Разработка математической модели турбин для диагностики их технического состояния тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.07, кандидат технических наук Ле Куанг Хоа

• Ле Куанг Хоа
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ле Куанг Хоа

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава!. Обзор литературы.Постановка задачи

1.1. Анализ методов диагностики турбины

1.2. Анализ математических моделей проточной части турбины

1.3. Постановка задачи исследований

Глава II. Математическая модель проточной части турбины

2.1. Динамика и расчет протечек пара в турбине

2.2. Расчет ступени

2.3. Математическая модель. Алгоритм расчета

Глава III. Диагностическая модель проточной части турбины.

3.1. Образование отложений в проточной части турбины

3.2. Влияние отложений на характеристики ступени. Способы очистки проточной части турбины

3.3. Диагностическая модель ступени

Глава ГУ. Разработка системы технической диагностики заноса проточной части турбины

4.1. Методика диагностики

4.2. Описание системы технической диагностики паровой турбины ( АСТД ПТ )

4.3. Информационно-методическое обеспечение АСТД ПТ

4.4. Иерархическая структура АСТД ПТ. АСТД энергоблока

ГлаваУ. Оптимизация срока проведения профилактичеких работ. Погрешность расчета

5.1. Методика определения оптимальных сроков промывки проточной части турбины

5.2. Реализация программ расчета

5.3. Погрешность расчета. Оптимизация распределения точности приборов измерений

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Приложение 1. Полпрограммы для расчета процесса расширения

пара в турбине

Приложени 2. Зависимость коэффициента расхода через уплотнения от характеристик уплотнений

Список литературы

-2-

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка математической модели турбин для диагностики их технического состояния»

ВВЕДЕНИЕ

В современных энергетических системах на всех этапах, начиная с производства, преобразования, передачи и распределения электроэнергии, используются сложные энергетические установки, поддержание которых в работоспособном и экономичном состоянии представляет важную задачу. До настоящего времени, оценка технического состояния оборудования в процессе эксплуатации производится системой технического обслуживания и ремонта. Указанная система основана на проведении плановых профилактических работ и ремонтов и производится в зависимости от длительности наработки оборудования, что приводит к значительным неоправданным затратам, связанным с завышением или занижением сроков технического обслуживания, а также возможностью появления дефекта в промежутке между техническими обслуживаниями, его развития в случае не своевременного обнаружения, и как следствие, аварийного останова . Такой подход не учитывает также состояние оборудования по экономичности, что зачастую приводит к значительным потерям топлива.

Учитывая это в настоящее время разрабатывается концепция и долгосрочная программа перехода в энергетике к ремонтному обслуживанию по фактическому техническому и экономическому состоянию оборудования.

Реализация нового подхода предполагает наличие развитой системы автоматизированных систем технической диагностики (АСТД), как составная часть АСУТП и АСУП электростанций.

Для турбоустановки, как основного элемента энергоблока, с 70-х годов проведен ряд работ по технической диагностике , разработаны и внедрены на практике некоторые методы и подсистемы технической диагностики, однако они в основном направлены на повышение надежности турбин и ее отдельных элементов.

Изменение показателей надежности и экономичности оборудования в процессе эксплуатации связано с множеством факторов. При этом,

как правило, изменение технического и экономического состояния как отдельных элементов, так и установки в целом определяется путем измерения определенных, так называемых диагностических параметров, обладающих информативными свойствами и использования диагностических математических моделей исправного и неисправного данного объекта.

В связи с вышесказанным проблема разработки и реализации диагностических математических моделей и соответствующих систем технической диагностики имеет первостепенное значение для энергетики.

Цель диссертационной работы - разработка математической модели турбин для диагностики их технического и экономического состояния.

Данная работа излагается в 5-и главах.

В первой главе проводится анализ существующих методов и систем технической диагностики, а так же математических моделей, использующихся для расчета параметров и технико-экономических показателей турбоустановки.

Вторая глава посвящена разработке математической модели проточной части турбины с учетом протечек пара через уплотнения; рассматривается алгоритм расчета проточной части турбины.

Третья глава посвящена разработке диагностической модели с учетом износа гребешков уплотнений и заноса проточной части турбины.

В четвертой главе выполнена разработка системы технической диагностики заноса проточной части турбины. Рассматриваются основные принципы информационно-методического обеспечения автоматизированной системы технической диагностики (АСТД), а так же структуры АСТД паровой турбины и энергоблока.

В пятой главе рассматривается задача оптимизации срока проведения профилактических работ, приводятся результаты расчета применительно к турбоустановке К-800-240/5. Рассматриваются оценка точности расчета и оптимизация распределения точности приборов измерения для достижения заданной точности выходного (расчетного) показателя.

Глава!. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. 1.1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СИСТЕМ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ТУРБИНЫ.

Техническая диагностика - отрасль научно-технических знаний, сущность которой составляют теория, методы и средства обнаружения и поиска дефектов объектов технической природы.

Основное назначение технической диагностики турбин состоит в повышении надежности и экономичности на этапе их эксплуатации. Повышение надежности обеспечивается улучшением таких показателей, как коэффициент готовности, коэффициент технического использования, время восстановления работоспособного состояния, а также ресурс и срок службы. Повышение экономичности обеспечивается минимизацией затрат для достижения заданной цели.

Задачи технической диагностики турбин заключаются в следующем :

• предупреждение аварий и сокращение вынужденных простоев, связанных с неплановыми ремонтами, путем заблаговременного обнаружения признаков появления повреждений на ранних стадиях их развития на основе непрерывного контроля в процессе эксплуатации или более совершенной оценки состояния при периодических плановых ревизиях;

• обоснованное планирование ремонтных и восстановительных работ по фактическому состоянию элементов и узлов оборудования ( текущему изменению характеристик экономичности, расчетному исчерпанию прочностных свойств металла ) или на основе статистически обработанных данных о повреждаемости, межремонтной компании;

• выявление и предотвращение в процессе эксплуатации оборудования режимов или условий его работы, являющихся потенциальным источником его интенсивной повреждаемости;

• расчетное прогнозирование выработки ресурса или развития ранее выявленных дефектов в фактических условиях эксплуатации с целью принятия, по возможности, обоснованных решений о продлении

срока службы, замене или выводе из эксплуатации отдельных элементов или узлов оборудования.

