Электронный учебно-методический комплекс по учебной дисциплине «Проектирование и эксплуатация турбин АЭС» для специальности 1-43 01 08 «Проектирование и эксплуатация атомных электрических станций»

1.В решетках сопловых и рабочих лопаток верхнего яруса возникают большие числа М и соответственно повышенные потери энергии.

2.Снижается эффективность выходного патрубка из-за стесненности выхода из верхнего яруса.

3.Повышаются концевые потери в решетках, так как уменьшается их относительная высота. Это относится не только к решеткам ступени Баумана, но

ик сопловой решетке последней ступени, в которой увеличивается осевой размер между ступенью Баумана и рабочими лопатками последней ступени.

4.Возникают дополнительные потери от перетечек пара из нижнего яруса в верхний в зазоре между соплами и рабочими лопатками ступени Баумана.

4.6Активные и пассивные методы защиты от эрозии в проточной части

турбин

Элементы паровых турбин, где происходит течение влажного пара, подвергаются воздействию капель и струй жидкости, вследствие чего возникает эрозионный износ.

В условиях работы паровых турбин во влажном паре можно выделить основные виды эрозии:

1.Ударная;

2.Кавитационная;

3.Щелевая (размыв).

Ударной эрозией называется износ рабочих лопаток вследствие непрерывного каплеударного контакта жидкой фазы парового потока с поверхностью рабочих лопаток.

Ударная эрозия рабочих лопаток особенно последних ступеней турбины, наиболее опасна, так как она существенно снижает их экономичность и надежность.

Кавитация - процесс образования, деления и схлопывания каверн (полостей) в жидкости вследствие динамического изменения давления и температуры.

Кавитационные явления при течении воды и жидких пленок в паровых турбинах наиболее характерны при течении в зазорах и элементах запорно-ре- гулирующей арматуры.

141

Эрозионно-коррозионный износ при щелевой эрозии характерен для стыков неподвижных деталей вследствие образования щели (зазора) из-за недостаточной плотности разъема.

Основные методы защиты от эрозии проточной части турбины разделяют на:

-активные;

-пассивные.

Активными методами защиты называют те методы, которые внедряются

впроцесс эксплуатации турбин. К активным методам относят следующие:

-удаление влаги из потока (выносная сепарация влаги, внутритурбинная сепарация влаги);

-испарение влаги (обогрев сопловых лопаток)

-управление дисперсностью влаги (внедрение поверхностно-активных веществ).

Пассивными методами защиты являются технологические методы при проектировании для снижения эрозионного износа. К ним относятся:

-технологические (высокохромистые стали, термообработка поверхностей, электроискровое упрочнение поверхностей, напайки из твердых сплавов, лопатки из титановых сплавов);

-конструкторские (переход на пониженную частоту вращения ротора, устранение зон концентрации влаги, плавное изменение проточной части, уменьшение толщины входных кромок лопаток, увеличение зазора между сопловыми и рабочими решетками.

Рассмотрим основные активные методы защиты.

1.Выносная сепарация влаги.

Выносная сепарация влаги представлена на рисунке 4.10

Рис. 4.10 Выносная сепарация влаги

142

Одним из весьма действенных способов является выбор параметров цикла, обеспечивающих приемлемую величину влажности в ступенях ЧНД, наиболее чувствительным к эрозии.

Для влажнопаровых турбин АЭС применяется цикл с одно- и двухступенчатым промперегревом. Применение промперегрева при слегка влажном или сухом насыщенном паре начальных параметров повышает экономичность турбоустановки по сравнению с установкой без промперегрева примерно на

1,5%.

Использование двух источников перегрева повышает выигрыш в экономичности и электрической мощности установки на 0,3— 0.5%.

В результате применения однократного двухступенчатого промперегрева за промперегревателем перед ЦНД может быть получен перегретый нар. Однако на вторую ступень требуется отвод пара около 3% от общего расхода свежего пара. На некоторых АП ГУ фирмы «Вестингауз» это количество составляло около половины расхода греющего пара, расходуемого в одноступенчатой схеме промперегрева.

