автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Обводнение турбинного масла и средства контроля и защиты его от влаги на турбогенераторах ТЭС

На правах рукописи

ГВОЗДЕВ Виктор Сергеевич

ОБВОДНЕНИЕ ТУРБИННОГО МАСЛА И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ ЕГО ОТ ВЛАГИ НА ТУРБОГЕНЕРАТОРАХ ТЭС

Специальность: 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

-------АВТОРЕФЕРАТ---------

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Новочеркасск 2003

Работа выполнена на кафедре тепловых электрических станций Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасского политехнического института)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Ефимов H.H. Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Куличихин В.В. кандидат технических наук, Неуймин В.М.

Ведущее предприятие: Всероссийский теплотехнический институт

Защита состоится «26» декабря 2003 г. в 10-00 часов в аудитории 135 эн. корп., на заседании диссертационного совета ДР 212.304.17 ЮжноРоссийского государственного технического университета (Новочеркасского политехнического института) по адресу: г. Новочеркасск, Ростовской обл., ул. Просвещения, д. 132.

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения) просим направлять по адресу:

346428, г. Новочеркасск, Ростовской обл., ГС 11-1, ул. Просвещения, д. 132, ЮРГТУ (НПИ), ЭнИ, каф. ТЭС, диссертационный совет ДР 212.304.17.

С диссертацией можно познакомиться в библиотеке ЮРГТУ (НПИ)

Автореферат разослан «.26.».ноября..2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук,

профессор Ефимов H.H.

2.005-Д

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Структурные изменения последнего десятилетия в энергетике, обусловленные рядом объективных причин многолетнего спада и слабовыра-женного подъема после 1999 г. промышленного производства, привели к снижению технико-экономических показателей и топливных балансов тепловых электростанций (ТЭС) России. Сложившаяся ситуация заставляет руководство ТЭС искать пути снижения себестоимости производства электроэнергии. Первым шагом к этому стало смещение топливного баланса угольных ТЭС в сторону большего использования природного газа. В настоящее время около 70 % тепловых электростанций России работают на природном газе. Электростанции пытаются снизить постоянные затраты, так как они входят в тарифы на установленную мощность. Поэтому ведется поиск путей снижения материально-технических затрат на производство электроэнергии. Как показывают данные последних лет, выработка электроэнергии на ТЭС за последние годы практически не изменялась. Однако затраты на топливо из года в год возрастали. Так за последние три года эти затраты, вызванные повышением стоимости топлива, выросли более, чем в 2 раза. Затраты на эксплуатационные материалы в то же время снизились примерно в 2,5 раза. Однако, затраты на некоторые материалы продолжают расти. К таким материалам относится турбинное масло, цена на которое постоянно увеличивается в связи с общим ростом цен на нефтепродукты. Внимание к уровню эксплуатации турбинного масла в последнее время значительно возросло, так как кроме сокращения затрат на его Замену, качество эксплуатируемого масла прямо влияет на износ и надежность работы подшипников, системы регулирования и всей турбины в целом. На электростанциях ставится задача, и разрабатываются мероприятия для достижения 8-10-го класса качества масла.

В переменных режимах появляется наибольшая вероятность обводнения и зашламленкя турбинных масел. К тому же, частая замена турбинного масла представляет угрозу для загрязнения окружающей среды. Все это указывает на актуальность выбранной темы диссертационной работы.

Предмет исследования -

Турбинное масло, поступающее для смазки трущихся элементов подшипника паровых турбин ТЭС и изменяющее свои качественные характеристики в процессе эксплуатации.

Объектом исследования является системы маслоснабжения паровой турбины и очистки масла от воды и механических примесей.

Цель работы

Создание системы диагностирования турбинного масла и подшипников на предмет обнаружения воды в них с целью повышения эффективности очистки масел турбоустановок ТЭС, что позводяет-^вежчивать время

г г ~II к и <ллиА акщ О 1

эксплуагации турбоагрегатов без замены масла рос-

Задачи исследования.

- Проанализировать необходимость создания системы автоматического контроля и очистки турбинного масла паровых турбин ТЭС.

- Разработать способ и методику контроля качества турбинного масла.

- Определить представительность сигнала датчика, измеряющего концентрацию воды в масле.

- Разработать устройства системы измерения обводнения масла на турбоустановках ТЭС.

- Провести теоретическое и физическое моделирование процессов измерения концентрации воды в масле с целью определения чувствительности и характеристик метода.

- Создать и установить на действующей турбине ТЭС систему автоматического контроля концентрации воды в масле.

- Провести опробование и разработать рекомендации по эксплуатации системы контроля обводнения масла.

Научная новизна

1. Поставлена и впервые решена задача по контролю чистоты и защиты турбинного масла от воды на турбоустановках ТЭС.

2. Разработан метод получения высокочувствительного сигнала, реагирующего на концентрацию воды в турбинном масле турбогенератора ТЭС.

3. Результатами физического и аналитического исследований подтверждена теоретическая гипотеза о возможности измерения концентрации воды в турбинном масле с использованием диэлектрической проницаемости сред.

4. Создана методика и разработаны инструктивные рекомендации оперативного определения места попадания воды в масло на турбоустановке.

