Анализ некоторых результатов стендовых испытаний и проработка методики моделирования паротурбинной установки плавучего энергобло. Министерство образования и науки Российской Федерации. Несколько слов о конструкции такой станции

• Название: Несколько слов о конструкции такой станции
• Анкор: Анализ некоторых результатов стендовых испытаний и проработка методики моделирования паротурбинной установки плавучего энергобло
• Дата: 26.01.2022
• Размер: 0.51 Mb.
• Имя файла: Министерство образования и науки Российской Федерации.docx
• Тип: Документы; #342932

ВВЕДЕНИЕ

В течение нескольких последних лет на Калужском турбинном за­воде (КТЗ) были изготовлены и испытаны два головных образца паротурбинной установки (ПТУ) ТК-35/38-3,4 номинальной мощно­стью 35 МВт, входящей в состав строящегося в настоящее время на Балтийском заводе первого плавучего энергоблока атомной электро­станции малой мощности (ПЭБ АТЭС ММ). Согласно техническому проекту, такая установка позволяет, как вырабатывать электроэнер­гию, так и обеспечивать теплоснабжение жилых или производствен­ных объектов, расположенных в районах морского базирования и уда­ленных от централизованного энергоснабжения, доставка традицион­ных энергоносителей в которые сопряжена со значительными трудностями. Идея мобильных плавучих АЭС не нова — уже около 20 лет ее продвигает Минатом России, озвучивались даже предложения о переоснащении для этих целей отработавших свой срок службы атомных подводных лодок, однако к реализации этих планов вплот­ную подошли только сейчас.

Несколько слов о конструкции такой станции. Генпроектант — ЦКБ «Айсберг» предложило установить на специальном судне два су­довых реактора и две ПТУ (блочных турбогенератора) с необходимым для их работы оборудованием на единой раме, с современными системами контроля и регулирования, а пост управ­ления и бытовые помещения оборудовать по стандарту атомного ледокола. Производство и поставка обоих ПТУ со всеми входящими в их состав системами были переданы КТЗ. В июне 2006 г. заводом был подписан соответ­ствующий контракт на их поставку (хотя кон­структорская проработка фактически была на­чата значительно раньше), а уже 31 августа 2010 г. подписан акт приемки второй ПТУ.

Поскольку ПЭБ АТЭС — это все-таки суд­но, то при его проектировании и строительстве должны были учитываться одновременно как нормы и правила Российского Морского реги­стра судоходства (РМРС), так и требования, предъявляемые к оборудованию для АЭС, что ставило перед конструкторами нелегкую зада­чу. Это и выбор определенных материалов, по­крытий, и достаточно специфические требова­ния к механизмам, узлам, видам их испытаний и пр., подлежащие согласованию с РМРС. Сле­дует отметить, что хотя у КТЗ и к тому времени уже был накоплен определенный опыт постав­ки энергетических турбин для ТЭС и привод­ных для АЭС с современными электрогидрав- лическими системами регулирования, но все они были меньшей мощности — до 25 МВт. Поэтому в процессе проектирования потребо­вались как доработки традиционных для КТЗ конструкций, так и применение новых. Это и новая проточная часть с высокоэкономичной последней ступенью с саблевидными лопатка­ми длиной 578 мм, созданная на основе разра­боток МЭИ при участии профессора А.Е. Зарянкина, и новый выхлопной патрубок, отли­чающийся от уже использующихся в заводских серийных машинах высокой эффективностью и минимальными потерями. Следует отметить, его прототип (также спроектированный в МЭИ) к тому времени был отработан на геотермаль­ных турбинах «Камчатка-25» — еще одном из­вестном изделии калужского завода. Сама тур­бина активная, одноцилиндровая, однопоточ­ная, с одним регулируемым и двумя нерегулируемыми отборами пара, предусмот­рены регенеративные подогреватели. Ротор ка­ждой турбины — цельнокованый, с ротором ге­нератора соединяется при помощи промежу­точного вала и жестких муфт. Система роторов опирается на четыре опорных подшипника скольжения. Для каждой ПТУ предусмотрен один конденсатор поверхностного типа, одно­ходовой по забортной воде, и две установки клапанов травления пара, включающие в себя дроссельно-увлажнительные устройства, необ­ходимые для обеспечения постоянства давле­ния пара перед ПТУ во время эксплуатации.

