Parní turbíny a kondenzátory

8. přednáška

Autor: Jiří KučeraDatum: 19.12.2018

1

Turbíny na sytou vstupní páru

• Proudění mokré páry

• Turbíny na sytou páru a jejich zvláštnosti

• Erozní působení mokré páry

• Opatření pro omezení účinků eroze

• Systém odvodnění

OBSAH

2

Poruchovost parních turbín a údržba

Proudění mokré páry

3

4

Proudění mokré páry

Strana 63

mm

m

m

mx

′′+′′′

=′′

=

mm

m

m

my

′′+′′

=′

=Platí : y = 1-x. U mokré páry v rovnovážném stavu je teplota funkcí tlaku [tsyt = f(p)] => Tlak a teplota nejsou nezávislé parametry.

Mokrá pára v parních turbínách

V několika koncových stupních kondenzačních turbín v klasických elektrárnách a ve většině stupňů

turbín v jaderných elektrárnách s tlakovodním nebo varným reaktorem expanduje pára pod horní

(pravou) mezní křivkou. Mokrá pára proudící těmito stupni má kapalnou fázi ve formě mlhy, jemných

kapiček, disperzního stavu (tj. kapek vody různé velikosti) nebo vodního filmu (vodní film se pohybuje

po lopatkách směrem k omezujícím stěnám).

Mokrá pára v rovnovážném stavu

Stav mokré páry v rovnovážném stavu je dán jejím tlakem nebo teplotou a její suchostí x (nebo její vlhkostí y).

Suchost páry je definována jako poměr hmotnosti parní fáze k celkové hmotnosti mokré páry .

Vlhkost páry y je poměr hmotnosti kapalné fáze k celkové hmotnosti páry

5

Proudění mokré páry

Strany 63÷64

Expanze páry začínající nad horní mezní křivkou a končící v oblasti mokré páry

Začíná-li expanze páry v dýze nebo v turbínovém stupni nad horní mezní křivkou a končí-li v oblasti mokré

páry, nenastane kondenzace páry v okamžiku přechodu mezní křivky. I pod mezní křivkou expanduje pára

jako přehřátá pára. K tomuto jevu dochází v případech vysoké rychlosti expanze, kdy také dochází k rychlému

poklesu tlaku páry. Pára je podchlazená a je v nestabilním stavu. Do rovnovážného stavu přechází až při

vzniku kapalné fáze.

Rychlost expanze

Důležitou veličinou při popisu expanze z přehřáté páry do oblasti mokré páry je rychlosti expanze �� .

aaa

a Pcp

p

c

d

dp

pP ⋅=

∂∂⋅−=⋅−=ξτ

1&

osová složka rychlosti

osová délková souřadnice v turbíně

( )∫=a

aa

a

c

dξ

ξξτ

0

doba proudění

aaa

pp

pP

ξξ ∂∂−=

∂∂⋅−= )(ln1logaritmický

axiální tlakový spád

6

Proudění mokré páry

Přesycení a podchlazení páry

Při expanzi z přehřáté páry do oblasti mokré

páry, je pára až k bodu B v přehřátém stavu. V

oblasti bodu B dochází ke spontánní

kondenzaci páry. V rovnovážném stavu

odpovídá tlaku p teplota ts(p). Ve skutečnosti

má pára teplotu td. Je tedy podchlazená.

Podchlazení se vyjádří : Δt = ts(p) - td.

Pozn.: Velikost podchlazeni páry závisí na

velikosti kapek vody. Velikost kapek vody je

úměrná rychlosti expanze �� .

Nerovnovážnost stavu se dá vyjádřit kromě podchlazení i hodnotou tzv. přesycení, popř.

logaritmického přesycení. Ty jsou definovány jako poměr tlaků : resp. jeho logaritmus.

)( dS tp

p=ΠZměřený tlak

Tlak sytosti odpovídající změřené teplotě td

Přesycení)(

lnlndS tp

p=Π=ΛLogaritmické přesycení

Strany 64÷65

7

Proudění mokré páry

Ztráta spojená s podchlazením

Při podchlazení je měrný objem páry menší než v rovnovážném stavu. Vykonaná práce

je menší než práce, kterou by vykonala

pára v rovnovážném stavu. Poměrné zmenšení hodnoty entalpického spádu H0 se nazývá ztráta podchlazením. Tato ztráta je cca 2,5 % ÷ 5% (ze spádu dotčeného stupně).

Křivka xB (resp. y)= konst, při níž dojde k prudké (spontánní) kondenzaci, se nazývá

Wilsonova linie. Nejedná se o pevnou hranici. Kondenzace může začít dříve, nebo později. Hlavní význam má rychlost expanze �� .Při výpočtech proudění v oblasti mezi křivkou x = 1 a křivkou xB = konst se předpokládají parametry mokré páry shodné s párou přehřátou.Kondenzace ve Wilsonově bodu je spojena se vzrůstem entropie.

xB=0,977

Strany 65÷66

∫ ⋅= dpvH0

8

Specifika proudění mokré páry v lopatkových mřížích

- Expanze páry je provázena opožděnou kondenzací - podchlazením.

