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EP1708829A1 - Verfahren zur entfernung einer schicht - Google Patents

Verfahren zur entfernung einer schicht

Info

Publication number
EP1708829A1
EP1708829A1 EP05700980A EP05700980A EP1708829A1 EP 1708829 A1 EP1708829 A1 EP 1708829A1 EP 05700980 A EP05700980 A EP 05700980A EP 05700980 A EP05700980 A EP 05700980A EP 1708829 A1 EP1708829 A1 EP 1708829A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
removal area
removal
component
damage
area
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP05700980A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP1708829B1 (de
Inventor
Georg Bostanjoglo
Stefan Krause
Michael Ott
Ralph Reiche
Jan Steinbach
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Siemens Corp
Original Assignee
Siemens AG
Siemens Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Priority to EP05700980A priority Critical patent/EP1708829B1/de
Priority to EP07010914A priority patent/EP1818112A3/de
Publication of EP1708829A1 publication Critical patent/EP1708829A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP1708829B1 publication Critical patent/EP1708829B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B7/00—Cleaning by methods not provided for in a single other subclass or a single group in this subclass
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
    • C23G1/00—Cleaning or pickling metallic material with solutions or molten salts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
    • C23G5/00—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents

Definitions

  • the invention relates to a method for removing a layer according to claim 1.
  • Turbine blades for example, have corrosion products such as e.g. Oxides, sulfides, nitrides, carbides, phosphates, etc., which form a layer.
  • Such components can be used again after their use, if, among other things. the corrosion products have been removed.
  • the complete removal of the corrosion products is done, for example, by sandblasting, but this can damage the substrate.
  • US Pat. No. 5,575,858 describes a method for removing a removal area, in particular a corrosion product of a component, in which the removal area is pretreated before final cleaning, so that the removal area is damaged, so that an erosion rate in the final cleaning of the removal area is greater than without damaging the range.
  • the object is achieved by a method according to claim 1.
  • FIG. 1 shows a component with a corrosion product
  • FIG. 6 shows a gas turbine
  • FIG. 7 a combustion chamber
  • Figure 8 is a turbine blade
  • Figure 9 is a steam turbine.
  • Figure 1 shows a component 1, which with the invention
  • the component 1 consists of a ceramic or metallic substrate 4 (base body) which, for example, is a cobalt, iron or nickel-based superalloy, in particular for turbines.
  • Component 1 is, for example, a guide vane or rotor blade 120 (FIGS. 6, 8), a gas 100 (FIG. 6), a steam turbine 300, 303 (FIG. 9), or an aircraft turbine, a combustion chamber lining 155 (FIG. 7) or another component of a turbine subjected to hot gas.
  • the component 1 can either be newly manufactured or remanufactured.
  • Refurbishment means that components 1 may be separated from layers (thermal insulation layer) after their use, and corrosion and oxidation products removed. Cracks may still need to be repaired. Such a component 1 can then be coated again; this is particularly advantageous since the base body is very expensive.
  • the component 1 can have at least one ceramic or metallic layer on the surface 13 for use, such as an MCrAlX layer and / or a thermal insulation layer lying thereon, which can be roughly removed in a first process step.
  • the MCrAlX layer can also represent the removal area 10, which is treated with the method according to the invention.
  • the removal area 10 is considered as a corrosion product 10 (corrosion layer 10).
  • the removal area 10 can also be a functional layer without corrosion products.
  • the removal area 10 can be a metallic and / or ceramic layer, wherein the layer can be metallic and has corrosion products.
  • the corrosion product 10 for example an oxide, a sulfide, a nitride, a phosphide or a carbide etc., can be present on a surface 13 of the component 1 or in a crack 7 of the component 1.
  • the corrosion products 10 must be removed from the crack 7 or from the surface 13 so that the crack 7 can be filled with a solder or weld metal and the surface 13 can be coated again. Corrosion products 10 would otherwise have good solder adhesion or renewed adhesion Prevent or at least reduce the coating.
  • the corrosion product 10 according to the prior art has a certain removal rate (mass per time) when it is cleaned, for example, by the FIC method.
  • this removal rate is too low and can even be zero after a certain time.
  • FIG. 2 shows schematically the implementation of the method according to the invention.
  • a material 16 for example a salt 16 is applied, which can react chemically with the corrosion product 10 in order to damage the removal area 10.
  • Na 2 S0 4 (sodium sulfate) and / or CoS0 (cobalt sulfate) is preferably used as the salt.
  • Other salts or combinations are conceivable.
  • the corrosion products aluminum oxide and / or cobalt oxide and / or titanium oxide of the metals titanium, aluminum and / or cobalt, which are contained in the alloy (for example superalloy) of the substrate 4, can be removed very well.
  • a molten salt can be applied directly in the crack 7 or on the corrosion product 10 or the component 1 is immersed in a molten salt.
  • the salt 16 can, for example, be locally heated, for example by means of a laser 19 and its laser beams 22, so that a chemical reaction of the salt 16 with the corrosion product 10 or a thermal shock takes place.
  • the heating can also be carried out by electromagnetic induction, in particular when the substrate 4 is metallic.
  • the component 1 can be heated locally by means of induction or by means of a light source, for example using a laser, for example, in that the laser 19 only radiates into the crack 7 with the laser beam 22.