На принципиальной схеме системы регули­рования и защиты, представленной на рис. 1, приведены ее основные узлы. При проектиро­вании были использованы как традиционные, хорошо зарекомендовавшие себя решения (на­пример, «насос-регулятор» (ГМН), навешен­ный на роторе турбины и являющийся надеж­ным источником рабочего масла для подшип­ников и узлов регулирования системы даже при полном обесточивании за счет инерцион­ного вращения ротора; механический регуля­тор безопасности с автоматическим затвором (РБ, ЗА), низконапорный масляный инжектор, реле давления системы смазки (РДС), дистан­ционные выключатели (ВД), стопорные клапа­ны (КС)), так и новые современные узлы, та­кие как высокоточные быстродействующие электромеханические приводы (ЭМП) на от­сечных золотниках блоков регулирования, управляющих положением поворотных диа­фрагм и паровых регулирующих клапанов (КР) — из числа наиболее ответственных узлов системы регулирования и защиты.

Эти ЭМП «СХIДR» импортного производ­ства¹ входят в состав электронной части систе­мы регулирования, которую спроектировало и поставило ОАО «Концерн «НПО «Аврора». В свою очередь, электрогенераторы (Г) ТФ-35-2М5 с комплектом оборудования к ним, изготовило и поставило ОАО «Силовые маши­ны». Первая готовая ПТУ была отправлена на испытания. Целью испытаний являлся кон­троль качества сборки, наладка и подтвержде­ние ряда технических характеристик, заложенных в техническом задании (ТЗ) и закреплен­ных в технических условиях (ТУ) на изделие, которые можно было обеспечить в условиях за­водского стенда. Этому предшествовала серия настройки и испытаний на отдельных стендах ряда составляющих ПТУ узлов по своим про­граммам.

В целом испытания прошли успешно (об­щая наработка каждой ПТУ составила около 300 ч), однако, в ходе их проведения выявился ряд проблем, потребовавший напряженной ра­боты как конструкторов, так и производствен­ной службы при трехсменной работе сдаточной команды. Пока результаты испытаний еще об­рабатывают и анализируют, остановимся лишь на некоторых из них.
¹На сегодняшний день в Росии уже изготавливают отечественные аналоги указанных ЭМП, имеющие сопоставимые технические характеристики и обла­дающие успешным опытом внедрения в энергетике схожего профиля.




Рис. 1. Принципиальная схема регулирования и защиты ПТУ ТК-35/38-3,4 производства для плавучей АЭС

Условия проведения испытаний. Заводские испытания ПТУ (а это только часть из запла­нированных межведомственных) включали в себя несколько этапов — вначале проводи­лись предварительные (пусконаладочные), а по их завершении — приемочные, завершавшиеся контрольными испытаниями (контрольным пуском). Хотя для каждого этапа и была разра­ботана отдельная программа испытаний, они во многом перекликались между собой, имея, как правило, в своем объеме проверки преду­смотренных аварийных защит и мероприятия по определению работоспособности входящего в ПТУ оборудования, а также технических ха­рактеристик ПТУ в целом, в рамках возможно­стей, предоставляемых испытательным стендом (обладающим при этом статусом государствен­ной испытательной станции и оборудованным системой сбора и обработки информации — ССОИ). Качество рабочих сред (пар и конденсат) соответствовали требованиям для паровых котлов среднего давления (типа БКЗ-75). Вследствие ог­раничений, налагаемых возможностями стен­да, было согласовано, что такие характеристи­ки, как функционирование паровых отборов, работа конденсатных, питательных и циркуля­ционных насосов на сеть, работа системы реге­нерации и теплофикации, а также некоторые другие еще предстоит проверить на предстоя­щих испытаниях всего ПЭБ АТЭС. Да и элек­трическая нагрузка, которую смогла принять ПТУ по возможностям стенда, оказалась от­носительно небольшой — не боле 5 МВт. Тем не менее, некоторое представление о качественных процессах, происходящих в системе ре­гулирования при аварийных сбросах нагрузки (одна из возможных по ПТЭ и при этом наи­более критических ситуаций) все же было получено. Зависимость частоты вращения и давления пара перед ПТУ при сбросе элек­трической нагрузки 5 МВт от времени (по данным от 03.07.2009) представлена на рис. 2. На рисунке 2 видно, что величина относитель­ного перерегулирования (так называемый ди­намический заброс) при полном отключении электрической нагрузки по частоте вращения не превысила 0,5%, по давлению пара перед ПТУ — не более 7,2%, что отвечает требова­ниям ТЗ.





