Обводнение турбинного масла и средства контроля и защиты его от влаги на турбогенераторах ТЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Гвоздев, Виктор Сергеевич

• Гвоздев, Виктор Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гвоздев, Виктор Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ.

1.1. Пути снижения затрат на производство электроэнергии тепловыми электростанциями.

1.2. Описание системы маслоснабжения турбины как объекта исследования.

1.3. Возможные нарушения нормальной эксплуатации маслосистем паровых турбин.

1.4. Анализ специфики конструкции подшипников и режимов работы турбогенератора, приводящих к взаимным перетокам масла и конденсата.

1.5. Выводы по первой главе.

2. ВЛИЯНИЕ ОБВОДНЕНИЯ МАСЛА НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ И СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ. СПОСОБЫ СТАБИЛИЗАЦИИ ХАРАКТЕРИСТИК МАСЛА.

2.1. Производственные и экологические проблемы обводнения масла.

2.2. Обобщение материалов по способам стабилизации эксплуатационных характеристик масла.

2.3. Оценка эффективности регламентного контроля обводнения масла.

2.4. Статистические исследования результатов контроля влажности масла, эксплуатируемого на

Новочеркасской ГРЭС.

2.5. Постановка задачи по разработке средств автоматического контроля обводнения турбинного масла и защиты турбогенератора от взаимных перетоков рабочих жидкостей.

2.6. Выводы по второй главе.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЭМУЛЬСИЙ ТИПА «ВОДА В МАСЛЕ».

3.1. Формирование основных принципов автоматического контроля влажности масла в турбогенераторе.

3.2. Исследование диэлектрического метода измерения влажности веществ. Выбор информативного параметра и частотного диапазона измерения.

3.3. Анализ теории комплексной диэлектрической проницаемости гетерогенных систем. Математическое описание соотношений между составом и электрофизическими свойствами разбавленной эмульсии типа «вода-масло».

3.4. Стабилизация состава эмульсии в гидродинамических условиях сливного трубопровода подшипника.

3.5. Оптимизация принципа, структуры и режимов измерения влажности масла.

3.6. Выводы по третьей главе.

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО МЕТОДА КОНТРОЛЯ ВЛАЖНОСТИ ТУРБИННОГО МАСЛА

4.1. Физическое моделирование процесса движения масла в сливном маслопроводе подшипника.

4.2. Исследование метрологических характеристик емкостного датчика.

4.2.1. Анализ измерительного поля датчика.

4.2.2. Исследование зависимости емкости датчика от влажности и температуры.:.

4.3. Частотный первичный преобразователь для эксплуатационных условий.

4.4. Испытания частотного первичного преобразователя влагомера на имитаторе объекта.

4.5. Испытания частотного первичного преобразователя в эксплуатационных условиях.

4.6. Разработка и исследование узла пробоподготовки.

4.7. Выводы по четвертой главе.

5. РАЗРАБОТКА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ОБРАЗЦА

СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ОБВОДНЕНИЯ ТУРБИННОГО МАСЛА.

5.1. Постановка задачи оптимального проектирования системы.

5.2. Функциональная схема влагомера турбинного масла с выходом на контроллер Ремиконт Р-130.

5.3. Алгоритмическая структура контроллера Ремиконт

Р-130 для влагомера турбинного масла.

5.4 Анализ результатов опытно - промышленных испытаний влагомера турбинного масла.

5.5. Перспективы использования влагомера в системе управления качеством турбинного масла.

5.6. Выводы по пятой главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обводнение турбинного масла и средства контроля и защиты его от влаги на турбогенераторах ТЭС»

Надежность работы маслонаполненного энергетического оборудования, увеличение межремонтного периода, трудозатраты на его ремонт и эксплуатацию в значительной мере зависят от состояния турбинного масла, залитого в систему смазки и регулирования тепломеханического оборудования. Поэтому основная задача эксплуатации энергетических масел — обеспечить сохранение на определенном уровне требуемых показателей качества масла в течение длительного периода времени. Проблема сохранения качества масла усугубляется еще и тем, что на всех энергопредприятиях резко сократилось поступление свежих масел из-за уменьшения выпуска отдельных видов отечественных масел (особенно огнестойкого турбинного) и сокращения закупок импортных масел [1].