  • Local heating can also be carried out using tunable microwaves. Tunable means that, among other things, the wavelength and intensity can be changed.
  • FIG. 3 shows a component 1 with a corrosion product 10 after the corrosion product 10 has been damaged by a pretreatment according to the invention.
  • the pretreatment produces cracks 25 which extend from the surface 14 of the layer 10 in the direction of the substrate 4, so that there is a larger contact surface of the corrosion product 10 with the acid and / or the fluorine ions etc.
  • Such cracks 25 can also be produced by means of laser jets, high pressure water jets, sand blasting, in particular with coarse grains.
  • the intensity and duration of the sandblasting treatment must be set so that the substrate 4 is not reached and the corrosion product 10 is only partially removed.
  • component 1 is subjected to a final cleaning by means of an acid or fluorine ion treatment, which is carried out to completely remove the
  • Corrosion product 10 leads because the damage to the corrosion product 10 significantly increases the rate of removal in the FIC or another method and there is no significant reduction in the rate of removal over time.
  • FIG. 4 shows a further possibility of damaging the corrosion product 10.
  • the corrosion product 10, which rests on a surface 13 of the substrate 4, is subjected to a thermal shock.
  • the thermal shock can be done by immersion in a hot metal or salt bath or by rapid heating using electron beams or a laser 28.
  • the corrosion product 10 can also be partially melted.
  • FIG. 5 shows further damage in the corrosion product 10 according to the method according to the invention. If, for example, the material of the corrosion product 10 has been melted, the material contracts again when it cools down, so that mechanical stresses occur which may lead to crack formation.
  • cracks 31 can also be generated within the corrosion product 10.
  • delaminations 34 can form between the corrosion product 10 and a surface 13 on which the corrosion product 10 rests.
  • FIG. 6 shows an example of a gas turbine 100 in a partial longitudinal section.
  • the gas turbine 100 has on the inside a rotor 103 which is rotatably mounted about an axis of rotation 102 and is also referred to as a turbine rotor.
  • Combustion chamber 110 in particular ring combustion chamber 106, with multiple ren coaxially arranged burners 107, a turbine 108 and the exhaust housing 109.
  • the annular combustion chamber 106 communicates with an annular hot gas channel 111, for example.
  • annular hot gas channel 111 for example.
  • turbine stages 112 connected in series form the turbine 108.
  • Each turbine stage 112 is formed from two blade rings. Seen in the flow direction of a working medium 113, a row 125 of guide vanes is followed by a row 125 formed from rotor blades 120 in the hot gas channel 111.
  • the guide vanes 130 are fastened to an inner housing 138 of a stator 143, whereas the rotor blades 120 of a row 125 are attached to the rotor 103, for example by means of a turbine disk 133.
  • a generator or a work machine (not shown) is coupled to the rotor 103.
  • the compressor 105 draws in and compresses air 135 through the intake housing 104.
  • the compressed air provided at the turbine end of the compressor 105 is led to the burners 107 and mixed there with a fuel.
  • the mixture is then burned in the combustion chamber 110 to form the working medium 113.
  • the working medium 113 flows along the hot gas channel 111 past the guide vanes 130 and the moving blades 120.
  • the working medium 113 relaxes in a pulse-transmitting manner on the moving blades 120, so that the rotating blades 120 drive the rotor 103 and the working machine coupled to it ,
  • the components exposed to the hot working medium 113 are subject to thermal loads during the operation of the gas turbine 100.
  • the guide vanes 130 and rotor blades 120 of the first turbine stage 112, as seen in the flow direction of the working medium 113, are next to the annular combustion chamber 106 lining heat shield stones most thermally stressed.
  • the substrates can have a directional structure, ie they are single-crystal (SX structure) or only have longitudinal grains (DS structure). Iron, nickel or cobalt-based super alloys are used as the material.
  • the blades 120, 130 can have coatings against corrosion (MCrAlX; M is at least one element from the group iron (Fe), cobalt (Co), nickel (Ni), X stands for yttrium (Y) and / or at least one element of the rare Earth) and heat through a thermal barrier coating.
  • the thermal barrier coating is, for example, Zr0 2 , Y 2 0 4 -Zr0 2 , ie it is not, partially or completely stabilized by yttrium oxide and / or calcium oxide and / or magnesium oxide.
  • Appropriate coating processes such as electron beam evaporation (EB-PVD) produce stalk-shaped grains in the thermal insulation layer.
  • EB-PVD electron beam evaporation
  • corrosion products 10 can form on the component.
  • the corrosion products must be removed using the method according to the invention if the component is to be newly coated.
  • the guide vane 130 has a guide vane foot (not shown here) facing the inner casing 138 of the turbine 108 and a guide vane head opposite the guide vane foot.
  • the guide vane head faces the rotor 103 and is fixed to a fastening ring 140 of the stator 143.
  • FIG. 7 shows a combustion chamber 110 of a gas turbine.
  • the combustion chamber 110 is configured, for example, as a so-called annular combustion chamber, in which a plurality of burners 102 arranged in the circumferential direction around the turbine shaft 103 open into a common combustion chamber space.
  • combustion chamber 110 is configured in its entirety as an annular structure which is positioned around the turbine shaft 103.
