В настоящее время общие показатели надежности турбин и турбоустановок АЭС достаточно высоки. Объективными причинами повышенной надежности турбин АЭС являются существенно пониженные параметры свежего пара и относительно редкие переходные режимы работы турбоагрегата.
Отметим, что общие требования к изготовлению, монтажу, эксплуатации и ремонту турбин высоки, что, безусловно, положительно сказывается на надежности турбин.
В то же время следует указать на особенности турбин АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, принципиально осложняющие обеспечение их высокой надежности:
- работа многих элементов влажным паром, в том числе плотным влажным паром, когда интенсифицируются эрозионно-коррозионные процессы;
- большая длина агрегата, в том числе большое число цилиндров низкого давления с лопатками предельных размеров;
- возможность заброса частоты вращения ротора агрегата из-за вскипания и испарения влаги при сбросе нагрузки.
Поломки лопаток во всех турбинах — источник основных аварий и простоев.
Отметим наиболее характерные (не случайные) поломки и неполадки в турбоустановках АЭС:
поломки лопаток регулирующих ступеней (при сопловом парораспределении), в которых в связи с парциальным подводом пара очень велики импульсы, вызывающие вынужденные колебания; невозможность полностью отстроить лопатки от резонанса, правда, очень высокой кратности. К этим неблагоприятным факторам добавляется работа регулирующей ступени влажным паром. Вследствие нестационарного, неустаповнвшегося процесса спонтанной конденсации, частота которого может оказаться равной частоте собственных колебаний сопловых лопаток, возможна поломка их выходных кромок. В этом случае поток пара, поступающего па рабочие лопатки регулирующей ступени, существенно неоднороден по окружности, что, как показал опыт, может привести к усталостным поломкам рабочих лопаток.
К этому могут добавиться временами повышенная, высокой степени дисперсности влажность на входе в первую ступень и пульсации влажного пара в регулирующих клапанах.
Поломки лопаток промежуточных ступеней, как правило, не связаны с особенностями работы влажно-паровых турбин.
Известны как в турбинах перегретого, так и в некоторых турбинах насыщенного пара поломки лопаток промежуточных ступеней ЦПД в зоне начальной конденсации, т. е. при пересечении линии процесса граничной кривой х = 1 (линии насыщения). Более половины повреждений рабочих лопаток турбин происходит в зоне перехода от перегретого пара к влажному, при котором резко увеличивается коррозия под напряжением. При коррозионном воздействии агрессивных веществ поверхность лопаток обычно покрывается небольшими, иногда микроскопического размера язвами и рисками, которые со временем превращаются в усталостные микротрещины и ведут к поломкам. Положение ухудшается при невысоком качестве пара, особенно при наличии хлоридов, попадающих в тракт чаще всего с присосами охлаждающей воды в конденсаторе.
В то же время в отечественных турбинах АЭС подобные поломки практически отсутствуют. Это объясняется повышенными требованиями к качеству пара на АЭС, а также меньшим числом переходных режимов.
Аварии последних лопаток связаны с неблагоприятными условиями их работы, а именно с наибольшими статическими напряжениями, существенно переменной нагрузкой, в частности с образованием нестационарных отрывных, вихревых зон при малых объемных пропусках пара (при уменьшенной нагрузке и ухудшенном вакууме в конденсаторе). Серьезным фактором, влияющим на надежность последних лопаток, является значительная влажность пара, сочетаемая с большими окружными скоростями у периферии. В связи с этим практически во всех последних лопатках мощных паровых турбин обнаруживаются следы эрозионного изъедания. Если эрозия лопатки будет значительной, то она может привести к поломке лопатки. Поэтому часто, не дожидаясь поломок, лопатки приходится менять.
Другие аварии или неполадки, встречающиеся в турбинах АЭС, нельзя назвать типичными: обычно это случайные поломки, вызванные некачественным изготовлением той или иной детали, недостаточной апробацией новой конструкции, ошибками при эксплуатации, особенно при переходных режимах.
