АЛГОРИТМ ДИАГНОСТИКИ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ВАЛОПРОВОДОВ ТУРБОАГРЕГАТОВ В АНОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ

АННОТАЦИЯ

Разработана математическая модель электроэнергетической системы для непосредственного воспроизведения электромеханических переходных процессов и анализа повреждаемости при подсинхронном резонансе, неуспешным быстродействующим автоматическим повторным включении (БАПВ), ошибочной синхронизации, коротких замыканиях(КЗ) и их отключении, асинхронном ходе, сбросе нагрузки. Для оценки повреждаемости использован подход с применением деформационного критерия для мягкого и жесткого нагружений в зоне малоцикловой усталости и силового критерия в зоне многоцикловой усталости.

Ключевые слова: турбогенератор, ротор, крутильные колебания, энергосистема.

При работе турбогенераторов в энергосистемах довольно часто происходят различного рода анормальные режимы, вызывающие крутильные колебания валопроводов, которые приводят к сокращению их срока жизни. Различают малоцикловую и многоцикловую усталость. В первом случае усталостное повреждение происходит при упругопластическом деформировании под воздействием высоких скручивающих моментов, возникающих в резонансных режимах, при БАПВ, ошибочной синхронизации, КЗ и их отключении. Во-втором - при упругом деформировании (сброс нагрузки, асинхронный ход). По мнению авторов [1,2], системы диагностики турбогенераторов должны учитывать все виды анормальных режимов.

Следует отметить, что первопричиной крутильных колебаний является изменение электромагнитного момента турбогенератора. Соответственно общий алгоритм диагностики состоит из двух этапов: моделирование электромеханических переходных процессов с определением электромагнитного и скручивающих моментов и непосредственно расчет повреждаемости валопровода турбоагрегата. При реализации первой части алгоритма приходится рассматривать совместное функционирование вращающихся и статических устройств, существенно различающихся по своей структуре, физической природе и математическому описанию. На основе оценки методов численного анализа переходных процессов в электроэнергетических системах с турбогенераторами, трансформаторами, линиями электропередачи(ЛЭП) переменного и постоянного тока, сделан вывод о предпочтительном использовании подхода с позиций собственных координат[3]. В этом случае не требуется перехода от одной системы координат к другой. Метод обеспечивает единообразие математического описания турбогенераторов, трансформаторов, передачи постоянного тока с воспроизведением реальных связей между ними. Кроме этого, определяемые на каждом расчетном шаге фазные токи, напряжения, электромагнитный момент турбогенератора, являются входной информацией для построения систем диагностики турбогенераторов. Согласно этому методу 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.

В данном случае моделируемая цепь включает синхронный турбогенератор с блочным трансформатором, трансформатор вентильного преобразователя, вентильный преобразователь, ЛЭП переменного и постоянного тока.

Механическая система валопровода представлена как пятимассовая [4]. Критические частоты валопровода для рассматриваемого

турбоагрегата равны: λ₁ = 19,78 Гц; λ₂ = 28,48 Гц; λ₃ = 39,99 Гц;

λ₄ = 46,27 Гц.

Связь уравнений крутильных колебаний с уравнениями электромагнитных переходных процессов осуществляется через электромагнитный момент генератора, который в размерных единицах выражается в виде:

                                                                     (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 выражению (1) мгновенное значение момента трехфазной синхронной машины с однофазной обмоткой возбуждения и трехфазной демпферной обмоткой на роторе равно в о.е.:

                 (2)

где i_a, i_b, i_c – мгновенные значения фазных токов статора, о.е.;

i_f - мгновенное значение тока возбуждения, о.е;

i_ad, i_bd, i_cd – мгновенные значения токов демпфера, о.е..

Поскольку возникновение резонанса на частотах крутильных колебаний обусловлено действием системы регулирования и управления ППТ, корректное воспроизведение последней является необходимым условием адекватности всей модели [5].

Оценка накопленной повреждаемости валопроводов турбоагрегатов произведена с использованием деформационного критерия для мягкого и жесткого нагружений в зоне малоцикловой усталости и силового критерия в зоне многоцикловой усталости.

Следует отметить, что крутильные колебания являются нестационарным процессом. Возможны случаи, когда после затухания возникают всплески электромагнитного и скручивающих моментов (режимы отключения КЗ, БАПВ), при этом колебания могут носить асимметричный характер. Для оценки повреждаемости необходимо выделение и подсчет замкнутых циклов нагружения. 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[1], согласно которым полная амплитуда циклической деформации l_a состоит из двух составляющих, описывающих пластическую и упругую деформации:

                          (3)

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.

Значения перечисленных 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.

Учитывая, что в общем случае имеется некоторая асимметрия цикла, характеризующаяся коэффициентом r, из соотношения (3) определяется средняя повреждаемость за цикл с амплитудой :

                                                                  (4)

Накопление повреждаемости для рассматриваемого переходного процесса определяется в виде суммы:

                                                              (5)

На вышеописанной модели выполнены многочисленные расчеты по определению повреждаемости валопровода турбоагрегага ТГВ-500 [5-8].

В данной работе для опробования и отладки алгоритма диагностики произведены подобные расчеты применительно к другим типам мощных турбогенераторов. В таблице 1 приведены такие результаты для турбоагрегата мощностью 800 Мвт. Для оценки повреждаемости при подсинхронном резонансе, БАПВ, КЗ использовался деформационный критерий. Видно, что для большинства результатов значения повреждаемости для мягкого нагружения больше, чем для жесткого. Учитывая, что режимы асинхронного хода и сброса нагрузки вызывают малоцикловую усталость, повреждаемость в этих случаях оценивалась по силовому критерию. Кроме этого, произведены расчеты по определению повреждаемости с использованием традиционной усталостной кривой. При этом разброс значений повреждаемости (табл.1) оказался в пределах одного порядка, что свидетельствует об адекватности математической модели. Расчеты показали, что абсолютные значения повреждаемости, исключая резонансные режимы, невелики. Это связано с тем, что при проектировании учитываются основные виды анормальных режимов и особое внимание уделяется шейкам валопроводов турбоагрегатов. Однако, это не означает, что использование алгоритма диагностики повреждаемости в системе диагностики турбогенератора не актуально. Большинство из вышеприведенных режимов повторяется довольно часто, а это при длительной эксплуатации не может не сказаться на сроке жизни валопровода.

Таблица 1.

Список литературы:

1. Данилевич Я.Б., Карымов А.А. Оценка сокращения «срока жизни» вала ротора турбогенератора // Электричество 1997. №2
2. Данилевич Я.Б., Карымов А.А., Иванов А.В. Исследования остаточного «срока жизни» вала ротора турбогенератора. // Известия А.Н. Энергетика 1994. №5
3. Галишников Ю.П. Сложные короткие замыкания турбогенераторов Дис. доктор технических наук. Караганда 1980.
4. Рубисов Г.В., Сигаев В.Е. Расчетный метод анализа крутильных колебаний валопровода турбогенератора// Электотехника 1986 № 1.
5. Грабовский В.П. Проблема прочности валопроводов турбогенераторов работающих на передачу постоянного тока. // Электричество 2004. №2
6. Грабовский В.П. Оценка повреждаемости валопроводов турбогенераторов при неуспешном БАПВ в энергосистеме // Электричество 2008. №3
7. Грабовский В.П. Анализ повреждаемости валопроводов турбогенераторов, работающих в электроэнергетической системе // Электричество 2010. №18.
8. Грабовский В.П. Сравнительный анализ повреждаемости валопроводов турбоагрегатов в аварийных режимах // Изв. Вузов. Электромеханика 2018. №2