Достоверность и обоснованность результатов работы. Достоверность и обоснованность результатов подтверждается:

- применением современных и традиционных методов постановки, проведения и обработки результатов исследований;

- корректным использованием математического и экспериментального моделирования процессов;

- положительными результатами практического использования измерительных устройств обводнения турбинных масел на турбоустановке Новочеркасской ГРЭС;

- идентичностью и адекватностью расчетных и опытных данных.

Практическая ценность и реализация работы. Разработан и изготовлен измерительный датчик и преобразователи сигнала, объединенные в систему контроля обводнения турбинного масла, позволяющие измерять концентрацию воды в масле с большой точностью (погрешность до 0,1 %).

Разработаны практические предложения по использованию датчика и преобразователей, использующих в качестве сигнала диэлектрическую

. л -!'

проницаемость рабочих сред, для измерения концентрации воды в масле на турбоустановках ТЭС.

Впервые создана, испытана и установлена в сливных маслопроводах и на выходе из маслоохладителей турбоустановки № 8 Новочеркасской ГРЭС новая система контроля обводнения турбинного масла.

Основные положения и результаты, выносимые на защи гу.

Способ измерения концен фации воды в турбинном масле с использованием различия величин диэлектрической проницаемости двух рабочих сред (вода-масло).

Конструкция датчика и преобразователей, позволяющих осуществлять автоматический контроль обводнения масла с необходимой для эксплуатации точностью.

Метод определения источника обводнения масла на турбоустановках ТЭС с применением, разработанной автором, системы автоматического контроля концентрации воды в масле.

Личное участие автора.

Основные результаты диссертационной работы автором получены самостоятельно. Личное участие автора заключается в:

- разработке и формировании направления исследования по оперативной диагностике турбинных масел, контролю за чистотой и эффективностью очистки его от воды:

- руководстве и непосредственном участии в подготовке и проведении экспериментальных исследований в промышленных условиях;

- обобщении и анализе результатов расчетных и экспериментальных исследований и разработке на их основе научных и практических рекомендаций по использованию системы диагностики и оперативному контролю за состоянием турбинных масел;

- внедрении результатов теоретических и экспериментальных исследований на действующем оборудовании ТЭС;

подготовке большинства публикаций по результатам работы, а также докладов и выступлений на научно-технических конференциях и семинарах.

Апробация работы.

Результаты работы докладывались на конференциях и семинарах различного уровня, в том числе на: Международной научно-технической конференции «Теория, методы и средства измерений, контроля и диагностики», Новочеркасск, 2000 г.; Всероссийской научно-технической конференции «Приоритетные направления развития энергетики на пороге XXI века и пути их решения», Новочеркасск, 2000 г.; Межрегиональной конференции «Молодые ученые России - теплоэнергетике», Новочеркасск, 2001 г.; Международной научно-технической конференции «Диагностика энергооборудования ТЭС», Новочеркасск, 2002 г.; Международной научно-технической конференции «Повышение эффективности производства электроэнергии», Новочеркасск, 2003 г.; XXXV Кга^^уег^^есЬшзсЬеп ко1-

loquiums 2003, Дрезденский технический университет (Германия), 2003 г.; ежегодных научно-технических конференциях ЮРГТУ (НПИ), Новочеркасск, 1999...2003 гг.

" Работа докладывалась и обсуждалась на научно-технических советах РАО «ЕЭС России» (1999...2002гг.); ОАО «Ростовэнерго» (1999...2002 гг.); ОАО «Новочеркасская ГРЭС» (1998...2003 гг.) и ОАО «Невинномыс-ская ГРЭС» (2003 г.), а также на заседаниях кафедры ТЭС ЮРГТУ (НПИ).

Отдельные разделы работы выполнялись в рамках: отраслевой программы «Живучесть ТЭС»; госбюджетных" программ и планов ЮРГТУ (НПИ); региональных и отраслевых НИР; хоздоговоров с энергетическими предприятиями.

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 12 работ, представленных в конце автореферата.

Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка использованной литературы (90 наименований), приложений и акта внедрения. Общий объем работы 155 страниц, в том числе 146 страниц основного текста, включающего 39 рисунков, 25 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, описан объект и предмет исследования, показаны значимость и дефицитность турбинных масел, применяемых на ТЭС.

В первой главе диссертационной работы раскрыты проблемы и перспективы производства электроэнергии на ТЭС, на примере Новочеркасской ГРЭС, и проведен анализ работы маслосистем турбоагрегатов.

В главе дан прогноз потребления электроэнергии в регионе Северного Кавказа и показана роль тепловых электростанций в производстве электроэнергии до 2020 г. В прогнозе учитывается рост потребления электроэнергии в Ростовской области с 2397 МВт в 1999 г. до 2970 МВт в 2005 г. и 3450 МВт е 2010 г с учетом пусков первого и второго энергоблоков Волгодонской АЭС мощностью по 1000 МВт каждый. Для обеспечения конкурентоспособности тепловых электростанций, обязательно выполнение мероприятий по существенному снижению себестоимости производства электроэнергии на них.

