СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ТУРБИНЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРНОЙ УСТАНОВКИ В ПРОЦЕССЕ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЛИ СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ
TURBO GENERATOR PLANT CONDENSATION TURBINE OPERATING MODE DETERMINING METHOD DURING ITS OPERATION OR BENCH TESTS

Изобретение относится к энергомашиностроению и может быть использовано в системах диагностики работающих на насыщенном паре или паре с фиксированным перегревом конденсационных турбин турбогенераторных установок при их эксплуатации или стендовых испытаниях.
Известен способ осмотра рабочих лопаток турбины посредством оптического зонда, вводимого в проточную часть турбины, в котором на время осмотра в проточную часть турбины подают прозрачную среду, например, перегретый пар, воздух или газ, создавая в зоне осмотра прозрачный местный поток (RU, патент №2415273, F01D 25/00, Опубл. 27.03.2011, Бюл. №9).
Недостаток такого способа осмотра рабочих лопаток турбины заключается в том, что он не может быть использован для находящихся в эксплуатации турбин без внесения в конструкцию турбины соответствующих изменений для использования дополнительного устройства осмотра рабочих лопаток и дополнительного приспособления для подвода прозрачной среды.
Известен способ диагностики паровой турбины, подключенной к электрогенератору, заключающийся в том, что измеряют ускорение ротора и мощность генератора, определяют мощность турбины по мощности генератора и ускорению ротора и определяют техническое состояние турбины, измеряют давление пара в отсеках, дополнительно определяют мощность турбины по давлению пара в ее отсеках, определяют разность значений мощностей, полученных по мощности генератора, ускорению ротора и по давлениям пара в отсеках, дифференцируют полученную разность для получения динамического отклонения, определяют статическое отклонение и техническое состояние турбины по указанным отклонениям, а по изменениям этих отклонений во времени судят о виде неисправности турбины: по отрицательному статическому отклонению - повышенные потери мощности, по периодическим динамическим отклонениям с частотой вращения - задевания (в том числе о воду), с собственной частотой турбины - крутильные колебания, с другой частотой - автоколебания в проточной части турбины, а по ударным (пиковым) динамическим отклонениям - попадание посторонних предметов в проточную часть, при сбросах нагрузки по положительным динамическом и статическом отклонениям - подвод пара от постороннего источника в турбину, по положительному статическому и положительному, затем отрицательному динамическому - наличие воды в турбине и сообщающихся с ней полостях (RU, патент №2028520, F15B 19/00, G01M 15/00, Опубл. 09.02.1995 г.).
Недостаток данного способа диагностики паровой турбины заключается в том, что при таком способе среди параметров диагностики не учитывается влажность пара, оказывающая существенное влияние на эксплуатационную надежность паровых турбин, поскольку при повышенной влажности на лопатках даже кратковременная работа продолжительностью несколько десятков часов, например, на сдаточном стенде, может привести к заметным эрозионным повреждениям лопаток, которые способны резко сократить ресурс их работы.
Наиболее близким к заявленному является способ определения качества влажного пара, находящегося внутри паровой турбины, включающий: излучение оптическим датчиком множества длин волн через влажный пар; измерение с помощью оптического датчика интенсивности влажного пара, соответствующей каждой из множества длин волн, пропускаемых через влажный пар; определение вектора отношения интенсивностей путем деления интенсивности влажного пара на соответствующую интенсивность сухого пара для каждой из множества длин волн; последовательное применение масштабных коэффициентов к вектору отношения интенсивностей для получения масштабированного вектора отношения интенсивностей; расчет подходящего значения для каждого из масштабных коэффициентов для получения множества разностей; определение минимальной разности из указанного множества разностей; определение распределения размеров капель путем вычисления количественной плотности капель, соответствующей минимальной разности; и определение качества пара на основе распределения размера капель (RU, патент №2580380, G01N 21/31, Опубл. 10.04.2016, Бюл. №10). Паровая турбина может содержать один или более оптических датчиков, используемых для определения качества влажного пара, находящегося внутри паровой турбины. Оптические датчики могут быть расположены в различных местах внутри всей паровой турбины. Они могут быть расположены в секции высокого давления, секции низкого давления или секции среднего давления (если она есть). Оптические датчики также могут быть размещены там, где необходимо выполнять измерение качества пара внутри паровой турбины. Оптический датчик образуют оптический излучатель и оптический детектор. Оптический излучатель и оптический детектор могут быть присоединены к внутренним неподвижным поверхностям паровой турбины. Требования к качеству пара, которые могут соответствовать содержанию влаги в паре, варьируются в зависимости от применения. Для паровых турбин требуется пар высокого качества, потому что пар низкого качества может привести к уменьшению эффективности и/или эрозии компонентов паровых турбин.