- Na vstupu do lopatkování může pára obsahovat kapky vody různé velikosti.

- Trajektorie kapek se liší od proudnic proudu páry (*)

- Na povrchu profilu lopatek a na omezujících stěnách mezilopatkových kanálů se tvoří vodní film,

který má různou tloušťku i tvar povrchu.

- V mezilopatkovém kanálu dochází mezi fázemi k tření, výměně tepla a hmoty.

Strany 66÷68

(*) Tvar trajektorie kapek vody při pohybu

mokré páry v mezilopatkových kanálech

rozváděcích kol záleží na jejich velikosti.

- Velmi malé kapky o průměru dk < 1 ÷ 5 μm

( v závislosti na tlaku) sledují proudnice

základního proudu.

- Kapky o větším průměru se odchylují od

proudnic tím více, čím je větší jejich průměr.

- Velké kapky o dk > 50 ÷ 100 μm se pohybují

kanálem nezávisle na proudu páry.

1- oblast proudu

kapek za odtokovou

hranou;

2 a 3- odtrhávající se

proudy kapek;

4- odražený proud

kapek.

Schéma pohybu částic kapaliny v mezilopatkovém kanálu rozváděcí mříže

9Strana 68 a opakování z Přednášky 4.

Při proudění mokré páry dochází ke zvýšeným ztrátám. Rekapitulace příčin:

• zvýšení třecích ztrát ve vodním filmu a v mezní vrstvě tvořené dvoufázovým prostředím,

• ztráty energie proudu páry spotřebované na urychlení vodních kapek,

• tření mezi oběma fázemi,

• zvětšení úplavu rozpadem vodního filmu na odtokových hranách lopatek a tím i zvýšení vířivosti

proudu,

• zintenzivnění sekundárních proudění ve válcových oblastech ohraničujících mezilopatkový

kanál, na němž se účastní i kapalná fáze.

Příklady vztahů pro ztrátu vlhkostí :

• Základní Baumannovo pravidlo : ξx = 1 - x (kde x je střední suchost ve stupni).

( ) 2/20 yykx +⋅=ξ• Baumannovo pravidlo s empirickým koeficientem k

• Baumannovo pravidlo s empirickým koeficienty k1,k2

( ) Sx Kyyk ++⋅= 20ξ• Baumannovo pravidlo s empirickými koeficienty k, Ks

2201 ykykx ⋅+⋅=ξ

Ztráty spojené s prouděním mokré páry - tzv. „ztráty vlhkostí“

Proudění mokré páry - ztráty

Turbíny na sytou páru

a jejich zvláštnosti

10

11

Turbíny na sytou páru a jejich zvláštnosti

Zdroje : Krajíc str. 165, tabulka PT157 a prezentace P.Milčáka„Regenerace“ pro pracovníky Doosan Škoda Power

Turbíny na sytou páru

nejčastěji nacházíme v jaderných elektrárnách s

tlakovodními reaktory, ale nově je můžeme najít i u

některých elektráren s obnovitelnými zdroji, kde je z různých

důvodů nízká vstupní teplota - může jít o elektrárny solární

(CSP - parabolic through), geotermální elektrárny nebo

spalovny odpadů (*).

Problémy které vznikají vlivem zvýšené vlhkosti protékající

páry mají tyto turbíny společné, proto budou vyloženy

společně a ilustrovány na příkladu turbín pro jaderné

elektrárny.

(*) Pára u těchto typů turbín může být i přehřátá, ale kvůli

nízké teplotě je její přehřátí malé a problémy se zvýšenou

vlhkostí jsou obdobné turbínám na sytou páru, proto budou

diskutovány společně.

12

Turbíny na sytou páru a jejich zvláštnosti

Zdroje : Krajíc str. 165, tabulka PT157 a prezentace P.Milčáka „Regenerace“ pro pracovníky Doosan Škoda Power

Specifika turbín pro jaderné elektrárny

• Mají velký výkon a malý entalpický spád, což vede k velkým

hmotnostním průtokům páry průtočnou částí.

• Proto mají vysokotlaká tělesa v dvouproudém uspořádání a

několik dvouproudových NT dílů. Při dvouproudé konstrukci

těsní vnější vysokotlaké ucpávky páru jen o tlaku odpovídajícím

výstupní páře z vysokotlakého dílu.

• Podíl nízkotlakých dílů na celkovém výkonu je 40 ÷ 60 % (turbína

1000 MW v ETE 60 %).

• Vzhledem k tomu, že turbíny v jaderných elektrárnách

zpracovávají menší celkový tepelný spád než turbíny v klasických

tepelných elektrárnách, je vliv ztráty výstupní rychlostí v

turbínách na sytou páru vyšší než v turbínách na vysoké

parametry.

• Turbíny v jaderných elektrárnách mají kvůli eliminaci problémů s

vlhkostí páry použitou vnější separaci vlhkosti a přihřívání páry.

