Визначення амплітудних напружень при вібраційних крутних навантаженнях валопроводів турбомашин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Національний університет харчових технологій

ОАО “Київський науково-дослідний та проектно-конструкторський інститут “Енергопроект”

Куєвда В.П.

Постановка проблеми дослідження.

Довготривала експлуатація несучих елементів парових турбін теплових і атомних електростанцій які працюють в умовах дії високотемпературних і вібраційних крутних навантажень призводить до появи та розвитку пошкоджень, що викликані утомою матеріалу. До причин, що викликають пошкодження у валопроводі слід віднести динамічні крутні коливання, які обумовлені як штатними, так і позаштатними режимами експлуатації [1,2,3]. Виникнення їх вібрацій обумовлено як коротко термінованими (долі секунди) електромагнітними коливаннями пов'язаними, наприклад, з грубою синхронізацією при включенні генератора, так і з дією різного виду коротких замикань, що викликають автоматичне відключення та включення електричного навантаження.

Слід також мати на увазі і можливість появи параметричних змін електромагнітних характеристик в лініях електромереж (явище субсинхронного резонансу і т.п.) з частотою близькою до кругової частоти валу турбіни [4]. Динамічні електромагнітні крутні моменти, при цьому, досягають величин, що в 2-5 разів, а в окремих випадках і більше, перевищують номінальний крутний момент (МН) на турбінному валу в штатному режимі експлуатації [5]. Дія вказаних динамічних моментів може приводити до циклічних вібраційних закручувань роторних валів турбоагрегатів, на власних частотах, з досить великими їх амплітудами.

Метою роботи є розроблення методики визначення амплітудних величин напружень в небезпечних перерізах по довжині валу ротора турбіни при вібраційних процесах, обумовлених дією знакозмінного динамічного електромагнітного моменту, що виникає в турбогенераторі при коротких замиканнях та інших аномальних режимах експлуатації.

Результати роботи. Геометрична та скінчено-елементна модель роторного валу, схема його навантаження (рис.1) та методика дослідження процесів, що пов'язані з дією крутних коливань ротора парової турбіни К-200-130 детально описано в роботі [6]. Як відомо, напруження від моменту, що скручує вал в номінальному режимі роботи генератора (МН) порівняно незначні [5]. В аварійному ж режимі, наприклад, раптового короткого замикання, на бочку ротора турбогенератора діє динамічний крутний електромагнітний момент, граничне значення якого в декілька разів перевищує МН [5].

Рис. 1. Скінчено-елементна модель та схема навантаження валу турбоагрегату ТГВ -200

На рис.2 показано зміну сумарного електромагнітного моменту в часі при дії трифазного короткого замикання. Цей момент складається із знакозмінної та сумарної постійної складових величин. Таким чином, у випадку короткого замикання, сумарний електромагнітний крутний момент, що діє на бочку ротора турбогенератора ТГВ - 200, згідно робіт [7,8], визначався з урахуванням насичення реактивностей та номінального режиму роботи генератора за такою залежністю:

,

- складова електромагнітного моменту, викликаного втратами потужності від струму обмотки статора;

- складова електромагнітного моменту, викликаного втратами потужності в контурах ротора.

Як видно з рис.2 максимального значення амплітуда такого ударного моменту сягає в початковий момент часу виникнення короткого замикання і з її послідуючим затуханням за рахунок інерційних та інших особливостей даної пружної системи. вібраційний турбіна амплітудний навантаження

Рис. 2. Залежність сумарного крутного знакозмінного моменту ,та його постійної складової від часу

Оскільки в момент виникнення короткого замикання, одночасно, наряду з ударним електромагнітним моментом, на вал турбоагрегату діє і квазістатичний номінальний момент(МН), то сумарний реактивний динамічний крутний момент, розраховували таким чином:

.

Для розв'язання задачі вимушених крутних коливань ротора під дією моменту (2) використовувався обчислювальний комплекс ANSYS (Modal analysis) на основі розрахункової схеми, що наведена на рис.1.

Дослідження крутних коливань валопроводу, що виникають в результаті такого навантаження показали, що найбільш високий їх рівень виникає, по першій формі коливань, в двох його перерізах. Перший, в зоні з'єднання ротора циліндрів середнього і низького тисків, а другий, в зоні муфти спряження валів циліндра низького тиску і генератора (рис.3). Максимальне значення інтенсивності діючих ударних напружень в зоні з'єднання генератор-циліндр низького тиску склала близько 320 МПа.

Рис. 3. Схема розподілу інтенсивності напружень по довжині валопроводу у момент часу 0,015с

На рис.4-7 наведено залежності зміни величини діючих напружень у часі в одному із найбільш небезпечних перерізів по довжині валу (місце з'єднання валу циліндра низького тиску і валу генератора). Як показує аналіз наведених результатів, величини амплітудних дотичних складових напружень у тривимірній постановці змінються від 30 МПа до 110 МПа.