Недостаток данного способа определения качества влажного пара заключается в необходимости использования для измерения интенсивности влажного пара одного или нескольких специальных оптических датчиков, каждый из которых представляет собой оптический излучатель и оптический детектор, расположенных в различных местах внутри всей паровой турбины и присоединенных к внутренним неподвижным поверхностям паровой турбины, а это может потребовать внесения соответствующих изменений в конструкцию турбины, что в свою очередь связано с определенными трудностями для находящихся в эксплуатации турбин. Кроме того, данный способ не позволяет определять качество влажного пара для резко неравномерного потока в обширном кольцевом пространстве, чем отличаются последние ступени паровых турбин.
В основу изобретения положена техническая проблема, заключающаяся в создании способа определения режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний, основанного на анализе отклонений измеренных текущих значений параметров пара от расчетных значений параметров пара, характеризующих среду и условия работы турбины, обеспечивающего возможность оперативного отслеживания безопасных и нежелательных режимов работы работающей на насыщенном паре или паре с фиксированным перегревом конденсационной турбины турбогенераторной установки без внесения в конструкцию турбины каких-либо изменений и без использования дополнительных контрольно-измерительных приборов.
При этом техническим результатом является обеспечение безопасного режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний.
Достижение вышеуказанного технического результата обеспечивается тем, что в способе определения режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний расчетным путем для конкретного типа турбины определяют давление пара на входе в проточную часть турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени и минимально допустимом давлении пара за проточной частью турбины, определяют давление пара за проточной частью турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени, задавая малое приращение к полученному расчетному давлению пара на входе в проточную часть турбины, т.е. находят производную давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени, получая тем самым зависимость давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины, в процессе эксплуатации или стендовых испытаний определяют текущие значения давления пара за проточной частью турбины и давления пара перед проточной частью турбины при отключенной системе регенерации, находят расчетное предельно допустимое давление пара за проточной частью турбины при измеренном текущем значении давлении пара перед проточной частью турбины и заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени как сумму расчетного давления пара на входе в проточную часть при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени и минимально допустимом давлении пара за проточной частью турбины и приращения давления пара, определяемого как произведение вышеуказанной производной на разность между измеренным текущим значением давления пара перед проточной частью и его расчетным значением перед проточной частью при предельно допустимом давлении пара за проточной частью турбины и при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени и по знаку разности между измеренным текущим значением давления пара за проточной частью турбины и его расчетным предельно допустимым значением за проточной частью турбины определяют режим работы турбины, при этом отрицательный знак разности указывает на нежелательный режим работы турбины в отношении заданного, предельно допустимого значения влажности пара на ее последней ступени, а положительный знак - на безопасный режим работы турбины.
За текущее значение давления пара за проточной частью турбины может быть принято значение давление пара в конденсаторе.
При определении расчетным путем зависимости давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины может учитываться текущее состояние турбины: зазоры, заносы, шероховатость, которые принимают по данным последнего осмотра или, по экспертной оценке, с учетом наработки и характера эксплуатации турбины.
Расчетные значения параметров пара могут быть подвергнуты идентификации, заключающейся в согласовании указанных значений параметров пара с результатами замеров, зафиксированных при сдаточных испытаниях.
