных сечениях котла, температура газа на выходе из него должна поддерживаться в эксплуатации 10-15°С выше температуры точки росы.
Низкотемпературную коррозию могут вызвать вода или пар, попадающие на наружные поверхности нагрева вследствие нарушения герметичности (разрывы, трещины, свищи, неплотности вальцовочных соединений) трубных систем и коллекторов.
Занос поверхностей нагрева продуктами сгорания ухудшает условия теплообмена, снижая технико-экономические показатели работы котельных агрегатов.
Однако большую опасность представляют неравномерные величины загрязнений поверхностей нагрева, которые определяются неодинаковыми скоростями потока газов по фронтальному сечению. Причём, иногда, наблюдаются полные заносы межтрубных пространств на отдельных участках. Вследствие неравномерности отложений, создаются потоки газов с большой скоростью (от 10 до 16м/с), что является источником интенсивного конвективного теплообмена, воспринимаемого ограничивающими поток трубками.
В местах максимального тепловосприятия повышение температуры трубок может достичь 10%. Длительные воздействия повышенных температур увеличивают тепловые напряжения, ухудшают структуру материала, снижают их прочностные характеристики, а в сочетании с другими видами разрушающих воздействий (низко и высокотемпературные коррозионные разрушения) являются одной из основных причин образования свищей, трещин и разрывов трубок.
Поверхности нагрева подвержены коррозионному разрушению не только с внешней, но и с внутренней стороны. При высокой температуре котловой воды повышается её коррозионная активность, природа коррозии - электрохимическая. Вызывается растворённым в воде воздухом, который в виде пузырьков осаждается на внутренних поверхностях коллекторов и трубок. Так как концентрация кислорода внутри пузырька выше, чем в воде, то поверхность металла внутри пузырька около стенки оказывается катодом, а около стенки вне пузырька - анодом. В результате металл разрушается по периметру пузырька с внешней стороны. Скорость коррозии возрастает при увеличении кислорода, растворённого в воде, и зависит от внутренних факторов - увеличения концентрации солей в котловой воде и наличия в металле отдельных включений, являющимися сильными катодами. Опасно, когда сварной шов является анодом.
Утонение трубок может происходить при механической очистке их от накипи.
Деформации, выпучины, трещины и разрывы трубок являются следствием не только тепловых и разрушающих воздействий с внешней стороны, но и перегрева металла в связи с отложениями накипи или нефтепродуктов внутри трубок.
Низкая теплопроводность накипи и нефтепродуктов приводит к росту термического сопротивления теплопередаче, что вызывает рост температуры металла трубок. Перегрев возможен при установке неправильного угла наклона трубок, препятствующем свободному выходу пузырьков воздуха.
Иногда причиной повреждений трубок может явиться небрежное обслуживание. Отмечались случаи перегрева и разрыва трубок из-за попадания в питательную систему, а затем в трубки, волокон сальниковой набивки. Осевшая в трубках набивка может привести к местному перегреву металла трубок.
Прогиб трубок, являющийся следствием перегрева, зависит от длины трубок, угла наклона и площади её поперечного сечения.
Упуск воды в водотрубных котлах вызывает тяжёлые последствия - сгорание трубок и других металлических частей котла, примыкающих к топке, повреждение кирпичной кладки и арматуры, деформацию съёмных щитов, кожухов, дымохода, корпуса.
Неправильное вальцевание, неудовлетворительный отжиг концов трубок могут явиться причиной появления, идущих вдоль трубки, трещин и течей в месте входа трубки в барабан или коллектор.
Основными повреждениями барабанов, коллекторов и секций водотрубных котлов являются течи швов, трещины между трубными отверстиями, коррозионные разрушения, деформации. Течи швов барабана может быть следствием температурных напряжений, давлений выше рабочего, низкого качества сварки или клёпки, коррозии швов. Эти же причины, а также тяжёлые условия работы при неравномерном нагреве и высоких температурах, если имеются отложения накипи и межкристаллитная коррозия, приводят к образованию трещин. Коррозия барабанов и коллекторов может носить не только равномерный, но и локальный характер, т.е. в отдельных местах могут образовываться отдельные глубокие язвы и сквозные свищи.
При равномерной коррозии происходит утонение стенки барабана почти на одну и ту же величину по всей поверхности. Это опасно сточки зрения обеспечения прочности.
Эрозионные разрушения, вызываемые механическим воздействием быстродвижущихся капель влаги и других частиц, наблюдаются в коллекторах пароперегревателя. Коррозионному разрушению подвергаются стенки коллекторов и входящие в них трубки, причём концы развальцованных трубок разрушаются в основном в месте входа насыщенного пара.
Неисправности форсуночных и воздухонаправляющих устройств связаны обычно с их механическими повреждениями и износом; повышением производительности форсунок в результате увеличения проходного сечения, вызванного изнашиванием стенок соплового отверстия, расширением тангениальных канавок распылителей механических форсунок, ухудшающих качество распыливания топлива; деформацией деталей воздухонаправляющих устройств, ухудшающих качество перемешивания топлива с воздухом.
Наиболее часто встречающимися неисправностями арматуры котлов являются пропуски рабочих сред при закрытом состоянии клапанов, разрушение или потеря прозрачности стёкол (слюдяных пакетов), водоуказательных приборов, заклинивание стопорных устройств, несрабатывание главных предохранительных клапанов при повышении давления пара в паровом коллекторе.