  • the combustion chamber 110 is designed for a comparatively high temperature of the working medium M of approximately 1000 ° C. to 1600 ° C.
  • the combustion chamber wall 153 is provided on its side facing the working medium M with an inner lining formed from heat shield elements 155.
  • Each heat shield element 155 is equipped on the working medium side with a particularly heat-resistant protective layer or is made of high-temperature resistant material. Due to the high temperatures inside the combustion chamber 110, a cooling system is also provided for the heat shield elements 155 or for their holding elements.
  • the materials of the combustion chamber wall and their coatings can be similar to the turbine blades 120, 130.
  • the combustion chamber 110 is designed in particular for the detection of losses of the heat shield elements 155.
  • a number of temperature sensors 158 are positioned between the combustion chamber wall 153 and the heat shield elements 155.
  • FIG. 8 "' shows a perspective view of a blade 120, 130 which extends along a longitudinal axis 121.
  • the blade 120, 130 has, in succession along the longitudinal axis 121, a fastening area 400, one on it adjacent vane platform 403 and an airfoil area 406.
  • a blade root 183 is formed in the fastening area 400 and serves to fasten the moving blades 120, 130 to the shaft.
  • the blade root 183 is designed as a hammer head. Other configurations, for example as a fir tree or dovetail foot, are possible.
  • solid metal materials are used in all areas 400, 403, 406 of the rotor blades 120, 130.
  • the rotor blade 120, 130 can be manufactured by a casting process, a forging process, a milling process or combinations thereof.
  • FIG. 9 shows an example of a steam turbine 300, 303 with a turbine shaft 309 extending along an axis of rotation 306.
  • the steam turbine has a high-pressure sub-turbine 300 and a medium-pressure sub-turbine 303, each with an inner housing 312 and an outer housing 315 enclosing this.
  • the high-pressure turbine section 300 is, for example, of a pot design.
  • the medium pressure turbine section 303 is designed with two passages. It is also possible for the medium-pressure turbine section 303 to be single-flow.
  • a bearing 318 is arranged along the axis of rotation 306 between the high-pressure sub-turbine 300 and the medium-pressure sub-turbine 303, the turbine shaft 309 having a bearing region 321 in the bearing 318.
  • the turbine shaft 309 is supported on a further bearing 324 next to the high-pressure sub-turbine 300.
  • the high-pressure turbine section 300 has a shaft seal 345.
  • the turbine shaft 309 is sealed off from the outer housing 315 of the medium-pressure turbine part 303 by two further shaft seals 345.
  • the turbine shaft 309 in the high-pressure sub-turbine 300 has the high-pressure rotor blades 354, 357.
  • This high pressure barrel inspection Filling 354, 357 with the associated blades, not shown, represents a first blading area 360.
  • the medium-pressure turbine section 303 has a central steam inflow area 333.
  • the turbine shaft 309 Associated with the steam inflow region 333, the turbine shaft 309 has a radial-mechanical shaft shield 363, a cover plate, on the one hand for dividing the steam flow into the two floods of the medium-pressure turbine section 303 and for preventing direct contact of the hot steam with the turbine shaft 309.
  • the turbine shaft 309 has a second blading area 366 with the medium-pressure rotor blades 354, 342 in the medium-pressure turbine part 303.
  • the hot steam flowing through the second blading region 366 flows from the medium-pressure sub-turbine 303 from an outflow connection 369 to a low-pressure sub-turbine, not shown, which is connected downstream in terms of flow technology.
  • the components of the steam turbine 300, 303 also have protective layers and / or corrosion products 10 which are removed using the method according to the invention before the components can be reprocessed.

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Abstract

Verfahren zur Entfernung einer Schicht Bauteile mit Korrosionsprodukten werden oft wieder verwendet, wobei das Korrosionsprodukt (10) entfernt werden muss. Dies dauert nach dem Stand der Technik sehr lange, da die Reaktionszeiten mit dem Korrosionsprodukt oft sehr lang sind. Erfindungsgemäß wird das Korrosionsprodukt durch einen Salzangriff vorbehandelt, um eine größere Angriffsfläche zu erzeugen, so dass die Entfernung des Korrosionsprodukts (10) schneller erfolgen kann. Für den Salzangriff wird Natriumsulfat (Na2SO4) und/oder Kobaltsulfat (CoSO4) verwendet.

Description

Verfahren zur Entfernung einer Schicht
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Entfernung einer Schicht gemäß Anspruch 1.
Bauteile, wie z.B. Turbinenschaufeln, weisen beispielsweise nach dem Einsatz Korrosionsprodukte wie z.B. Oxide, Sulfide, Nitride, Karbide, Phosphate usw. auf, die eine Schicht bil- den.
Solche Bauteile können nach ihrem Einsatz wieder eingesetzt werden, wenn u.a. die Korrosionsprodukte entfernt worden sind.
Die komplette Entfernung der Korrosionsprodukte geschieht beispielsweise durch Sandstrahlen, was aber zu einer Schädigung des Substrats führen kann.
Ebenso ist es möglich das Bauteil komplett mittels Säurestrippen oder Fluorionenreinigung (fluor ion cleaning (FIC) ) zu behandeln.
Dies ist jedoch sehr zeitaufwändig, da die Korrosionsprodukte gegenüber der Säure oder dem Fluor und/oder Fluorid teilweise mit der Zeit zu geringe Abtragungsraten aufweisen.