Стремление к дальнейшему увеличению экономичности теплового цикла ПТУ обусловило применение двукратного промперегрева. Однако в процессе эксплуатации выгода от применения двукратного промперегрева снижается. Снижение выгоды объясняется большим количеством неплановых остановок, работой ПТУ со сниженными параметрами после первого промперегревателя, повышением сопротивления паропроводов из-за отложений в проточной части турбины и др. Применение двукратного промперегрева может быть оправдано только снижением конечной степени влажности за последней ступенью ЦНД в обычной ПТУ до уровня 4,5—5% против 10—12% в ПТУ с однократным промперегревом.

Снижение конечной влажности за ЦНД достигается также повышением давления в конденсаторе. В зависимости от технико-экономических расчетов турбоагрегат одного и того же типа из¬готовляется с различными значениями давления отработавшего пара н соответственно разными выходными частями и конденсаторами.

На конечную влажность за ЧНД влияет также величина разделительного давления — давления пара на входе в ЦНД. Разделительное давление находится на уровне 140 - 350 кПа. При таком давлении и наибольшей достижимой температуре перегрева свежим паром влажность за ЦНД составляет от 8 до 14%, что считается предельным для ЦНД этого типа.

143

Увеличение разделительного давления для указанных ЦНД возможно только при условии реконструкции их систем влагоулавливания внутри проточной части.

Следовательно, для турбин с начальным давлением пара 6 МПа разделительное давление должно быть равно 1,2—0.9 МПа.

2. Внутренняя сепарация влаги (влагоулавливание). Внутренняя сепарация влаги представлена на рисунке 4.11.

Рис. 4.11 Внутриканальная сепарация влаги

Периферийная сепарация - способ, при котором влага за счет инерционных сил отбрасывается к периферии ступени, где улавливается специальными камерами с влагозадерживающими выступами, и затем удаляется из проточной части турбины. Отвод влаги в область пониженного давления сопровождается отсосом некоторого количества пара, что приводит к снижению КПД ступени. При периферийной сепарации влагоудаление осуществляется из зазора за сопловой решеткой и с рабочих лопаток, а также из зазора за рабочими лопатками.

144

Рис. 4.12 Периферийное уплотнение в ступенях влажного пара:

а,б – за соплами последней ступени; в,г – за рабочими лопатками промежуточной ступени

Следует отметить, что окружная скорость крупнодисперсной влаги за рабочими лопатками, как правило, выше, чем перед ними. Поэтому эффективность влагоудаления за рабочими лопатками существенно выше, чем за сопловыми лопатками. На эффективность периферийной сепарации существенное влияние оказывает давление в потоке. Так, в ЦПД пляжно-паровых турбин АЭС эффективность влагоудаления существенно ниже, чем в ЦНД, и, кроме того, снижение аэродинамического качества периферийной части ступени за счет влагоотводящих камер приводит к дополнительным потерям энергии. Поэтому в ЦВД турбин АЭС целесообразно организовывать влагоудаление за ступенями, где производится отбор пара на регенерацию. В ЦВД турбин АЭС эрозионного разрушения рабочих лопаток не наблюдается.

Внутриканальная сепарация — способ, при котором влага, концентрирующаяся на поверхностях лопаточного аппарата турбины за счет сепарации капель в криволинейных каналах решетки, отводится через специальные щели. Внутриканальную сепарацию обычно выполняют в сопловых лопатках. Щели, через которые отсасывается пленка, соединяют с областью низкого давления, например с конденсатором, через внутреннюю полость сопловой лопатки. Весьма эффективно располагать щель на выходном кромке сопл. В этом случае практически вся крупнодисперсная влага отводится через щель. При отсутствии сепарации пленка, достигая выходных кромок лопаток, дробится потоком пара на крупные капли, которые, ударяясь о рабочую лопатку, вызывают эрозионный износ и создают тормозной момент на роторе турбины.

145

Снижение эрозионного износа за счет внутриканальной сепарации наглядно видно из опытов на турбине «Шкода», представленных на рисунке 4.13. В части рабочей лопатки, расположенной за щелью (зона II), эрозия практически не заметна, в зоне I, где концентрация влаги невелика, наблюдается небольшое эрозионное разрушение, в зоне III эрозия наиболее интенсивна.