Рис. 2. Зависимость частоты вращения и давления пара перед ПТУ при сбросе электрической нагрузки 5 МВт от времени (03.07.2009 г.)

Проблемы. В качестве иллюстрации к ходу испытаний остановимся на нескольких вопро­сах, связанных с регулированием частоты вра­щения ротора и теплофизических параметров ПТУ.

1. 
   Во время пуска и разворота турбины на холостой ход по определенной программе (вре­менная «развертка» процесса представлена на рис. 3) неоднократно фиксировался стук в рай­оне регулирующих клапанов, при наборе час­тоты от

100 до 600 об/мин. Причем сам стук был слышен не в момент предполагаемого

1. 
   
   

Рис. 3. Рекомендуемый вывод ПТУ на номинальную частоту вращения из холодного состояния в зависимости от времени

опускания клапана на седло, а, скорее при его ходе на открытие. Данные от штатных датчи­ков из ССОИ не давали четкого ответа о его причине. Поэтому было принято решение вре­менно установить дополнительно к имеющему­ся датчику положения ДП1 на сервомоторе ре­гулирующего клапана (КР) еще один — уже не­посредственно на корпусе КР. Это позволило определить динамическую деформацию рычага клапана в любой момент времени (в том числе и при пуске, когда КР наиболее нагружен), вы­читая из ДП1 показания ДП2. При очередном пуске и выводе турбины на указанный выше диапазон по частоте вращения были зафикси­рованы результаты, представленные на рис. 4.

Вначале включается пусковой маслонасос, обеспечивающий при пуске рабочим маслом систему регулирования и защиты вплоть до включения в работу главного маслонасоса — навешенного на ротор турбины насоса-регуля­тора (ГМН, обозначения узлов приведены на схеме рис. 1). Регулирующие клапаны, находя­щиеся в это время под воздействием паровых усилий, закрыты, появившееся давление масла начинает нагружать КР, увеличивая прогиб ры­чага клапана, его поршень (сервомотор С) при этом находится под значительным перепадом давления масла в верхней и нижней полости, чтобы скомпенсировать паровые усилия. По сигналу пуска из системы управления КР полу­чает команду на открытие, перепад давлений




Рис. 4. Кадры из ССОИ, зафиксированные при пуске турбины с дополнительным датчиком положения на КР

на его сервомотор С становится максималь­ным, преодолевая такие же максимальные в этот момент паровые усилия. Сами КР для уменьшения этих отрывных усилий снабжены специальными клапанами разгрузки (КРГ), но на рис. 4 (тренд «искривление траверсы») ви­дно, что даже с их использованием деформация рычага в этот момент наиболее велика, превы­шая в абсолютном значении 4 мм. При даль­нейшем отрыве клапана от седла по мере уве­личения проходной площади величина паро­вых усилий снижается, и давление в полостях С выравнивается, соответственно снижается и деформация практически до нуля. Получив толчок паром, ротор турбины приходит в дви­жение и начинается набор оборотов, сигнал об этом по обратной связи незамедлительно при­крывает КР до тех пор, пока паровые усилия не прижимают его вновь к седлу, после чего весь процесс повторяется заново. Указанные про­цессы достаточно хорошо изучены и описаны в специальной литературе, некоторый интерес здесь может представлять лишь наглядность их представления (благодаря ССОИ и дополни­тельному датчику положения).

