RU2681058C1 - Turbo generator plant condensation turbine operating mode determining method during its operation or bench tests - Google Patents
Turbo generator plant condensation turbine operating mode determining method during its operation or bench tests Download PDFInfo
- Publication number
- RU2681058C1 RU2681058C1 RU2018122169A RU2018122169A RU2681058C1 RU 2681058 C1 RU2681058 C1 RU 2681058C1 RU 2018122169 A RU2018122169 A RU 2018122169A RU 2018122169 A RU2018122169 A RU 2018122169A RU 2681058 C1 RU2681058 C1 RU 2681058C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- turbine
- steam
- steam pressure
- flow part
- maximum permissible
- Prior art date
Links
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000009833 condensation Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000005494 condensation Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000007689 inspection Methods 0.000 claims description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000013021 overheating Methods 0.000 abstract description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 abstract 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 14
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000009304 pastoral farming Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M15/00—Testing of engines
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F15—FLUID-PRESSURE ACTUATORS; HYDRAULICS OR PNEUMATICS IN GENERAL
- F15B—SYSTEMS ACTING BY MEANS OF FLUIDS IN GENERAL; FLUID-PRESSURE ACTUATORS, e.g. SERVOMOTORS; DETAILS OF FLUID-PRESSURE SYSTEMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F15B19/00—Testing; Calibrating; Fault detection or monitoring; Simulation or modelling of fluid-pressure systems or apparatus not otherwise provided for
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
Description
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.The invention relates to power engineering and can be used in diagnostic systems operating on saturated steam or steam with a fixed overheating of condensation turbines of turbogenerator plants during their operation or bench tests.
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).A known method of inspecting the turbine blades by means of an optical probe inserted into the turbine flow part, in which a transparent medium, for example, superheated steam, air or gas, is introduced into the turbine flow part during inspection, creating a transparent local stream in the inspection zone (RU, Patent No. 2415273, F01D 25/00, Published on March 27, 2011, Bull. No. 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.The disadvantage of this method of inspection of the turbine rotor blades is that it cannot be used for turbines in operation without making appropriate changes to the turbine design to use an additional rotor inspection device and an additional device for supplying a transparent medium.
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.).A known method for diagnosing a steam turbine connected to an electric generator is that the rotor acceleration and generator power are measured, the turbine power is determined from the generator power and rotor acceleration and the technical condition of the turbine is determined, the steam pressure in the compartments is measured, and the turbine power is additionally determined from the steam pressure in its compartments, determine the difference in power values obtained from the generator power, acceleration of the rotor and the vapor pressures in the compartments, differentiate the resulting difference for dynamic deviation exercises determine the static deviation and the technical condition of the turbine by the indicated deviations, and by the changes in these deviations in time, the type of turbine malfunction is judged: by negative static deviation - increased power loss, by periodic dynamic deviations with rotation speed - grazing (including about water), with the turbine’s natural frequency — torsional vibrations, with a different frequency — self-oscillations in the turbine’s flow part, and of the shock (peak) dynamic deviations — the introduction of foreign objects into the flowing part, when the load is discharged by positive dynamic and static deviations — supply of steam from an extraneous source into the turbine, by positive static and positive, then negative dynamic — the presence of water in the turbine and cavities communicating with it (RU Patent No. 2028520 , F15B 19/00, G01M 15/00, Publ. 02/09/1995).
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.The disadvantage of this method for diagnosing a steam turbine is that, among this diagnostic parameter, steam humidity is not taken into account, which has a significant impact on the operational reliability of steam turbines, since with increased humidity on the blades even short-term operation lasting several tens of hours, for example, on a delivery stand , can lead to noticeable erosion damage to the blades, which can drastically reduce the resource of their work.