13

Separace vlhkosti a přihřívání páry u turbín v jaderných elektrárnách

Strana 240÷242

Separace vlhkosti a přihřívání páry

14Strany 240÷242

Ideální oběh (izoentropická expanze) jaderné elektrárny s tlakovodním reaktorem v T-s diagramu

• V separátoru se z páry vystupující z vysoko-

tlakého dílu o bilanční vlhkosti 0,12 ÷ 0,13

odlučuje voda.

• Ve skutečnosti bývá skutečná vlhkost nižší, než je

vlhkost bilanční. U bloků VVER 440 a VVER 1000

provozovaných v ČR se vlhkost páry za

vysokotlakým dílem turbíny pohybuje v rozmezí

0,05 ÷ 0,07 (zbytek vlhkosti byl odveden

odvodněním stupňů VT dílu)

• Separací páry se zvyšuje termodynamická

účinnost turbíny, protože se sníží ztráty vlhkostí v

NT dílu

• O málo se zvyšuje i tepelná účinnost cyklu,

neboť teplo z odloučeného separátu se využívá v

regeneračním systému.

• Vlhkost páry za separátorem bývá cca 0,005.

Separace vlhkosti a přihřívání páry

Separace vlhkosti a přihřívání páry u turbín v jaderných elektrárnách

15

Separace vlhkosti a přihřívání páry

Strany 240÷242

Porovnání oběhu s přehříváním a přihříváním páry a oběhu v jaderné elektrárně s tlakovodním reaktorem se separací a přihříváním páry

• Odloučený separát se využívá v regeneračním

systému. Shromažďuje se ve sběrači a odtud se

čerpá čerpadlem separátu do některého z

regeneračních ohříváků. Nejčastěji se zavádí do

napájecí nádrže.

• V přihříváku se pára ohřívá do stavu přehřáté

páry na teplotu cca 247 °C (jež je odvozená z teploty

sytosti topné páry). Jako topná pára se používá pára

odebíraná z parovodu ostré páry před turbínou

nebo z vysokotlakých odběrů pro regenerační

ohřev kondenzátu.

• Přihřívání může být vícestupňové. Například v

1. stupni se používá pára z regeneračního

odběru turbíny a ve 2. stupni ostrá pára z

parovodu.

• Přihříváním se tepelná účinnost cyklu nezvy-

šuje, protože teplota, při které se přivádí teplo,

je nižší než v základním cyklu - viz obrázek.

16Strana 240÷242

• Součástí systému je dochlazování kondenzátu topné

páry (viz linie (A) v obrázku) v podchlazovačích

chlazených napájecí vodou. Kondenzát je zaveden do

některého z regeneračních ohříváků. Nejčastěji do

napájecí nádrže.

Separace vlhkosti a přihřívání páry

• Stabilizační pára - nezkondenzovaná topná pára

z přihříváku (viz linie (D) v obrázku) , používaná

v horizontálních separátorech - přihřívácích pro

zamezení pulzací ve vodorovných hadech se

zavádí do vysokotlakých ohříváků.

17Strana 243÷244

Separace vlhkosti a přihřívání páry

Volba dělícího tlaku pd , při kterém se

provádí separace vlhkosti a přihřívání páry

Dělící tlak páry při separaci-přihřívání se volí takový, aby odpovídal tzv. termodynamickému optimu, kdy je největší tepelná účinnost oběhu. Se zvyšováním dělícího tlaku

roste tepelná účinnost cyklu, ale klesá termodynamická

účinnost vlivem zvyšující se vlhkosti páry. Naopak při nízkém dělícím tlaku bude nízká tepelná účinnost cyklu a nízká vlhkost páry v koncových stupních nízkotlaké části.

18Strana 243÷244

Separace vlhkosti a přihřívání páry

Hlavní zařízení - separátor-přihřívák

• Separační zařízení bývá žaluziového typu. Jedná se o svisle

uspořádané bloky lamel z vlnitého plechu nebo může být

sestaveno ze skupin vysokorychlostních odstředivých

odlučovačů.

• Separační zařízení bývá spolu s přihřívákem v jedné tlakové

nádobě, může však být jako samostatné zařízení umístěno co

nejblíže k výstupu páry z vysokotlaké části turbíny. Přihřívák v

oddělené tlakové nádobě je pak umístěn co nejblíže ke vstupu

páry do nízkotlaké části.

• Přihřívák páry tvoří trubkové teplosměnné plochy. Mohou být

provedeny z hladkých nebo žebrovaných trubek.

Podélný řez - horizontální separátor-přihřívák TG 1000 MW [ETE].

Příčný řez - horizontální separátor-přihřívák TG 1000 MW [ETE].

19Strana 243÷244

Hlavní zařízení - separátor - přihřívák

• U vodorovných přihříváků je část nezkondenzované

topné páry zavedena mimo přihřívák do tlakově

nejvýše umístěného vysokotlakého ohříváku.

Důvodem je zamezení tlakových pulzací vyvolaných

stykem topné páry se stagnujícím kondenzátem,

které by pak vedly ke zničení teplosměnných ploch.

• Vnitřní vestavby jsou z nerezových plechů.