Таким чином, враховуючи об'ємний напружений стан при визначенні напружень і зважаючи на відомі критерії міцності, інтенсивність напружень в небезпечному перерізі, згідно енергетичного критерію, розраховували так:

Рис. 4. Зміна дотичних напружень

На рис.7 показано залежність зміни величини інтенсивності напружень в часі в тому перерізі валу. Можемо констатувати, що найбільше їх значення (майже 320МПа) досягається в проміжку часу (0,013...0,026)с після виникнення короткого замикання. Аналізуючи їх значення видно, що по своїй величині вони близькі до допустимих значень напружень для роторної сталі 25Х1МФА.

Рис. 5. Зміна дотичних напружень

Рис. 6. Зміна дотичних напружень

Рис. 7. Зміна еквівалентних напружень

Таким чином, при довготривалій експлуатації турбіни, де фактор виникнення такого роду нештатних ситуацій досить значимий, існує необхідність їх моніторингу. Оскільки величина і динамічний характер дії виникаючих при цьому напружень може призводити до появи пошкоджуваностей як самого валу турбіни, так і з'єднувальних його елементів.

Відмітимо, що ударний електромагнітний момент від дії короткого замикання, а відповідно і виникаючі напруження на валу турбогенератора, носять затухаючий характер. Рівень же демпфування коливань в механічній системі здійснює суттєвий вплив на кількість циклів, що також впливають на її пошкоджуваність. В загальному випадку для такої системи, як валопровід в умовах експлуатації, визначення величини розсіювання енергії коливань, що обумовлюється її втратами в матеріалі, конструкційними особливостями, аеродемпфуванням, яке пов'язане з взаємодією коливальних елементів з пароповітряним середовищем, є однією із складових визначення довговічності конструкції В її розрахунках може бути прийнято, як відмічалося в роботі [9], лінійне в'язке демпфування і затухаючий коливальний процес при цьому описується експотенціальною функцією:

де початкова амплітуда напружень коливального процесу; логарифмічний декрімент коливань що характеризує темп затухання вільних коливань;

і - частота вільних коливань і власна частота коливань валопроводу, відповідно; t - час.

Амплітуда і-го циклу затухаючого процесу визначається по формулі

Користуючись наведеними залежностями та, наприклад, лінійною теорію додавання пошкоджень (гіпотеза Пальмгрена - Майнера) можна спрогнозувати циклічну пошкоджуваність, а отже, до певної міри, довговічність валопроводу, що і планується в подальших дослідженнях. Вібраційні ж процеси, що виникають в валопроводі турбогенератора від дії реактивних крутних моментів пов'язані з ударними електромагнітними факторами і вносять вагомий внесок у виникненні пошкоджуваностей.

Висновки

1. Встановлено наявність небезпечних поперечних перерізів по довжині валопроводу та прораховано величини амплітуд дотичних знакозмінних напружень, що є близькими до границі міцності роторних сталей.

2. Наявність і стахостичність дії таких знакозмінних напружень може призводити до виникнення мікропошкоджень валопроводу турбогенератора.

3. Неодноразовість дії в умовах експлуатації досить значних за величиною знакозмінних дотичних напружень від кручення і постійна дія інших динамічних напружень може призвести до виникнення та розвитку магістральних тріщин утоми в тілі як самого валопроводу турбіни, так і в з'єднувальних його елементах.

Література

1. Детинко Ф.М., Загородная Г.А., Фастовский В.М. Прочность и колебание электричских машин. -Ленинград.:«Энергия», 1969. - 440с.

2. Лейзерович А.Ш. Эксплуатационный контроль за накопленим поврежденности деталей парових турбин // Энергохозяйство за рубежом.- 1979.- №6.-С.10-16.

3. Загретдинов И.Ш., Костюк А.Г.,. Трухний А.Д. Разрушение турбоагрегатов 300МВт Каширсой ГРЕС: причины, последствия и выводы // Тепоэнергетика. - 2004.-№5.-С.5-15.

4. Крикунчик А.Б. Опасность субсинхронного резонанса для крупных турбоагрегатов// Теплоэнергетика.- 1981.-№5.- С.27-28.

5. Титов В.В., Хуторецкий Е.М., Загородная Г.А., Вартаньян Г.П., Заславський Д.И., Смотров И.А. Турбогенераторы. Расчет и конструкция. - «Энергия», Ленинградское отделение 1967.-895с.

6. Штефан Є.В., Бовсуновський А.П., Черноусенко О.Ю., Башта Д.А.. Інформаційні технології дослідження вібраційних процесів у роторах турбомашин // Вібрації в техніці та технологіях.- 2009.-№3. - С.48-50.

7. Лютер Р.А. Расчет момента вращения синхронних машин при коротких замыканиях Сб «Электрика», 1950,№7,-С. 15-18.

8. Поляк Н.А. Современные крупные двухполюсные урбогенераторы. Электромагнитные характеристики.- Москва «Энергия».1972.-427с.

9. Бовсуновский А.П., Черноусенко О.Ю., Штефан Е.В., Башта Д.А. Усталостное повреждение и разрушение роторов парових турбин в результате крутильних колебаний // Проблемы прочности.- 2010.-№1.- С.144-151.

Размещено на Allbest.ru