К таким мероприятиям относятся меры по снижению постоянных затрат, покрываемые тарифом на установленную мощность, который, например, для Новочеркасской ГРЭС в настоящее время в 2,4 раза больше, чем на аналогичной газомазутной ТЭС. Постоянные затраты на угольной ТЭС доходят до 90 %. Поэтому в первую очередь необходимо сокращать материально-технические затраты, расходуемые в процессе эксплуатации. В тарифах на установленную мощность они составляют примерно 7,0-гЮ %. Несмотря на то, что доля затрат на материально-техническое снабжение

ТЭС в основном снижаются, затраты на использование турбинных масел продолжают расти. Цена на масло за последние два года выросла в 2,5 раза. Отпускная цена 1 т. масла в 2000 г. была равна примерно 7,5+10 тыс. рублей. Стоимость 1 т. масла за рубежом составляла 12,5+13 тыс. долларов. Следовательно, цена на турбинное масло в России будет продолжать расти. К использованию таких материалов применяются строгие меры экономии и разрабатываются мероприятия по продлению срока их службы без замены и доведения чистоты турбинного масла до 8+10-го класса качества.

Известно, что примерно половина аварийных остановов паровых турбин происходит из-за неполадок в маслосистемах. При этом продолжительность простоев превышает в 1,5 раза простои по всем другим аварийным ситуациям паровых турбинах. Из общего количества аварийных остановов паровой турбины 8+15 % вынужденных остановов происходит из-за нарушения маслоснабжения подшипников. По данным ВТИ количество всех вынужденных простоев турбоагрегатов на ТЭС России, происходящих вследствие отказов подшипников и агрегатов, работающих на турбинном масле, доходит до 30+40 %. Из этого числа отказов доля неисправностей, обусловленная загрязнениями масел, используемых для смазки трущихся частей подшипников, в системах автоматического регулирования и уплотнения вала турбоагрегатов составляет 50+55 %.

В главе проведен подробный анализ работы схемы маслоснабжения паровой турбины как объекта исследования; даны характеристики основных узлов маслохозяйства и маслоочистительных установок. Неполадки в работе маслосистемы паровой турбины могут привести к серьезным разрушениям основного оборудования — турбогенератора. Поэтому нарушений в работе маслосистемы не допускается, а система автоматического управления агрегатом по маслохозяйству имеет тройную степень защиты.

Среди нарушений работы маслосистем можно отметить следующие. Происходит аэрация масла воздухом, в результате чего образуются механические смеси в вида тузырей, которые ухудшают условия подачи масла в насосы, вызывают 1 идроудары и колебания давления в напорных маслопроводах. При колебаниях давления в системе смазки воздух выделяется из масла, вызывая ледообразование и пробки в трубопроводах. Глубокие колебания давления могут вызвать порывы напорного маслопровода. Перегрев масла уменьшает его вязкость. При этом появляется опасност ь разрушения баббитовой заливки подшипников, и, как итог, проточной части паровой турбины

Обводнение и зашламление масла приводит к ухудшению качественных характеристик масла. Вода и шлам образует механическую смесь с маслом в виде взвесей, поступающих на смазку подшипников. Маслохо-зяйство энергоблоков имеет оборудование для очистки масла от загрязнений, однако использовать его в непрерывном режиме невозможно, так как процессы загрязнения и, особенно, обводнения мог\т происходить при нестандартных ситуациях.

Обводнение турбинного масла происходит по ряду причин. Пар, выходящий из концевых уплотнений турбины, засасывается в картер подшипника, конденсируется и попадает в масло. В камерах подшипников происходит также конденсация влаги атмосферного воздуха. Проникновению воды в систему смазки способствует глубокое (350*200 Па) разрежение в картерах подшипников. Уменьшение разряжения в подшипнике до 120 Па практически устраняет обводнение масла. При пусках, остановах и глубоких изменениях нагрузки турбоагрегата происходят изменения режимов работы концевых уплотнений, вследствие чего интенсифицируются процессы пропаривания и обводнения масла.

Водород в масляных уплотнениях вала генератора, смешиваясь с маслом, со временем может окисляться с образованием влаги. Водород в масле может оказаться и при разложении углеводородных составляющих самих турбинных масел. Этому способствует прохождение паразитного электрического тока через масло, вызывая интенсивное образование воды как продукта ряда специфических изменений в структуре углеводородов. Поэтому снятие электростатического заряда с валопровода турбоагрегата устраняет указанный источник обводнения масла.

Вода может попасть в масло и при нарушении герметичности масло-системы (например, в маслоохладителях).

Обводнение масла может происходить не с постоянной скоростью, а эпизодически. Таким образом, обводнение турбинного масла зависит от нестандартных условий работы, вызванных как нарушением режимов эксплуатации концевых уплотнений паровой турбины и генератора, так и общим состоянием окружающего воздуха. Качественные характеристики масла требуют постоянного и непрерывного повышенного контроля за его состоянием, в то время как другие отклонения от нормальной работы мас-лосистемы могут решаться конструктивными мероприятиями (например, винтовые нарезки в местах выхода вала го картера подшипника).

Во второй главе рассматривается влияние обводнения масла на эксплуатационные процессы и состояние системных блоков турбогенераторов, а также способы стабилизации характеристик турбинного масла.