Анализ диаграмм и проведенная ревизия клапана показали, что причинами такого коле­бательного процесса стала неудовлетворитель­ная работа клапана разгрузки на пусковых ре­жимах, податливость рычага и люфты в его со­членениях, а также, по-видимому, имевшие место задевания штока КР о его корпус вслед­ствие тепловых деформаций последнего. После ревизии люфты были устранены, места воз­можных задиров зачищены, а предложения по изменению конструкции КРГ учтены.

2. 
   Неприятной неожиданностью по окон­чании испытаний стала обнаруженная эрозия лопаток трех последних ступеней турбины (фото приведено на рис. 5).
   

Начальный эрозионный износ спинок вход­ных кромок у первой ПТУ на 11-й ступени составил около 20 мм, 12-й ступени — на дли­не около 60 мм, 13-й ступени — около 200 мм от наружного диаметра при глубине эрозии 0,08, 0,6 и 0,5 мм по ступеням, соответственно.





Рис. 5. Эрозионный износ спинки входной кромки лопатки 11-й ступени

У второй ПТУ он также был зафиксирован, хотя и в меньшей степени.

Анализ режимов и условий испытаний ПТУ показал, что наиболее вероятной причиной возникновения указанных повреждений яви­лась недостаточно эффективная работа дре­нажной системы как, собственно, турбины, так и стенда - внутриканальной сепарации и дре­нирования влаги из последних ступеней. По­этому было предложено разделить и увеличить дренажные каналы отвода отсепарированной влаги из 11-, 12- и 13-й ступенями отдельными независимыми трактами в нижнюю половину выхлопного патрубка, по возможности дальше от последней ступени и закрыть эти каналы за­щитными козырьками. Кроме того было вы­сказано предположение, что эрозию вызывает повышенный расход воды через водораспреде­лительное устройство (ВРУ), которая необхо­дима для увлажнения пара, поступающего в конденсатор через дроссельно-увлажни­тельное устройство (ДУУ) системы травления (см. рис. 1). ВРУ жестко зафиксировано на ры­чаге соответствующего клапана травления (КТ) и спроектировано так, что расход воды через него линейно зависит от положения КТ. Следу­ет отметить, что даже при полностью закрытом КТ некоторый расход воды через ВРУ конст­руктивно все же проходит, поэтому оно было перенастроено для уменьшения такого пара­зитного расхода путем уменьшения соответст­вующего зазора.

После проведения перенастройки расход конденсата через ВРУ при закрытом КТ сни­зился примерно до 1,8...2 т/ч, что вполне до­пустимо и способно снизить вероятность воз­никновения повторной эрозии по этой причи­не. Соответствующая зависимость расхода пара на ДУУ и воды на ВРУ от хода сервомотора КТ представлена на рис. 6.

2. 
   В ходе уже предварительных испытаний выяснилось, что набор вакуума в главном кон­денсаторе (ГК) до 0,04 МПа (абс.), необходи­мого для нормального пуска турбогенератора в штатном режиме, происходил крайне мед­ленно — более 2 ч, вместо заданных по ТУ 15...20 мин. Возможной причиной для этого могли являться неплотности паровой систе­мы — уплотнение паровых разъемов на стенде отличается от штатной сварки — фактически для стенда были использованы резиновые про­кладки с проемом в 2,8х5,5 м. Кроме того, фак­тическая производительность блока эжекторов (БЭЖ) с учетом паровых объемов конденсатора и переходного патрубка могла оказаться недос­таточной. Поэтому было принято решение, что для более быстрого и качественного набора ва­куума в конденсаторе его следует начинать, по­давая пар сразу на вторую ступень эжектора, а на пусковой эжектор (первую ступень) пода­вать пар после автоматического закрытия кла­пана на байпасе дроссельной шайбы подвода пара к БЭЖ (либо по достижении номиналь­ных параметров пара). В результате, время на­бора вакуума снизилось до требуемого, а ско- рость изменения давления в ГК возросла до 0,00045...0,00049 МПа/мин, обеспечив задан­ное время.
   