По способам получения и использования диагностической информации можно разделить общий комплекс задач диагностики состояния турбин на задачи оперативной и постоперативной диагностики. Оперативная диагностика осущетствляется на работающей турбине ( в рабочем состоянии), а постоперативная осуществляется на остановленной турбине ( в нерабочем состоянии).

По степени автоматизации, методы диагностики можно разделить на автоматические , автоматизированнве и ручные.

На рис. 1.1 представлена иерархическая структура системы диагностики. На рис. 1.2 представлена система диагностики энергоблоков с использованием ЭВМ.

Основными методами оперативной диагностики турбины являются : визуальный осмотр ; прослушивание; температурный контроль; контроль за изменением давления, расхода, нагрузки ; контроль за перемещениями узлов и отдельных элементов; контроль за тепловыми расширениями; контроль за вибрационным состоянием и т.п.

В практике различных фирм или объединений на первом этапе освоения решаются отдельные задачи диагностического контроля, при этом разрабатываемые средства функционируют разрозненно. В последующем планируется и реализуется создание комплексных автоматизированных систем диагностического контрорля ( АСДК), автономных систем или выступающих в качестве подсистем АСУ ТП. Наиболее характерна распределенная структура и двухуровневое построение АСДК ( см. рис. 1.1 ).

Вопросам создания средств и систем диагностического контроля и оснащения ими выпускаемых турбин в настоящее время уделяют большое внимание ведущие турбостроительные фирмы. Эта задача рассматривается как одна из основных на современном этапе развития турбостроения [ 81,89,101-103,107,109,110].

Обширную программу организации диагностического контроля своих турбин и генераторов разработала и проводит в жинзь с 1976г. фирма Вестингауз [89,101-103,108] . С 1981г. фирма выпускает турбины, оснащаемые микро-ЭВМ, объединенными в автоматизированную

__<_1 «_г г

систему регулирования и управления с распределенной структурой [ 101] . Помимо ставших стандартными функций автоматического регулирования турбины, защит, автоматизации разворота и нагружения при пусках, на эту систему возлагаются также функции сбора, обработки и представления информации о текущем состоянии турбины и динамике изменения его показателей - как краткосрочной ( в пределах 1ч) так и на более длительных интервалах ( в течение суток, недели ). Информация для оператора выводится на графические и алфавитно-цифровые видеотерминалы, а также может быть передана в цифровой форме на уровень блочной или общестанционной информационно-вычислительной системы.

Первый демострационный образец микропроцессорной АСДК с ограниченным объемом функций был разработан фирмой Вестингауз в 1982г. Подобная система планировалась к исползованию как станционарная или, будучи установлена в специализированном автофургоне, как передвижная. Однако полное диагностическое обеспечение оборудования требует, по мнению представителей фирмы [108,114], использования " искусственного интеллекта ". При этом в качестве верхнего уровня АСДК необходимо иметь мощный вычислительный диагностический центр ( ДЦ ), связанный с электростанциями каналами двухсторонней связи. Такой центр создан в 1984г. фирмой Вестингауз в г. Орландо, штат Флорида. К нему должны быть подключены 7 энергоблоков трех электростанций западного Техаса ( 3 блока по 750 МВт, 4 блока по 570 МВт). Эти электростанции, введенные в эксплуатацию в 70-е годы, не были оснащены вычислительными центрами. Сейчас на блочных щитах

управления установливаются терминалы ДЦ, выполненные на базе персональных ЭВМ, на экраны дисплеев которых должна выводиться информация не только непосредственно от оборудования, но и от ЭВМ ДЦ : непрерывно на основе диагностического анализа и по запросам оператора.

В ФРГ для всех энергоблоков мощностью свыше 150 мВт предусматриваются автоматизированные информационные системы со сбором, накоплением, регистрацией и анализом данных о состоянии оборудования на базе микро-ЭВМ и ЭВМ.

Наиболее перспективным и более разработанным является виброакустический метод диагностики, который применяется для обнаружения дефектов роторов, подшипников и опор, задеваний в проточной части, дисбаланса, поломок лопаток, попадания воды в проточную часть турбин и т.п. Автоматизированная система вибродиагностического контроля ( АСВДК) паровых турбин впервые разработана фирмой Хитати ( Hitachi - Japan ) на базе микропроцессоров ЭВМ для блока 250 Мвт [41], программное обеспечение АСВДК предусматривает классификацию 18 возможных причин нарушения вибрационного состояния турбины в зависимости от наличия или отсутствия 28 показателей. Периодичность контроля 5 1/ч, характеристики вибрационного состояния турбины воспроизводятся на экране дисплея в графической форме. Помимо стационарных, для периодических диагностических обследований и балансировки турбины создаются мобильные ( передвижные) микропроцессорные АСВДК. Специализированная система такого контроля, в частности, разрабатывается фирмой General Elektric( Englan ) , периодичность 4 1/ч.