Обводнение масла сверхдопустимых пределов способствует: резкому увеличению скорости окисления (в 3*5раз); росту количества агрессивных растворимых кислот в 40*50 раз; увеличению эрозионной и коррозионной активности в 300*500 раз, так как масло перестает быть однородным; повышению зольности масла в 25; увеличению опасности воспламенения масла при обогащении его водородом, который выделяется из обводненного масла при работе подшипника в режиме граничной смазки, при десорбции водорода и кислорода из масла, а также водорода из уплотнений генератора; увеличению опасности экологического загрязнения окружающей среды в связи с более частой заменой турбинного масла, которое может попадать как в почву, так и в сбросную охлаждающую воду. Турбинные

масла при обводнении образуют стойкие эмульсии, которые ухудшают условия движения масла по трубам, провоцируют вибрацию вала.

При свежем масле усилие трогания суммирующего золотника системы регулирования турбины равно 4,5-^5,1 Я. При масле, содержащем 0,3 % воды, для неподвижного золотника усилие трогания равно 50-г60 Я, а при эксплуатационном масле с кислотностью 0,114 мг КОН и 0,3 % воды усилие трогания неподвижного золотника достигает 310 Я.

Для улучшения характеристик турбинного масла в него вводят различные присадки, которые могут дать эффект только в том случае, если базовое масло хорошо очищено, имеет оптимальный углеводородный состав, хорошо подготовлено к использованию присадок. При обводнении уменьшается содержание деэмульгирующей присадки дипроксамина Д-157. В результате этого уже через 4-ь5 месяцев эксплуатации турбины может наблюдаться увеличение времени деэмульсации в 2 и более раз. Следовательно, требуются дополнительный ввод присадок, что увеличивает постоянные затраты на приобретение их. Масло обладает удовлетворительной способностью к деэмульсации (скорость расслоения водомаслян-ной эмульсии равна примерно 0,3 мм/с), если оно отделяется от воды не более чем за 300 <л Для высококачественных масел время деэмульсации составляет примерно 180 с, а специальные присадки способны уменьшить это время до 60-:-120 с. При окисленном и зашламленном масле время деэмульсации нередко превышает 1200 с.

Наиболее опасной для подшипников является грубодиспергирован-ная вода в виде «глобул» с диаметром капель 0,5ч-5 мм. В условиях чрезмерной нагрузки (более 2 ГПа) диспергированная вода превращается в «горячий» лед, обладающий высокой абразивностью.

Чистота смазочной жидкости по гранулометрическому составу нормируется по ГОСТ 17216-71, который устанавливает 19 классов чистоты жидкости. Характерными для промышленных систем являются классы 5 и 6, но практически все ТЭС работают на масле 10-13 класса и выше.

Отечественные маслосистемы турбоагрегатов обычно имеют две ступени полнопоточного фильтрования масла, обеспечивающие тонкость очистки масла до 100 мкм: на сливе масла в бак и перед чистыми огсеками главного масляного бака Дополнительно существуют еще три ступени частично поточного фильтрования: в системе водородных уплотнений вала электрогенератора; после насосов гидроподъема шеек валопровода: в контуре рециркуляции через очистительную машину типа ПСМ. Эта фильтрация доочищает масло от загрязнений размером до 35-ь45 мкм.

В третьей ступени тонкой очистки на ТЭС чаще всего используются маслоочистителъные машины ПСМ1-3000, в которых очищается 1-2 % общей подачи масла главными насосами. Используют их в основном в предпусковые и послепусковые периоды, в остальных случаях периодичность работы ПСМ 1-3000 зависит от результатов визуального контроля чистоты масла. Центробежная сепарация масла применяется для удаления

воды, шлама, смолистых и асфальтовых примесей, золы, песка. Незначительно обводненное масло (0,1 ;-0,3 %) очищают способом кларификации, т.е. без непрерывного отвода воды; при сильном обводнении - способом пурификации. Вакуумные центрифуги могут ускорять обезвоживание масла по сравнению с обычными в четыре раза, но этот метод связан с большими затратами энергии.

Если адсорбционной очистке подвергается масло ТП-22 или ТП-22С, то появляется необходимость в быстром восполнении присадок. Углубленная очистка базового масла и введение композиции присадок обеспечивают даже в условиях форсированных режимов эксплуатации паровых турбин более длительный срок службы масла (5 лет) по сравнению с ранее выпускаемыми маслами без присадок (1 год).

Отечественная система контроля имеет один количественный показатель (кислотное число). Если кислотное число достигает величины 0,1 мг КОН/г и более, требуется дополнительная проверка стабильности против окисления и на наличие растворенного шлама. Действующая система контроля качества турбинного масла включает: ежесуточный визуальный контроль на наличие воды, шлама и механических примесей; сокращенный химический анализ - определение кислотного числа и визуального содержания мехпримесей, воды и шлама (выполняется не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе до ОД мг КОН/г и не реже 1 раза в 1 месяц при кислотности более 0,1 мг КОН/г).