Кроме того, наряду с дефицитом масел, возникла новая проблема - огромный рост стоимости свежих масел. Цена турбинного нефтяного масла возросла многократно, а огнестойкого и того более. А если к этому добавить дополнительные трудности — необходимость получения лицензий, задержки прохождения платежей при расчетах с поставщиками масел в других государствах СНГ, постоянно растущие затраты на транспортировку, то все это выдвигает работы по восстановлению отработанных масел, рациональному использованию и удлинению срока службы эксплуатационных масел в разряд первоочередных задач.

Срок службы масла при хорошей организации эксплуатации составляет 5 - 10 лет и снижается до 1 года при плохой.

Недостаточное внимание к качеству масла в системе смазки и регулирования турбоагрегатов влечет за собой увеличение расхода свежего масла на нужды эксплуатации, превышая нормативную потребность на 20-30 %, а иногда достигает еще больших величин. Кроме того, существенно увеличиваются трудозатраты персонала, вынуждая регулярно включать в работу маслоочистительную машину, чаще дренировать воду, скапливающуюся в нижней части маслобаков турбин и питательных насосов, чаще выполнять перезарядку фильтров тонкой очистки. А при ремонтах это в 2-3 раза увеличивает трудозатраты на очистку маслосистемы от шлама и отложений, а также удлиняет время капитальных ремонтов. Согласно статистическим данным [2, 3] приблизительно 20-25 % всех вынужденных простоев турбоагрегатов на электростанциях происходит вследствие выхода из строя (отказа) подшипников, причем доля неисправностей опор скольжения, обусловленная загрязнением смазочного материала, составляет 50-55 %. Из-за неисправностей элементов маслосистемы происходит до 10 % всех отказов турбоагрегатов [4]. Это показывает, что качество турбинного масла является важнейшим фактором повышения надежности работы турбоагрегатов и снижения эксплуатационных затрат. Сокращение же объема использования свежих масел достигается путем проведения очистки, регенерации, стабилизации свойств масел вводом присадок, снижением вместимости масляных баков и постоянным контролем за качеством масла.

Реализация мероприятий по повышению уровня эксплуатации энергетических масел позволяет не менее чем на 30 % сократить потребление свежих масел [5].

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Гвоздев, Виктор Сергеевич

5.6. Выводы по пятой главе

1. Экспериментальные исследования системы контроля обводнения масла показали, что системный информационный подход путем использования модели измерений в данном случае не может быть применен вследствие того, что для получения динамических характеристик измерения необходимо выполнить неоправданно большое количество измерений (более 200).

2. Влагомер турбинного масла при определении источника обводнения должен удовлетворять ряду требований: иметь определенное (по коли-чемтву сливов из подшипников) количество точек контроля; программа обработки результатов должна иметь сигнал по текущим значениям влажности и температуре масла, скорости нарастания влажности, сигнал о превышении влажности некоторой пороговой величины; исключать ложные сигналы при нестационарных режимах.

3. В работе разработана функциональная схема и алгоритмы преобразования и обработки информации с использованием микропроцессорного контроллера Ремиконт Р-130.

4. Разрешающая способность созданного и установленного на энергоблоке Новочеркасской ГРЭС влагомера турбинного масла составляет 0,014 %, что является достаточно высоким показателем для определения поставленных в работе задач.

5. На работу влагомера турбинного масла оказывает существенное влияние (измерение может расходиться на 0,4-г0,5 %) размеры капель влаги в обводненном масле, что, в тоже время, может служить определителем источника обводнения, поскольку влагомер при этом завышает реальное увлажнение масла примерно в два раза на сливе подшипника, где находится источник обводнения.

Созданный влагомер турбинного масла показывает не только начало обводнения, но и отслеживает интенсивности пропускания влаги на разных подшипниках, что является показателем величины зазора в лабиринтовых уплотнениях паровых турбин.