Die US-PS 5,575,858 beschreibt ein Verfahren zur Entfernung eines Entfernungsbereichs, insbesondere eines Korrosionsproduktes eines Bauteils, bei dem der Entfernungsbereich vor einer Endreinigung vorgehandelt wird, so dass eine Schädigung des Entfernungsbereichs erfolgt, so dass dann eine Abtragungsrate in der Endreinigung des Entfernungsbereichs größer ist als ohne die Schädigung des Entfernungsbereichs .
Ähnliche Verfahren sind in der US-PS 4,439,241, US-PS 5,464,479 sowie der EP 1 013 797 offenbart. Es ist daher die Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren aufzuzeigen, bei dem die Entfernung von Schichten auf einem Bauteil erleichtert und damit zeitlich verkürzt wird.
Die Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1.
In den Unteransprüchen sind weitere vorteilhafte Maßnahmen des erfindungsgemäßen Verfahrens aufgelistet.
Die in den Unteransprüchen aufgelisteten Maßnahmen können in vorteilhafter Art und Weise miteinander kombiniert werden.
Die Erfindung ist schematisch anhand der Figuren erläutert.
Es zeigen
Figur 1 ein Bauteil mit einem Korrosionsprodukt,
Figur 2 schematisch die Durchführung des erfindungsgemäßen
Verfahrens, die Figuren 3, 4, 5 das Bauteil nach Durchführung des erfin- dungsgemäßen Verfahrens,
Figur 6 eine Gasturbine,
Figur 7 eine Brennkammer,
Figur 8 eine Turbinenschaufel und
Figur 9 eine Dampfturbine.
Figur 1 zeigt ein Bauteil 1, das mit dem erfindungsgemäßen
Verfahren behandelt werden kann.
Das Bauteil 1 besteht aus einem keramischen oder metallischen Substrat 4 (Grundkörper) , das beispielsweise, insbesondere für Turbinen, eine kobalt-, eisen- oder nickelbasierte Super- legierung ist.
Das Bauteil 1 ist beispielsweise eine Leit- 130 oder Laufschaufel 120 (Figur 6, 8) einer Gas- 100 (Figur 6), einer Dampfturbine 300, 303 (Figur 9) , oder einer Flugzeugturbine, eine Brennkammerauskleidung 155 (Fig. 7) oder ein anderes heißgasbeaufschlagtes Bauteil einer Turbine. Das Bauteil 1 kann entweder neu hergestellt oder wiederaufgearbeitet sein.
Wiederaufarbeitung (Refurbishment) bedeutet, dass Bauteile 1 nach ihrem Einsatz gegebenenfalls von Schichten (Wärmedämmschicht) getrennt werden und Korrosions- und Oxidationspro- dukte entfernt werden. Gegebenenfalls müssen noch Risse repariert werden. Danach kann ein solches Bauteil 1 wieder beschichtet werden; dies ist besonders vorteilhaft, da der Grundkörper sehr teuer ist.
Das Bauteil 1 kann für den Einsatz zumindest eine keramische oder metallische Schicht auf der Oberfläche 13 aufweisen, wie z.B. eine MCrAlX-Schicht und/oder eine darauf liegende Wärme- dämmschicht, die in einem ersten Verfahrensschritt grob entfernt werden kann.
Auch die MCrAlX-Schicht kann den Entfernungsbereich 10 darstellen, der mit dem erfindungsgemäßen Verfahren behandelt wird.
Im folgenden wird der Entfernungsbereich 10 als Korrosionsprodukt 10 (Korrosionsschicht 10) betrachtet. Der Entfernungsbereich 10 kann aber ebenso eine funktionstüchtige Schicht ohne Korrosionsprodukte sein. Der Entfernungsbereich 10 kann eine metallische und/oder keramische Schicht sein, wobei die Schicht metallisch sein kann und Korrosionsprodukte aufweist.
Das Korrosionsprodukt 10, beispielsweise ein Oxid, ein Sulfid, ein Nitrid, ein Phosphid oder ein Karbid usw. kann auf einer Oberfläche 13 des Bauteils 1 oder in einem Riss 7 des Bauteils 1 vorhanden sein.
Die Korrosionsprodukte 10 müssen aus dem Riss 7 oder von der Oberfläche 13 entfernt werden, damit der Riss 7 mit einem Lot oder Schweißgut aufgefüllt werden kann und die Oberfläche 13 erneut beschichtet werden kann. Korrosionsprodukte 10 würden ansonsten eine gute Haftung des Lots oder einer erneuten Beschichtung verhindern oder zumindest verringern.
Das Korrosionsprodukt 10 nach dem Stand der Technik weist eine bestimmte Abtragungsrate (Masse pro Zeit) auf, wenn es beispielsweise nach dem FIC-Verfahren gereinigt wird. Diese Abtragungsrate ist jedoch zu gering und kann nach einer gewissen Zeit sogar null betragen.
Figur 2 zeigt schematisch die Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Auf das Korrosionsprodukt 10 wird, um dieses zu schädigen, beispielsweise ein Material 16, beispielsweise ein Salz 16 aufgebracht, das mit dem Korrosionsprodukt 10 chemisch reagieren kann, um den Entfernungsbereich 10 zu schädigen. Als Salz wird vorzugsweise Na2S04 (Natriumsulfat) und/oder CoS0 (Kobaltsulfat) verwendet. Weitere Salze oder Kombinati- onen sind denkbar.