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.Closest to the claimed is a method for determining the quality of wet steam inside a steam turbine, including: radiation of an optical sensor of multiple wavelengths through wet steam; measuring with an optical sensor the intensity of the wet steam corresponding to each of the plurality of wavelengths transmitted through the wet steam; determining the intensity ratio vector by dividing the wet steam intensity by the corresponding dry steam intensity for each of a plurality of wavelengths; sequential application of scale factors to the intensity ratio vector to obtain a scaled intensity ratio vector; calculating a suitable value for each of the scale factors to obtain a variety of differences; determination of the minimum difference from the specified set of differences; determining the distribution of droplet size by calculating the quantitative density of the droplets corresponding to the minimum difference; and determining the quality of the steam based on the distribution of droplet size (RU, patent No. 2580380, G01N 21/31, Publ. 10.04.2016, Bull. No. 10). A steam turbine may include one or more optical sensors used to determine the quality of the wet steam inside the steam turbine. Optical sensors can be located in various places within the entire steam turbine. They can be located in the high-pressure section, low-pressure section or medium-pressure section (if any). Optical sensors can also be placed where it is necessary to measure the quality of the steam inside the steam turbine. The optical sensor form an optical emitter and an optical detector. The optical emitter and the optical detector can be attached to the internal stationary surfaces of the steam turbine. Steam quality requirements, which may correspond to the moisture content of the steam, vary depending on the application. Steam turbines require high-quality steam because low-quality steam can lead to reduced efficiency and / or erosion of steam turbine components.
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.The disadvantage of this method of determining the quality of wet steam is the need to use one or more special optical sensors for measuring the intensity of wet steam, each of which is an optical emitter and an optical detector located in different places inside the entire steam turbine and attached to the internal stationary surfaces of the steam turbine , and this may require the introduction of appropriate changes in the design of the turbine, which in turn is associated with difficulties for turbines in operation. In addition, this method does not allow to determine the quality of wet steam for a sharply uneven flow in a vast annular space, which distinguishes the last stages of steam turbines.
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.The invention is based on a technical problem, which consists in creating a method for determining the operation mode of a condensation turbine of a turbogenerator unit during its operation or bench tests, based on an analysis of deviations of the measured current values of steam parameters from the calculated values of steam parameters characterizing the medium and operating conditions of the turbine, which makes it possible operational tracking of safe and undesirable modes of operation working on saturated steam or a pair with a fixed regrevom condensing turbine turbine generator set without making the design of the turbine of any changes and without the use of additional instrumentation.
При этом техническим результатом является обеспечение безопасного режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний.In this case, the technical result is the provision of a safe operation mode of a condensation turbine of a turbogenerator unit during its operation or bench tests.
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.The achievement of the above technical result is ensured by the fact that in the method for determining the operating mode of a condensation turbine of a turbogenerator unit during its operation or bench tests by calculation for a specific type of turbine, the steam pressure at the inlet to the turbine flow section is determined at a given, maximum permissible value of steam humidity at its last steps and the minimum allowable steam pressure behind the flow part of the turbine, determine the steam pressure behind the flow part of the turbine at a given redelno allowable value of moisture vapor in the final stage, setting a small increment to the resulting design pressure of steam entering the turbine flowing part, i.e. find the derivative of the steam pressure behind the turbine flow part from the steam pressure in front of the turbine flow part at a given, maximum permissible value of steam humidity at the last stage, thereby obtaining the dependence of the steam pressure behind the turbine flow part on the steam pressure in front of the turbine flow part, during operation or bench tests determine the current values of the steam pressure behind the flow part of the turbine and the steam pressure in front of the flow part of the turbine when the regeneration system is off, find the calculated limit the permissible steam pressure behind the turbine flow part at the measured current value of the steam pressure in front of the turbine flow part and the specified maximum permissible value of steam humidity at the last stage as the sum of the calculated steam pressure at the inlet of the flow part at a given, maximum permissible value of steam humidity at the last stage and the minimum allowable vapor pressure behind the turbine flow part and the steam pressure increment, defined as the product of the above derivative by the difference between the measured t the current value of the steam pressure in front of the flowing part and its calculated value in front of the flowing part at the maximum permissible steam pressure behind the turbine flow part and at a given, maximum permissible value of steam humidity at the last stage and the sign of the difference between the measured current value of the steam pressure behind the turbine flow part and its calculated maximum permissible value behind the flow part of the turbine determines the mode of operation of the turbine, while the negative sign of the difference indicates an undesirable mode of operation of the tour ins with regard to the set, the limit value of moisture vapor at its last stage, as a positive sign - a safe turbine operation.
За текущее значение давления пара за проточной частью турбины может быть принято значение давление пара в конденсаторе.For the current value of the vapor pressure behind the flow part of the turbine, the value of the vapor pressure in the condenser can be taken.