Разработана перспективная конструктивная схема использования влагомера в общей системе управления качеством турбинного масла, с регулируемой системой отсоса водомасляных паров из пространств, расположенных между камерой подшипника и лабиринтовым уплотнением паровой турбины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Сохранение качества турбинного масла повышает надежности теплотехнического оборудования и сокращает постоянных затрат на производство электрической и тепловой энергии. Доля затрат на использование турбинного масла в настоящее время составляет 3 — 8 % от общих материальных затрат.

2. Из всего множества факторов, ведущих к ухудшению смазочных свойств масла, наиболее вредоносным является его обводнение через уплотнения в подшипниках. Проведенные статистические исследования замеров влажности на Новочеркасской ГРЭС за 10 лет подтвердили неэффективность регламентного химического метода определения этого показателя. Поэтому, создание комплекса технических средств оперативного контроля по обнаружению начала обводнения и управления режимами подачи пара на уплотнения подшипников является первостепенной задачей сохранения качества масла на длительное время (до 5 лет).

3. По результатам анализа известных методов контроля влажности веществ, был сделан вывод о том, что наиболее полно удовлетворяет условиям эксплуатации, требованиям по чувствительности и быстродействию диэлектрический метод измерения.

4. В процессе разработай метода и устройства его реализации были проведены следующие виды оптимизации по совокупности показателей качества параметров, разрабатываемой информационно-измерительной системы:

- сформированы пространственные и временные характеристики измерительного электромагнитного поля (наводимого в объекте контроля -потоке масла на сливе из подшипника турбоагрегата), обеспечивающие минимум зависимости от влияющих факторов — уровня заполнения датчика и чистоты масла;

- преобразованы гидродинамические параметры потока с целью получения максимальной разрешающей способности метода при ограничивающем факторе - времени задержки информации

- оптимизация структуры измерительной схемы была направлена на минимизацию зависимости выходного сигнала от временного дрейфа параметров ее электронных элементов.

5. Разработана линейная математическая модель измерения влажности масла, которая позволяет перестраивать параметры градуировки без внесения изменений в принципиальную схему. На стадии освоения прибора, когда неизбежны доводка конструкции и корректировка измерительных процедур, гибкость модели существенно облегчает процесс совершенствования разработанного устройства.

6. Изучена динамика обводнения масла из-за проникновения пара через уплотнения подшипников и сделан вывод о том, что устройство контроля обводнения должно иметь очень высокую разрешающую способность (0,05 %). Для получения такой разрешающей способности разработано устройство пробоподготовки, снижающее флуктационный шум сигнала от присутствия воздуха в потоке масла (до 20 %) в 10 раз. Введение узла пробоподготовки в сочетании с усреднением сигнала позволило получить требуемую разрешающую способность.

7. Для предотвращения попадания воды в турбинное масло разработано устройство оперативного удаления паромасляной смеси из подшипника.

136

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гвоздев, Виктор Сергеевич, 2003 год

1. Петриченко А.Д. Повышение эффективности очистки и регенерации трансформаторных и турбинных масел / Электрические станции. 1989. №10,-С.

2. Анализ показателей надежности турбоустановок и энергоблоков / Ю.М.Бродов, Б.Е.Муромский, М.М.Мительман и др. // Теплоэнергетика. 1997. - №8, -С.

3. Дюфрейн К.Ф., Кеннел И.В., Маклюски Т.Х. Износ радиальных подшипников паровых турбин при малых рабочих скоростях // Проблемы трения. 1983. - Т. 105. - №5. - С.

4. О фильтровании турбинного масла / А.Ф.Горелый, В.Н.Казанский,

5. A.Е.Языков, Р.Н.Смолин // Электрические станции. 2000. - №8. —С.

6. Петриченко А.Д. Проблемы эксплуатации энергетических масел и методы их решения //Электрические станции. — 1994. №3. - С.