Анализ обводнения масла турбоустановок Новочеркасской ГРЭС показал, что относительное количество дней, когда масло в системе было обводнено, колебалось по годам (с 1990 г. по 1998 г.) в пределах 47,5-^92,5 %. Среднее количество дней работы на обводненном масле составляло 80,9 %. Таким образом, масло находилось в сухом состоянии менее 20 % рабочего времени. За последние 10 лет наблюдается тенденция к улучшению этого показателя примерно в 2 раза. Динамика обводнения энергоблоков ГРЭС носит случайный характер, поэтому сделать вывод о фактических причинах обводнения нет возможности. Обводнение масла на 1 % и более ведет не только к резкому ухудшению качества масла, но также существенно влияет на перерасход масла и увеличение трудозатрат на дренаж воды, перезарядку фильтров, очистку маслосистемы от шлама и отложений. Существующий на ГРЭС контроль обводнения маслосистем энергоблоков и выявления причин этого неэффективен из-за несовершенства метода и средств измерения влажности масел.

Самым слабым звеном по стабилизации свойств турбинного масла является отсутствие непрерывного контроля обводнения и устройств оперативного удаления паромаслянной смеси из подшипников.

Контроль воды в масле осуществляется периодическим отбором (1 раз в сутки) проб на анализ из напорного коллектора перед подшипниками. Такой контроль не позволяет своевременно иметь информацию о начале обводнения и обнаружить конкретное место попадания воды в маслосис-тему. Расчетный анализ показывает, что если общее обводнение за одни

сутки по энергоблоку составляет, например. 0,3 % и вызвано пропусканием воды через один подшипник, то превышение содержания воды на сливе из этого подшипника по отношению к другим составит 0,01 %. Такое превышение не может быть обнаружено химическим анализом. Отсюда, автоматический анализатор концентрации воды в масле на сливе из подшипника должен иметь чувствительность на уровне 0,01 %. Промышленные приборы для измерения и контроля состава веществ имеют абсолютную погрешность не менее 1 % и поэтому в данном случае не применимы.

Поскольку погрешность измерения при обводнении масла необходимо уменьшить на 2 порядка, то в прямом смысле эта задача практически невыполнима. Поэтому необходимо установить жесткие требования к случайной составляющей погрешности, устанавливающей различие между концентрациями воды на сливах подшипников. Систематическая составляющая погрешности, вызванная изменением свойств масла во времени будет влиять только на абсолютную величину результата измерения. Следовательно, ее необходимо иметь на уровне 0,1 %.

Объектом контроля должна быть смесь масла, воды (до 1 % и более), воздуха (до 15 %), других механических примесей (до 1 %). Эта смесь течет по трубопроводу диаметром 150 мм потоком со свободной поверхностью и скоростью 1+2 м/с. Глубина потока 40 мм, температура масла в потоке колеблется в пределах 50+60 °С з зависимости от сезона.

Исходя из характеристик объекта контроля и требований к измерениям, автоматический анализатор обводнения масла в турбогенераторе ТЭС должен содержать следующие элементы: датчики концентрации воды в масле, установленные на сливе масла из подшипников; устройства про-боподготовки, обеспечивающие минимизацию влияющих факторов (аэрации и механических примесей); датчики температуры масла в потоке: преобразователи информативного параметра в сигналы, воспринимаемые измерительным устройством; программные устройства для обработки информации и управления устройством очистки турбинного масла.

В третьей главе проведены теоретические исследования по определению измеряемого сигнала в двухкомпонентной среде «масло-вода» и по выявлению влияния на него различных шумовых факторов: воздухонапол-ненность, появление механических примесей, изменение состояния масла (неоднородность, старение, изменение температуры и др.).

Для автоматического контроля содержания воды в масле был выбран диэлькометрический метод. Основой для использования этого метода является многократное различие относительной диэлектрической проницаемости нефтепродуктов (2+2,6) и воды (64,8).

Если конденсатор, имеющий в воздухе емкость с0 заполнить веществом - идеальным диэлектргтком, то его емкость с увеличится в е раз, где г -относительная диэлектрическая проницаемость вещества. Емкостный ток в таком конденсаторе опережает напряжение на 90°.

Обводненное масло не может рассматриваться как идеальный диэлектрик. Поэтому в конденсаторе, заполненном маслом, имеют место ак-

тивные потери энергии, и угол сдвига фаз между током и напряжением оказывается меньше 90°. В соответствии с теорией электрических цепей измеряется не истинная, а кажущаяся емкость конденсатора, которая определяется выражением:

7

1+-?-

v

+

где с - истинная емкость; гт, гп - эквивалентные сопротивления проводимости и релаксационных потерь соответственно; со - круговая частота.

Отсюда измеряемая емкость ск при одной и той же влажности может меняться из-за изменения проводимости материала и релаксационных потерь. Это обстоятельство может привести к существенным ошибкам в определении влажности турбинного масла при обводнении турбогенератора.

Тангенс угла диэлектрических потерь, как обобщенная характеристика потерь (активной мощности) в диэлектрике выражается соотношением:

£l__ . (4-SQ№ tgo- -—rj .

e £с+е0{ат)

где s' и - действительная и мнимая части комплексной диэлектрической проницаемости: е0, ес - оптическая диэлектрическая проницаемость при частоте щ в области видимого света и статическая диэлектрическая проницаемость при частоте сос - 0; т - время релаксации диэлектрика.