В СССР, всесоюзный теплотехнический институт совместно с ПО Союзэнергоавтоматика, ЦРМЗ и ТЭЦ-21 Мосэнерго разработали и с 1986г. ввели в опытно-промышленную эксплуатацию экспериментальную автоматизированную систему вибрационного

контроля и диагностики ( АСВКД) турбоагрегата Т-250/300-240 + ТВВ-320-2 [42]. Система построена на основе штатной аппаратуры вибрационного контроля ВВК-331 и управляющего вычислительного комплекса СМ 1300. Сигналы от 26 пьезоэлектрических датчиков вибрации, установленных на каждой из 9 опор турбоагрегата в вертикальном, поперечном и осевом направлениях, через согласующие усилители вводятся в ВВК-331. С выхода аппаратуры снимаются переменные сигналы виброскорости опор и унифицированные сигналы постоянного тока, пропорциональные среднеквадратическому значению виброскорости. Сигналы постоянного тока непосредственно вводятся в ЭВМ через стандартное устройство ввода аналоговых сигналов ( УВА). Переменные сигналы через управляемый ЭВМ коммутатор (УК) подаются на блок фильтров и анализатор спектра вибрации. Эти сигналы также через УВА вводятся в ЭВМ. Спектральный анализ вибрации осуществляется с помощью анализатора спектра СК4-72. Значения амплитуд и частот по каждому из 200 частотных каналов анализатора выводятся на разъем цифрового выхода и через интерфейсный блок поступают в ЭВМ.

Экспериментальные АСВДК вращающегося оборудования ( турбоагрегатов, питательных насосов, тягодутьевых машин ) созданы Институтом электроэнергетики США ( EPRI ) и установлены на двух энергоблоках ТЭС Эддистоун и Нью Хэвен Харбор. Предполагается, что их исползование позволит повысить коэффициент готовности примерно на 2 % [108]. Помимо стационарных, для периодических диагностических обследований и балансировки паровых турбин создаются мобильные ( передвижные ) микропроцессорные АСВДК [96]. Такая опытная система для турбин мощностью 300 - 500 Мвт включает в себя микро-ЭВМ объемом памяти 68 К с аналого-цифровым преобразователем на 128 входов. Объем внешней памяти позволяет хранить информацию, полученную за 90 суток непрерывной работы.

-9В настоящее время, для диагностики элементов турбин, широко распрастранены следующие методы : внешний осмотр; линейное измерение; проверка плотности газовым методом; гидроиспытания; ультразвуковая дефектоскопия; гаммаграфия; магнито-порошковая дефектоскопия; металлография; механические испытания; стилоскопия; химанализ.

защита от отказов

Рис. 1.1. Иерархическая структура диагностики.

Обозначения : ЦСД - центральная система диагностики, МСД - местная система диагностики, ОД - объект диагностики.

Рис.1.2. Система диагностики Энергоблока. Обозначения : Д - датчик, ИУ - исполнительное устройство, Н -нормализатор, АЦП - аналогово-цифровой преобразователь, ЦАП -цифрово - аналоговой преобразователь.

Для диагностики заноса проточной части турбины большое распространение получил метод эндоскопии, метод применяется для осмотра без вскрытия турбины, что снижает затраты и время простоя в ремонте. Эндоскоп вводится в турбину через штуцера для измерения давления или через специально предусмотренные штуцера. Эндоскоп состоит из фотокамеры, видеомагнитофона, экрана отображения и комплекта соединительных шнуров. Примером типа эндоскопа служат приборы АДМТ- 10У,АДМТ-20У,УЗДМ-2. Турбинная лаборатория фирмы Дженерал Электрик Компани использует эндоскопы с двухканальными световодами толщиной 0.46 и шириной 7.6 мм,

и 1 П и и

длиной до 1.8 м ; один канал - осветительный, второй -информационный , фоторегистрирующее устройство дает изображение 76.2 х 6.3 мм, которое может быть переведено в цифровую форму для обработки на ЭВМ [92]. Фирмы ФРГ разработали систему из эндоскопа в комбинации с зондом на вихревых токах, позволяющую не только обнаруживать поверхностные дефекты во внутреннем пространстве цилиндра, но также измерять их глубину и наблюдать за ростом [84]. Световод эндоскопа длиной 1.8 мм снабжен объективом с угловым разрешением 80° при постянном фокусном растоянии. Глубина трещины определяется на основании сопоставления сигналов

зонда с измерениями на эталонном образце. Предусматривается также возможность маркировки края трещин микроэлектродугой.

Световолоконная техника в сочетании со средствами ультразвуковой и магнитопорошковой дефектоскопии ( УЗД, МПД ) широко используется для выявления повреждений в роторах через осевой канал при ремонтах с вскрытием цилиндров [92-96,110]. При этом управление дефектоскопами, регистрация и обработка результатов контроля в настоящее время автоматизируются с использованием микро- или мини-ЭВМ. Современные системы УЗД обладают высокой разрешающей способностью и позволяют выявлять дефекты с характерным размером от 0.8 мм [93].

Спектральный анализ акустического сигнала позволяет выявить протечки пара, вибрацию штоков, эрозию рабочих органов - каждый из этих дефектов проявляется возрастанием амплитуды в своей части спектра [89]. Для измерений используются пьезоэлектрические керамические датчики.

Аналогичные методы, а также методы виброконтроля могут использоваться и для диагностики состояния регулирующих клапанов турбин [86]. Повреждения регулирующих клапанов, в частности, обрывы штоков из-за многоциклового воздействия знакопеременных изгибных газодинамических нагрузок на некоторых типах турбин занимают одно из первых мест среди причин вынужденных остановов.

Наряду с непосредственным контролем за состоянием элементов турбин, для диагностики используются также косвенные, в том числе расчетные методы. В основном это касается расчетов текущих нестационарных температурных напряжений в переходных режимах работы турбины : в корпусных деталях - на основании измерений температур металла [112], в роторах на основе математического моделирования прогрева по измеряемым параметрам пара на входе в цилиндр.

Ряд фирм оснащает свои турбины также специализированными устройствами - " счетчиками выработки ресурса вычисляющими накопление поврежденности металла основных деталей по длительной прочности и малоцикловой термоусталости. Однако следует отметить, что подобные расчеты носят вероятностный характер как из-за приблизительности самих расчетных методов, так и вследствие очень большого фактического разброса прочностных свойств металла.