Отказы и повреждения паровых турбин, вызванные эксплуатационными причинами.

Опыт эксплуатации зарубежных и отечественных турбоходов показал, что главные турбозубчатые агрегаты (ГТЗА), особенно их турбины являются надёжными агрегатами. Однако, встречающиеся аварии турбин относятся к числу наиболее тяжёлых, так как они ведут к потере хода или скорости судна.
Переменные режимы нарушают тепловое равновесие деталей, что приводит к появлению температурных напряжений и деформаций корпусов и роторов турбин, что создаёт условия возникновения отказов.
Пусковые и остановочные, а также реверсивные режимы работы судовой паровой турбины в значительной степени определяет её надёжность, требуют наиболее трудоёмких и ответственных операций по управлению и обслуживанию.
В соответствии с существующими инструкциями по обслуживанию ГТЗА минимальная продолжительность нормального пуска из холодного состояния требуется 4часа. Длительные пуски отрицательно сказываются на эффективности эксплуатации. Однако и увеличение продолжительности пускового периода не всегда приводит к повышению надёжности.
Пусковые температурные процессы могут приводить к аварийным состояниям турбины по следующим трём основным причинам:
1) несогласованность тепловых деформаций ротора и корпуса;
2) недопустимая деформация отдельных деталей ротора и корпуса;
3) чрезмерные термические напряжения в деталях турбины.
Общей характеристикой указанных причин является температурная неоднородность. Однако состояние деталей, вследствие этих причин, характеризуется неодинаковой физической природой, различными внешними проявлениями и последствиями.
При пуске судовой паровой турбины скорости и величины прогрева её ротора и корпуса различны. Как правило, ротор прогревается сильнее и поэтому работает в «расширенном» состоянии по отношению к корпусу. Разность между температурными удлинениями ротора и корпуса увеличивается при плохой изоляции корпуса и наличии на нём массивных фланцев, а также при ухудшении вакуума в конденсаторе. Особую опасность представляет относительное укорачивание ротора при пуске, которое может являться следствием дросселирования пара в регулирующих органах турбины при малых нагрузках, а также остывания пара в более холодных паровпускных органах, например, в стопорных клапанах.
Осевые зазоры в проточной части проектируются такими, чтобы изменение разности тепловых расширений элементов ротора и корпуса на пусковых режимах соответствовало заданной скорости ввода турбины в действие.
Если изменение параметров при пусках не соответствует оптимальным, то происходит задевание вращающихся частей турбины о неподвижные, с вытекающими отсюда тяжёлыми аварийными последствиями. В практике эксплуатации подобные аварийные ситуации создаются при отклонениях от рекомендованной программы пуска установки. Например, при значительном затягивании пускового периода, когда к ожидаемому моменту времени не подаётся команда о принятии нагрузки и вахтенные механики вынуждены продолжать прогрев турбины, полагаясь только на интуицию.
Описанному явлению изменения осевых зазоров соответствуют, и нередко играют преобладающую роль в короблении корпуса, изменения радиальных зазоров. Простейшая причина этих изменений -разность диаметральных тепловых деформаций ротора и корпуса. Изменения радиальных зазоров могут происходить вследствие теплового коробления корпуса. Последнее возникает из-за температурной неоднородности во фланцах горизонтального разъёма, а также несимметричности прогрева корпуса при, часто применяемом, подводе пара только в верхнюю или нижнюю его половины.
Существующими инструкциями по обслуживанию ГТЗА налагаются определённые ограничения на процессы пуска, остановки и реверса. Эти ограничения влияют как на реверсивные качества судна, так и на температурно-прочностные состояния турбины заднего хода (ТЗХ), а в ряде случаев и турбины переднего хода.
Длительность полного заднего хода ГТЗА допускается не более 15 мин. Ограничения продолжительности работы полным задним ходом вводятся для предотвращения перегрева ступеней переднего хода вследствие большой величины вентиляционных потерь.
Конструкции ГТЗА предусматривают подачу в ТЗХ охлаждённого пара температурой не выше 400°С на режиме полного заднего хода.