Из рис.1,а видаю, что е' воды в диапазоне частот 0-108 Гц сохраняет некоторое квазнстатическое значение е ~ 64,8 (при t = 65 °С). При дальнейшем росте частоты, когда период переменного поля оказывается соизмеримым со временем релаксации, е' воды уменьшается до величины 50. Тангенс угла диэлектрических потерь воды в области квазистатической диэлектрической проницаемости уменьшается пропорционально росту частоты, а затем увеличивается, достигая максимума в области аномальной дисперсии с . Частотные зависимости е'(/) и tg д масла (рис. 1,6), как неполярного диэлектрика выражены существенно слабее, чем у воды. Поэтому, при выборе частоты, следует руководствоваться только зависимостью е*{/) воды. Температурная зависимость s' воды в этом диапазоне составляет 0,005 ед. е' на 1 °С, s' масла - 0,006 ед. на I °С. Учитывая, что объем масла в пробе в 100 раз больше чем воды, температурный коэффициент с' смеси определяется температурным коэффициентом е' масла. Сравнение этих данных и величины чувствительности е' к обводнению (0,03 ед. б' на 1 % воды) показывает, что изменение температуры потока на 10 °С эквивалентно увлажнению масла на 0,1 %.Это недопустимо большак погрешность для распознавания места обводнения. Следовательно, при разработке измерительной схемы надо вводить компенсацию по температуре, а для того чтобы уменьшить влияние tgS, частота измерения

должна находиться в области высоких частот этого диапазона (106- 108 Гц). В этом диапазоне частот при использовании измерительной схемы даже без разделения активной и реактивной составляющих объекта можно считать, что ошибка будет не более 0,0004 от истинной емкости.

Соотношение между кажущейся емкостью ск и фактической с принимает достаточно простой вид: ск = c•{l + tg2 д), и если учесть, что в диапазоне частот 106- 108 Гц tg5 масла не более 0,01, а воды (которой в эмульсии до 1 %) не более 0,1, то tgS смеси не превысит величину 0,02. Следовательно, в диапазоне частот 10б- 108 Гц измерительной схемы даже без разделения активной и реактивной составляющих объекта можно считать, что ск = с.

Между теоретическими и экспериментальными значениями диэлектрической дисперсии наблюдается значительное расхождение. Если считать результаты экспериментальных исследований более достоверными, то, чтобы минимизировать зависимость е от сдвиговых напряжений, измерение надо проводить на частоте в области 10 6 Гц, несколько поступившись чувствительностью к влажности.

ДО'104 А

(0!°С) /

\ г- (о1°С)

зоос- \\ \\ ■

//

\ Л V, •т

а)

б)

Рис.1. Зависимости £'{/) (а) и tgS (б) для воды и масла при различных температурах

Исходя из допустимой погрешности измерения влажности 0,01 % и чувствительности метода 3 % от величины е на 1 % воды, суммарная погрешности не должна превышать 0,03 % по е.

В связи с необходимостью передачи измерительного сигнала на большое расстояние (до местного блочного щита управления - 15+20.«.), целесообразно использовать генераторный метод, в котором емкость датчика преобразуется в частоту колебаний генератора. При этом информативный параметр по сравнению с током, напряжением или фазой не зависит от параметров соединительной линии. Для исключения из преобразования начальной частоты, соответствующей сухому маслу, при использовании генераторного метода измерения рекомендуется включать два генератора на вход смесителя. Один генератор, в контуре которого находится

датчик, формирует частоту /1. Второй генератор с частотой /, является опорным. Использование генераторного метода в одноканальном варианте сведет до минимума инструментальную погрешность измерения.

Для компенсации температурной зависимости контролируемой величины объекта в модель измерения вводится сигнал по температуре.

В реальных условиях процессы выхода воздуха и образование двойного электрического слоя на границе раздела (масло и капли воды) идут одновременно и оба увеличивают диэлектрическую проницаемость смеси. Поэтому на этапе лабораторных исследований эти процессы были разделены. Вначале была получена кинетическая кривая выхода воздуха на старом необводненном масле, а затем кинетическая кривая поляризации на обводненном масле без воздуха. По результатам экспериментов было определено сечение выходного отверстия из узла пробоподготовки, которое обеспечит оптимальную скорость истечения пробы из датчика. Критерием оптимизации процедуры пробоподготовки, принимается стабилизация диэлектрической проницаемости эмульсии через 3^5 минут.

В четвертой главе проведены экспериментальные исследования диэлектрического метода контроля влажности турбинного масла с целью определения фактической чувствительности к концентрации воды в масле и зависимости емкости измерительной ячейки от влияющих факторов — температуры масла, уровня потока и его воздухонаполненности.