Рис. 4.13 Проточная часть турбины «Шкода» со щелями на выходной части сопловых лопаток

Более эффективным и компактным видом влагоулавливания являются свободновращающиеся ступени-сепараторы, размещенные в ресиверных трубах. Отдельно скомпонованный узел ступени-сепаратора может быть установлен между фланцами ресивера. С влагоулавливанием неразрывно связано влагоудаление. К системам влагоудаления отнесем все конструктивные мероприятия по организации отвода влаги в систему влагоулавливания, т. е. системы организации движения влаги в отводящие устройства.

Имеются предложения по различным влагоудаляющим устройствам на рабочих лопатках влажнопаровых ступеней. Часть из них уже нашла применение в выпускаемых турбинах.

Экспериментами было установлено, что открытие канала периферийного сечения до горла на входной и выходной стороне не приводит к ощутимому снижению экономичности ступени. Между тем эффективность сепарации значительно увеличивается. Пример такой лопатки представлен на рисунке 4.13

146

Для упрочнения входных кромок лопаток со стороны спинки к ним припаиваются серебряным припоем накладки, изготовленные из стеллита. Стеллит — сплав на кобальтовой основе, обладающий высокой твердостью и износостойкостью. Стеллитовые накладки состоят из нескольких частей по длине лопатки для того, чтобы при тепловых расширениях уменьшить скалывающие напряжения в шве между накладками и лопаткой (рис. 4.14).

В турбинах АЭС, работающий на радиоактивном паре, нельзя применять сплавы на кобальтовой основе по условиям радиационной безопасности. Поэтому на ряде заводов производят поверхностную закалку входных кромок лопаток или электроискровым методом наплавляют на поверхность лопаток твердый сплав.

Рис. 4.14 Система влагоудаления рабочей лопатки с канавками на стеллитовых напайках выпуклой части входной кромки

К основным пассивным методам защиты от эрозии относят:

-технологические (высокохромистые стали, термообработка поверхностей, электроискровое упрочнение поверхностей, напайки из твердых сплавов, лопатки из титановых сплавов);

-конструкторские (переход на пониженную частоту вращения ротора, устранение зон концентрации влаги, плавное изменение проточной части, уменьшение толщины входных кромок лопаток, увеличение зазора между сопловыми и рабочими решетками).

147

Высокой стойкостью к эрозии и коррозии при работе во влажном паре обладают хромоникилевые аустенитные стали 12Х18H10Т, 12Х18H9Т и

12Х18H12Т.

Высокохромистые аустенитные стали весьма дороги, поэтому, по возможности, детали турбины изготовляют из углеродистых сталей, а места ожидаемой эрозии защищают эрозионно-устойчивыми материалами.

Из электрофизических методов (электроискровой, электро-импульсный, анодно - механический, закалка ТВЧ) наиболее эффективна закалка входных кромок токами высокой частоты (см. рисунок 4.15).

Электроисковое упрочнение заключается в том, что следует ожидать эрозии, наносится металл электрода - твердый сплав Т15K6 (79% карбида воль-

фрама, 15% Ti и 6% Co).

Рис. 4.15 Область лопатки подвергаемая закалке ТВЧ

Поверхность лопатки становится шероховатой и задерживает влагу в виде пленки, которая демпфирует соударение.

Стеллит - это литой твердый сплав, имеющий невысокую твердость, но значительную износостойкость и высокую химическую стойкость.

Химический состав стеллитов колеблется в пределах: 2...4% С, 25...33% Cr, 10...25% W, 35...55% Co, 0...10% Fe. Кобальт (Co) частично может быть за-

менен никелем.

Стеллитоподобные сплавы типа СОРМАЙТ и СМЕНА по своим свойствам резко отличаются от стеллитов: хрупки и менее химически устойчивы.

Стеллит, в виде напайки отдельными пластинами применяют для защиты входных кромок периферийных сечений рабочих лопаток последних ступеней от ударной эрозии.

Входную кромку, со стороны спинки, покрывают почти на 50% длины лопатки.