Insbesondere mit diesen Salzen können die Korrosionsprodukte Aluminiumoxid und/oder Kobaltoxid und/oder Titanoxid der Metalle Titan, Aluminium und/oder Kobalt, die in der Legierung (beispielsweise Superlegierung) des Substrats 4 enthal- ten sind, sehr gut entfernt werden.
Ebenso kann direkt eine Salzschmelze in dem Riss 7 oder auf das Korrosionsprodukt 10 aufgebracht werden oder das Bauteil 1 wird in eine Salzschmelze eingetaucht.
Ebenso ist es möglich, dass Salz in Form eines Schlickers in den Riss 7 und auf der Oberfläche 13 aufzutragen. Bei großflächigen Anwendungen eignet sich das Auflegen einer Folie, die das Material 16 oder Salz 16 enthält.
Das Salz 16 kann beispielsweise mittels eines Lasers 19 und seiner Laserstrahlen 22 insbesondere lokal erwärmt werden, so dass eine chemische Reaktion des Salzes 16 mit dem Korrosionsprodukt 10 oder ein Thermoschock erfolgt.
Die Erwärmung kann auch durch elektromagnetische Induktion erfolgen, insbesondere dann, wenn das Substrat 4 metallisch ist . Die Erwärmung des Bauteils 1 kann mittels Induktion oder mit- tels einer Lichtquelle, beispielsweise mittels Laser beispielsweise lokal erfolgen, indem der Laser 19 mit dem Laserstrahl 22 nur in den Riss 7 hineinstrahlt. Die lokale Erwärmung kann auch mittels durchstimmbarer Mikrowellen erfolgen. Durchstimmbar bedeutet, dass unter anderem die Wellenlänge und Intensität verändert werden können.
Figur 3 zeigt ein Bauteil 1 mit einem Korrosionsprodukt 10 nach der Schädigung des Korrosionsproduktes 10 durch eine erfindungsgemäße Vorbehandlung.
Durch die Vorbehandlung werden Risse 25 erzeugt, die ausgehend von der Oberfläche 14 der Schicht 10 in Richtung Substrat 4 verlaufen, so dass eine größere Angriffsfläche des Korrosionsprodukts 10 gegenüber der Säure und/oder den Fluorionen usw. gegeben ist.
Auch mittels Laserstrahlen, Hochdruckwasserstrahlen, Sandstrahlen, insbesondere mit groben Körnern, können auch solche Risse 25 erzeugt werden. Die Intensität und Dauer der Sandstrahlbehandlung muss jedoch so eingestellt werden, dass das Substrat 4 nicht erreicht wird und das Korrosionsprodukt 10 nur teilweise entfernt wird.
In einem abschließenden Verfahrensschritt wird das Bauteil 1 einer Endreinigung mittels einer Säure- oder Fluorionenbe- handlung unterzogen, die zur vollständigen Entfernung des
Korrosionsprodukts 10 führt, da durch die Schädigung des Korrosionsprodukts 10 die Abtragungsrate beim FIC oder einem anderen Verfahren deutlich erhöht ist und keine deutliche Verringerung der Abtragungsrate mit der Zeit eintritt.
Figur 4 zeigt eine weitere Möglichkeit um eine Schädigung des Korrosionsprodukts 10 zu erreichen.
Das Korrosionsprodukt 10, das auf einer Oberfläche 13 des Substrats 4 aufliegt wird einem Thermoschock unterzogen. Der Thermoschock kann durch Eintauchen in ein heißes Metalloder Salzbad oder durch schnelle Erwärmung mittels Elektronenstrahlen oder eines Lasers 28 erfolgen.
Bei dem Thermoschock kann das Korrosionsprodukt 10 auch teil- weise aufgeschmolzen werden.
Figur 5 zeigt weitere Schädigungen im Korrosionsprodukt 10 gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren. Wenn das Material des Korrosionsprodukts 10 beispielsweise aufgeschmolzen wurde, zieht sich das Material beim Abkühlen wieder zusammen, so dass mechanische Spannungen auftreten, die gegebenenfalls zu einer Rissbildung führen.
Neben Rissen 25 in der Oberfläche des Korrosionsprodukts 10 können auch Risse 31 innerhalb des Korrosionsprodukts 10 erzeugt werden.
Ebenso können sich Delaminationen 34 zwischen dem Korrosions- produkt 10 und einer Oberfläche 13, auf der das Korrosionsprodukt 10 aufliegt, bilden.
Das Besondere an dem Verfahren ist es, dass das durch Korrosionsprodukte 10 geschädigte und zu reparierende Bauteil 1 mit den Korrosionsprodukten 10 nochmals im Bereich der Korrosionsprodukte 10 geschädigt wird.
Die Figur 6 zeigt beispielhaft eine Gasturbine 100 in einem Längsteilschnitt.
Die Gasturbine 100 weist im Inneren einen um eine Rotationsachse 102 drehgelagerten Rotor 103 auf, der auch als Turbinenläufer bezeichnet wird. Entlang des Rotors 103 folgen aufeinander ein Ansauggehäuse 104, ein Verdichter 105, eine beispielsweise torusartige
Brennkammer 110, insbesondere Ringbrennkammer 106, mit mehre- ren koaxial angeordneten Brennern 107, eine Turbine 108 und das Abgasgehäuse 109.