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.When determining by calculation the dependence of the steam pressure behind the turbine flow part on the steam pressure in front of the turbine flow part, the current state of the turbine can be taken into account: clearances, drifts, roughness, which are taken according to the latest inspection or, according to expert estimates, taking into account the operating time and nature of the turbine operation.
Расчетные значения параметров пара могут быть подвергнуты идентификации, заключающейся в согласовании указанных значений параметров пара с результатами замеров, зафиксированных при сдаточных испытаниях.The calculated values of the steam parameters can be subjected to identification, which consists in matching the indicated values of the steam parameters with the results of measurements recorded during the acceptance tests.
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.Determination by calculation for a specific type of turbine of the steam pressure at the inlet to the turbine flow path at a given, maximum permissible value of steam humidity at its last stage and the minimum permissible steam pressure behind the turbine flow part, determination of the steam pressure behind the turbine flow part at a given, maximum permissible value steam humidity at the last stage, setting a small increment to the calculated design steam pressure at the inlet to the turbine flow section, i.e. finding the derivative of the steam pressure behind the turbine flow part from the steam pressure in front of the turbine flow part at a given, maximum permissible value of steam humidity at its last stage, thereby obtaining the dependence of the steam pressure behind the turbine flow part on the steam pressure in front of the turbine flow part, determination during operation or bench tests of the current values of the steam pressure behind the turbine flow part and the steam pressure in front of the turbine flow part when the regeneration system is turned off, finding the maximum permissible vapor pressure behind the turbine flow part at the measured current value of the steam pressure in front of the turbine flow part and the specified, maximum permissible value of steam humidity at the last stage as the sum of the calculated steam pressure at the inlet of the flow part at the specified maximum permissible value of steam humidity at the last steps and the minimum allowable steam pressure behind the turbine flow part and the steam pressure increment, defined as the product of the above derivative by the difference between measured current value of the steam pressure in front of the flowing part and its calculated value in front of the flowing part at the maximum permissible steam pressure behind the turbine flow part and at a given, maximum permissible value of steam humidity at the last stage and determining by the sign of the difference between the measured current value of steam pressure behind the flow part the turbine and its calculated maximum permissible value behind the turbine flow part of the turbine operating mode, provides operational tracking of safe and undesirable operating modes of a condensation turbine of a turbogenerator unit during its operation or bench tests without making any changes to the turbine design and without the use of additional instrumentation.
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.Taking the value of steam pressure in the condenser as the current value of the steam pressure behind the flowing part of the turbine makes it possible to obtain the specified steam parameter in the absence of a separate steam pressure meter at the specified location of the turbine.
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.Taking into account the current state of the turbine: gaps, drifts, roughness, which are taken according to the last inspection or, according to expert estimates, taking into account the operating time and nature of the operation of the turbine, when determining the dependence of the steam pressure behind the turbine flow part on the steam pressure in front of the turbine flow part and accuracy of the results.
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.The identification of the calculated values of the steam parameters, which consists in matching the indicated values of the steam parameters with the results of measurements recorded during the acceptance tests, improves the accuracy and reliability of the calculated values of the steam parameters characterizing the environment and operating conditions of a particular type of turbine of a turbogenerator unit.
Сущность изобретения поясняется графиком зависимости давления пара за проточной частью конденсационной турбины pk от давления пара перед ее проточной частью р0 при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на последней ступени турбины ψкпред.The invention is illustrated by a graph of the dependence of the vapor pressure behind the flow part of the condensation turbine p k on the steam pressure in front of its flow part p 0 at a given, maximum permissible value of steam humidity at the last stage of the turbine ψ limit .
Способ определения режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний осуществляется следующим образом.A method for determining the operation mode of a condensation turbine of a turbogenerator unit during its operation or bench testing is as follows.
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.As established from practice, the maximum humidity of the steam on the blades of steam turbines should not exceed a certain limit, which, depending on the peripheral speed of the blades and a number of other circumstances, falls at the level of 11-13%. Excessive steam humidity can lead to increased erosion of turbine blades, which lead to a decrease in the service life of the blades and can cause their breakdowns and turbine crash. This is especially dangerous for the blades of the last stage of the turbine, where the steam humidity is highest. In this regard, during operation or bench testing of a steam generator or steam with a fixed overheating of a condensation turbine of a turbogenerator unit, it becomes necessary to quickly monitor the undesirable modes of operation of a condensation turbine of a turbogenerator unit and to ensure a humidity-safe mode of operation of the turbine.