7. Паровая турбина К-300-240 ХТГЗ / Под общей ред. Ю.Ф.Косяка. М.: Энергоиздат, 1982. - 272 е., ил.

8. Внедрение комплексной программы очистки маслосистем на турбоагрегатах Сургутской ГРЭС-1 / З.А.Бахметов, В.В.Лыско, И.И.Пушкарев и др. // Энергетик. 2000. № 6, С.25-28.

9. О работе вентиляционного устройства системы маслоснабжения паровых турбин / Е.И.Зарецкий и др. Электрические станции. - 1979. №8. С. 42-45.

10. А.С. 194846 (СССР). Уплотнение / В.Н.Казанский, Г.Г.Ружковский. Опубл. в Б.И., 1967, №9.

11. А.С.404955 (СССР). Система маслоснабжения турбомашины /

12. B.Н.Казанский Опубл. в Б.И., 1974, №44.

13. Казанский В.Н. Системы смазывания паровых турбин. М.: Энерго-атомиздат. - 1986. 149 с.

14. Электроэрозия турбоагрегатов / Л.Н.Сафонов, А.А.Вол, В.В.Малеев, А.А.Алфеев // Теплоэнергетика. 1986. - №6. - С.

15. Система уплотнений паровых турбин при переходных режимах /

16. B.В.Куличихин, В.В.Кудрявый, Э.И.Тажиев и др. Теплоэнергетика. -1985.-№4.

17. Методика расчета и исследования температурного состояния ротора ЦСД турбины 300 МВт при переменных режимах работы /

18. C.А.Прохоров, М.А.Трубилов, В.А.Поляков и др. Теплоэнергетика. -1974.-№6.

19. Орлик В.Г. Предотвращение тепловых ударов в концевых уплотнениях турбин. Электрические станции. - 1983. - №6.

20. Термоконтроль за работой концевых уплотнений паровых турбин / А.С.Григорьев и др. Электрические станции. - 1989. - №10.

21. А.С. 1250662 (СССР). Способ пуска паровой турбины / С.Ш.Розенберг, Л.А.Хоменюк, В.Н.Ильин. Опубл. в Б.И., 1986. №30.

22. Вопросы совершенствования уплотнений паровых турбин / Ю.Ф.Косяк и др. Теплоэнергетика. - 1977. - №1

23. Усовершенствование системы уплотнений турбины К-800-240-5 на Сургутской ГРЭС-2 / «Обзор работы блоков 150-1200 МВт за 1988 г.» И

24. A.Ш.Шакиров и др. — М.: РАО Росэнерго. 1989.

25. Расчетно-экспериментальные исследования различных вариантов охлаждения роторов среднего давления турбин К-3 00-240 JIM3 /

26. B.С.Шаргородский, С.Ш.Розенберг, Л.А.Хоменюк и др. // Тр. ЦКТИ. -1989.-вып. 257.

27. Флос С.Л., Киселев В.А. Изменение КПД ЦВД турбоагрегата К-3 00240 ХТГЗ в межремонтный период. Электрические станции. - 1983. -№2.

28. Совершенствование элементов системы смазки мощных паровых турбин (160-300 МВт) / В.Н.Казанский и др. // Котельные и турбинные установки энергетических блоков. Опыт освоения. М.: Энергия. — 1971. -С. 219-224.

29. Веллер В.Н. Автоматическое регулирование паровых турбин. Изд. 2-е, перераб. -М.: Энергия. 1977.408 с.

30. Туркин А.Н. Гидромуфты питательных насосов тепловых электростанций. М.: Энергия. - 1974. - 232 с.

31. Иванов С.В., Серебрянский Ф.З. Газомаслянное хозяйство генераторов с водородным охлаждением. М.: Энергия. - 1971. - 320 с.

32. Старение и коррозионное действие турбинных масел в присутствии воды / К.И.Иванов, А.А.Лужецкий, А.Н.Александров, Л.Ш.Серегина // Теплоэнергетика. 1970. - №2. - С.

