За последние пятьдесят лет было проведено множество исследований и расчетов для понимания физических процессов в турбине при работе на влажном паре. Накоплен большой практический опыт и удовлетворительно решены многие важные проблемы. Но, несмотря на это, знания в этой области несовершенны.

Перед производителями ставится вопрос о необходимости повышения максимальной мощности турбины. По мере приближения к этой цели, возникает проблема влагообразования в потоке пара. Это существенно снижает КПД турбоустановки и изнашивает оборудование. Наличие влаги в проточной части оказывает сильное влияние на движение потока, его термодинамические характеристики, а примеси в жидкой фазе негативно сказываются на прочности и надежности металла, вызывая коррозию. В настоящее время основным путем повышения экономичности турбины является улучшение аэродинамики паровой турбины.

В данной статье сделан обзор на физические процессы, происходящие в турбине с влажным паром, а также на несколько способов влагоудаления в проточной части. 

1.АНАЛИЗ И ФОРМУЛИРОВКА ПРОБЛЕМЫ УЧЕНЫМИ В 20 ВЕКЕ

Еще в 1910 году Бауман установил на основе измерений расхода пара на конденсационных турбинах [5], что возникновение расширения в области влажного пара влечет за собой снижение эффективности. Вскоре за этим последовала теория, предложенная Мартином [6], в которой, на основе результатов экспериментов с соплами, предполагалось, что расширение в турбине происходит не при термодинамическом равновесии, а при постоянном сильном переохлаждении. 

В 1927 г. фон Фрейденрайх [7] представил формулу потери влаги на основе предположения, что водная фаза движется медленнее, чем пар, но обладает такими же треугольниками скоростей, что и последний. Он также провел первые измерения КПД паровой турбины с заметным изменением конечного содержания влаги и пришел к более резкому ухудшению КПД, чем у Баумана. 

В 1928 г. Церковиц [8] сформулировал плодотворную концепцию «неоднородного расширения», в которой водной фазе не сообщается никакого кинетического движения, и сделал из этого выводы относительно потери влаги. 

В своей книге о паровых турбинах Флюгель подводит итоги полученных знаний начала тридцатых годов. Он упоминает начальное переохлаждение после пересечения линии насыщения и последующий внезапный переход к термодинамическому равновесию (линия Нильсона), но подчеркивает, что основную причину потерь влаги следует искать в тормозном эффекте из-за больших капель.

Большинство многочисленных публикаций, появившихся во второй половине 30-х годов, были посвящены эрозионным повреждениям и предложениям по их устранению. Частые случаи катастрофического повреждения профиля, очевидно, укрепили убеждение в том, что вода образует преимущественно крупные капли. 

После Второй мировой войны, становится все более модным говорить о дренажных устройствах «чрезвычайной эффективности». Тем не менее, нельзя скрыть подозрение, что эти утверждения в некоторых случаях были вызваны благим мышлением и психологией продаж, а не надежными измерениями. 

На конденсационных турбинах тщательные и очень сложные измерения не проводились. В очень короткие сроки был получен важный результат: эффективность ступеней низкого давления может быть значительно повышена за счет улучшенного формования. 

В результате мы теперь предполагаем, что потери от влажности будут несколько более значительными, чем считалось раньше (максимум от половины до двух третей от значения, указанного Бауманом). Согласно наблюдениям, которые позволили увидеть внутреннюю часть турбины с влажным паром, видимость внутри турбины сильно зависела от густого тумана в случаях, когда содержание влаги было значительным. Гигантские капли воды можно было наблюдать в существующих отрывных зонах.

2. ФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В ТУРБИНЕ С ВЛАЖНЫМ ПАРОМ      

В этом разделе приведено сжатое представление о наиболее важных физических процессах, происходящих в турбине с влажным паром. 

