Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65
Telegram: sibac
Прием заявок круглосуточно
График работы офиса: с 9.00 до 18.00 Нск (5.00 - 14.00 Мск)

Статья опубликована в рамках: LXI Международной научно-практической конференции «Экспериментальные и теоретические исследования в современной науке» (Россия, г. Новосибирск, 27 января 2021 г.)

Наука: Технические науки

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции

Библиографическое описание:
Грабовский В.П. ОБ УЧЕТЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ФАКТОРА ПРИ ОЦЕНКЕ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ВАЛОПРВОДА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ // Экспериментальные и теоретические исследования в современной науке: сб. ст. по матер. LXI междунар. науч.-практ. конф. № 1(55). – Новосибирск: СибАК, 2021. – С. 51-57.
Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

ОБ УЧЕТЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ФАКТОРА ПРИ ОЦЕНКЕ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ВАЛОПРВОДА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

Грабовский Владимир Петрович

канд. техн. наук, доц. кафедры «Электротехники и автоматизации» Павлодарский государственный университет имени С.Торайгырова,

Республика Казахстан, г. Павлодар

В современной энергетики одной из актуальных является проблема прочности высоконагруженных конструктивных элементов паровых турбин и турбогенераторов. Значимость её возрастает по мере исчерпания ресурса энергогенерирующего оборудования. Установлено [1], что главная причина разрушения валопроводов состоит в накоплении усталостной повреждаемости в результате крутильных колебаний. Учитывая это в [2 ,3] предлагается ввести систему непрерывных измерений крутильных колебаний в процессе работы турбины. При этом учёту должны подлежать не только аварийные (короткие замыкания (КЗ) и их отключения, успешные и неуспешные БАПВ, подсинхронный резонанс), но и плановые, постоянно повторяющиеся в течении всего срока эксплуатации режимы. К числу последних можно отнести включения генератора в сеть (в том числе и несинхронные) из режима холостого хода при периодических пусках турбины. Оценке повреждаемости валопровода и его остаточного ресурса посвящены работы [4 - 10]. В них исследования касались в основном турбоагрегатов мощностью 500 Мвт. Интерес представляют подобные исследования и для других типов мощных турбоагрегатов. Следует отметить, что элементы валопровода, находящиеся в зоне высоких температур (ЦСД, ЦВД) подвергаются наряду с силовым ещё и термическому воздействию, влиянию переменных тепловых полей. Одновременное действие этих факторов может способствовать большему накоплению повреждаемости при меньших механических нагрузках, а также появлению трещин термоусталости, что при длительной эксплуатации приводит к разрушению этих элементов валопровода.

Целью работы оценка влияния температурного фактора на повреждаемость элементов валопровода мощных паровых турбин путем математического моделирования.

В состав анализируемой энергосистемы входит турбогенераторы с АРВ, трансформаторы, линии электропередачи переменного и постоянного тока. Моделируемая цепь включает синхронный турбогенератор с блочным трансформатором, трансформатор вентильного преобразователя ППТ, вентильный преобразователь ППТ, вспомогательный синхронный генератор и вентильный преобразователь возбудителя, линии электропередачи.

Электромагнитные моменты турбогенератора и возбудителя, изменение которых является первопричиной крутильных колебаний, в размерных единицах определяются выражением:

                                                                          (1)   

где WM коэнергия магнитного поля машины;

– угол между осью обмотки возбуждения и осью фазы А статора, характеризирующий положение двухполюсного ротора машин в произвольный момент времени.

Согласно (1) мгновенное значение момента трехфазного турбогенератора с однофазной обмоткой возбуждения и трехфазной демпферной обмоткой на роторе равно в о.е.:

                                 (2)

 

где ,, – мгновенные значения фазных токов статора генератора, о.е.

 – мгновенное значение тока возбуждения генератора, о.е;

,, – мгновенные значения токов демпфера генератора, о.е. – угол между осью обмотки возбуждения и осью фазы А статора генератора;

 – угол между осью обмотки возбуждения и осью фазы А статора генератора.

