Основы синтеза адаптивной САУ активной мощности гидроагрегатов ГЭС с поворотно-лопастной турбиной

ОСНОВЫ СИНТЕЗА

АДАПТИВНОЙ САУ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ГИДРОАГРЕГАТОВ ГЭС С ПОВОРОТНО-ЛОПАСТНОЙ ТУРБИНОЙ

1. ВВЕДЕНИЕ

После внедрения системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) гидроагрегаты ГЭС значительную часть времени будут работать в нестационарных (переходных) режимах. В переходных режимах существенно возрастают динамические нагрузки на основные детали и узлы гидроагрегатов (ГА), в том числе, знакопеременные вибрационные нагрузки. В частности, системой мониторинга вибрационного состояния ГА Волжской ГЭС было зафиксировано в переходных режимах увеличение вибрации крышки турбины на 40¸60% по сравнению со стационарными режимами. Увеличение знакопеременных нагрузок приводит к накоплению усталостных напряжений и к снижению надежности ГА. Поэтому задача обеспечения оптимальных переходных режимов работы ГА с минимальным уровнем вибрации становится первоочередной задачей.

Уровни вибрации узлов и деталей ГА напрямую зависят от величины гидравлических потерь энергии потока воды в турбине: чем больше гидравлические потери, тем выше уровень вибрации (и, как следствие, увеличивается вероятность появления неисправностей). Величина гидравлических потерь, в свою очередь, зависит от эффективности системы автоматического управления открытием направляющего аппарата (НА) и разворотом лопастей рабочего колеса (РК) турбины.

С помощью САУ гидроагрегата разворот лопастей рабочего колеса турбины осуществляют в строгом соответствии с комбинаторной зависимостью (КЗ) поворотно-лопастной турбины (ПЛТ).

В конце 40-х годов XX века в теории поворотно-лопастных турбин на базе необходимых и достаточных условий максимума функций многих переменных был разработан расчетно-графический метод определения КЗ, обеспечивающий минимальные гидравлические потери на выходных  кромках лопастей РК и максимальный к.п.д. гидроагрегата [1]. (До появления цифровых ЭВМ при проектировании сложных технических систем и машин применяли преимущественно расчетно-графические методы, как правило, с применением номограмм статических характеристик этих объектов).

Задача определения оптимальной КЗ основана на известном свойстве огибающей частных пропеллерных характеристик (частных ПХ) гидроагрегата с ПЛТ [1]:

точки оптимальной комбинаторной зависимости ПЛТ являются точками огибающей частных пропеллерных характеристик гидроагрегата, оснащенного этой турбиной.

Частной пропеллерной характеристикой ГА называют зависимость к.п.д. гидроагрегата от величины расхода воды, полученную при фиксированном значении угла разворота лопастей РК и действующем (фиксированном) напоре [1].

Комбинаторные зависимости поворотно-лопастных турбин до сих пор определяют с помощью этого расчетно-графического метода.

Заводскую комбинаторную зависимость турбины определяют с помощью номограмм универсальных частных ПХ и уточняют (тем же расчетно-графическим методом) по результатам стендовых испытаний макета РК. В процессе стендовых испытаний поддерживают режим, близкий к режиму нормального выхода, который обеспечивает наименьшие гидравлические потери на выходных кромках лопастей РК, т.е. является наиболее благоприятным (близким к режиму работы ГА с оптимальной КЗ).

В режиме нормального выхода вектор математического ожидания абсолютной скорости потока воды на выходе из РК (усредненной в поперечном сечении камеры РК) параллелен продольной оси турбины и отводящей трубы. Следовательно, поток воды будет скользить вдоль стенок отводящей трубы, создавая минимальный уровень вибраций деталей и узлов гидроагрегата [1].

На Волжской ГЭС используют штатные КЗ, полученные коррекцией заводской КЗ по результатам натурных энергетических испытаний каждого ГА. Так как, измерить расход воды через турбину нельзя, то для определения штатной КЗ используют расчетные значения расхода воды через турбину и расчетные значения нормированного к.п.д. ГА (индексный к.п.д.) [2]. Поэтому штатная комбинаторная зависимость ГА может не обеспечивать режим нормального выхода. Но в этом случае турбулентный поток воды будет ударяться о стенки отводящей трубы под некоторым углом, создавая дополнительные гидравлические потери и повышенный уровень вибрации.

Таким образом, необходимо выполнить теоретическое и экспериментальное исследование существующих методов определения комбинаторных зависимостей ГА.

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

КОМБИНАТОРНЫХ ЗАВИСИМОСТЕЙ

2.1. Теоретический анализ методов определения

комбинаторных зависимостей

В соответствии с теорией поворотно-лопастных турбин оптимальную комбинаторную зависимость следует определять в результате решения следующей задачи оптимизации: определить углы разворота лопастей РК, обеспечивающие максимальный к.п.д. ГА при любом реализованном открытии НА и любом действующем напоре воды [1].