• Ve výstupní části je provedeno stínění, aby přihřátá

pára nepřišla do styku s pláštěm tlakové nádoby

separátoru-přihříváku.

Další části zařízení

2. Sběrač separátu, odkud se odloučená voda čerpá

do tlakově vhodného regeneračního ohříváku

(ponejvíce do napájecí nádrže).

3. Čerpadla separátu.

4. Sběrače kondenzátu topné páry.

5. Pojišťovací ventily tlakové nádoby separátoru-

přihříváku.

20Tabulka : SZJE 51

Hlavní zařízení - separátor - přihřívák

Vertikální separátor - přihřívák

Erozní působení mokré páry

21

22

Erozní působení mokré páry

Strana 126

Směr rychlosti kapek vody w1´ je jiný než směr rychlosti páry. Úhel β1´ > β1. Oběžná lopatka má

náběžnou hranu navrženou na úhel β1. Kapičky vody dopadající na oběžnou lopatku pod úhlem β1´

způsobují erozi jejího povrchu. Povrch je pak nerovný a drsný. Erozi způsobují především kapičky

vody o velkém průměru (10 μm ÷ 500 μm).

Erozní působení mokré páry je možno popisovat na základě představy rychlostních trojúhelníků páry a kapiček vody :

23

Eroze lopatek turbíny

Strany 127÷128

Rychlost eroze závisí:

- Na kinetické energii kapek dopadajících na

oběžnou lopatku.

- Na velikosti vodních kapek.

- Na šířce mezery mezi rozváděcími a oběžnými

lopatkami. Čím je mezera širší, tím jsou

kapičky vody více rozdrobené a tím je rychlost

kapiček vody bližší rychlosti parního proudu.

Při tom roste součinitel skluzu rychlosti

(poměr rychlosti proudění vodních kapek a

proudu páry). Kapky pak způsobí menší erozi.

- Na počtu nárazů kapiček na jednotku plochy

povrchu lopatky.

Proudění kapalné fáze na výstupu z rozváděcí mříže je možno rozdělit do několika druhů:

- Kapičky vody nejmenšího průměru (< 5 μm) vyskytující se v páře ve formě mlhy, které prošly kanálem,

nedotýkaly se jeho stěn a mají rychlost prakticky shodnou s proudem páry. Ty erozi nezpůsobují.

- Kapičky, které se vytvořily odtržením z vodního filmu na stěnách kanálu (3).

- Kapičky, které se vytvořily odražením a odtržením kapek ze stěny lopatek (2 a 4).

- Kapičky vzniklé rozpadem filmu tekoucím přes odtokové hrany (1).

1- oblast proudu kapek za odtokovou hranou;

2 a 3- odtrhávající se proudy kapek; 4- odražený proud kapek.

Schéma pohybu částic kapaliny v mezilopatkovém kanálu rozváděcí mříže

24Strana 127

Velikost eroze lopatky turbíny v závislosti na její době provozu

• U dlouhých lopatek se eroze

materiálu lopatek zvětšuje od

paty ke špičce. Způsobuje to

jednak zvětšující se rozdíl úhlů

��´ a �� podél délky lopatky a

zvyšující se vlhkosti páry od

paty lopatky ke špičce lopatky.

• Poškození lopatek se mění v závislosti na čase.

V počáteční fázi je eroze velmi intenzivní. V druhé fázi dochází ke snížení rychlosti eroze. Ve třetí fázi již k úbytku materiálu prakticky nedochází.

• Erozí náběžných hran se

zmenšuje velikost tětivy. Při

velkém zmenšení délky tětivy

(udává se 0,2 až 0,3 délky

tětivy) může dojít k destrukci

lopatky.

Eroze lopatek turbíny

a) Aktivní prostředky, kterými se předchází erozním

účinkům vlhké páry

25

Opatření pro omezení účinků eroze

a1) Snížení vlhkosti páry před stupněm y0

a2) Konstrukční provedení průtočné části, které napomáhá

odvodu vlhkosti mimo turbínu nebo ke zmírnění jejího erozního

účinku

Strana 128÷129

a3) Snížení hodnoty (u/cf) pod optimální hodnotu

b) Pasivní ochrana pro zmenšení dopadů eroze

26

Aktivní prostředky předcházení erozním účinkům

Strana 128

1) Snížení vlhkosti páry před stupněm y0 :

• Zvýšením teploty vstupní páry při jejím stejném tlaku.

• Přihříváním páry v kotli v elektrárnách s klasickými parametry.

• Vnější separací vlhkosti a přihříváním páry v jaderných elektrárnách.

• Snížením tlaku vstupní páry nebo snížením dělícího tlaku přihřívání u fosilního bloku

• Snížením tlaku páry při vnější separací vlhkosti a přihřívání páry.

• Zvětšením tepelného spádu v posledním stupni turbíny.

Viz kapitola vnější separace vlhkosti a přihřívání v jader-nýchelektrár-nách

2) Konstrukční provedení průtočné části, které napomáhá odvodu vlhkosti mimo turbínu

nebo se zmírnění jejího erozního účinku

• Velké množství regeneračních odběrů, kterými se odvádí z obvodu stupňů vlhkost.