На практике турбина может работать с влажным паром в двух случаях: 

  1. Турбина на самом входе питается насыщенным или даже влажным паром (например, на АЭС).
  2. Изначально перегретый пар становится влажным в ходе расширения (конденсационные турбины); 

В последнем случае под термином «турбина с влажным паром» мы подразумеваем часть турбины, начинающуюся со стадии, на которой пар достигает насыщения. Рассмотрим, что происходит со влагой в потоке при проходе  через ступень паровой турбины.

Вода, захваченная рабочими лопатками, образует тонкие жидкие пласты (которые часто сжимаются, образуя отдельные водяные полосы) и течет в определенном направлении под действием трения с паром или под действием центробежной силы. На лопатках статора вода движется только за счет трения, поэтому она течет в направлении потока пара. Фактически, он останавливается только в области задней кромки и собирается там. В результате образуются большие капли воды, которые свисают на задней кромке и удерживаются в постоянной вибрации потоком пара. Время от времени некоторые из них отрываются. Эти оторванные капли могут быть довольно большими в течение первых нескольких мгновений (порядка 1 мм). Но очень скоро они разбиваются на множество мелких кусочков потоком пара. Средний размер капель, которые в конечном итоге образуются, обычно составляет от 10-4 до  10-5 м (в зависимости от плотности и скорости пара), так что они на несколько порядков больше, чем капли тумана, которые самопроизвольно образуются в паре. 

Имеется очень много исследований, оригинальных публикаций и хороших обзоров по явлениям эрозии. Однако реальный механизм, вызывающий точечную коррозию, по сей день остается в значительной степени загадкой.

Фотография движения капель при продувке на натурном стенде

Рисунок 1 — Фотография движения капель при продувке на натурном стенде

На основе понимания процессов, происходящих в турбине с влажным паром, мы можем вычислить те потери, которые происходят из-за свойств влажного пара. Установлено, что потери влаги бывают самых разных видов. Есть три процесса, которые приводят к особенно большим из них: 

— попадание капель — капель тумана и крупных капель — на профиль («потери на торможение»), 

— унос, ускорение и т.д. капель паром в результате трения («унос-потери») 

— термодинамические потери, которые зависят от степени переохлаждения. 

Сложность состоит в том, что эти потери тяжело с точностью оценить при проектировании проточной части турбины, чтобы узнать, насколько существенно они скажутся на конечной мощности и КПД машины.

На практике же для снижения потерь от влажности используют специальные методы сепарации пара.

Читайте также: Как работает атомный энергоблок. Часть 2. КПД АЭС

3. МЕТОДЫ СЕПАРАЦИИ ПАРА

В зависимости от места удаления влаги можно различать четыре способа влагоудаления:

1. С поверхности сопловых лопаток и из каналов сопловых решеток
2. Из камер за сопловыми лопатками – в межвенцовом зазоре ступени
3. С рабочих лопаток и через камеры или каналы расположенные над рабочими лопатками
4. Из камер или специально выполненных каналов за рабочими лопатками

Рассмотрим подробно каждый из способов.

Влагоудаление с поверхности сопловых лопаток и из каналов сопловых решеток

В первом случае отсос пленки с поверхности сопловых лопаток может производиться через щели, расположенные в районе входных кромок, на внутренней поверхности профиля и в районе выходных кромок (как показано на рисунке 2).

Конструкции направляющих лопаток с щелями для удаления влаги показаны на рисунках ниже.

направляющие лопатки с щелями для сепарации пара в турбине на влажном паре
Рисунок 2- направляющие лопатки с щелями для сепарации пара
Влагоудаление из камер за сопловыми лопаткам

Второй метод используется для удаления тяжелых капель влаги, которые отбрасываются на стенки корпуса турбины из-за малых выходных углов α1 потока пара в межвенцовом зазоре за сопловыми лопатками. 

Такой вид сепарации требует значительных расстояний между кромкой сопла и входной кромкой рабочей лопатки. Кроме того, эффективность сепарации будет так же зависеть от конструктивного оформления щелей, удаляющих влагу.