Испытательный стенд был разработан с учетом только тех параметров, которые необходимы для конструирования первичного преобразователя: геометрия трубопровода, температура и уровень масла. Исследовались пробы с заранее заданной концентрацией воды 0; 1,0; 3,0; 5,0 и 10,0 %. Диспергирование воды осуществлялось ротором насоса. Разогрев пробы в имитаторе от 25 °С до 70 °С происходил примерно за 3 часа, в течение которых снималась зависимость емкости измерительной ячейки от температуры при заданных значениях влажности. Воздухонаполненность на испытательном стенде создавалась равной 7-НО %. Движение масла с неравномерно-распределенными пузырьками воздуха через емкостный датчик вызывало флуктуационный шум сигнала величиной 0,3н-0,6 %. При ожидаемой расчетной чувствительности 3 % емкости на 1 % влажности, воздухонаполненность потока существенно снижает точность измерения. Поэтому была поставлена задача снизить воздухонаполненность потока до приемлемой величины, когда шум сигнала станет не более 0,1+0,2 %, и, по результатам этого эксперимента сформулировать требования к узлу пробоподготовки на сливном трубопроводе. Конструктивными приемами удалось успокоить поток, избавиться от крупных пузырьков воздуха и частично от мелких. Емкость датчика стабилизировалась на уровне 0,1 % при воздухонаполненности пробы 2-4 %. Таким образом, сформулировано основное требование к узлу пробоподготовки - снизить воздухонаполненность масла в объеме датчика до 3 %.

При испытаниях было установлено, что емкость датчика стабилизируется при высоте уровня масла на электродах 40 мм и более.

В результате эксперимента была получена математическая зависимость емкости СЛ от концентрации воды к, температуры г и определить погрешности от аппроксимации этих зависимостей. Функция в диапазоне концентраций к = 0+10 % и может быть описана уравнением

Сх = а0 + а^!-30)+ а2(1 -ЗП)2 при а2^-30)2« а{{[-30), где а0, я/, а2 - коэффициенты членов аппроксимирующего полинома.

В результате обработки экспериментальных данных получена формула градуировочной характеристики

кг =-37,541+ 1,438-Сх-0,00542-С2х-0.521+

+ 0,0212(1-30)+0,000002((-30)7 где кг - расчетная концентрация

В результате испытаний установлено, что, повысив тщательность проведения градуировки, можно добиться снижения погрешности от аппроксимации до ± 0,15 % абс.

Длина линии связи между местом установки датчика (смотровой люк на сливном маслопроводе") и измерительным устройством, расположенном на местном щите составляет несколько десятков метров. Поэтому в схеме измерения емкости датчика (100 пФ) должен быть преобразователь, исключающий влияние параметров линии связи на измерение. В качестве преобразователя использован электронный генератор, емкостью колебательного контура которого является датчик.

Первичный преобразователь влагомера турбинного масла представляет собой емкостный датчик, состоящий из двух пакетов пластин: земляных, соединенных с корпусом сварными швами и рабочих, вставленных между земляными пластиками и изолированными от них фторопластовыми втулками. Пакеты пластин соединены с электронной платой измерительного генератора, находящейся в герметичном металлическом цилиндре, прикрепленном с помощью фланца к корпусу емкостного датчика. К этому же фланцу приварен термопреобразователь для измерения температуры потока масла. Для защиты от твердых абразивных частиц в потоке масла, пакеты рабочих и земляных пластин с лицевой и задней сторон защищены стальной сеткой.

В работе была проведена градуировка прибора по лабораторным испытаниям без поправки на температуру и с поправкой. По этим данным получена аппроксимирующая линейная зависимость между концентрацией воды в масле, температурой среды и частотой измерительного генератора:

кап = 2,077 -0,07-А/- 4,86 ■ 10~4 ■ (Т - 20) где А/ = /м— /оп - разность частот измерительного генератора в диапазонах концентраций к - 0 - 3 % и температур Т ~ 24 - 58 °С,/М н/0„ - частота генератора в режимах работы с датчиком и опорным конденсатором, соответственно.

Производственные испытания были проведены на сливах подшипников №5 энергоблоков Новочеркасской ГРЭС. Температура окружающего воздуха колебалась от 25 °С до 30 °С; температура масла в потоке от 50 °С до 60 °С. Как показали параллельные замеры на сливе масла из подшипника (в потоке) и пробе, взятой после маслоохладителя, объем диспергированного воздуха в масле составляет 20 %.

Для проверки работоспособности влагомера в динамических режимах был проведен активный эксперимент, т.е. принудительное обводнение масла путем изменения давления пара, подаваемого на лабиринтовое уплотнение турбины, примыкающего к контролируемому подшипнику. На рис.2 представлены результаты этих испытаний.

дк% к%

Рис.2. Результаты производственных исследований работы системы оперативного контроля обводнения масла турбогенератора

Периоды принудительного обводнения длились не более 10 - 15 мин. Отбор проб для проведения химического анализа производился в конце периода обводнения. Из графика видно, что прибор отслеживает небольшие (порядка 0,1 %) изменения концентрации воды в масле. После прекращения эксперимента, показания прибора не возвращаются полностью в исходное положение из-за некоторого накопления воды в системе. Различие между данными химического анализа и показаниями прибора при этом не превышали 0,057 %. Скорость изменения показаний прибора практически соответствует скорости нарастания влагосодержания в масле.