• Minimalizace míst, na kterých dochází ke koncentraci erozních účinků mokré páry (např. náhlé

změny tvaru průtočné části. výztuhy, tlumící dráty).

• Zvětšení axiální vzdálenosti mezi rozváděcí a oběžnou mříží včetně zvětšování osové mezery se

zvětšujícím se průměrem lopatkování (od paty ke špičce)

3) Snížení hodnoty (u/cf) pod optimální hodnotu

• V důsledku větší rychlosti expanze jsou menší kapky vody. Větší rychlost v mezeře mezi rozváděcími

a oběžnými lopatkami způsobí rozdrobení velkých kapek, které mají na erozi zásadní vliv.

27

Aktivní prostředky předcházení erozním účinkům

Strany 128÷129

2) Konstrukční provedení průtočné části, které napomáhá odvodu vlhkosti mimo turbínu

nebo se zmírnění jejího erozního účinku ( … pokračování)

• Odstranění vlhkosti z prostoru za rozváděcími lopatkami. V

zakřiveném proudu za rozváděcími lopatkami se působením

odstředivých sil dostává vlhkost k obvodu stupně. Odkud se

odvádí mimo těleso turbín. (Pozor na to, že pokud se s vodou

odsaje i pára, může se narušit proudění páry ve stupni a snížit

účinnost stupně).

• Takové provedení průtočné části, aby se vodní film na stěnách

vzniklý odstřikováním vody z oběžných lopatek nemohl dostat

zpátky do parního proudu.

• Odsávání vodního filmu z povrchu rozváděcích lopatek a odvod

vody mimo průtočnou část

Rozváděcí lopatka posledního NT stupně

28

Pasivní ochrana pro zmenšení dopadů eroze

Strana 129

Pasivní ochrana musí být provedena tak, aby zaručila vysokou odolnost lopatky v místech exponovaných

z hlediska eroze, ale nemá mít negativní vliv na mechanické vlastnosti základního materiálu lopatky a

nezpůsobit nepřijatelné zeslabení profilu lopatky.

Typy ochrany :

1. Použití materiálů odolných proti erozi, s dostatečnou houževnatostí jako

jsou nerezavějící oceli a titanové slitiny.

2. Úprava náběžné hrany lopatek v místech, kde dochází k intenzivní erozi

(oblast u špičky lopatky).

• Povrchové kalení.

• Ochrana materiály, které jsou odolné proti erozi, ale nejsou vhodné pro

celou lopatku. To jsou například stelitové pásky připájené stříbrnou

pájkou.

• Elektrojiskrové nebo plazmové nanesení tvrdé ochranné vrstvy z

rychlořezné oceli (WC+TiC+Co), wolframové slitiny nebo stelitu.

Různé způsoby realizace náběžné hrany z odolného materiálu

Zdroj obrázku A.S.Leizerovich : Steam Turbines for Modern Fossil-fuel Power Plants. str. 157

29

Eroze při výjimečných provozních podmínkách

Strana 129

Pozor - s růstem podílu výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů roste potřeba provozovat ostatní zdroje se sníženým výkonem - proto se dá očekávat, že problémy zde popsané budou v nejbližších letech častější !

U dlouhých lopatek posledního stupně se mění erozní účinky mokré páry se změnou zatížení turbíny.

Při malých výkonech turbíny zpracovává stupeň malý tepelný spád, takže je i malá rychlost c1. Kapičky vody se neroztříští, ani se neurychlí. Intenzita eroze je pak vysoká.

Eroze při sníženém zatížení

30

Eroze při výjimečných provozních podmínkách

Zdroje obrázků : • Flow conditions in the last stage during idling

operation, autoři : L. Tajč, L. Bednář, M. Hoznedl• HSB (The Hartford Steam Boiler Inspection & Insurance

Company)

(b)

(a)

Eroze od zpětného prouděníPři velmi nízkých zatíženích a zejména při chodu naprázdno není v oběžných lopatkách jednoznačný směr

proudění. Vlhká pára, která vystupuje z oběžných lopatek v oblasti blíže špičky, se ve víru vrací nazpět a

dopadá na odtokovou část lopatek u paty. Pokud se s párou budou vracet i kapičky vody může dojít u paty

lopatek z hlediska jejich pevnosti k velmi nepříjemné erozi.

Eroze výstupních hran od zpětného proudění.

Porovnání oblastí lopatky kde probíhá :a) standardní

(dopředná) eroze

b) eroze od zpětného proudění

31

Erozní koroze materiálu proudící vlhkou párou

Strany 136÷137

Při proudění mokré páry průtočnými částmi turbíny a potrubími vyrobenými z nelegovaných ocelí dochází ke korozně eroznímu napadení materiálu (zejména v ohybech). Mezi vodou ve vlhké páře a ocelovým materiálem probíhají dvě chemické reakce :

První reakce: Fe + 2 H2O + ½ O2→ Fe(OH)2 + H2O převládá při teplotách 120 °C ÷ 170 °C. Vzniká při ní na povrchu ocelových dílů vodou rozpustný hydroxid železnatý Fe(OH)2. Reakce by se zastavila, pokud by se voda v blízkosti ocelových stěn nasytila ionty železa. Vodní film s vysokým obsahem iontů železa je však prouděním odnášen a je nahrazován novým filmem z vlhké páry - bez iontů Fe. Tím dochází k trvalé erozní korozi materiálu.