сепарация за сопловыми лопатками
Рисунок 3 – сепарация за сопловыми лопатками
Влагоудаление с рабочих лопаток и через камеры или каналы

В третьем случае для лучшей эвакуации влаги и повышения эрозийной надежности на передней кромке профиля лопатки выполняют продольные пазы, из-за которых поверхность профиля приобретает зубчатую форму.

Зубчатая форма профиля
Рисунок 4 – Зубчатая форма профиля

Влага, попадая на спинку профиля течет по этим пазам к переферии и затем удаляется из камер над рабочими лопатками. Опыт эксплуатации Дрезденской АЭС показал, что таким способом можно удалять до 20% влаги на последних ступенях турбины.

Влагоудаление из камер или специально выполненных каналов

В последнем методе используется то, что рабочие лопатки на вращающемся колесе по своей природе являются хорошим сепаратором влаги. Под влиянием центробежных и кориолисовых сил влага поднимается по поверхностям лопаток к периферии и сбрасывается с колеса, обладая большими окружными и радиальными составляющими скорости. Таким образом, за рабочим колесом вблизи периферии образуются зона с повышенной концентрацией влаги. Ее отвод может осуществляться через щели в корпусе, расположенные над рабочими лопатками. На рисунке показана обычная схема удаления влаги за рабочими лопатками.

удаление влаги за рабочими лопатками в турбине на влажном паре
Рисунок 5 — удаление влаги за рабочими лопатками

К сожалению, пока еще не накоплен достаточный экспериментальный материал и не решен ряд теоретических задач движения влажного пара в турбинной ступени, чтобы количественно оптимизировать турбинную ступень, работающую с влажным паром. Пока приходится обходиться учетом качественного влияния ряда режимных и геометрических факторов на экономичность влажнопаровой ступени.

Статья из третьего выпуска интернет-журнала «Стройка Века» «Энергетика в эпоху декарбонизации». Поблагодарить авторов и получить в подарок красивую версию можно по ссылке.
Читайте также следующую статью выпуска:

Подписывайтесь на нашу рассылку, чтобы ничего не пропустить:

Подписаться на рассылку

Над статьей работали:

Авторы: Карпов А.Д., Волкова О.О.
Редакторы: Нестеров Иван, Рогов Л.В.
Эксперт: Вододохов Н.С., Федотов А.А.
Верстка: Карпов А.Д.

Источники
  1. Основы теории влажнопаровых турбин. Кириллов И.И., Яблоник Р.М., изд-во «Машиностроение», 1968 г., 264 с.
  2. Стыркович М.А., Полонский В.С., Циклаури Г.В. Тепломассообмен и гидродинамика в двухфазных потоках атомных электрических станций. М.: Наука, 1982, 370 с.
  3. Турбины тепловых и атомных электрических станций. 2-е изд. / Под ред. А.Г.Костюка, В.В.Фролова / А. Г. Костюк, В. В. Фролов, А. Е. Булкин, А. Д. Трухний. — Изд-во МЭИ Москва, 2001. — 488 с.
  4. Foundations of A Theory of The Wet-steam Turbine, G.Gyarmathy. FDT-TT-63-785 Date: 1966-08-04
  5. Baumann, K.: Some Recent Developments in Large Steam Turbine Practice. Engrg. Vol. 111 (1921).
  6. Martin, N.M.: A New Theory of the Steam Turbine. Engrg. Vol. 106 (1918).
  7. Freudenreich, J.V.: Der schädliche Einfluss der Dampfnässe in Dampfturbinen [Detrimental Effect of Wet Steam Turbines]. Brown Boveri Mitt [Brown-Boveri Bulletin]. Vol. 14 (1927).
  8. Zerkowitz, G.: Die Entspannung von Nassdampf in der Dampfturbinen [Expansion of Wet Steam Turbine]. Arch. f. Wärmewirtschaft und Dampfkesselwesen [Archives for Thermal and Steam-Boiler Engineering] Vol.10 (1929).

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *