ОЦЕНКА ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ВАЛОПРОВОДА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СРОКА ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

​АННОТАЦИЯ

Произведена сравнительная количественная оценка повреждаемости и остаточного ресурса элементов валопровода для разных типов мощных  паровых турбин по истечению проектного срока их эксплуатации  путем математического моделирования. Анализом охвачены все элементы валопровода: от ЦВД паровой турбины до возбудителя турбогенератора. Учитывая, что эти элементы в процессе эксплуатации подвергаются различному механическому и температурному воздействию, произведена оценка их повреждаемости с учетом этих факторов.

Моделируемая цепь включает в себя турбогенераторы, трансформаторы, вентильные преобразователи, линии электропередачи переменного и постоянного тока. При моделировании использован подход с позиций собственных координат, обеспечивающий максимальную методическую согласованность моделей перечисленных устройств и позволяющий непосредственно воспроизводить электромагнитные и механические переходные процессы с определением мгновенных значений токов, напряжений, электромагнитных и скручивающих моментов. Для оценки  повреждаемости использовался деформационный критерий для мягкого и жесткого нагружений в зоне малоцикловой и силовой критерий в зоне многоцикловой усталости.

Исследовано влияние количества пусков и наработки паровой турбины на повреждаемость и остаточный ресурс элементов её валопровода. При определении остаточного ресурса, кроме пусков, произведен учёт других анормальных режимов работы турбогенератора за время наработки турбины: короткие замыкания (КЗ) и их отключения, неуспешные быстродействующие автоматические повторные включения (БАПВ), подсинхронный резонанс, обусловленный как работой системы управления ППТ, так и автоматического регулятора возбуждения генератора (АРВ). Проанализировано влияние затухания электромагнитных переходных процессов в генераторе и демпфирования крутильных колебаний на степень снижения остаточного ресурса элементов валопровода.

Полученные результаты могут быть использованы при комплексном решении вопроса о дальнейшей эксплуатации паровых турбин, отработавших свой проектный ресурс.

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

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. Число последних может составлять только за проектный ресурс от 300 до 900 в зависимости от мощности и типа турбины [4]. Так как, перечисленные процессы, вызывающие крутильные колебания, происходят довольно часто, необходимо производить оценку остаточного ресурса валопровода в течение длительного срока эксплуатации. Целесообразно это делать по истечению проектного срока турбины (наработки, гарантируемой заводом изготовителем). Этот ресурс составляет 100 тыс. ч., по окончании которого ставится вопрос о продлении срока эксплуатации турбины. Следует отметить, что элементы турбины подвергаются сложному термомеханическому воздействию. Поэтому существует много факторов, влияющих на возможность продления её срока эксплуатации [4, 5]. Для комплексного решения этого вопроса и необходима оценка остаточного ресурса всех элементов валопровода. Тем более что на сегодняшний день на отечественных тепловых электростанциях работают в основном турбоагрегаты, которые отработали значительную часть нормативного времени. Оценке повреждаемости валопровода и его остаточного ресурса посвящены работы [6 - 10]. В них исследования касались в основном турбоагрегатов мощностью 500 Мвт. Интерес представляют подобные исследования и для других типов мощных турбоагрегатов. Кроме этого, в них основное внимание уделено сечению валопровода между генератором и ЦНД турбины, в котором уровень механических напряжений максимальный. Однако, 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. Об этом, в частности, свидетельствует разрушение ротора ЦСД паровой турбины мощностью 225 Мвт на тепловой электростанции Галлатин в СЩА (1974г.). Это произошло во-время пуска при частоте вращения 3400 об/мин и температуре пара на входе ЦСД, равной . До аварии блок отработал 106 тыс.ч. и имел 183 пуска из горячего и 105 пусков из холодного состояния. В 1994 году на Сургутской ГРЭС произошло повреждение ротора ЦВД турбины К-800-240-5, связанное с образованием сквозной трещины в одной из её ступени. Наиболее вероятной причиной возникновения трещины являлось периодическое расхолаживание турбины при её остановах. До разрушения ротор проработал 52 тыс.ч. и имел 164 пуска.

Эти и другие примеры говорят о необходимости оценки остаточного ресурса валопровода и в этих сечениях. Кроме этого, следует обратить внимание на участок валопровода между генератором и возбудителем, на который приходится наибольшее количество поломок [11], т.е. анализом должны быть охвачены все элементы валопровода, от ЦВД турбины до возбудителя генератора. Это подтверждает крупная авария на турбоагрегате №3 Каширской ГРЭС (октябрь,2002г), в результате которой произошло разрушение паровой турбины К-300-240, генератора ТВМ -300 и возбудителя [1].

Целью работы является сравнительная количественная оценка повреждаемости и остаточного ресурса элементов валопровода с учетом различного механического и температурного воздействия на них в пусковых и анормальных режимах работы для разных типов 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.

Аналогично, мгновенное значение электромагнитного момента возбудителя определяется выражением:

                                    (3)

где , , - мгновенные значения фазных токов статора возбудителя, о.е.;

 - мгновенное значение тока возбуждения возбудителя, о.е;

, , - мгновенные значения токов демпфера возбудителя, о.е.

 - угол между осью обмотки возбуждения и осью фазы А статора возбудителя.

Видно, что  и  связаны друг с другом через токи статора возбудителя , ,  и ток возбуждения генератора , являющиеся функцией угла зажигания вентилей , управление которыми осуществляется от АРВ.

Для определения мгновенных значений токов в выражениях (2), (3) использован подход с позиций собственных координат[12], 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 [13]. 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 [14], 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)

Суммарное накопление повреждаемости за время наработки турбины определится выражением:

                                                                                           (7)

где n, m – число пусков и анормальных режимов работы за этот период

Тогда, остаточный ресурс для i-го элемента валопровода по истечению проектного срока турбины определится как:

                                                                                            (8)

На описанной модели произведен анализ повреждаемости и оценка остаточного ресурса всех элементов валопровода за проектный ресурс паровой турбины. Крутильные колебания валопровода 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 остаточного ресурса интерес представляют те участки валопровода, для которых характерны наибольшие уровни механических напряжений. Однако при определении повреждаемости 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 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). В [7 , 10] определены числовые значения указанных параметров, характеризующие условия для возникновения наибольших величин повреждаемости в каждом из перечисленных режимов для сечения Г- ЦНД1. В данной работе такой анализ проведен и для остальных элементов валопровода.

Таблица 1.

Повреждаемость элементов валопровода в анормальных режимах

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 (1.85 о.е.) меньше, чем в сечении ЦНД1 – ЦНД2 (2.25 о.е.) (рис.1б), повреждаемость первого с учетом температурного фактора выше второго на 25% (табл.1., 3-я строка).

Аналогичная картина и в анормальных режимах. Если предположить, что за время наработки турбины произведено, например, 300 пусков и имели место все анормальные режимы, приведенные в таблице 1, то степень повреждаемости разных элементов валопровода за этот период может быть проиллюстрирована эпюрами, представленными на рис.3. Эпюра повреждаемости в пусковых режимах (рис.3.б) демонстрирует, что именно они являются главным фактором накопления повреждаемости в большинстве элементов валопровода. Видно, что повреждаемость только при Кп=300 составляет от 2 до 15% для разных элементов валопровода. С ростом числа пусков повреждаемость увеличивается. Как показали расчёты, при Кп = 900 максимальная повреждаемость может достигать около 50%. Анормальные режимы, хотя и в меньшей степени способствуют накоплению повреждаемости (рис.3в) (в виду их случайного характера возникновения), но могут привести к мгновенному разрушению того или иного элемента валопровода. Так, высокие значения повреждаемости в сечении 5 обусловлены резонансным режимом, связанным с работой АРВ, при котором это сечение испытывает максимальные механические нагрузки [15]. Суммарная повреждаемость элементов валопровода в пусковых и анормальных режимах представлена на рис 3.г.

Аналогичные расчеты были проведены для паровых турбин других мощностей. Установлено, что максимальная повреждаемость составляет от 7.7 до 43% соответственно для турбоагрегатов мощностью 200 и 1000 МВт при том же количестве анормальных режимов и Кп = 300.

Рисунок 3. Эпюры повреждаемости элементов валопровода паровой турбины

а) расчетная схема для анализа крутильных колебаний; б) повреждаемость в пусковых режимах; в) повреждаемость в анормальных режимах; г) суммарная повреждаемость

--- без учета температурного фактора

На основе анализа повреждаемости всех элементов валопровода, произведена оценка их остаточного ресурса. Зависимости остаточных ресурсов элементов валопровода от наработки турбины с учётом пусковых (Кп = 900) и анормальных режимов за этот период представлены на рис.4. По степени снижения остаточного ресурса, элементы валопровода, следует расположить в следующей последовательности: Г – B, Г - ЦНД1, ЦНД2- ЦСД, ЦНД1- ЦНД2, ЦСД – ЦВД.

Рисунок 4. Зависимость остаточного ресурса элементов валопровода от наработки турбины:1. ЦСД-ЦВД; 2. ЦНД2-ЦСД; 3. ЦНД1-ЦНД2; 4. Г- ЦНД1; 5.ЦСД-ЦВД

Следует отметить, что вышеприведенная оценка снижения остаточного ресурса является завышенной. Маловероятно, что все пуски будут происходить при неблагоприятных условиях несинхронного включения генератора в сеть. Кроме этого, необходимо учитывать всегда имеющееся демпфирующее действие генератора, которое предполагает учет затухания электромагнитных переходных процессов в статоре и роторе, а также механическое демпфирование.

Расчеты показали, что наибольшее влияние учёт демпфирования оказывает на значения повреждаемости в резонансных режимах и при неуспешном БАПВ, которые, например, для сечения Г – ЦНД1 снизились на 55 и 31% и составили соответственно 66, 2.54, и 0.054 % ( табл.1, 2,5,6 - я строки, знаменатель). В других режимах, а также по мере удаления элементов валопровода от генератора влияние демпфирования становится менее заметным. Так, например, при пуске демпфирующий эффект составляет 17 и 6 % соответственно для сечений Г - ЦНД1 и ЦСД – ЦВД (табл.1, 3я – строка).

С учетом демпфирования и температурного фактора остаточный ресурс по истечению проектного срока турбины составит : 0; 59.5 ; 63.2 ; 71.7 ; 84.5% соответственно для сечений Г- В, Г - ЦНД1, ЦНД2 - ЦСД, ЦНД1 - ЦНД2, ЦСД -ЦВД.

Учитывая, что дальнейшая эксплуатация турбоагрегата, как правило, продлевается неоднократно, может наступить предельное состояние некоторых элементов валопровода.

ВЫВОДЫ

1. Разработана математическая модель электроэнергетической системы для анализа повреждаемости и оценки остаточного ресурса всех элементов валопровода (от ЦВД турбины до возбудителя генератора) с определением мгновенных значений токов, напряжений, электромагнитных моментов турбогенератора и возбудителя.

2. Произведена сравнительная количественная оценка повреждаемости и остаточного ресурса элементов валопровода с учётом различного механического и температурного воздействия на них для разных типов мощных паровых турбин. Установлено, что повреждаемость высокотемпературных элементов валопровода (ЦСД, ЦВД) может быть выше при меньших механических нагрузках, возникающих при пусках и в анормальных режимах работы турбогенератора. 

 3. Практическое применение разработанной математической модели возможно при проектировании и функционировании систем диагностики турбогенераторов, а также при комплексном решении вопроса о дальнейшей эксплуатации паровых турбин, отработавших свой проектный ресурс.

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. СО 153-34.1-17.421-03.Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. – М.: ОРГРЭС, 2003.- 76с.
5. СО 153 – 34.17.440 – 03. Методические указания о порядке проведения работ по оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продления срока их эксплуатации сверх паркового ресурса. – М.:ВТИ, 2003. – 153c.
6. Грабовский В.П. Анализ повреждаемости валопроводов турбогенераторов,  работающих в электроэнергетической системе//   Электричество  2010. №1-с.39-42.
7. Грабовский В.П. Сравнительный анализ повреждаемости валопроводов турбоагрегатов в аварийных режимах // Изв. Вузов. Электромеханика 2018. №2- с.92-98.
8. Грабовский В.П. Оценка повреждаемости валопроводов турбогенераторов при неуспешном БАПВ в энергосистеме // Электричество 2008. №3-с.62-66.
9. Грабовский В.П. Проблема прочности валопроводов турбогенераторов работающих на передачу постоянного тока. // Электричество 2004. №2-с.39-43.
10. Грабовский В.П. Методика оценки остаточного ресурса валопровода турбоагрегата // Изв. Вузов. Электромеханика 2019 №2.
11. Шхати В.Х. Развитие методов математического моделирования переходных процессов современных генераторов для повышения эксплуатационных показателей их работы Дис. доктор технических наук. Санкт Петербург 2008.
12. Галишников Ю.П. Сложные короткие замыкания турбогенераторов Дис. доктор технических наук. Караганда1980, 452с.
13. Рубисов Г.В., Сигаев В.Е. Расчётный метод анализа крутильных колебаний валопровода турбоагрегата// Электротехника 1986. №1-с.27-29.
14. Данилевич Я.Б., Карымов А.А. Оценка сокращения «срока жизни» вала ротора турбогенератора // Электричество 1997. №2-с.36-40.
15. Грабовский В.П. Крутильные колебания и повреждаемость валов роторов турбогенераторов, оснащенных автоматическими регуляторами возбуждения // Изв. Вузов. Электромеханика 2020 № 1