Druhá reakce: 3Fe(OH)2 → Fe3O4 +2 H2O + H2 převládá při teplotách nad 170 °C. Je vítaná, neboť magnetit Fe3O4, který má prakticky stejný součinitel roztažnosti jako ocel, je ve vodě nerozpustný a pevně ulpívá na ocelových stěnách. Chrání ocelový materiál před korozí – rozpouštění železa ve vodě.

Ochrana proti erozní korozi:

• Použití materiálů odolných erozní korozi. Jsou to oceli legované chromem a niklem.

• Navařování vrstvy chromové oceli, niklové oceli nebo niklu na povrchy dílů z uhlíkové oceli.

• Dávkování chemikálií do páry, které erozní korozi materiálu zabraňují

• Používání vysoce alkalické páry (s pH 9,6 ÷ 10,2), která zamezuje erozní korozi. Vysoké alkality páry se

dosahuje dávkováním čpavku do trasy kondenzátu.

Systém odvodnění

32

33

Systém odvodnění

Zdroj : Provoz parních turbín ŠKODA v paroplynovém cyklu, Pavel Půlpán, BP, ZČU 2013 str. 20-21.

Zapojení odvodnění

Uzavírací armat.

odvaděče

Automa-tický

odvaděč

Ovládaný ventil

obtoku

Ruční ventil

pro seřízení obtoku

Jedním z klíčových systémů parních turbíny (a parních turbín na sytou

páru zvlášť) je systém odvodnění.

Průtočná část musí být navržena tak, aby se v ní ani trvale, ale ani během

nestandardních provozních stavů (např. při najíždění) nehromadil

kondenzát z páry nebo odloučená vlhkost z páry. Tj. vnitřní povrchy v

průtočné části musí být spádovány a v nejnižších místech jsou pak

otvory, jimiž zkondenzovaná nebo odloučená vlhkost opouští průtočnou

část a je potrubím a odvodňovacími armaturami odváděna do sběren

odstupňovaných podle tlaku v příslušném odvodňovaném místě. Sběrny

jsou potrubím propojeny s expandérem provozních kondenzátů, který

slouží pro uvolnění páry z přiváděných kondenzátů.

Trasy odvodnění vedoucích do sběren jsou opatřeny armaturami a

odvaděči kondenzátu, které za normálního provozu zajišťují odvodňování

automaticky + jsou opatřeny obtoky, které jsou při normálním provozu

uzavřeny. Obtoky jsou vybaveny bud' elektricky nebo pneumaticky

ovládanými uzavíracími ventily, za nimiž jsou umístěny ruční ventily

s regulační kuželkou, které slouží k nastavení optimální velikosti průtoku kondenzátu/páry.

34

Systém odvodnění

Zdroj : Provoz parních turbín ŠKODA v paroplynovém cyklu, Pavel Půlpán, BP, ZČU 2013 str. 20-21.

Funkce automatického odvaděče kondenzátu

Hlavní částí odvaděčů kondenzátu (typu GESTRA) jsou bimetalové ventily, které přímo řídí polohu kuželky

a automaticky regulují odtok kondenzátu. Regulátor pracuje na principu bimetalových destiček

vyrobených z feritické a austenitické oceli. Tyto destičky se deformují následkem teploty protékajícího

média. Za studeného stavu je odvaděč je naplno otevřen a kondenzát a může procházet (stav 1 na

obrázku). Tlak média v odvaděči působí na kuželku a snaží se odvodnění otevírat. Vlivem teploty se ale

destičky začínají deformovat. Velikost jejich deformace odpovídá velikosti zdvihu kuželky ventilu. Vzniklá

deformační síla působí nahoru proti směru tlaku média a snaží se odvodnění uzavřít (stav 2 na obrázku).

Poloha kuželky je dána vzájemným poměrem sil od teploty a tlaku protékajícího média. Charakteristika

regulátoru je taková, že poloha kuželky ventilu sleduje křivku sytosti vodní páry. Regulátor je seřízen tak,

aby ventil začal otevírat cca 10 °C pod křivkou sytosti. Teplota nad tímto limitem znamená, že jde o páru a

ventil je uzavřen (stav 3 na obrázku). Opačně, je-li teplota pod tímto limitem,

ventil otevírá a kondenzát odtéká do sběrny.

Konstrukce ventilů je zároveň navržena tak,

že pracují jako zpětné klapky. To znamená,

že zabraňují zpětnému proudění média do

odvodňovaného systému v případě vzniklé-

ho přetlaku ve sběrně. Odvaděče jsou

rovněž vybaveny sítky, která chrání jejich

mechanismus před poškozením nečistotami.