Die Ringbrennkammer 106 kommuniziert mit einem beispielsweise ringförmigen Heißgaskanal 111. Dort bilden beispielsweise vier hintereinandergeschaltete Turbinenstufen 112 die Turbine 108.
Jede Turbinenstufe 112 ist aus zwei Schaufelringen gebildet. In Strömungsrichtung eines Arbeitsmediums 113 gesehen folgt im Heißgaskanal 111 einer Leitschaufelreihe 115 eine aus Laufschaufeln 120 gebildete Reihe 125.
Die Leitschaufeln 130 sind dabei an einem Innengehäuse 138 eines Stators 143 befestigt, wohingegen die Laufschaufeln 120 einer Reihe 125 beispielsweise mittels einer Turbinenscheibe 133 am Rotor 103 angebracht sind. An dem Rotor 103 angekoppelt ist ein Generator oder eine Arbeitsmaschine (nicht dargestellt) .
Während des Betriebes der Gasturbine 100 wird vom Verdichter 105 durch das Ansauggehäuse 104 Luft 135 angesaugt und verdichtet. Die am turbinenseitigen Ende des Verdichters 105 bereitgestellte verdichtete Luft wird zu den Brennern 107 geführt und dort mit einem Brennmittel vermischt. Das Gemisch wird dann unter Bildung des Arbeitsmediums 113 in der Brenn- kammer 110 verbrannt.
Von dort aus strömt das Arbeitsmedium 113 entlang des Heißgaskanals 111 vorbei an den Leitschaufeln 130 und den Laufschaufeln 120. An den Laufschaufeln 120 entspannt sich das Arbeitsmedium 113 impulsübertragend, so dass die Laufschau- fein 120 den Rotor 103 antreiben und dieser die an ihn angekoppelte Arbeitsmaschine.
Die dem heißen Arbeitsmedium 113 ausgesetzten Bauteile unterliegen während des Betriebes der Gasturbine 100 thermischen Belastungen. Die Leitschaufeln 130 und Laufschaufeln 120 der in Strömungsrichtung des Arbeitsmediums 113 gesehen ersten Turbinenstufe 112 werden neben den die Ringbrennkammer 106 auskleidenden Hitzeschildsteinen am meisten thermisch belastet.
Um den dort herrschenden Temperaturen standzuhalten, werden diese mittels eines Kühlmittels gekühlt. Ebenso können die Substrate eine gerichtete Struktur aufweisen, d.h. sie sind einkristallin (SX-Struktur) oder weisen nur längsgerichtete Körner auf (DS-Struktur) . Als Material werden eisen-, nickel- oder kobaltbasierte Superlegierungen verwendet. Ebenso können die Schaufeln 120, 130 Beschichtungen gegen Korrosion (MCrAlX; M ist zumindest ein Element der Gruppe Eisen (Fe) , Kobalt (Co) , Nickel (Ni) , X steht für Yttrium (Y) und/oder zumindest ein Element der Seltenen Erden) und Wärme durch eine Wärmedämmschicht aufweisen. Die Wärmedämmschicht besteht beispielsweise Zr02, Y204-Zr02, d.h. sie ist nicht, teilweise oder vollständig stabilisiert durch Yttriumoxid und/oder Kalziumoxid und/oder Magnesiumoxid. Durch geeignete Beschichtungsverfahren wie z.B. Elektronen- strahlverdampfen (EB-PVD) werden stängelförmige Körner in der Wärmedämmschicht erzeugt.
Trotz der Schutzschichten können sich Korrosionsprodukte 10 auf dem Bauteil bilden. Für eine Wiederaufarbeitung (Refur- bishment) müssen die Korrosionsprodukte nach dem erfindungsgemäßen Verfahren entfernt werden, wenn das Bauteil neu beschichtet werden soll.
Ggf. werden dann noch Risse in dem Substrat des Bauteils reparier .
Die Leitschaufel 130 weist einen dem Innengehäuse 138 der Turbine 108 zugewandten Leitschaufelfuß (hier nicht dargestellt) und einen dem Leitschaufelfuß gegenüberliegenden Leitschaufelkopf auf. Der Leitschaufelkopf ist dem Rotor 103 zugewandt und an einem Befestigungsring 140 des Stators 143 festgelegt . Die Figur 7 zeigt eine Brennkammer 110 einer Gasturbine. Die Brennkammer 110 ist beispielsweise als so genannte Ringbrennkammer ausgestaltet, bei der eine Vielzahl von in Um- fangsrichtung um die Turbinenwelle 103 herum angeordneten Brennern 102 in einen gemeinsamen Brennkammerraum münden.
Dazu ist die Brennkammer 110 in ihrer Gesamtheit als ringförmige Struktur ausgestaltet, die um die Turbinenwelle 103 herum positioniert ist.