Отложения в охлаждающих системах

Теплопередающие поверхности покрываются накипью, ржавчиной, микроорганизмами, илом и шламом, которые являются следствием низкого качества охлаждающей воды. Засорение охлаждающих систем и ухудшение теплообмена ведет к нарушениям охлаждающей способности теплообменников и, как следствие, к нарушениям тепловых потоков в СТС, ухудшаются экономические показатели действия.
Повышается теплонапряженность, особенно деталей ЦПГ дизелей, что является одной из основных причин их последующих отказов.

Нагарообразования

Используемые тяжелые остаточные сорта топлив с высокой плотностью, содержащие серу, ванадий, воду, механические примеси, асфальтены и т.п., являются причиной коррозионных, механических разрушений, а также нагарообразований.
Отложения нагара вызывает коксование распылителей форсунок, потерю подвижности поршневых колец, нарушение режимов теплообмена (повышение теплонапряженности) деталей ЦПГ.
Уменьшаются проходные сечения газовыпускных трактов, ухудшая процессы газообмена в цилиндрах дизелей. Большую опасность вызывают возгорания накопившихся отложений в газовых трактах котлов, газовыпускных коллекторах и газотурбокомпрессорах дизелей. В газовых турбинах нагары искажают фронт и структуру пламени, вызывая коробления камер сгорания, разрушения лопаточных аппаратов вследствие эрозии, коррозии и т.п. Поэтому особое внимание при работе на тяжелых сортах топлив уделяется топливоподготовке и обработке топлива.

Эрозия

Эрозия представляет собой местное разрушение поверхностей деталей СТС, вследствие механических воздействий. Эрозионное разрушение наблюдается у деталей СТС работающих в условиях непосредственных динамических воздействий (ударов) жидкостей (воды); пара; взвешенных частиц находящихся в газовом потоке, жидкостях, паре и воздухе; кавитации.
Различают три вида эрозии: газовая, абразивная и кавитационная, а также эрозионные разрушения обусловленные совместным действием нескольких причин.
Газовая эрозия, протекает под действием на поверхность металла потока газов. Газовой эрозии подвержены лопатки газовых турбин, детали ЦПГ, поверхности коллекторов и трубопроводов внутри которых движутся газовые потоки, сопловые устройства и др. Под действием газов, имеющих высокую температуру, поверхность размягчается и окисляется, при этом из металла уносятся вместе с потоком газов отделившиеся частицы металла.
Абразивная эрозия, возникает при наличии взвешенных частиц в потоках газов, пара или жидкостей. Сила удара этих частиц значительна, так как она пропорциональна квадрату скорости потока. В результате такого воздействия поверхность становится шероховатой с царапинами, что создает дополнительное сопротивление потоку. Царапины могут быть началом усталостного разрушения.
Явление кавитационной эрозии изучено не до конца, выдвигается несколько объяснений ее природы.
Кавитация наблюдается при больших скоростях обтекания и наличии турбулентных вихреобразований в движущейся жидкости, когда местные давления снижаются до значений, соответствующих давлению насыщенного пара. При этом в воде образуются полости в виде отдельных пузырей, каверн и мешков, наполненных парами жидкости и, выделившихся из жидкости, воздухом и газами. Кавитация возникает также при наличии препятствий, мешающих свободному движению воды. В потоке за препятствием обычно образуется кавитационная зона. В дальнейшем, происходит разрушение пузырьков или, в результате их всплытия, замещение занимаемых ими объёмов массами воды. Если поверхность металла расположена достаточно близко, то этот процесс сопровождается гидравлическими ударами масс воды о нее. Таким образом, в кавитационной зоне происходят разрушение металла. Поверхность лопастей гребных винтов, в начале процесса, изменяет цвет (напоминает цвет побежалости), потом образуются разрушения в виде язв, углублений, борозд, которые могут распространяться на значительную глубину, вплоть до образования сквозных отверстий. Места поражений чаще всего возникают у корня лопастей, но могут наблюдаться в центре и на периферии. Как указывалось выше, процесс разрушения поверхностей, в случае кавитационной эрозии, заключается в ударном воздействии на них масс воды при разрушении или замещении пузырьков в кавитационной зоне. По всей вероятности этот процесс сопровождается и электрохимической коррозией, так как воздух, выделяющийся из воды при кавитации, насыщен большим количеством кислорода усиливающий химические процессы. Степень эрозионного разрушения зависят от качества металла, структуры и степени чистоты (шероховатости) поверхности, скорости воды и ее химического состава, а также характера кавитационной зоны (протяженность, давление). Металлы с большим пределом прочности более стойки к эрозионным воздействиям.