Poruchovost parních turbín a údržba

35

36

Poruchovost parních turbín

15 nejčastějších důvodů poruchy parních turbín ve fosilních blocích v USA v letech 1998-2002 (*)

(*) Vyhodnocení bylo provedeno následujícím postupem : porucha je hodnocena výpadkem MWh, hodnocený trh je USA v letech 1998-2002, data poskytly

NERC (North American Electric Reliability Council) a EPRI (Electric Power Research Institute).

Zdroj : Proceedings of International Association of Engineering Insurers 38th Annual Conference – Moscow 2005

37

Zdroj : Proceedings of International Association of Engineering Insurers 38th Annual Conference – Moscow 2005

Detailní rozbor příčin poruch

z hlediska četnosti a nebezpečnosti

Frequency rank - „Četnost příčiny“ 1 … nejčetnější ; 4 .. nejméně četné

Severity rank - „Nebezpečnost následků“ 1 … nejzávažnější; 4 .. nejméně závažné

Závěry z tabulky :• Nejčetnější příčina poruch je poškození

ložisek kvůli ztrátě mazacího oleje, naštěstí její důsledky nejsou nejzávažnější.

• Naopak nezávažnější následky s sebou nese přetočení rotoru na vyšší než povolené otáčky při selhání regulačních a rychlozávěrných ventilů a/nebo pojistného regulátoru, naštěstí toto není příliš časté.

• V kombinaci četnosti a závažnosti jsou významné i poruchy lomem oběžných lopatek nebo bandáže z důvodu únavy, eroze, koroze nebo rubbingu a poruchy na rotoru z důvodu vysokých vibrací a rubbingu. Pozn. rubbing : i při malém kontaktu rotoru a statoru dojde ke tření => k lokálnímu ohřevu materiálu => tepelnou roztažností se kontakt mezi rotorem a statorem zintenzivňuje a situace se zhoršuje v čase …

Poruchovost parních turbín

38

Příklady poruch a jejich následků

Zdroj a další info :http://en.wikipedia.org/wiki/Duvha_Power_Stationhttp://nolstuijt.wordpress.com/2011/11/27/duvha-powerstation-turbine-blowup-sa/

Nezávažnější porucha - přetočení rotoru na vyšší než povolené otáčky při selhání regulačních a rychlozávěrných ventilů

Zde příklad z el. Duvha v JAR, kde 9.2.2011 při zkušebním testu došlo k přeotáčkám a během 10 sekund otáčky dosáhly 4500 ot/min (místo max. možných 3600 ot/min ) a došlo k destrukci stroje.

39

Příklady poruch a jejich následků

Zdroj : Proceedings of International Association of Engineering Insurers 38th Annual Conference – Moscow 2005. Fotografie poskytnuté organizací HSB (The Hartford Steam Boiler Inspection & Insurance Company)

Únavové poškození posledních lopatek v kombinaci s erozí výstupních hran od zpětného proudění při ventilaci

Poškození bandáží při vniknutí vody do tělesa a při následném pokusu otočit „zadřeným“ rotorem pomocí natáčedla

Lom lopatky z důvodu koroze pod napětím v místě ovlivnění materiálu povrchovým kalením

Zadření, téměř „navaření“ rotorových ucpávkových plechů do statoru (vnitřního tělesa)

40

Inspekce, údržba a opravy parních turbín

LTSA (Long term service agreement) - smlouva o dlouhodobé údržbě, kdy sjednaná organizace (obvykle výrobce) zajištuje např. za pevný roční paušál servis parní turbíny a zajištění její provozuschopnosti

• Prediktivní, proaktivní údržba - hledají se kořenové příčiny poruch a na jejich základě

se stanovují postupy jak jim předcházet resp. jaká opatření, např. jaký typ diagnostických

měření je žádoucí, aby se na základě jejich výsledků, dal předpovídat stav zařízení a

pravděpodobnost porucha a podle toho plánovat údržbu objednávat náhradní díly apod.

• Plánovaná údržba - inspekce, údržba a opravy parních se plánují a provádí v pravidel-

ných intervalech určených předpisem výrobce, nebo vnitřním předpisem provozovatele.

• Nahodilá údržba - je reakcí na nějakou poruchu nebo událost, která brání řádnému

provozování. Během uvádění do provozu, kdy je riziko poruch největší, zajišťuje tuto

činnost výrobce. Po předání k řádnému provozu ji zajišťuje provozovatel nebo případně i

výrobce a to buď formou „hotline“ nebo „LTSA“.

41

Typický rozpis plánované údržby

Popis činnosti

Denně • Vizuální kontrol úniků (olej, pára). Sledování nezvyklého hluku a vibrací. Ucpání filtrů. Abnormality provozu.

Týdně • Diagnostické měření pro pravidelné vyhodnocování účinnosti stroje a sledování jeho trendu. • Test záložního a pomocného olejového čerpadla.• Kontrola ochran na množství a tlak mazacího oleje.• Simulovaný test přeotáčkové ochrany (pokud je k dispozici).• Testy pohyblivosti rychlozávěrných a regulačních ventilů (včetně vnitřních reg. ventilů a

mezistěn).