Определение расчетным путем для конкретного типа турбины давления пара на входе в проточную часть турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени и минимально допустимом давлении пара за проточной частью турбины, определение давления пара за проточной частью турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени, задавая малое приращение к полученному расчетному давлению пара на входе в проточную часть турбины, т.е. нахождение производной давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени, получая тем самым зависимость давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины, определение в процессе эксплуатации или стендовых испытаний текущих значений давления пара за проточной частью турбины и давления пара перед проточной частью турбины при отключенной системе регенерации, нахождение расчетного предельно допустимого давления пара за проточной частью турбины при измеренном текущем значении давлении пара перед проточной частью турбины и заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени как суммы расчетного давления пара на входе в проточную часть при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени и минимально допустимом давлении пара за проточной частью турбины и приращения давления пара, определяемого как произведение вышеуказанной производной на разность между измеренным текущим значением давления пара перед проточной частью и его расчетным значением перед проточной частью при предельно допустимом давлении пара за проточной частью турбины и при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени и определение по знаку разности между измеренным текущим значением давления пара за проточной частью турбины и его расчетным предельно допустимым значением за проточной частью турбины режима работы турбины, обеспечивает оперативное отслеживание безопасных и нежелательных режимов работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний без внесения в конструкцию турбины каких-либо изменений и без использования дополнительных контрольно-измерительных приборов.
Принятие за текущее значение давления пара за проточной частью турбины значения давления пара в конденсаторе обеспечивает возможность получения указанного параметра пара при отсутствии отдельного измерителя давления пара в указанном месте турбины.
Учет текущего состояния турбины: зазоры, заносы, шероховатость, которые принимают по данным последнего осмотра или, по экспертной оценке, с учетом наработки и характера эксплуатации турбины, при определении зависимости давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины способствует повышению надежности и точности получаемых результатов.
Идентификация расчетных значений параметров пара, заключающаяся в согласовании указанных значений параметров пара с результатами замеров, зафиксированных при сдаточных испытаниях, способствует повышению точности и достоверности расчетных значений параметров пара, характеризующих среду и условия работы конкретного типа турбины турбогенераторной установки.
k
0
кпред
Сущность изобретения поясняется графиком зависимости давления пара за проточной частью конденсационной турбины p от давления пара перед ее проточной частью р при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени турбины ψ.
Способ определения режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний осуществляется следующим образом.
Как установлено из практики, максимальная влажность пара на лопатках паровых турбин не должна превышать некоторый предел, который в зависимости от окружной скорости лопаток и ряда других обстоятельств приходится на уровень 11-13%. Чрезмерная влажность пара может привести к повышенной эрозии турбинных лопаток, которые приводят к снижению ресурса работы лопаток и могут стать причиной их поломок и аварии турбины. Особенно это опасно для лопаток последней ступени турбины, где влажность пара наиболее высока. В связи с этим в процессе эксплуатации или стендовых испытаний работающей на насыщенном паре или паре с фиксированным перегревом конденсационной турбины турбогенераторной установки возникает необходимость оперативного отслеживания нежелательных режимов работы конденсационной турбины турбогенераторной установки и обеспечение безопасного по влажности режима работы турбины.
00
к0
Для конкретного типа конденсационной турбины турбогенераторной установки по материалам проекта, технических условий, сдаточных испытаний или по итогам теплового расчета проточной части, исходные данные для которого подготавливают с учетом текущего состояния турбины: зазоры, заносы, шероховатость, которые принимают по данным последнего осмотра или по экспертной оценке с учетом наработки и характера эксплуатации, определяют р - давление пара на входе в проточную часть турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени и р - минимально допустимом давлении пара за проточной частью турбины.
С целью повышения точности и достоверности расчетных значений расчетные значения параметров пара подвергают идентификации, заключающейся в согласовании указанных значений параметров пара с результатами замеров, зафиксированных при сдаточных испытаниях. Согласование достигается путем взаимно увязанной корректировки фигурирующих в расчете эмпирических поправок параметров пара, характеризующих среду и условия работы конкретного типа турбины турбогенераторной установки.