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 р00 - давление пара на входе в проточную часть турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени и рк0 - минимально допустимом давлении пара за проточной частью турбины.For a particular type of condensation turbine of a turbogenerator plant based on the project materials, technical specifications, acceptance tests or based on the results of thermal calculation of the flow part, the initial data for which are prepared taking into account the current state of the turbine: clearances, drifts, roughness, which are taken according to the last inspection or expert assessment, taking into account the operating time and the nature of operation, determine p 00 - steam pressure at the inlet to the flow part of the turbine at a given, maximum permissible value of steam humidity at its last stage and p k0 - the minimum allowable vapor pressure behind the flow part of the turbine.
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.In order to improve the accuracy and reliability of the calculated values, the calculated values of the steam parameters are subjected to identification, which consists in matching the specified values of the steam parameters with the results of measurements recorded during the acceptance tests. Coordination is achieved by mutually correlating the empirical corrections of the steam parameters used in the calculation that characterize the environment and operating conditions of a particular type of turbine of a turbogenerator unit.
Располагая результатами расчета, задают Δр0 - 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 ψкпред, выполняют расчет проточной части при давлении пара перед проточной частью p01=p00+Δp0 и находят pк1 - соответствующее давление пара за проточной частью турбины.Having the calculation results, set Δр 0 - a small increment to the calculated steam pressure at the inlet to the turbine flow part and, assuming the humidity behind the flow part to be constant and equal to its maximum permissible value ψ cfp , we calculate the flow part at the steam pressure in front of the flow part p 01 = p 00 + Δp 0 and find p k1 - the corresponding vapor pressure behind the flow part of the turbine.
Находят отношение Δрк/Δр0=(pк1-рк0)/(ро1-р00), 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 нейFind the ratio Δp to / Δp 0 = (p k1- p k0 ) / (p o1- p 00 ), which represents the derivative of the steam pressure behind the turbine flow part from the steam pressure in front of the turbine flow part at a constant maximum permissible humidity behind the turbine flow part. In the region of variation of parameters characteristic of real conditions, this derivative does not depend on the numerical values of the vapor pressure in front of and behind the flow part
Δрк/Δр0=const.Δр к / Δр 0 = const.
Вышеизложенное отражено на графике, где по координатным осям отложены р0 - давление пара перед проточной частью турбины и рк - давление пара за ней. Наклонная линия, соответствующая предельно допустимому значению влажности пара на последней ступени ψкпред, разделяет зону безопасных режимов работа турбины, расположенных выше и левее линии, от нежелательных, расположенных правее и ниже нее.The foregoing is shown in the graph, where p 0 - steam pressure in front of the flow part of the turbine and p k - steam pressure behind it are plotted along the coordinate axes. An inclined line corresponding to the maximum permissible value of steam humidity at the last stage ψ limit separates the safe operation zone of the turbine located above and to the left of the line from unwanted ones located to the right and below it.
При построении графика для примера принято минимальное давления за проточной частью рк0=5 кПа, предельно допустимая влажность пара на последней ступени ψкпред=13%, расчетное значение КПД 82,8%, что соответствует давлению пара на входе в проточную часть р00=0,204 МПа.When constructing the graph for the example, the minimum pressure behind the flow part was taken to be p k0 = 5 kPa, the maximum permissible steam humidity at the last stage was ψ kpred = 13%, the calculated value of the efficiency was 82.8%, which corresponds to the vapor pressure at the inlet to the flow part p 00 = 0.204 MPa.
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.During operation or bench testing of a turbine, the current values of the steam pressure behind the turbine flow part and the steam pressure in front of the turbine flow part when the regeneration system is off are determined by means of a standard set of control and measuring instruments. If there is no separate steam pressure meter behind the turbine flow part, the steam pressure in the condenser is taken as the current value of the steam pressure behind the turbine flow part. Turning off the regeneration system when measuring the indicated steam parameters ensures that the influence of individual elements of the thermal circuit and operating conditions of the turbine are eliminated.
