High temperature corrosion in gas turbines : thermodynamic modelling and experimental results

Bordenet, Bettina; Singheiser, Lorenz

doi:urn:nbn:de:hbz:82-opus-8435

High temperature corrosion in gas turbines : thermodynamic modelling and experimental results

Bordenet, Bettina (Author)

2004

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Bettina Maria Elisabeth Bordenet, geb. Waschbüsch

ImpressumAachen : Publikationsserver der RWTH Aachen University 2004

UmfangIV, 96 S. : zahlr. Ill., graph. Darst.

Aachen, Techn. Hochsch., Diss., 2004

Genehmigende Fakultät
Fak04

Hauptberichter/Gutachter
Singheiser, Lorenz (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2004-02-27

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-opus-8435
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/59455/files/Bordenet_Bettina.pdf

Einrichtungen

Fakultät für Maschinenwesen (400000)

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Gasturbine (Genormte SW) ; Hochtemperaturkorrosion (Genormte SW) ; Ingenieurwissenschaften (frei) ; Hot Corrosion (frei) ; Superalloy (frei) ; Coating (frei) ; MCrAlY (frei) ; IN738 (frei) ; CM247 (frei) ; CMSX-4 (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 620

Kurzfassung
Die Verwendung neuer Materialien und die verbesserte Brennstoffqualität in stationären Gasturbinen erfordern eine neue Bewertung des Korrosionsrisikos. Durch thermodynamische Modellierung wurde das Korrosionsrisiko für verschiedene Verunreinigungsgehalte und Verbrennungsparameter bestimmt. Basierend auf diesen Ergebnissen, wurden die Bedingungen für den Korrosionstest festgelegt, um die Korrosionsbeständigkeit einiger Materialien experimentell zu bestimmen. Ein Korrosionsrisiko besteht sobald die Oberflächentemperatur eines Werkstoffs unterhalb des Taupunkts eines korrosiven Salzes liegt und Kondensation möglich ist. Die Taupunkte der verschiedenen Salzes wurden mit Hilfe eines thermodynamischen Modells berechnet. S, Na, K und Cl wurden dem Heißgas in typischen Mengen für gering verunreinigte Brennstoffe zugegeben. Verbrennungsparameter, wie Luftüberschuss, eingespritztes Wasser und C:H-Verhältnis des Brennstoffs, wurden ebenfalls variiert. Der Alkaligehalt im Heißgas zeigte sich als wichtigster Parameter, wohingegen S- und Cl-Gehalte, wie auch die Verbrennungs-parameter nur einen geringen Einfluss auf den Taupunkt der Alkalisulfate hatten. Über die Taupunktberechnung können die Bereiche an jeder Komponente in der Turbine und der Brennkammer, die mit einem Korrosionsrisiko behaftet sind, bestimmt werden. Drei Grundmaterialien, IN738, CM247 und CMSX-4, und eine NiCrAlY-Beschichtung, SV20, wurden auf ihre Korrosionsbeständigkeit mittels eines Salzsprühtests geprüft. Proben mit Na2SO4 und Na2SO4/K2SO4 als korrosive Ablagerung wurden in trockener Luft mit 300ppm SO2 zwischen 750 und 950°C ausgelagert. Beide Salze hatten gleiche Korrosions-morphologie zur Folge. Die Zugabe von K2SO4 führte zu einem tieferen Angriff und zu einer Verkürzung der Inkubationszeit. Die Karbide und der Gehalt an Schwermetallen spielten eine besondere Rolle im Korrosionsverhalten der hier untersuchten Grundmaterialien. Die Karbide in IN738 und CM247 wirkten als bevorzugte Stellen, um die Korrosion zu initiieren. Für die Grundmaterialien wurde ein Korrosionsmechanismus für Typ I zwischen 750 und 950°C vorgestellt, wobei der anfängliche basische Aufschluss der Oxidschicht durch Na2SO4 in einen legierungsinduzierten sauren Aufschluss durch W und Mo übergeht. Die vorliegende Arbeit stellt eine neue Vorgehensweise zur Beurteilung des Korrosionsriskos in Gasturbinen vor, die die Kombination von thermodynamischer Modellierung mit Korrosionstests beinhaltet.

The introduction of new materials as well as the improvements in fuel quality have raised a need for re-evaluation of the hot corrosion risk in industrial gas turbines. In this study, the risk of hot corrosion was determined using thermodynamic modelling for different impurity-contents and combustion parameters. Based on these results, the parameters for the corrosion tests have been selected to investigate the response of the different materials under corrosive conditions. The corrosion risk arises if the surface temperature of a material is below the dew point of a corrosive salt and condensation can take place. The dew point of different salts has been calculated in the thermodynamic modelling, and the impurities S, Na, K and Cl were added in typical amounts for low-impurity fuels. This study has taken into account the variation of combustion parameters, such as excess air and injected water, as well as the C to H ratio of the fuel, to simulate gas and oil firing. The main influencing parameter on the dew point of the alkali-sulphates is the alkali-content in the hot gas. The amount of sulphur and chlorine as well as the combustion parameters have only a small impact. Based on this approach, the maximum surface area with a risk of corrosion on each component can be evaluated for the hot gas path. The corrosion behaviour of three base materials, IN738, CM247 and CMSX-4, and a NiCrAlY-coating, SV20, were tested between 750 and 950°C. A salt-spraying test was used with either Na2SO4 or Na2SO4/K2SO4 as a deposit in an atmosphere of air with 300ppm SO2. Both salts gave the same corrosion morphology. The addition of K2SO4 has led to an increased depth of attack and shorter incubation times. The carbides and heavy element contents, especially tungsten and molybdenum, play an important role in the hot corrosion of the investigated base materials. The carbides, in IN738 and CM247, were identified as preferential sites for the initiation of hot corrosion. Furthermore, type I corrosion has been observed for the base materials at temperatures as low as 750°C, and the mechanism proposed is characterised by an initial basic dissolution of the oxide scale through Na2SO4, followed by a change to a self-sustaining alloy-induced acidic fluxing due to the presence of W and Mo. The present study has shown a new approach to assess the risk of hot corrosion in gas turbines by the combination of thermodynamical modelling and corrosion experiments.

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