Внутренняя работа и внутренний КПД турбинной ступени

Определив все внутренние потери в ступни, можно записать выражение для внутренней работы (удельной внутренней работы, производимой 1 кг/пара)

(2.8.12)

где - сумма потерь энергии на окружности;

- сумма внутренних потерь, без учета .

Внутренний КПД турбинной ступени - это отношение внутренней работы к располагаемому теплоперепаду в ступени

(2.8.13)

Внутренний КПД, учитывающий все внутренние потери энергии, является более полной характеристикой экономичности ступени.

Он, как и КПД на окружности, существенно зависит от скоростной характеристики (отклонение скоростей). Характер этой зависимости показан на рис.59, из которого видно, что характер зависимости аналогичен зависимости .

Процесс преобразования энергии пара на диаграмме h-s для реактивной турбинной ступени с учетом внутренних потерь изображен на рис.60.

От действия личного состава в значительной мере зависит поддержание КПД турбинных ступеней и всей турбины на расчетном уровне, определенном ее конструкцией. Рассмотрим эксплуатационные факторы, влияющие на внутренние потери энергии и КПД турбинных ступеней.

Из всех внутренних потерь энергии следует выделить потери в направляющих (q_α) и рабочих (q_s) решетках, которые имеют наибольшую величину, а также подвержены наибольшему влиянию эксплуатационных факторов, зависящих от действий личного состава. Величина профильных и концевых составляющих этих потерь энергии определяется состоянием поверхности лопаток, ротора и внутренних поверхностей корпуса турбины в районе проточной части.

При эксплуатации турбин состояние поверхности лопаток определяется процессами коррозии, эрозии, а также величиной солеотложений, которые увеличивают шероховатость поверхности лопаток, ротора и корпуса, изменяют конфигурацию профилей лопаток и межлопаточных каналов, турбулизируют пограничный слой, изменяют характер движения парового потока и существенно увеличивают потери энергии. Процессы коррозии, эрозии и солеотложений связаны с параметрами пара.

Коррозионный износ является основным видом износа элементов проточной части турбины, как во время ее работы, так и при бездействии. При работе турбоагрегата факторами, ускоряющими коррозионные процессы, являются повышение содержания кислорода и солей во втором контуре. Личному составу необходимо строго соблюдать установленный эксплуатационными документами водный режим второго контура, поддерживая нормы по кислородосодержанию. Нормальная величина кислородосодержания обеспечивается поддержанием воздушной плотности конденсационной установки и систем, связанных с ней и находящихся под вакуумом, обеспечением нормальной работы концевых уплотнений турбин, деаэрационных устройств и ионообменных фильтров, поддержанием установленной величины переохлаждения конденсата в конденсатосборник (допустимое переохлаждение конденсата на более 1-2 С⁰). Установленные нормы содержания солей во втором контуре при работе турбоагрегата обеспечиваются поддержанием водяной плотности теплообменных аппаратов, охлаждаемых забортной водой (главного конденсатора, конденсаторов эжекторов, холодильных машин и др.), недопущением скопления воды в трюме турбинного отсека, откуда вода повышенной солености может попасть во второй контур. Необходим периодический контроль кислородосодержания и содержания солей в установленных точках по приборам и путем лабораторного химического анализа.

При бездействии паротурбинной установки коррозия внутренних полостей турбин также имеет место. Ее интенсивность может быть даже значительно большей, чем при работе установки. Основным условием предупреждения коррозии при этом является качественное осушение (удаление влаги и влажного воздуха) из внутренних полостей турбоагрегата и связанных с ним систем после вывода ПТУ из действия и периодически в период бездействия.

При хранении ПТУ необходимо исключать попадание влаги во внутренние полости конденсаторов и турбин, обеспечивать герметизацию их от отсечного воздуха, содержащего пары воды и кислорода, поддерживать рекомендованные правилами эксплуатации температуру и влажность воздуха в турбинном отсеке (температура не менее 10 С⁰, влажность не более 85%).

При длительном хранении герметизация внутренних полостей турбин от отсека обеспечивается путем установки на вал турбины специальных приспособлений для укупорки.

Процессы эрозии от действия капель воды характерны для лопаточного аппарата последних ступеней турбин, работающих в области влажного пара. Увеличение влажности пара в последних ступенях турбины и распространение влажно-парового на другие ступени связано с уменьшением температуры пара перед маневровым устройством и приводит к росту потери энергии от влажности, а также резкому ускорению эрозионного износа лопаток. Для предотвращения этого необходимо следить за поддержанием установленного значения температуры пара перед маневровым устройством. Существенное влияние на интенсификацию эрозионных явлений оказывают повышение солесодержания рабочего тела и коррозионные процессы во втором контуре. Продукты коррозии и солеотложений, двигаясь в паровом потоке с большой скоростью, ускоряют эрозионный износ лопаточного аппарата. Известны случаи большого аварийного засоления второго контура, когда проточная часть турбины в такой степени забивалась солями и продуктами коррозии, что невозможно было провернуть турбину.

Для сохранения расчетного значения внутреннего КПД турбоагрегата необходимы грамотная его эксплуатация на основе глубокого понимания физических процессов, строгий контроль за указанными выше параметрами во время работы и при бездействии ПТУ.