Например, в текущий момент времени показания датчиков давления пара перед и за проточной частью составляют: р02=0,26 МПа и рк2=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.For example, at the current time, the readings of the steam pressure sensors in front of and behind the flow part are: p 02 = 0.26 MPa and p k2 = 5 kPa (point A on the graph), it turns out that the turbine operating mode is in an undesirable zone and for protection from accelerated erosion wear, the mode must be changed.
Вышеизложенное может быть выражено формулой:The foregoing may be expressed by the formula:
где рк,пред - расчетное предельно допустимое по влажности давление пара за проточной частью; рк0 - минимально допустимое давлении пара за проточной частью турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени ψкпред; р00 - давление пара на входе в проточную часть турбины при заданном, предельно допустимом значении влажности пара на ее последней ступени; р02 - 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 ψкпред.where p k, pre - calculated maximum permissible humidity steam pressure behind the flow part; p k0 - the minimum allowable vapor pressure behind the flow part of the turbine at a given, maximum permissible value of steam humidity at its last stage ψ kpred ; p 00 - steam pressure at the inlet to the flow part of the turbine at a given, maximum permissible value of steam humidity at its last stage; p 02 - the current measured vapor pressure at the inlet to the flow part; const is the derivative of the vapor pressure behind the turbine flow part from the steam pressure in front of the turbine flow part for a given, maximum permissible value of steam humidity at its last stage ψ kpred .
Нежелательным по влажности режимом работы турбины будет режим, при котором ε=рк2-pк,пред<0, где рк2 - измеренное текущее давление пара за проточной частью турбины.Undesirable humidity mode of operation of the turbine will be a mode in which ε = p k2 -p k, pre <0, where p k2 is the measured current steam pressure behind the turbine flow part.
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.The sign of the difference between the measured current value of the steam pressure behind the turbine flow part and its calculated maximum permissible value behind the turbine flow part determines the operation mode of the turbine. In this case, a negative sign of the difference indicates an undesirable mode of operation of the turbine with respect to a given, maximum permissible value of steam humidity at its last stage, and a positive sign indicates a safe mode of operation of the turbine.
Так, например, выполнив применительно к вышеуказанным числовым значениям: р00=0,204 МПа, рк0=5 кПа, ψкпред=13%, р02=0,26 МПа и рк2=5 кПа необходимые вычисления, получаютSo, for example, having performed with respect to the above numerical values: p 00 = 0.204 MPa, p k0 = 5 kPa, ψ kpred = 13%, p 02 = 0.26 MPa and p k2 = 5 kPa, the necessary calculations are obtained
Δpк/Δp0=35,71 кПа/МПа.Δp k / Δp 0 = 35.71 kPa / MPa.
Рк,пред=5+35,71⋅(0,26-0,204)=7,P to, pre = 5 + 35.71⋅ (0.26-0.204) = 7,
ε=5-7=-2.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.Since ε <0, a moisture hazard signal is generated, which is then used in one way or another to control the turbine. Depending on the current situation, a return to safe operation of the turbine can be achieved in various ways, the choice of the way out of the mode of increased erosion wear of the turbine blades is left to the operator.