Для определения мгновенных значений токов в выражениях (2) использован подход с позиций собственных координат[11], согласно которому первоначальное математическое описание отдельных устройств, входящих в рассматриваемую электрическую цепь, в виде их элементарных аналогов сочетается с последующим использованием матриц инциденций для анализа поведения этих устройств в общей цепи.

Механическая система валопровода представлена с учетом возбудителя как шестимассовая [12]. Критические частоты валопровода для рассматриваемого турбоагрегата равны: λ1 =9,6 Гц; λ2 = 19,0 Гц; λ3 = 25,7 Гц; λ4= 30,7 Гц; λ5 = 33,9 Гц; λ6 = 46Гц.

Анализ повреждаемости произведен с использованием силового и деформационного критериев. При этом ключевым моментом является определение повреждаемости за один цикл нагружения. В случае малоцикловой усталости для этого используется деформационный критерий в виде модифицированных соотношений Коффина-Мэнсона [13], согласно которым полная амплитуда циклической деформации la состоит из двух составляющих, описывающих пластическую и упругую деформации:

                                          (4)

где mp, me, m1 – характеристика материала;

φ – относительное сужение площади поперечного сечения образца при растяжении;

φB– относительное сужение образца при напряжении, равном пределу прочности;

r, r* – коэффициенты асимметрии цикла деформации и действительных напряжений;

σB - предел прочности;

Ā – параметр диаграммы циклического деформирования;

σ)пр – коэффициент концентрации при комбинированном нагружении приведенных напряжений в упругой области;

N – число циклов до разрушения при заданной амплитуде la

Значения численных параметров могут быть определены либо экспериментально, либо по характеристикам материала. Отечественные роторные стали (ХНЗМ, 35ХНМ, 36ХНМА) имеют тенденцию к разрушению при σB0.2 <1,4 и φ<0,7. При определении повреждаемости высокотемпературных участков валопровода используется значение σB для температуры роторной стали , в остальных случаях – для .

Учитывая, что в общем случае имеется некоторая асимметрия цикла, характеризующаяся коэффициентом r, из соотношения (4) определяется средняя повреждаемость за цикл с амплитудой :

  ,                                                                             (5)

Накопление повреждаемости для рассматриваемого переходного процесса определяется в виде суммы:

                                                                          (6)

На описанной модели произведен анализ повреждаемости всех элементов валопровода в различных анормальных режимах. Крутильные колебания валопровода, например, при пуске паровой турбины представлены на рис.1. Угол включения генератора в сеть равен 120, при котором величины скручивающих моментов максимальны.

 

Рисунок 1. Крутильные колебания валопровода паровой турбины при включении генератора в сеть с углом

 

а) скручивающие моменты в сечениях между генератором и соседними с ним элементами валопровода:5.Г-В; 4. Г-ЦНД1.

б) скручивающие моменты в сечениях между цилиндрами турбины: 3. ЦНД1-ЦНД2; 2. ЦНД2-ЦСД; 1. ЦСД-ЦВД.

-------- с учетом демпфирования

Видно, что первые максимальные всплески скручивающих моментов имеют место на участках возле генератора (сечение 5, 4,3). По мере удаления от него они запаздывают и уменьшаются по величине (2, 1). Для оценки повреждаемости интерес представляют те участки валопровода, для которых характерны наибольшие уровни механических напряжений. Однако при этом необходимо учитывать наряду с механическими и термические напряжения для элементов валопровода, находящихся в зоне высоких температур. Определенные с учетом этого максимальные значения повреждаемости для всех элементов валопровода турбоагрегата мощностью 800Мвт представлены в таблице 1. При этом анализом охвачены как пусковые, так и анормальные режимы работы турбогенератора: короткие замыкания (КЗ) и их отключения, неуспешные быстродействующие автоматические повторные включения (БАПВ), подсинхронный резонанс. Расчёты по определению повреждаемости в этих режимах проведены при разных длительностях КЗ, бестоковых пауз, углов включения генератора в сеть, частотах крутильных колебаний (в случае резонансных режимов) .Определены числовые значения указанных параметров, характеризующие условия для возникновения наибольших величин повреждаемости в каждом из перечисленных режимов.

Таблица 1.