Недостатки:

148

1.Коэффициенты линейного расширения материала лопатки и стеллитовых накладок существенно различны. Возможен отрыв накладок.

2.Для одноконтурных АЭС не разрешается применение стеллита из-за содержания в нем кобальта.

Титановые сплавы, например Т15K6 (15% - титан, 6% - кобальт, основа

-железо) имеют повышенную коррозионно-эрозионную стойкость по сравнению с лопаточными сталями.

Недостатки:

1.В 3...7 раз дороже высокохромистых сталей.

2.Трудоемкость механической обработки почти в 10 раз больше обработки лопаток из стали.

На периферии рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин АЭС с n = 50 1/с скорость отдельных сечений рабочих лопаток достигает 500...660 м/с при местной скорости звука примерно 330...340 м/с.

Каплеударный контакт на периферии (капля == поверхность) реализуется при сверхзвуковых скоростях.

Переход с n = 50 1/с на n = 25 1/c позволяет снизить окружные скорости рабочих лопаток и тем самым уменьшить ударную эрозию периферии рабочих лопаток.

В проточной части турбины не должно быть зон концентрации влаги и зон вихреобразования. По этой причине разъемы неподвижных деталей турбины принято сболчивать, а там где можно - соединять путем сварки.

Профиль проточной части должен быть плавным, во избежание отрыва потока и образования вихревых зон, вызывающих во влажном паре эрозию элементов проточной части.

При работе во влажном паре скругленная входная кромка подвержена каплеударной эрозии. Это ухудшает аэродинамическое качество лопаточного аппарата и снижает экономичность проточной части турбины.

Удлиненная входная кромка направляющих лопаток чувствительна к изменению угла атаки потока, но уменьшает каплеударную эрозию.

В последних ступенях турбины, где возрастает доля крупнодисперсной, наиболее эрозионно-опасной влаги, увеличивают зазор между турбинными решетками до 100...300 мм.

Это позволяет разогнать в зазоре влагу и уменьшить угол атаки профилей турбинных решеток.

149

4.7 Работа ступени при переменном режиме

При проектировании и изготовлении турбины профили и геометрические размеры сопловых и рабочих решеток каждой ее ступени выбирают и выполняют в металле для одного определенного расчетного режима: для заданных параметров и расхода пара, располагаемого теплоперепада, частоты вращения и т.п. Для этого расчетного режима находят скорости потока пара, строят треугольники скоростей, выбирают степени реактивности, наконец, определяют КПД ступеней.

В процессе эксплуатации значительную часть времени турбины работают в режимах с различными расходами пара, в режимах пуска и останова, нередко с отклонениями начальных и конечных параметров пара, возможен и занос солями проточной части турбины, а также работа с удаленными рабочими лопатками отдельных ступеней и нарушенной геометрией решеток за счет подгиба кромок лопаток.

Для того чтобы правильно оценить изменение экономичности и надежности работы турбины и ее отдельных ступеней при встречающихся отклонениях от расчетного режима, необходимо при этих отклонениях производить тепловые, а иногда и прочностные расчеты турбины с неизменными профилями и геометрическими размерами сопловых и рабочих решеток.

При изменении нагрузки турбины, а следовательно, и расхода пара, при отклонении параметров пара от номинальных режимные характеристики ступени H0, ucф , ρ и другие могут значительно отличаться от расчетных.

В стационарных турбинах, работающих на электростанциях с постоянной частотой вращения, окружные скорости при изменении нагрузки турбины сохраняются постоянными. Теплоперепады при этом изменяются, причем в различных ступенях по-разному. Наибольшим изменениям подвергаются теплоперепады последних ступеней и регулирующих ступеней турбин с сопловым парораспределением.

Рассмотрим, как изменяется тепловой процесс ступени при изменении ее теплоперепада. Предположим, что в основу подбора профилей и геометрических размеров сопловых и рабочих решеток рассматриваемой ступени были положены расчетные треугольники скоростей.

Допустим, что при нерасчетном режиме теплоперепад этой ступени уменьшился. Значит, уменьшится и абсолютная скорость с11 c1 истечения пара из сопловой решетки (рис. 4.16) и возрастет отношение скоростей ucф .

150