ОБ УЧЕТЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ФАКТОРА ПРИ ОЦЕНКЕ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ВАЛОПРВОДА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

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 W_M – 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 l_a состоит из двух составляющих, описывающих пластическую и упругую деформации:

                                          (4)

где m_p, m_e, m₁ – характеристика материала;

φ – относительное сужение площади поперечного сечения образца при растяжении;

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

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

σ_B - предел прочности;

Ā – параметр диаграммы циклического деформирования;

(α_σ)_пр – коэффициент концентрации при комбинированном нагружении приведенных напряжений в упругой области;

N – число циклов до разрушения при заданной амплитуде l_a

Значения численных параметров могут быть определены либо экспериментально, либо по характеристикам материала. Отечественные роторные стали (ХНЗМ, 35ХНМ, 36ХНМА) имеют тенденцию к разрушению при σ_B/σ_0.2 <1,4 и φ<0,7. При определении повреждаемости высокотемпературных участков валопровода используется значение σ_B 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

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.