33. Воллер В.Н. Снижение пожароопасности паротурбинных агрегатов // Теплоэнергетика. — 1980. №4. - С.

34. Диагностика пропариваний, присосов и тепловых ударов в концевых уплотнениях паровых турбин / В.Г.Орлик и др. // Тр. ЦКТИ. 1992. -вып.273. - С.

35. Влияние качества сернистого масла на чувствительность элементов системы регулирования турбины / Р.Н.Смолин и др. // Энергетик. -1977.-№1.-С.

36. Явление взаимодействия ингибиторов в процессе окисления органических веществ Н.М.Эмануэль и др. // Наука и жизнь. 1982. - №6. — С.

37. Петриченко А.Д., Вакуров В.В. Качество нефтяного турбинного масла и надежность работы систем регулирования и смазки турбоагрегатов / Электрические станции. 1991. - №10.

38. Языков А.Е., Николаев Ю.П., Узлова Н.А. Исследование электроэрозионных повреждений моделей турбинных подшипников / Сб. тр.: «Разработка и исследование вспомогательного оборудования ТЭС. — М.: ВТИ. Энергоатомиздат. -1991.

39. Сережкина Л.П. Экспериментальное исследование работы упорных подшипников паровых турбин / Дисс. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. -М.: ВТИ. 1963.

40. Жидкие топлива и масла в энергетике / Под ред. К.И.Иванова и Р.А.Липштейна. М.: Энергоиздат. - 1982. - 110 с.

41. Бюллетень 426А фирмы Hiac (США).

42. Finley М. Steele Lubrication Engineering, May, 1978.

43. Hurmichi Watanable and Chicara Kobayashi. Lubrication Engineering, August, 1978/

44. РД 34.43.102 96. Инструкция по эксплуатации нефтяных турбинных масел. - М.: РАО «ЕЭС России», - 1996.

45. Микипорис Ю.А. Тимофеев М.Ю.Улучшение свойств рабочих жидкостей гидросистем. Вестник машиностроения, - 1986, - №3.

46. Стенду подшипников Урал ВТИ 30 лет / А.Ю.Языков, В.Н.Казанский, Р.Н.Смолин, А.Ф.Горелый. - Электрические станции, -1998,- №4.

47. Горелый А.Ф., Пшениснов И.Ф., Стрелец С.Г. Испытания промышленных самоочищающихся фильтров в топливной системе энергетических ГТУ. Электрические станции, - 1989, - №12.

48. Казанский В.Н. Системы смазки паровых турбин. -М.: Энергия, 1974, 224 с.47.0гнестойкие турбинные масла / Под. рёд. К.И.Иванова. — М.: Химия, 1974.168 с.

49. А.С. 1310424 (СССР). Установка для регенерации трансформаторных и турбинных масел / Петриченко А.Д. Опубл. в Б.И., 1987. №18.

50. Болыпаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. Изд. 2-е, перераб. и доп. JL: Недра, 1982. 350 с.

51. Указания по эксплуатации смазочных нефтяных масел (проект) МЭК. Технический комитет 10. документ 234.

52. РД 153-34,1-08.104-99. Методические указания по использованию экспертной системы контроля и оценки условий эксплуатации турбоагрегатов (ТА) ТЭС.54.0нищенко А.М.Оптимизация приборов для контроля состава веществ. -М.: Машиностроение. 1990. - 301 с.

53. Брук Б.С. Физические и физико-химические методы контроля состава и свойств вещества. М.: Энергия. - 1972. - 273 с.

54. Герасимов Б.И. Проектирование аналитических приборов для контроля состава и свойств веществ. — М.: Машиностроение. 1984. — 104 с.

55. Кулаков М.В., Жуков Ю.П. Измерители концентрации дисперсных систем (обзор) / Приборы и системы управления. 1975. - №8. — С.21-25.

56. Ту Дж., Гонсалес Р. Принципы распознавания образов: Пер. с англ. Под ред. Ю.И.Журавлева. М.: Мир. - 1978. - 412 с.