Měsíčně • Vzorkování mazacího a regulačního oleje na obsah vody a nečistot.• Ty z týdenních testů, které byly s ohledem na dlouhodobě uspokojivé výsledky přeplánovány

z týdenních na měsíční.

Ročně • Inspekce a testování všech regulačních ventilů a zpětných klapek, včetně pohonů (servomotorů) a jejich mechanických částí (ložiska, hřídele, vřetena) na opotřebení, poškození a úniky.

• Inspekce ucpávek, ložisek, systémů mazání a odvodnění na opotřebení, úniky, vibrace, ucpání filtrů a degradaci od mechanických či tepelných vlivů.

• Inspekce (vizuální, mechanická, elektrická) veškerého řízení a ochran.• Vizuální inspekce ozubení převodovky (pokud je použita)

Zdroj : Proceedings of International Association of Engineering Insurers 38th Annual Conference – Moscow 2005

42

Typický rozpis plánovaných servisních akcí

Provozních

hodin

Let od

uvedení

do prov.

Typ

generální

opravy (GO)

10 000 max. 4 Malá

25 000 max. 8 Malá

50 000 max. 15 Velká

75 000 max. 20 Malá

100 000 max. 25 Velká

Zdroj : Proceedings of International Association of Engineering Insurers 38th Annual Conference – Moscow 2005

Malá GO trvá typicky 2÷4 týdny a zahrnuje :

• Otevírání těles, jen pokud je to nutné

• Vizuální kontrola lopatek posledního NT stupně

• Vizuální endoskopickou kontrolu

• Inspekci ložisek

• Kontrolu souososti spojek

• Kontrolu popř. kalibraci ochran turbíny a generátoru

• Kontrolu a nastavení / rekalibraci řídícího systému

turbíny

• Kontrolu čerpadel a systémů mazacího a regulačního oleje

• Inspekci ventilů

• Kontrolu systémů kondenzace a regenerace

• Vizuální kontrolu konců vinutí statoru a dalších částí generátoru, ale bez demontáže rotoru generátoru.

• Kontrolu budicího zařízení (budič, kartáče a kroužky buzení)

• Další kontroly podle typu stroje a provozních událostí a zkušeností.

43

Typický rozpis plánovaných servisních akcí

Provozních

hodin

Let od

uvedení

do prov.

Typ

generální

opravy (GO)

10 000 max. 4 Malá

25 000 max. 8 Malá

50 000 max. 15 Velká

75 000 max. 20 Malá

100 000 max. 25 Velká

Zdroj : Proceedings of International Association of Engineering Insurers 38th Annual Conference – Moscow 2005

Velká GO trvá typicky 4÷8 týdnů a zahrnuje :

• Veškeré aktivity uvedené v rámci malé GO

• Otevření všech těles turbíny

• Inspekci všech lopatek

• Komplexní prověření spojek

• Otevření generátoru a kontrolu rotoru generátoru

• Komplexní kontrolu vinutí i kostry statoru a dalších

částí generátoru

• Demontáž a kontrolu budicího zařízení (budič, kartáče a kroužky buzení)

• Další kontroly podle typu stroje a provozních událostí a zkušeností.

+ po dosažení 100 000 provozních hodin je doporučeno provést analýzu zbytkové životnosti

kritických komponent namáhaných tečením (tj. pracujících ve vysokých teplotách) : rotoru, namá-

haných částí těles a ventilů. Další plán údržby + případný plán výměny kritických komponent se stanoví

na základě výsledků této analýzy.

44

Retrofit

S ohledem na pokroky ve vývoji turbín je možné na rámec rozsahu velké GO zvažovat

též provedení „retrofitu“ tj. různě rozsáhlé výměny kritických částí parní turbíny s cílem nejen obnovení životnosti, ale i zvýšení účinnosti.

Možné cíle retrofitu :

1) zvýšení termo-

dynamické účinnosti

2) obnovení životnosti

3) realizace požadavků

na vyvedení odběrů

páry pro různé

technologické i

teplofikační potřeby

Možné formy retrofitu a jejich využitelnost pro dosažení cíle :

Forma \Cíl 1) 2) 3)

výměna rozváděcích kol vhodné nestačí nestačí

výměna nadbandážových těsnění

vhodné nestačí nestačí

výměna průtočné části (rozváděcí kola a oběžné

lopatky, popřípadě celý rotor)

vhodné vhodnéjen

částečně

zpravidla nestačí

výměna celých dílů (VT,ST,NT) vhodné vhodné vhodné

45

Retrofit

Příklad retrofitu středního rozsahu - formou výměny průtočné části :

=> výměna průtočné části NT dílu u dvoutělesové turbíny 75 MW

46

Retrofit

Příklad retrofitu velkého rozsahu - formou výměny celých dílů :

=> výměna VT, ST, NT dílu třítělesové turbíny 200 MW na původní základ

47

Retrofit

Příklad kombinovaného retrofitu středního až velkého rozsahu

• výměna vnitřních částí VT dílu• výměna celého ST dílu s výjimkou svařence výstupního tělesa• NT díl beze změny

Děkuji za pozornost

48