Отметим, что существующие методы и системы технической диагностики в основном опираются на повышение надежности путем неразрушающего и вибрационного контроля.

-131.2. АНАЛИЗ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ТУРБИН.

Для диагностики проточной части турбины, используются модели, описывающие основные зависимости их параметров и показателей. Следует выделить два типа моделей : статическая и динамическая. Первая описывает зависимости и закономерности в исходном состоянии турбин, а вторая с учетом изменения их состояния в процессе эксплуатации. Иными словами эти модели называются математической и диагностической моделями, очевидно, что они взаимосвязаны и вторая является развитием первой.

Ниже рассматриваются существующие математические модели, а также их преимущества и недостатки.

Проточная часть турбины является важнейщей частью, от которой зависят экономичность, надежность турбоустановки и электростанции в целом. Процесс протекания рабочего тела через проточную часть представляет собой сложную функцию многочисленных параметров.

В общем случае математическая модель турбины имеет вид :

= 0¿=1+щХ={хъх2,...,хк}£М1 где Мп-множество параметров системы ( или называется областью

«_» \ • и

состоянии ), 1 - текущии номер отношения системы.

Выбор множества Мп позволяет правильно сформулировать математическую модель, поставить цели и задачи. Для достаточно полной характеристики качества системы необходимо учитывать все основные ее особенности и свойства, условия функционирования и взаимодействия с внешней средой.

Критерием качества моделей турбоустановок являются приведенные затраты или КПД.

В настоящее время большое распрастранение получили следующие модели :

1.2.а. Экспериментальная ( регрессионная ) модель.

Пусть Y=f(X) где Y-выходный параметр модели, Х={х1,х2,...,хп)-вектор входных параметров. Другими словами пусть у= f(X) где ~Y= у^- относительный выходный параметр, (Sx],Sx2,..., 8хп) - вектор

относительных изменений входных параметров ( ôxi= ху - xj{) ). ( Для проточной части турбин в качестве выходного параметра рассматривается относительно-внутренний КПД или его изменение , тогда математическая модель проточной части имеет вид :

VoJ=f(X)).

Предположим, что в ходе натурных экспериментов получены результаты, представленые в таблице 1.1.

Результаты эксперимента обрабатываются методом математической статистики . При этом можно получить регрессионное уравнение

влияния отклонения параметров S х у от номинальных на Y в виде :

Y = р о + /3lSxl + p2ôx2 +......+ fi nôxn , (1.2.1)

Таблица 1.1

ÔXi S x2 S x j Sx n Y

1 Sx п Sx2l Sxn Sxnl Yi

2 Sxl2 Sx 22 S* n y2

• • • • • '

j Sx\ j ^ x 2 j ÔXU Sxnj rj

• • • • •

m S m m 8 xim S xnm Ym

где ш- количество проводимых экспериментов, ш =< п. В таких моделях важное место занимает выбор множества параметров X, которое отражает полноту и целесообразность модели.

При проведении испытаний турбоустановки К300-240-2 ( проведено 8 опытов ) были получены результаты, с помощью которых построено регрессионное уравнение [ 55 ] :

Л^у/Л^о = Л^ = 1.00122 + 0.0004699(<5/70)- 0.052328(^)4-0.00305(<5Л/П5) + 0.000508(^А%4) + 0.000169(<ЗД , (1.2.2)

здесь №,N0 - мощности при работе турбоустановки в исследуемом и номинальном режиме, SpQ,8pk,8tQ,S^tIl5,S&tnA - отклонения исследуемых параметров ( давления свежего пара, давления в конденсаторе, температуры свежего пара, недогрева в подогревателях N0 5 и 4 ) от номинальных значений.

При проведении испытаний турбоустановки К-1000-60/1500 были получены результаты, с помощью которых построено регрессионное уранение [ 55 ] :

ЛА= 1.0072492-1.8741085.10"4АГПП2ГР -1.422649.10~2А/7пП1Гр -1.2647778.10-2Лрпшгр -1.9344564.10->2ПП2 -1.700510"3Лаптоп; (1-2.3)

¿7 = 9.9515706.10-1 + 1.292847.10-4 А/ПП2гр + 1.3832914.10~2Л^ШГР + 8.7730734.10"3Арпп2гр +1.074678.10"4^2ПП2 +8.066567.10"4Арпп2оп, (1.2.4)

здесь д= у - относительный удельный расход теплоты, А?ПП2Гр -

/ 40

недогрев в ступени ПП2, А^П1ГР,А^П2ГР - гидравлические сопротивления трубопроводов отборов греющего пара к ПП1,ПП2; Ршт ~ давление за ПП2; Д/Ьтоп - гидравлическое сопротивление ПП2 по основному пару.

В [65] приводится экспериментальная модель ступени, которая имеет вид :

=2.1^-1.19^2 + 0.09^3. (1.2.5)

/ Ч о1 тах

Преимущества моделей такого типа заключаются в простоте их получения и анализа изменения выходных показателей от входных параметров. Однако, с учетом большого количества параметров, получение таких моделей усложняется в связи с проведением множества экспериментов, что проводит к большим затратам времени и средств. С другой стороны такие модели обладают невысокой точностью.

1.2.6. Численные модели с использованием ЭВМ.

В этих моделях, к основным элементам турбоустановки относятся отсеки расшире-ния с известными термодинамическими параметрами пара (Ь,8,р,хД), расходом и давлением пара на входе . Расчетными параметрами являются : термодинамические параметры и расход пара на выходе , расход и энтальпия конденсата ( при наличии внутреннего влагоудаления ), мощность.

Составной частью модели отсека турбины являются отношения для определения термодинамических параметров пара на выходе из отсека:

Ъ2 = = А)-(А)^РгЛв),

где Н,б,р, - соответственно энтальпия, энтропия и давление пара, т] я -внутренний относительный КПД отсека с учетом потерь от влажности.