57. Клугман И.Ю., Ковалев Н.Б. Диэлькометрические влагомеры для нефти и нефтепродуктов / Приборы системы управления. — 1970. №4. — С.28-32.

58. Клугман И.Ю. Метрологическое обоснование диэлькометрического метода измерения влажности нефти / Автореферат диссертации на соIискание ученой степени к.т.н. Куйбышев. 1961.

59. Чельцов А.В. Измерительные устройства для контроля качества нефтепродуктов. M.-JI: Химия. - 1981. - 246 с.

60. Эмме Ф. Диэлькометрические измерения. М.: Химия. - 1967. - 223 с.

61. Хиппель А. Диэлектрики и их применение. M.-JL: ГЭИ. - 1959.

62. Теория диэлектриков. Н.П.Богородицкий, Ю.М.Волокобинский, А.А.Воробьев, Б.М.Тареев / М.-Л.: Энергия. - 1965.

63. Lichtenecker К., Phys. Z., 27. -1926,115 с.

64. Rayleigh Phil. Mag., 34, 1892. 481 с.

65. Wiener О., Abh. Sachs. Akad. Woss., Math. Phys. Kl., 32, 1912. 509 c.

66. Piekara A. Kolloid Z., 49, 1929, 97 c.69.0делевский B.M. Расчет обобщенной проводимости гетерогенных систем / Журнал технической физики. 1951. Т.21. вып. 6.

67. Абрализон А.А. Эмульсии. Л.: Химия, 1972. 449 с.

68. Wagner K.W. Archiv Elektrotechnik, 2, 1914. 371 с.

69. Sillars R.W., Proc. Inst. Elec. Engrs (London), 80, 1937. 378 c.

70. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1982. 399с.

71. Hanai Т., Kolloid Z., 177, 1961. 57 с.

72. Кричевский Е.С. Высокочастотный контроль влажности при обогащении полезных ископаемых. М.: Недра. 1972. 214 с.76.0нищенко A.M. Оптимизация приборов для контроля состава веществ. -М.: Машиностроение. 1990.

73. Контроллеры малоканальные многофункциональные регулирующие микропроцессорные Ремиконты Р-130. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. 2Яа. 399.550 ТО. •

74. Контроллеры малоканальные многофункциональные регулирующие микропроцессорные Ремиконты Р-130. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. 2Яа. 399.550 ТО 1. Ч 1,2.

75. Влагомер турбинного масла / В.И.Сулейманов, В.С.Гвоздев, В.М. Горбачев, И.В.Осадчий // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. — 2001. -№1.- С. 63-68.

76. Молочек В.А. Ремонт паровых турбин. -М.: Энергия. 1968. -376 с.

77. Система автоматической защиты турбинного масла от обводнения и конденсата от замасливания в турбогенераторе ТЭС /В.М.Горбачев, В.С.Гвоздев, В.И.Сулейманов, С.В.Шелепень // Изв. вузов. Электромеханика. -2000. -№4. -С.115.

78. Горбачев В.М., Гвоздев B.C., Сулейманов В.И. Диэлектрический метод • контроля замасливания конденсата в турбогенераторе ТЭС / Изв. вузов.

79. Электромеханика. -2001. -№1. -С.69-73.

80. Горбачев В.М., Гвоздев B.C., Сулейманов В.И. Диэлектрический метод контроля обводнения турбинного масла / Изв. вузов. СевероКавказский регион. Технические науки. -2001. -№ 1. -С 57-62.

81. Гвоздев B.C. Проблемы и перспективы производства электроэнергии на электростанциях, работающих на низкореакционном твердом топливе / Изв.вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн.науки. 2003. № 1. С. 23-25.

82. Ефимов Н.Н., Гвоздев B.C. Производственные и экологические про** блемы обводнения турбинных масел тепловых электростанций / Экология промышленного производства. -2003. № 2. - С.34-38.

83. В.С.Гвоздев. Система автоматического контроля обводнения турбинного масла на тепловых электростанциях / Электрические станции.ш 2003.-№3.-С. 75-77w