Zur Erzielung eines vergleichsweise hohen Wirkungsgrades ist die Brennkammer 110 für eine vergleichsweise hohe Temperatur des Arbeitsmediums M von etwa 1000°C bis 1600°C ausgelegt. Um auch bei diesen, für die Materialien ungünstigen Betriebsparametern eine vergleichsweise lange Betriebsdauer zu ermög- liehen, ist die Brennkammerwand 153 auf ihrer dem Arbeitsmedium M zugewandten Seite mit einer aus Hitzeschildelementen 155 gebildeten Innenauskleidung versehen. Jedes Hitzeschildelement 155 ist arbeitsmediumsseitig mit einer besonders hitzebeständigen Schutzschicht ausgestattet oder aus hochtempe- raturbeständigem Material gefertigt. Aufgrund der hohen Temperaturen im Inneren der Brennkammer 110 ist zudem für die Hitzeschildelemente 155 bzw. für deren Halteelemente ein Kühlsystem vorgesehen.
Die Materialien der Brennkammerwand und deren Beschichtungen können ähnlich der Turbinenschaufeln 120, 130 sein.
Die Brennkammer 110 ist insbesondere für eine Detektion von Verlusten der Hitzeschildelemente 155 ausgelegt. Dazu sind zwischen der Brennkammerwand 153 und den Hitzeschildelementen 155 eine Anzahl von Temperatursensoren 158 positioniert.
Figur 8" 'zeigt! in perspektivischer Ansicht eine Schaufel 120, 130, die sich entlang einer Längsachse 121 erstreckt.
Die Schaufel 120, 130 weist entlang der Längsachse 121 aufeinander folgend einen Befestigungsbereich 400, eine daran angrenzende Schau elplattform 403 sowie einen Schaufelblattbereich 406 auf. Im Befestigungsbereich 400 ist ein Schaufelfuß 183 gebildet, der zur Befestigung der Laufschaufeln 120, 130 an der Welle dient. Der Schaufelfuß 183 ist als Hammer- köpf ausgestaltet. Andere Ausgestaltungen, beispielsweise als Tannenbaum- oder Schwalbenschwanzfuß sind möglich. Bei herkömmlichen Schaufeln 120, 130 werden in allen Bereichen 400, 403, 406 der Laufschaufel 120, 130 massive metallische Werkstoffe verwendet. Die Laufschaufei 120, 130 kann hierbei durch ein Gussverfahren, durch ein Schmiedeverfahren, durch ein Fräsverfahren oder Kombinationen daraus gefertigt sein.
In Figur 9 ist beispielhaft eine Dampfturbine 300, 303 mit einer sich entlang einer Rotationsachse 306 erstreckenden Turbinenwelle 309 dargestellt.
Die Dampfturbine weist eine Hochdruck-Teilturbine 300 und eine Mitteldruck-Teilturbine 303 mit jeweils einem Innenge- häuse 312 und einem dieses umschließendes Außengehäuse 315 auf. Die Hochdruck-Teilturbine 300 ist beispielsweise in Topfbauart ausgeführt. Die Mitteldruck-Teilturbine 303 ist zweiflutig ausgeführt. Es ist ebenfalls möglich, dass die Mitteldruck-Teilturbine 303 einflutig ausgeführt ist. Entlang der Rotationsachse 306 ist zwischen der Hochdruck-Teilturbine 300 und der Mitteldruck-Teilturbine 303 ein Lager 318 angeordnet, wobei die Turbinenwelle 309 in dem Lager 318 einen Lagerbereich 321 aufweist. Die Turbinenwelle 309 ist auf einem weiteren Lager 324 neben der Hochdruck-Teilturbine 300 aufgelagert. Im Bereich dieses Lagers 324 weist die Hochdruck-Teilturbine 300 eine Wellendichtung 345 auf. Die Turbinenwelle 309 ist gegenüber dem Außengehäuse 315 der Mitteldruck-Teilturbine 303 durch zwei weitere Wellendichtungen 345 abgedichtet. Zwischen einem Hochdruck-Dampfeinströmbereich 348 und einem Dampfaustrittsbereich 351 weist die Turbinenwelle 309 in der Hochdruck-Teilturbine 300 die Hochdruck- Laufbeschaufelung 354, 357 auf. Diese Hochdruck-Laufbeschau- felung 354, 357 stellt mit den zugehörigen, nicht näher dargestellten Laufschaufeln einen ersten Beschaufelungsbereich 360 dar. Die Mitteldruck-Teilturbine 303 weist einen zentralen Dampfeinströmbereich 333 auf. Dem Dampfeinströmbereich 333 zugeordnet weist die Turbinenwelle 309 eine radialsyπunet- rische Wellenabschirmung 363, eine Abdeckplatte, einerseits zur Teilung des Dampfstromes in die beiden Fluten der Mitteldruck-Teilturbine 303 sowie zur Verhinderung eines direkten Kontaktes des heißen Dampfes mit der Turbinenwelle 309 auf. Die Turbinenwelle 309 weist in der Mitteldruck-Teilturbine 303 einen zweiten Beschaufelungsbereich 366 mit den Mitteldruck-Laufschaufeln 354, 342 auf. Der durch den zweiten Beschaufelungsbereich 366 strömende heiße Dampf strömt aus der Mitteldruck-Teilturbine 303 aus einem Abströmstutzen 369 zu einer strömungstechnisch nachgeschalteten, nicht dargestellten Niederdruck-Teilturbine.