Рис. 6. Зависимость расхода пара на ДУУ и воды на ВРУ от хода сервомотора КТ

Необходимость проведения моделирования.

Важным этапом современного производства является широкое применение математическо­го моделирования, сущность которого состоит в замене исходного объекта его образом — ма­тематической моделью — и дальнейшем изуче­нии модели с помощью реализуемых на компь­ютерах вычислительных алгоритмов. Работа не с самим объектом (процессом), а с его моделью позволяет относительно быстро и без сущест­венных затрат исследовать его свойства и пове­дение в любых возможных ситуациях. В то же время вычислительные эксперименты с моде­лями объектов позволяют, опираясь на совре­менные достижения вычислительных методов и технических инструментов информатики, подробно и глубоко изучать объекты в доста­точной полноте, недоступной чисто теоретиче­ским подходам.

При построении модели исследователь, исходя из поставленных целей, учитывает только наибо­лее существенные для их достижения факты. По­этому любая модель нетождественна объекту-ори­гиналу и, следовательно, неполна, поскольку при ее построении исследователь учитывает лишь важ­нейшие с его точки зрения факторы.

В данной работе при составлении математи­ческой модели использовался принцип имита­ционного моделирования, поскольку в виду сложности моделируемой системы (ПТУ) затруднительно выразить процессы в виде яв­ных функциональных зависимостей.

Структура модели ПТУ. При решении задачи была применена структура математической мо­дели с использованием базы данных сигналов и библиотеки типовых блоков управления обо­рудованием из ПК «МВТУ-4¹». Готовая расчет­ная модель состоит из следующих компонен­тов, объединенных в единый расчетный ком­плекс:

1. 
   теплогидравлическая модель;
   
2. 
   блоки управления оборудованием;
   
3. 
   модель алгоритмов;
   
4. 
   база данных.
   

Теплогидравлическая модель создана сред­ствами ПК «МВТУ-4». Из базы данных в мо­дель теплогидравлики поступают сведения о состоянии оборудования (положение задви­жек, частота вращения насосов и т. п.), по ко­торым рассчитываются параметры моделируе­мого процесса (расход, давление, уровень и т. п.). В базу данных сигналов записываются только те параметры модели, которые заданы пользователем как точки контроля при на­стройке общего решения. В качестве расчетно­го кода может быть использован один из суще­ствующих тепло-гидравлических кодов.

В данной задаче применен расчетный код ТPP, входящий в поставку ПК «MBTУ-4».

Для формирования состояния оборудования используют типовые блоки управления обору­дованием, которые обеспечивают расчет мате­матической модели для типовых и повторяю­щихся элементов модели (задвижки, насосы, клапаны, регуляторы и т. п.). Каждый блок представляет собой одну математическую мо­дель, обрабатывающую вектор сигналов, раз­мерность которого соответствует количеству элементов типового оборудования в модели.

Модель алгоритмов — описание работы сис­темы управления в виде структурных схем (диаграмм алгоритмов) в различных режимах. Модель алгоритмов получает из базы данных сигналы о состоянии оборудования,

пара­метрах системы, командах оператора, а так­же командах, сформированных другими ал­горитмами. На основании заложенной в алго­ритм логики вырабатываются сигналы («открыть», «закрыть», «включить», «выклю­чить» и т. п.) для блоков управления оборудова­нием и/или других алгоритмов, содержащихся в базе данных.

База данных обеспечивает обмен данных ме­жду частями модели в процессе расчета, позво­ляет просматривать и изменять значения сиг­налов в процессе моделирования.

Общая структура решения задачи представ­лена на рис. 7.

Математическая модель ПТУ. Модель состо­ит из следующих модулей:

1. 
   проточной части и конденсатора (см. рис. 7);
   
2. 
   модели конденсатной группы оборудова­ния, которая состоит из:
   

трех конденсатных насосов (два в работе, один — в резерве),

подогревателя низкого давления (ПН-100);

3. 
   деаэратора;
   
4. 
   системы питательной воды, состоящей из:
   

Рис. 7. Общая структура решения



Рис. 8. Функциональная схема ПТУ (упрощенный вариант)

¹ Лицензионная копия ПК «МВТУ-4», исходная методика создания модели ПТУ в среде SIMINTECH [6] авторов О.С. Козлова, Л.М. Скворцовой, О.Ю. Кавун были любезно предоставлены ООО «3В Сервис».