0
кпред
01
00
0
к1
Располагая результатами расчета, задают Δр - малое приращение к расчетному давлению пара на входе в проточную часть турбины и, полагая влажность за проточной частью постоянной и равной предельно допустимому ее значению ψ, выполняют расчет проточной части при давлении пара перед проточной частью p=p+Δp и находят p - соответствующее давление пара за проточной частью турбины.
к
0
к1
к0
о1
00
Находят отношение Δр/Δр=(p-р)/(р-р), которое представляет производную давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины при постоянной предельно допустимой влажности за проточной частью турбины. В характерной для реальных условий области изменения параметров эта производная не зависит от численных значений давления пара перед проточной частью и за ней
к
0
Δр/Δр=const.
0
к
кпред
Вышеизложенное отражено на графике, где по координатным осям отложены р - давление пара перед проточной частью турбины и р - давление пара за ней. Наклонная линия, соответствующая предельно допустимому значению влажности пара на последней ступени ψ, разделяет зону безопасных режимов работа турбины, расположенных выше и левее линии, от нежелательных, расположенных правее и ниже нее.
к0
кпред
00
При построении графика для примера принято минимальное давления за проточной частью р=5 кПа, предельно допустимая влажность пара на последней ступени ψ=13%, расчетное значение КПД 82,8%, что соответствует давлению пара на входе в проточную часть р=0,204 МПа.
В процессе эксплуатации или стендовых испытаний турбины путем измерения посредством штатного комплекта контрольно-измерительных приборов определяют текущие значения давления пара за проточной частью турбины и давления пара перед проточной частью турбины при отключенной системе регенерации. При отсутствии за проточной частью турбины отдельного измерителя давления пара за текущее значение давления пара за проточной частью турбины принимают давление пара в конденсаторе. Отключение системы регенерации при измерении указанных параметров пара обеспечивает исключение влияния отдельных элементов тепловой схемы и режимных условий работы турбины.
02
к2
Например, в текущий момент времени показания датчиков давления пара перед и за проточной частью составляют: р=0,26 МПа и р=5 кПа (точка А на графике), получают, что режим работы турбины находится в нежелательной зоне и для предохранения от ускоренного эрозионного износа режим должен быть изменен.
Вышеизложенное может быть выражено формулой:
к,пред
к0
кпред
00
02
кпред
где р - расчетное предельно допустимое по влажности давление пара за проточной частью; р - минимально допустимое давлении пара за проточной частью турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени ψ; р - давление пара на входе в проточную часть турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени; р - текущее измеренное давление пара на входе в проточную часть; const - производная давления пара за проточной частью турбины от давления пара перед проточной частью турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени ψ.
к2
к,пред
к2
Нежелательным по влажности режимом работы турбины будет режим, при котором ε=р-p<0, где р - измеренное текущее давление пара за проточной частью турбины.
По знаку разности между измеренным текущим значением давления пара за проточной частью турбины и его расчетным предельно допустимым значением за проточной частью турбины определяют режим работы турбины. При этом отрицательный знак разности указывает на нежелательный режим работы турбины в отношении заданного, предельно допустимого значения влажности пара на ее последней ступени, а положительный знак - на безопасный режим работы турбины.
00
к0
кпред
02
к2
Так, например, выполнив применительно к вышеуказанным числовым значениям: р=0,204 МПа, р=5 кПа, ψ=13%, р=0,26 МПа и р=5 кПа необходимые вычисления, получают
к
0
Δp/Δp=35,71 кПа/МПа.
к,пред
Р=5+35,71⋅(0,26-0,204)=7,
ε=5-7=-2.
Поскольку ε<0, вырабатывается сигнал опасности по влажности, который далее тем или иным способом используется при управлении турбиной. В зависимости от текущей обстановки возвращение в безопасный режим работы турбины может быть достигнуто различными путями, выбор порядка выхода из режима повышенного эрозионного износа лопаток турбины остается за оператором.
Способ определения режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний может быть использован в системе автоматического управления данной турбины.