Повреждаемость элементов валопровода турбоагрегата мощностью 800 Мв

Режимы

Повреждаемость, %

Г-В

Г-ЦНД1

ЦНД1-ЦНД2

ЦНД2-ЦСД

ЦСД-ЦВД

К.З. с отключением

0.008

0.086

0.068

0.048

0.076

0.019

0.03

БАПВ

0.016

0.114

0.098

0.06

0.09

0.024

0.038

Несинхронные включения при пуске

0.0064

0.08

0.05

0.04

0.064

0.017

0.026

Несинхронные включения при успешном БАПВ

0.0128

0.1

0.089

0.05

0.087

0.02

0.034

Подсинхронный резонанс

1.07

6.3

4.16

3.5

5.1

1.55

2.45

Резонанс обусловленныйработой АРВ

100

 

Видно, что наибольшее накопление повреждаемости, практически во всех режимах, имеет место в сечении Г – ЦНД1, в котором скручивающие моменты максимальны. Что касается других элементов валопровода, то следует отметить, что, несмотря на то, что максимальный скручивающий момент, например, в пусковых режимах в сечении ЦНД2 - ЦСД меньше, чем в сечении ЦНД1 – ЦНД2, повреждаемость первого с учетом температурного фактора выше второго на 25% (табл.1., 3-я строка). Аналогичная картина в большинстве анормальных режимах .

Таким образом установлено, что неучёт термического фактора может привести к существенной погрешности при определении повреждаемости высокотемпературных элементов валопровода турбоагрегата.

 

Список литературы:

  1. А.Н. Смирнов, Н.В. Быкова, Н.В. Абабков, Б.Р. Фенстер Анализ повреждаемости роторов паровых турбин (обзор). Вестник Кузбасского государственного технического университета, 2014. №2-с.38-46.
  2. Kakinoki T. ,Yokoyama R., Fuita G., etal. Shaft torgue observer and excitation control for turbine – generator torsional oscillation // Electr. Power Syst. Res. – 2004. – 68. – p. 248 -257.
  3. Wenzhi G. and Zhiyong H. Active control and simulation test study on torsional vibration of large turbo – generator rotor shaft // Mech. Mach. Theory. – 2010. – 45. p.1326 – 1336.
  4. Грабовский В.П. Анализ повреждаемости валопроводов турбогенераторов, работающих в электроэнергетической системе// Электричество  2010. №1-с.39-42.
  5. Грабовский В.П. Сравнительный анализ повреждаемости валопроводов турбоагрегатов в аварийных режимах // Изв. Вузов. Электромеханика 2018. №2- с.92-98.
  6. Грабовский В.П. Оценка повреждаемости валопроводов турбогенераторов при неуспешном БАПВ в энергосистеме // Электричество 2008. №3-с.62-66.
  7. Грабовский В.П. Проблема прочности валопроводов турбогенераторов работающих на передачу постоянного тока. // Электричество 2004. №2-с.39-43.
  8. Грабовский В.П. Методика оценки остаточного ресурса валопровода турбоагрегата // Изв. Вузов. Электромеханика 2019 №2.
  9. Грабовский В.П. Крутильные колебания и повреждаемость валов роторов турбогенераторов, оснащенных автоматическими регуляторами возбуждения // Изв. Вузов. Электромеханика 2020 № 1
  10. Грабовский В.П. Крутильные колебания валопровода паровой турбины и оценка остаточного ресурса его элементов // Изв. Вузов. Электромеханика 2020 № 6.
  11. Галишников Ю.П. Сложные короткие замыкания турбогенераторов Дис. доктор технических наук. Караганда1980, 452с.
  12. Рубисов Г.В., Сигаев В.Е. Расчётный метод анализа крутильных колебаний валопровода турбоагрегата// Электротехника 1986. №1-с.27-29.
  13. Данилевич Я.Б., Карымов А.А. Оценка сокращения «срока жизни» вала ротора турбогенератора // Электричество 1997. №2-с.36-40.
Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом
CAPTCHA
Этот вопрос задается для того, чтобы выяснить, являетесь ли Вы человеком или представляете из себя автоматическую спам-рассылку.