трех питательных насосов (два в работе, один — в резерве),

двух подогревателей высокого давления (ПВ-280 и ПВ-280-1);

5. 
   промышленного контура (состоит из двух сетевых подогревателей ПС-450);
   
6. 
   системы управления от оператора.
   

Функциональная схема, отражающая взаи­мосвязь всех модулей, представлена на рис. 8.

На рисунках 9—13 приведены верхние уровни моделей в соответствии со схемой, изображенной на рис. 8.

Развернутый вариант функциональной схе­мы представлен на рис. 14. Основные контролируемые параметры отражены на рассмотренных моделях.




Рис. 9. Модель системы свежего пара (верхний уровень)




Рис. 10. Модель конденсатной группы оборудования (верхний уровень)




Рис. 11. Модель питательной группы оборудования (верхний уровень)




Рис. 12. Модель деаэратора (верхний уровень)




Рис. 13. Модель промконтура (верхний уровень)


Выводы

В результате проведенных испытаний и моделирования была определена необходи­мость доработки конструкции ПТУ, выразив­шейся, главным образом, в следующем:

• 
  доработана проточная часть турбины для обеспечения гарантированной возможности дренажа конденсата из нее с целью исключе­ния эрозионного износа последних ступеней;
  
• 
  
  
  
  доработано водораспределительное уст­ройство для уменьшения протечки воды через него при закрытом клапане травления;
  
• 
  доработано валоповоротное устройство с целью исключения чрезмерного нагрева ВПУ и выхода паров масла в помещение ПЭБ;
  
• 
  доработан промвал (между турбиной и ге­нератором) для изменения критического числа оборотов системы роторов ТГ с целью отстрой­ки от резонанса;
  
• 
  доработан корпус переднего подшипника турбины для исключения протечек масла по разъему;
  
• 
  установка клапана разгрузки предусмотре­на для каждого КР, диаметры подводящих па­ропроводов увеличены;
  
• 
  доработано ВРУ с целью уменьшения па­разитного расхода воды при закрытом КТ.
  

Рис. 14. Функциональная схема ПТУ

Список литературы

1. 
   Изделие ТК-35/38—3,4. Система маслоснабжения. Схема гидравлическая принципиальная. 142-Б-00613 Г3 (ИРЕЦ 624121.001ТУ/4). Калуга: ОАО «Калужский турбин­ный завод».
   
2. 
   Изделие ТК-35/38—3,4. Схема тепловая принципи­альная. 102-Б-02991Г3 (ИРЕЦ624121.001ТУ/3). Калуга: ОАО «Калужский турбинный завод».
   
3. 
   Паротурбинная установка ТК-35/38—3,4. Перечень контролируемых параметров. 102-М-01192. Калуга: ОАО «Калужский турбинный завод», 2008. 33 с.
   
4. 
   Паротурбинная установка ТК-35/38—3,4. Руково­дство по эксплуатации. Ч. 2. Использование по назначению. 105-Б-01075РЭ1. Калуга: ОАО «Калужский турбинный за­вод», 2009. 73 с.
   
5. 
   Булки А.Е. Автоматическое регулирование энергоустановок. М.: Издательский дом МЭИ, 2009. 508 с.
   
6. 
   Паровые турбины малой мощности КТЗ / В.И. Кирюхин, Н.Н. Тараненко, Е.П. Огурцова и др. М.: Энергоатомиздат, 1987. 216 с.
   
7. 
   Шифрин М.Ш. Динамика судовых паропроизводящих установок. Л.: Судостроение, 1977. 352 с.
   
8. 
   Митрохин В.Т. Выбор параметров и расчет центростремительной турбины на стационарных и переходных режимах. М.: Машиностроение, 1974. 228 с.