Способ определения режима работы конденсационной турбины турбогенераторной установки в процессе ее эксплуатации или стендовых испытаний может быть использован в системе автоматического управления данной турбины.A method for determining the operation mode of a condensation turbine of a turbogenerator unit during its operation or bench tests can be used in the automatic control system of this turbine.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018122169A RU2681058C1 (en) | 2018-06-15 | 2018-06-15 | Turbo generator plant condensation turbine operating mode determining method during its operation or bench tests |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018122169A RU2681058C1 (en) | 2018-06-15 | 2018-06-15 | Turbo generator plant condensation turbine operating mode determining method during its operation or bench tests |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2681058C1 true RU2681058C1 (en) | 2019-03-01 |
Family
ID=65632719
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018122169A RU2681058C1 (en) | 2018-06-15 | 2018-06-15 | Turbo generator plant condensation turbine operating mode determining method during its operation or bench tests |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2681058C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118730551A (en) * | 2024-08-27 | 2024-10-01 | 中国航发四川燃气涡轮研究院 | Turbine test efficiency prediction method based on measured section position |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU557195A1 (en) * | 1974-07-23 | 1977-05-05 | Киевский Ордена Ленина Политехнический Институт Им.50-Летия Великой Октябрьской Социалистической Революции | Method of adjusting steam parameters of a power unit with a cogeneration turbine |
| RU2028520C1 (en) * | 1990-07-23 | 1995-02-09 | Акционерное общество открытого типа "Ленинградский Металлический завод" | Method of diagnosis of steam turbine |
| RU2415273C2 (en) * | 2007-11-20 | 2011-03-27 | Михаил Борисович Явельский | Procedure and system for inspection of working blades of turbine and case of turbine |
| RU2580380C2 (en) * | 2010-11-12 | 2016-04-10 | Дженерал Электрик Компани | System and process for steam quality control |
-
2018
- 2018-06-15 RU RU2018122169A patent/RU2681058C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU557195A1 (en) * | 1974-07-23 | 1977-05-05 | Киевский Ордена Ленина Политехнический Институт Им.50-Летия Великой Октябрьской Социалистической Революции | Method of adjusting steam parameters of a power unit with a cogeneration turbine |
| RU2028520C1 (en) * | 1990-07-23 | 1995-02-09 | Акционерное общество открытого типа "Ленинградский Металлический завод" | Method of diagnosis of steam turbine |
| RU2415273C2 (en) * | 2007-11-20 | 2011-03-27 | Михаил Борисович Явельский | Procedure and system for inspection of working blades of turbine and case of turbine |
| RU2580380C2 (en) * | 2010-11-12 | 2016-04-10 | Дженерал Электрик Компани | System and process for steam quality control |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118730551A (en) * | 2024-08-27 | 2024-10-01 | 中国航发四川燃气涡轮研究院 | Turbine test efficiency prediction method based on measured section position |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9557210B2 (en) | Method for non-intrusive on-line detection of turbine blade condition | |
| US9045999B2 (en) | Blade monitoring system | |
| US20100288045A1 (en) | Measuring rotor imbalance via blade clearance sensors | |
| CN109073508A (en) | Test the fault diagnosis during turbine unit | |
| BR102015009530A2 (en) | method to determine rotary stall | |
| Wang et al. | A novel method to improve the precision of BTT under rapid speed fluctuation conditions | |
| JP3614640B2 (en) | Thermal efficiency diagnosis method and apparatus for thermal power plant | |
| US11353034B2 (en) | Method and device for determining an indicator for a prediction of an instability in a compressor and use thereof | |
| RU2681058C1 (en) | Turbo generator plant condensation turbine operating mode determining method during its operation or bench tests | |
| KR20190037643A (en) | Apparatus for appreciating state of moving vane and method thereof | |
| JP2004360693A (en) | Synthesizing system for rotor inlet temperature of turbine and its method of synthesizing | |
| KR102077865B1 (en) | Method for evaluating age effect of low pressure turbine | |
| Grądzki et al. | Rotor blades diagnosis method based on differences in phase shifts | |
| Maywald et al. | Vacuum spin test series of a turbine impeller with focus on mistuning and damping by comparing tip timing and strain gauge results | |
| KR20200137295A (en) | Apparatus for detecting combustor instability and method thereof | |
| Abd-Elaal et al. | Condition-based monitoring of a small centrifugal pump by vibration analysis | |
| RU2659428C1 (en) | Device for analysis of dynamic processes in impellers of turbine machines | |
| RU2522275C2 (en) | Method for determining technical state of power plants | |
| US20030235263A1 (en) | Steam quality measurement using acoustic pressures | |
| JP2022538742A (en) | Gas turbine swirl detection | |
| RU114527U1 (en) | DEVICE FOR FORECASTING THE TECHNICAL CONDITION OF THE INTER-ROTOR BEARING OF THE AVIATION GAS-TURBINE ENGINE IN OPERATION | |
| RU2118809C1 (en) | Method of diagnostics of gas-turbine engine compressor | |
| Al-Obaidi et al. | Experimental Investigation to Utilize Low-cost Sensors of Early Cavitation Prediction in Axial Pump Based on Acoustic and Vibration Approaches | |
| US8707769B2 (en) | Power plant analyzer for analyzing a plurality of power plants | |
| US5313830A (en) | Assessment of air ingress to steam systems |