Auch die Bauteile der Dampfturbine 300, 303 weisen Schutzschichten und/oder Korrosionsprodukte 10 auf, die mit dem erfindungsgemäßen Verfahren entfernt werden, bevor eine Wiederaufarbeitung der Bauteile erfolgen kann.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Entfernung eines Entfernungsbereichs (1.0), insbesondere eines Korrosionsprodukts (10) , eines Bauteils (1), bei dem der Entfernungsbereich (10) vor einer Endreinigung so vorbehandelt wird, dass eine Schädigung des Entfernungsbereichs (10) erfolgt, indem eine größere Angriffsfläche durch einen Salzangriff, insbesondere durch eine Salzschmelze, erzeugt wird, so dass dann eine Abtragungsrate in der Endreinigung des Entfernungsbereichs (10) größer ist als ohne die Schädigung des Entfernungsbereichs (10) , wobei für den Salzangriff das Salz Natriumsulfat (Na2S04) und/oder Kobaltsulfat (CoS04) verwendet wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Schädigung des Entfernungsbereichs (10) in der Weise erfolgt, dass eine größere Angriffsfläche erzeugt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1, 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass
Risse (25, 31) in dem Entfernungsbereich (10) erzeugt werden, die den Entfernungsbereich (10) schädigen.
4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass
Delaminationen (34) zwischen dem schichtförmigen Entfernungsbereich (10) und einer Oberfläche (13), auf der der Entfernungsbereich (10) angeordnet ist, erzeugt werden.
5. Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4, 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass ein Material (16) auf den Entfernungsbereich (10) aufgetragen wird, um den Entfernungsbereich (10) zu schädigen, und dass das Material (16) in Form eines Schlickers aufgetragen wird.
6. Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4, 6 oder 7 dadurch gekennzeichnet, dass ein Material (16) auf den Entfernungsbereich (10) aufgetragen wird, um den Entfernungsbereich (10) zu schädigen, und dass das Material (16) in Form einer Folie auf den Entfernungsbereich (10) aufgelegt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, dass das Material (16), das auf dem Entfernungsbereich (10) vorhanden ist, erwärmt wird. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass das Bauteil (1) erwärmt wird, insbesondere nur lokal im Entfernungsbereich (10)
Verfahren nach Anspruch 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Erwärmung des Materials (16) , insbesondere die lokale Erwärmung, durch eine Lichtquelle, insbesondere durch einen Laser (19) erfolgt.
10.Verfahren nach Anspruch 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Erwärmung, insbesondere die lokale Erwärmung, durch elektromagnetische Induktion erzeugt wird.
11.Verfahren nach Anspruch 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Erwärmung, insbesondere die lokale Erwärmung, mittels Mikrowellen erzeugt wird.
12. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Entfernungsbereich (10) ein Korrosionsprodukt ist, und dass mit dem Verfahren die Korrosionsprodukte (10) Aluminiumoxid (A1203) und/oder Kobaltoxid (Co02) und/oder Titanoxid (Ti02) entfernt werden.
13. Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4 oder 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Schädigung des Entfernungsbereichs (10) durch Sandstrahlen erfolgt.
14. Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4 oder 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Schädigung des Entfernungsbereichs (10) durch einen Thermoschock erfolgt.
15. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass der Thermoschock durch zumindest teilweise AufSchmelzung und anschließende Abkühlung des Entfernungsbereichs (10) erzeugt wird.
16. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass die AufSchmelzung durch einen Laser (28) erfolgt.
17. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass als Endreinigung eine Fluorionenreinigung (FIC) des Bauteils (1) erfolgt, um den Entfernungsbereich (10) vollständig zu entfernen,
18. Verfahren nach Anspruch 20, dadurch gekennzeichnet, dass in einem der letzten Verfahrensschritte der geschädigte Entfernungsbereich (10) durch eine Säurebehandlung vollständig entfernt wird.
19. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass
" - der Entfernungsbereich (10) auf einem metallischen Substrat (4) vorhanden ist.
20. Verfahren nach Anspruch 22, dadurch gekennzeichnet, dass das Substrat (4) eine nickel-, kobalt- oder eisenbasierte Superlegierung ist.
21. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Entfernungsbereich (10) als Schicht auf einer MCrAlX- Schicht vorhanden ist, wobei M für zumindest ein Element der Gruppe Eisen, Kobalt oder Nickel steht, sowie X für Yttrium und/oder zumindest ein Element der seltenen Erden steht.
22. Verfahren nach Anspruch 1 oder 23, dadurch gekennzeichnet, dass der Entfernungsbereich (10) metallisch ist,
23. Verfahren nach Anspruch 1 oder 23, dadurch gekennzeichnet, dass der Entfernungsbereich (10) keramisch ist,
24. Verfahren nach Anspruch 1, 24 oder 25, dadurch gekennzeichnet, dass der metallische Entfernungsbereich (10), insbesondere als Schicht, Korrosionsprodukte aufweist.
25. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Bauteil (1) ein Bauteil (1) einer Gas- (100) oder Dampfturbine (300, 300), insbesondere eine Lauf- oder Leitschaufel (120, 130) oder eine Brennkammerauskleidung (155) ist.
6. Verfahren nach Anspruch 1 oder 26, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren mit einem Bauteil (1), das wiederaufgearbeitet werden soll, durchgeführt wird.
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