Для реализации данной модели применяют метод итерации, который осуществляется следующим образом : заранее выбирается множество решений Х0 = (х1 ,х2 ,...,хп)0, переписывается уравнения модели следующим образом :

Х1 = (р1{хъх1,...,хп)4= 1тл. (1.2.6)

Подставляя значение в систему (1.2.6) получим новое множество решений Хх = (хъх2,...,хп)1. Процесс итерации (повтора)

заканчивается при выполнении условия

хи ~ xi{j+1)

. * < Л*/ ,

А

где Ху - 1-ой параметр в J-oм множестве, Длу - допустимое приращение параметра х>.

Одной из таких моделей является модель, разработанная в Центральном научно-исследовательском институте комплексной автоматизации (ЦНИИКА) [11]. Алгоритм и его модули подробно описаны в [11].

Такие модели широко применяются для расчета термодинамических параметров и ТЭП проточной части турбины, они включает в себя множество уравнений , что дает достаточную точность расчета. Однако, до настоящего времени, в них не включены уравнения для расчета потерь от протечек пара в ступенях проточной части. Многие теоретические и практические работы [18,29,35,69] показывают, что потери от протечек пара в ступенях могут достигать 4-6 %. При этом можно отметить, что для каждой частной задачи могут быть использованы и другие модели.

-181.3. ПОСТАНОВКА ЗДДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Турбоустановка является одной из основных частей электростанци , от надежности и экономичности которой зависит целесобразность использования последней для выработки электроэнергии.

Как выше отмечалось, все проведенные работы по диагностике в основном направлены на повышение надежности турбин и их отдельных элементов. Не менее важно на сегодняшний день является контроль за изменением экономичности турбин для обеспечения их наивыгоднейшего режима эксплуатации, другими словами, помимо контроля показателей надежности, решение задач диагностики должно опираться также и на контроль показателей экономичности. Целью контроля показателей экономичности турбины является принятие более обоснованного решения по ее эксплуатации.

Первым шагом этой задачи является создание математической модели турбины. Очевидно, что чем выше степень адекватности модели, тем точнее решение.

Как показывает практика, фактические эксплуатационные показатели турбин всегда ниже проектных значений, а в процессе эксплуатации они еще снижаются. Существующие методы исследований и модели не охватывают полный спектр факторов, влияющих на изменение показателей экономичности. Для решения таких задач, до настоящего времени, износ гребешков уплотнений и занос проточной части являются недостаточно изучеными и сформироваными.

Отметим, что процессы износа гребешков уплотнений и заноса проточной части турбины носят стохастический характер, и во многом зависит от условий эксплуатации . Тем более они происходят внутри турбины, поэтому невозможно точно определить значения и так же их развития в рабочем состоянии. Исходя из этого необходимо найти

признаки, называемые диагностические, через которые можно отразить процесс изменения состояния турбины.

К настоящему времени разработаны различные методы контроля и диагностики заноса проточной части турбины. В основном эти методы применяются на остановленной турбине ( при профилактике или ремонте) для проверки состояния проточной части и выявления дефектов.

Из этих рассуждений, следовательно целесобразным являются исследование и разработка адекватной модели турбин для диагностики их технического состояния и в дальнейшем разработка системы технической диагностики, целью которой является выдача рекомендации по оптимальному обслуживанию турбин. Задача должна решаться в следующей последовательности :

• разработка математической модели турбин с учетом протечек пара через уплотнения в ступенях для более точного расчета технико-экономических показателей;

• разработка диагностической модели с учетом износа гребешков уплотнений и заноса проточной части для оценки изменения технико-экономических показателей в процессе эксплуатации;

• на основании диагностической модели выдаются рекомендации по оптимальному режиму эксплуатации или проводится расчет оптимального срока проведения профилактических работ;

• разработка основных схем и принципов построения системы технической диагностики с использованием диагностической модели.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация технологических процессов и производств (в том числе по отраслям)», Ле Куанг Хоа

5.4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1, Разработана математическая модель проточной части турбины с учетом потерь от протечек пара через уплотнения в ступенях. Расчеты показывают, что снижение КПД проточной части турбины из-за протечек составляет несколько процентов, в частности для турбины К-800-240/5 оно составляет 2.58 % в номинальном режиме.

2, Разработана диагностическая модель с учетом износа гребешков уплотнений и заноса проточной части турбины. В качестве диагностических параметров приняты давление на входе и выходе промежуточных отсеков. Выбор этих параметров объясняется их доступностью для непосредственного контроля.

3, Показаны основные блоки АСТД ПТ и их функции, а также схемы АСТД ПТ, АСТД блока, определены требования к информационному обеспечению АСТД.

4, На основе диагностической модели проведена оптимизация срока промывки проточной части турбины и количества промывок за расчетый период, который в данной работе принят как период между текущими ремонтами. Результаты расчета показывают необходимость проведения промывки в период между текущими ремонтами, в частности для турбины К 800-240/5 срок промывки находится в пределе от 165 до 260 суток с момента ввода в эксплуатацию в зависимости от затрат на промывку. Для планирования всего процесса промывки за расчетный период необходимо корректировать сроки с учетом эксплуатационных условий и требований.

5, Разработан комплекс программ на языке Turbo Pascal для

С и VJ Т"к реализации математической и диагностической моделей. В комплекс входят программы для расчета параметров всех ступеней и показателей турбоустановки, для оценки изменения КПД из-за износа уплотнений и заноса проточной части турбины, для определения оптимального срока и количества промывок.