Несмотря на относительную простоту конструкции СПП, отсутствие вращающихся деталей, сравнительно небольшие расчетные напряжения в элементах, невысокие температуры, не превышающие 280—285 °С, а также широкое использование конструктивных и технологических решений, нашедших применение в различных аппаратах энергетики, сепараторы-промперегреватели оказались таким оборудованием турбинной установки АЭС, которое доставило наибольшие неприятности при эксплуатации и ремонте. В турбинах АЭС большинства заводов и фирм сменилось несколько модификаций СПП. Причины этих неполадок следующие:
при некоторых переходных режимах возникают значительные температурные градиенты в ряде деталей СПП и вызванные ими существенные термические напряжения;
во многих не прошедших экспериментальную доводку конструкциях поток существенно неравномерен по влажности, по скорости, при этом появляются импульсы вынужденных колебаний с частотой, близкой к собственным частотам трубок, шевронов и других элементов СПП;
происходит коррозионно-эрозионный износ поверхностей ряда деталей СПП при воздействии на них плотного влажного пара. В ряде конструкций СПП сепарационная часть оказалась недостаточно эффективной, и в пароперегреватель попадал пар с большой влажностью;
растрескиваются элементы СПП, выполненные из нержавеющих сталей, при повышенном содержании радиолитического кислорода в паре одноконтурных АЭС.
Коррозия под напряжением явилась причиной большого числа неполадок турбин АЭС США и ряда других стран. В первую очередь это относится к роторам низкого давления дисковой конструкции. В местах посадки дисков на вал, где напряжения максимальны, в местах концентрации напряжений, главным образом в канавках для продольных шпонок, реже на втулке, полотне и ободе дисков обнаружены следы коррозионного растрескивания металла, риски, трещины.
В США в связи с отдельными случаями выхода из строя крупных турбин АЭС проведено массовое обследование состояния роторов ЦНД. При обследовании на 36 турбинах из 61 обнаружены следы коррозионного растрескивания, потребовавшие тех или иных мер — замены, обработки дисков, покрытия их и др. При следующем обследовании на элементах РИД 74% турбин выявлены трещины коррозионного происхождения, в том числе на 12% дисков (из 1111 единиц) и 69% валов (из 72 единиц). Известны случаи коррозионной усталости рабочих лопаток ЦНД паровых турбин, включая и турбины АЭС.
Указанные неполадки объясняются воздействием агрессивных сред, выпадением жидких растворов, образованием жидких пленок определенного химического состава в зоне фазового перехода. Агрессивными могут быть хлориды, железомеднистые соединения, попадающие в пароводяной тракт при пусковых режимах вследствие плохого качества исходной воды, несоблюдения заданного водно-химического режима, из-за неплотностей в конденсаторах и сетевых подогревателях, некачественного добавка питательной воды и ряда других причин. В связи с этим первейшей обязанностью эксплуатационного персонала АЭС являются соблюдение норм качества пара, контроль его характеристик, соблюдение водно-химического режима. Благоприятным является 100 %-ная очистка конденсата.
Конструктивно турбины, особенно их ротор низкого давления, не должны иметь элементов с концентрацией напряжений в местах их наибольших значений. Кардинальным решением может быть отказ от дисковой конструкции, т. е. использование сварных и цельнокованых роторов. При проектировании и изготовлении лопаток следует избегать концентраторов напряжений, увеличивать радиусы скруглений, галтелей и т. п. Важно снижать расчетные напряжения в элементах ЦНД, работающих в зоне образования влаги. Динамические напряжения в рабочих лопатках существенно снижаются при выполнении их с цельнофрезероваиными бандажами и соединении лопаток в пакеты или на круг, с дополнительной перевязкой в бандажной полке. Такая конструкция применяется в последних модификациях отечественных турбин. В отдельных случаях ужесточается связь лопаток с диском, например, кроме обычного грибовидного хвостовика лопатки соединяются с помощью заклепок.
Статистика случаев коррозионного растрескивания металла не обнаружила четкой зависимости появления первичных трещин от времени работы турбины. Однако развитие трещин, их углубление и тем самым опасность поломок существенно возрастают со временем работы агрегата. Появление и развитие коррозионного растрескивания зависят от характеристик металла, в частности от его предела текучести. Уменьшение предела текучести положительно сказывается на надежности дисков, если оно допустимо по напряжениям.
Весьма неблагоприятны переходные режимы, с числом которых возрастает растрескивание, а также появление так называемой стояночной коррозии. В неработающей турбине в проточной части остается несмываемый слой отложений высокой концентрации. Поэтому необходимы специальные мероприятия, особенно при консервации турбины. Применяется обдув внутренних поверхностей турбины горячим воздухом или газом. Влияние переходных режимов объясняется, с одной стороны, изменениями в условиях обтекания турбинных решеток, появлением неустановившихся, пульсационных течений, а в некоторых случаях — повышенными напряжениями. С другой стороны, известны трудности соблюдения при пуске требуемых норм по качеству воды и пара.
Следует учитывать, что для данного режима влажность не одинакова по высоте лопаток и образование влаги может происходить одновременно в нескольких соседних ступенях. В зависимости от режима работы турбины опасная зона возникновения влаги перемещается по проточной части.