6, Проведена оценка влияния погрешности входных параметров на погрешность оптимального срока промывки и оптимизация точности приборов измерения для получения заданной точности результата, что дает возможность рационально выбора приборов контроля и измерения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ле Куанг Хоа, 1998 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамов Ю.И., Смирнов С.А. Влияние режимных и геометрических параметров на осевое усилие и утечки газа ( пара) из осевых зазоров турбинных ступеней. // Энергомашиностроение. - 1980-No 3, с.10-13.

2. Алексеев A.A., Солодовников А.И. Диагностика в технических системах управления - Санкт-Петербург, 1997г., 184 с.

3. Аракелян Э. К., Андрюшин А. В., Амосов Н. Т. Выбор оптимальных сроков ремонта энергоблоков с учетом изменения их надежности и экономичности.// Энергетика.-1987.-No 7, с.56-60

4. Аракелян Э.К., Корягин A.B., Соловьев И. А. Оптимизация распределения точности измерений параметров турбоустановок.// Вестник МЭИ - Теплоэнергетика, Сводный том 1994-1996г. No 1, с.28-33.

5. Арсеньев Л. В., Кантор С. А., Носовиский А. И., Прядилов А. И., Родин К. Г. Паровые и газовые турбины , Атлас конструкций - Л.: Машиностроение, 1970, 123с.

6. Барлетт Р. Л. Тепловая экономичность и экономика паровых турбин - Государственное энергетическое издательство, Москва, Ленинград, 1963, 350с. (Перевод с английского Д. М. Будняцкого / под редакцией А. Э. Гельтмана).

7. Беркович Я. Д., Гурлин А. Г. Диагностика состояния металла энергооборудования // Электрические станции.- 1987.-No 3,с. 17-20.

-1408. Биргер И. А. Техническая диагностика - М.:Машиностроение, 1978, 238с.

9. Боровков В. М., Казаров С. А., КутаховА. Г., Жук Н. И., С. Н. Моделирование на персональном компютере стационарных режимов работы ПТУ.// Теплоэнергетика.-1991.-N011, с.58-61

10. Бродягин Б. В., Бодарев А. И., Баласов И. И., Коробко В. Ф. Промывки проточной части турбин 300 МВт под нагрузкой // Теплоэнергетика.-1974.-N03, с.30-33.

11. Вульман Ф. Ф., Корягин А. В., Кривошей М. 3. Математическое моделирование тепловых схем - М.: Машиностроение, 1985, 112с.

12. Гончаров Г. И., Жигалко В. А. Влияние радиальных зазоров в концевых уплотнениях на экономичность турбины К-300-240 ЛМЗ. при различных нагрузках.//Электрические станции.-1983.-N01,с 64-66.

13. Гродзинский В.Л. Потери от протечек рабочего тела в осевых турбинах // Энергомашиностроение. - 1984 - N0 4, с. 12-15.

14. Далаков В. Н., Бурлака Л. Г. Усовершенствование схемы концевого уплотнения турбины К-300-240-2 ХТГЗ // Теплоэнергетика.- 1985.- N0 2, с.61-62.

15. Далаков В. Н., Бурлака Л. Г. Усовершенствование схемы концевого уплотнения турбины К-300-240-2 ХТГЗ // Теплоэнергетика.- 1986.-N011, с. 65-66.

-14116. Деева 3. В., Сайчук Л. Е., Зароченцева Г. А., Хилько В. П. Водоподготовка, водный режим и химконтроль на паросиловых установках - М.-Л.:Энергия, вып. 4, 1972.

17. Деева 3. В., Боревский Е. И., Сайчук Л. Е., и др. Химическая промывка от водонерастворимых отложений турбины К300-240 ЛМЗ под нагрузкой // Электрические станции.- 1972.- N0 9, с. 10-12.

18. Дейч М. Е., Фролов В. В., Кругленков Г. А., Кустов О. П. Влияние схемы подсоса среды через корневой зазор на экономичность ступени // Теплоэнергетиа.- 1972.- N0 6, с. 81-83.

19. Дейч М. Е., Фролов В. В., Баранов В. А., Кругленков Г. А. Исследование влияния протечки через корневой зазор на КПД ступени при различных схемах уплотнения зазора.// Тр. МЭИ, 1972, вып. 99, с.15-21.

20. Демидович Б. П., Марон И. А. Основы вычислительной математики, М. : Физматтиз 1960г., 350 с.

21. Жуковский Г. В., Марченко Ю. А., Терентьев И. К. Тепловые расчеты паровых и газовых турбин с помощью ЭВМ

Л.Машиностроение, Ленинградское отделение, 1983, 254с.

22. Зададовкий А. М. Основы проектироваия проточной части паровых и газовых турбин - М., Л.:Машгиз, 1960, 246с.

23. Занос проточной части паровых турбин и методы устранения ( обзор) Министерство энергетики и электрификации СССР,Главное техническое управление по эксплуатации энергосистем, Всесоюзный

государственный трест по организации и рационализации районных электрических станций и сетей (ОРГРЭС) - М., 1973, 60с.

24. Захаров Ю.В., Гребенников В.В., Григорьев М.В., Глек Ю.С. Применение ультразвукового метода для контроля коррозионного состояния оборудования и трубопроводов АЭС. // Энергомашиностроение. - 1984 - No 1, с. 22-24.

25. Зиле А.З., Романшев А. А., ЛимарС. А., Фирсанов Е.П., Егорев Г. И., Руденко М. Н., Федынич В. Ф., Михайлов А.Н. Автоматизированная система вибрационного контроля и диагностики турбоагрегата Т-250/300-240.// Электрические станции.-1987.-No 3, с. 13-17.

26. Зусманович Л. Б., Михайловцев Е. И., Теплицкий М. Г.,Флак Ю. В., Флос С. Л., Ястребов Л. И. Тепловые испытания турбоустановок К-800-240-3 ЛМЗ //Теплоэнергетика - 1974 - No 8 , с. 2-7.

27. Иловайская М. В., Казаринов С. И. Водоподготовка, водный режим и химконтроль на паросиловых установках - М.-Л.'.Энергия, вып. 4, 1972,

28. Кириллов И. Н., Иванов В.А., Кириллов А. И. Паровые турбины и паротурбинные установки - Л.'.Машиностроение, Ленинградское отделение, 1978, 275с.

29. Кирилов И. И., Лапшин К. Л., Садовничий В. Н., Гаев В. Д., Фомин В. С. Влияние диафрагменных протечек на характеристики турбинной ступени // Энергомашиностроение.- 1983.- Noll, с.6-9.

-14330. Клейменов Н.Г., Андрюшин В.М., Коржов E.H., Агапова A.B. Обработка режима химической промывки турбины К-300-240 ХТГЗ под нагрузкой // Теплоэнергетика. - 1977 - No 1, с. 52-55.

31. Клейменов Н. Г., Андрюшенко В. Н., Царев П. Ф., Коржов Е. Н. Водохимическая промывка проточной части цилиндра высокого давления турбины К-300-240-ХТГЭ во время капитального ремонта //Электрические станции.- 1971.- No 12, с. 20-22.

32. Коробков В. В., Грностаев JI. С. Анализ ошибок измерений при определении тепловой экономичности турбоагрегатов // Электрческие станции.- 1983.-No 2, с. 19-23.

33. Коробков В. В., Нитусов В. В., Селезнев JI. И. Определение коэффициента полезного действия ЦНД паровых турбин при их диагностике // Теплоэнергетика.- 1996.-No 9, с.55-58

34. Коробков В. В.,Нитусов В. В., Селезнев JI. И. Анализ погрешностей при экспериментальном контроле КПД ЦНД паровых турбин ТЭС.// Теплоэнергетика.-1996.-No 12, с.32-36.

35. Костюк А Г., Киселев JI. Е., СерковС. А.Дуполо О. А. Влияние конструкций надбандажных уплотнений на экономичность и виброустойчивость турбомашин.// Теплоэнергетика.-1984- No 4, с.36-38.

36. Коттон К., Шофилд П. Анализ изменения характеристик паровых турбин // Энергетические машины и установки - 1971 - No 2, с. 62-73.

-14437. Кузьмичев Р.В., Гоголев И.Г. Коэффициент расхода надбандажного уплотнения турбинной ступени // Энергомашиностроение. - 1985 - N0 12, с. 8-10.

38. Кузьмичев Р.В., Гоголев И.Г., Водичев В.И., Гольдберг И.И., Марков К .Я., Баринберг Г. Д. Влияние конструкции надбандажного уплотнения на характеристики турбинной ступени. // Энергомашиностроение. - 1984 - N0 2, с. 3-5.

39. Куличихин В. В., Кудрявый В. В., Тажиев Э.И., Людомирский Б.Н., Иванов С.Н., Осипенко Е.В. Системы концевых уплотнений паровых турбин при переходных режимах // Теплоэнергетика - 1985-N0 4 - с. 48-51.

40. Левина М. Е., Фролов Б. И., Шевченко В. А. Разработка и исследование высокоэффективных турбинных ступеней с минимальной периферийной утечкой // Теплоэнергетика.- 1986.- N0 2, с. 52-54.

41. Лайзерович А. Ш. Диагностический контроль паровых турбин // Энергохозяйство зарубежом.- 1986.- N0 6, с.9-16.

42. Лайзерович А. Ш., Рубин В. Б. Задачи технической диагностики теплоэнергетического оборудования // Электрические станции.-1987.-N0 3, с.11-13.

43. Лайзерович А. Ш., Сафонов Л. П. Создание и освоение автоматизированных систем диагностического контроля энергоблоков ТЭС.// Теплоэнергетика. -1995.-N0 2.- с. 10 -12.

-14544. Лопатицкий А.О., Озернов Л.А. Оценка влияния протечек у бандажа рабочих лопаток на эффективность турбинной ступени. // Энергомашиностроение. - 1987 - N0 9, с. 5-7.

45. Маргулова Т. X., Мартынова О. И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций.- М.: Высшая школа, 1981, 320с.

46. Маргулова Т. X. Применение комплексонов в теплоэнергетике.-М.-Л.: Энергия, 1973.

47. Межерицкий А.Д., Корсов Ю.Г. Параметрическая диагностика газотурбинных установок для привода нагнетателей природного газа // Энергомашиностроение. - 1987 - N0 2, с. 14-18.

48. Найманов О. С. Определение оптимальной периодичности кап.ремонтов энергоблоков // Электрические станции.- 1989.-N0 3, с.52-56.

49. Овчинников П. Ф. , Яремчук Ф. П.,Михайленко В. М. Высшая математика -Киев: Головное издательство издательского объядинения "Вища школа", 1987, 550с.

50. Огурцов А.П., Рыжков В.К., Неженцев Ю.Н., Муравко Ю.С. Одновальная паровая турбина К-800-240-5 // Энергомашиностроение - 1980 - N0 11, с.40-41.

51. Орлик В.Г. Исследование лабиринтного уплотнения // Энергомашиностроение - 1980 - N0 10, с. 17-19.

52. Орлик В.Г., Перминов И.А.

Влияние потерь с утечками в ступенях на КПД цилиндров паровых турбин // Энергомашиностроение - 1983 - N0 8, с.9-11.

-14653. Основы технической диагностики / под редакцией П. П. Пархоменко - Из-во: Энергия, 1976, 462с.

54. Палагин А. А., Ефимов А. В. Имитационный эсперимент на математических моделях турбоустановок - Киев: Наукова думка, 1986, 128с.

55. Палагин А. А., Ефимов А. В., Меньшикова Е. Д. Моделирование функционального состояния и диагностика турбоустановок - Клев Наукова Думка, 1992, 189с.

56. Паровая турбина К-300-240-ХТГЗ / под общей редакцией канд. техн. наук Ю. Ф. Косяка - М.: Энергоиздат, 1982, 269с.

57. Плетнев Г. П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций - М.: Энергоиздат, 1981, 367с.

58. Потапов А. А., Яцкевич С. В., Лайзерович А. Ш. Некоторые принципы определения интегральных критериев технического диагностирования энергетического оборудования.// Теплоэнергетика.-1988.-N0 11, с.36-39.

59. Прохоров С. А., Кудряый В. В., Меламед А. Д. Повышение надежности работы концевых уплотнений конденсационной турбины мощнстью 300 МВт.//Теплоэнергетика.-1979.- N0 12, с.37-40.

60. Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара - М.: Энергия, 1975, 78с.

61. Ротач В. Я. Теория автоматического управления теплоэнергетическими процессами - М.: Энергоатомиздат, 1985, 294с.

-14762. Рубинштейн Я. М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанции -М.¡Энергия, 1969, 222с.

63. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции - М.: Энергоатомиздат, 1987, 318с.

64. Самойлович Г. С., Морозов Б. И. О коэффициентах расхода через разгрузочные отверстия турбин // Тепэнергетика.- 1957.- N8.- с. 18-23.

65. Самойлович Г. С., Трояновский Б. М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах - М.: Энергоиздат, 1982, 493с.

66. Синдеева И. М. Диагностирование и прогнозирование технического состояния авиационного оборудования - М.: Транспорт, 1984, 188с.

67. Смирнов В. Н. Реализация линейной математической модели энергоблока котел-турбина на вычислительных машинах // Теплоэнергетика.- с.35-38.

68. Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП . Сборник научных трудов МЭИ - М. : 1993г., 223 с.

69. Терентьев И. К., Сандовский В. Б., Марченко Ю. А., Лапип Н. В. Исследвание влияния периферийных радиальных зазорв на экономичность ступеней ЦНД // Энергомашиностроение. - 1981.- No 10, с.7-11.

70. Технические средства диагностирования: Справочник,/ под общей редакцией ил.-кор. АН СССР В. В. Клюева - М.: Машиностроение, 1989, 671с.

-14871. Техническая диагностика гидравлических приводов / под общей редакцией доктора технических наук Башты Т. М. - М.: Машиностроение, 1989, 263с.

72. Тырышкин В. Г., Ширков Б. А, О влиянии бандажа и скрепляющей проволоки на КПД турбинной ступени с длинными лопатками.// Теплоэнергетика.- 1957.- N0 9, с. 16-19.

73. Ухин Б. Н., Швецова В. П. Водоподготовка, водный режим и химконтроль на паросиловых установках - М.-Л.¡Энергия, вып. 4, 1972.

74. Флос С. Л.,Трембач Л. С. Расчет на ЭВМ тепловых характеристик паровых турбинных установок // Электрические станции.- 1983.-N0 4, с.28-31.

75. Химические очистки теплоэнергетического оборудования / под редакцией Маргуловой Т. X. - М.-Л.: Энергия, 1969.

76. Хоа Л.К. Диагностика технического состояния проточной части паровой турбины // Вестник МЭИ 1997 -N0 3, с. 11-14.

77. Цернер В., Андреа К. Задачи диагностики паровых турбин и система диагностики " Сименс"// Теплоэнергетика 1988.- N0 5, с.65-72- перевод Серкова С. А.

78. Щегляев А. В. Паровые турбины - М.: Энергоатомиздат, 1993, 2 тома.

79. В\УК, 1983, Вс1. 35, N0 1-2.

80. ВДУК, 1984, Вс1.36, N0 12.

-14981. BWK, 1985, Bd. 37, No 5.

82. CEGB Research, 1978, No 7.

83. Energia Elettrica, 1982, v. 59, No 10.

84. Energie (BRD), 1984, Bd.36, No 7.

85. Energietechnik, 1985, Bd. 35, No 1.

86. Energietechnik, 1985, Bd. 35, No 7.

87. Energietechnik, 1984, Bd. 34, No 4.

88. EPRI Journal, 1984, v. 9, No 1.

89. Hitachi Review, 1985, v. 34, No 5.

90. IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, 1984,v. 103,No 6.

91. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, 1985 , v. 104 , No 4.

92. International Power Generating, 1983-84, v.6, No 10.

93. Material Evalution, 1981, v.39, No 8.

94. Material Evalution, 1981, v.39, No 10.

95. Maschinenmark, 1984, Bd. 90, No 55-56.

96. Mechanical Engineer, 1984, v. 106, No 2.

97. Mechanical Engineer, 1984, v. 106, No 8.

98. Mitteilungen aus dem Kraftwerksanlagenbau der DDR, 1984, Bd. 24, No 1.

99. Noise and Vibration Control Worldwide, 1984, v.15, No 4.

100. Plant Management and Engineering, 1985, v. 44, No 4, p. 44.

101. Proceedings of American Power Conference. Chicago, 1983, v.5.

102. Power Engineering (USA), 1985, v.89, No 5.

-150103. Power, 1979, v. 123, No 1.

104. Power, 1981, v. 125, No 5.

105. Power, 1983, v. 127, No 9.

106. Power ,1985, v. 129, No 9.

107. Power Engineering (USA), 1980, v.4, No 6.

108. Proceedings of American Power Conference. Chicago, 1985, No 17.

109. Sound and Vibration, 1982, No 9.

110. Technische Rundchau, 1984, v. 76, No 41.

111. Technology, 1984, v. 8, No 19.

112. Thermal and Nuclear Power, 1983, v. 34, No 12.

113. Thermal and Nuclear Power, 1985, v.36, No 4.

114. Turbomachinery International, 1985, No 1.

115. VGB Kraftwerkstechnik, 1985, Bd. 65, No 3.

116. VGB Kraftwerkstechnik, 1985, Bd. 65, No 8.