В работе была разработана конструкция узла пробоподготовки влагомера турбинного масла, работоспособность которого была подтверждена 'уштельными испытаниями, что существенно уменьшило засоряемость датчика шламом и другими механическими включениями. Это увеличило интервал между промывками датчиков, до 3 месяцев непрерывной работы. Разброс абсолютных значений рабочих частот измерительных генераторов между каналами сократился с ± 3,5 кГц до 0,2 кГц, что исключает необходимость индивидуальной градуировки каждого канала. Средняя величина

шума сигнала сократилась с 1,73 кГц до 0,23 кГц, а усреднение 10 измерений уменьшает шум до 0,156 кГц, что позволяет выявить различие влажности масла по подшипникам на уровне 0,1 %.

В пятой главе приведены разработка опытно-промышленного образца системы контроля обводнения масла и конструктивные схемы предотвращения взаимных перетоков масла и пара в паровой турбине.

Исходя из принципа измерения влагосодержания, заложенного в приборе, а также необходимости производить расчет коррекции выходной величины по температуре, была разработана система преобразования и обработки информации, функциональная схема которой представлена в диссертации. Схема содержит: 8 первичных преобразователей, установленных на каждом из подшипников турбоагрегата; один восьмиканальный вторичный преобразователь и микропроцессорный контроллер Ремиконт Р-130. Над каждым датчиком размещен термопреобразователь сопротивления. В работе подробно описана работа каждого элемента функциональной схемы и алгоблоков контроллера Ремиконт Р-130.

Такая система контроля обводнения масла была установлена и прошла производственные испытания на одном из энергоблоков Новочеркасской ГРЭС. Для изучения переходного процесса создавалось ступенчатое возмущение «подпаривание» одного из подшипников в течение длительного времени. Всего было проведено три цикла обводнения с сушкой масла между циклами. Вначале каждого цикла и по окончании обводнения брались пробы на химический анализ из камер датчиков и из потоков масла соответствующих сливов одновременно. Каждая проба состояла из 4-х параллельных проб. Динамика обводнения на отдельных подшипниках турбоагрегата представлена на рис.3.

Явление задержки крупных капель в камере датчика влагомера турбинного масла ухудшает его метрологические характеристики как влагомера, завышая действительное значение влажности потока. Однако, обнаружению источника обводнения, это явление не мешает, увеличивая сигнал на обводняемом сливе почти в два раза (рис.3). Таким образом, система контроля увлажнения масла, с достаточной точностью информирует об обводнении маслосистемы через 1 час после начала этого процесса. Источник обводнения проявляется также по истечению этого времени.

Далее в работе рассмотрены перспективы использования влагомера масла в системе управления его качеством. Возникает задача разработки специальных мероприятий по предотвращению взаимных перетоков масла и конденсата, не ухудшающих эксплуатационных и механических характеристик турбины и не потребляющих слишком много энергии. Наиболее приемлемым для этих целей является организация отсоса водяных и масляных паров из пространства между паровыми и масляными уплотнениями турбины с помощью специального эжектора. Выхлоп этого эжектора потребуется сбрасывать в атмосферу. Вместе с выхлопом теряется пар, подаваемый на эжектор. Поэтому неизбежно возникает вопрос оптимизации всего процесса, т.е. предотвращение перетоков масла и конденсата при

экономном расходовании пара, подаваемого на специальный эжектор. Для успешного проведения указанной оптимизации необходимо автоматическое управление процессом отсоса воздуха и, следовательно, оперативный контроль влагосодержания в масле в различных точках системы масло-снабжения турбогенератора. Это и предлагается осуществить с помощью разработанной системы контроля за обводнением масла.

Время от начала, час мин

Рис.3. Динамика обводнения масла на подшипниках турбоагрегата

В приложении приведены табличные данные лабораторных и производственных испытаний системы контроля масла, акт внедрения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Сохранение качества турбинного масла повышает надежности теплотехнического оборудования и сокращает постоянных затрат на производство электрической и тепловой энергии. Доля затрат па 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 уело-

виям эксплуатации, требованиям по чувствительности и быстродействию диэлектрический метод измерения.

4. В процессе разработки 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.

Основные результаты диссертационной работы Гвоздева В.С. отражены в следующих публикациях.

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

2. Автоматический контроль замасливания конденсата в системе питания котлов ТЭС/В.М.Горбачев, В.С.Гвоздев, И.В.Осадчий, В.И.Сулейманов // Приоритетные направления развития энергетики на пороге XXI века

%Ц*20658

20

и пути их решения: Материалы Всероссийской конференции. - Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), -2000. - С.75 - 77.

3. Система автоматического контроля влагосодержания турбинного масла на сливах подшипников турбогенератора ТЭС / В.М.Горбачев, В.С.Гвоздев, И.В.Осадчий, В.И.Сулейманов // Теория, методы и средства измерений, контроля и диагностики: Материалы: международной научно-практической конференции. - Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), -2000.-Ч.З-С. 14-16.

4. Диэлектрический метод автоматического контроля и замасливания конденсата е сисгеме водоподготовки энергоблока ТЭС / В.М.Горбачев, В.С.Гвоздев, И.В.Осадчий, В.И.Сулейманов // Теория, методы и средства измерений, контроля и диагностики: Материалы международной научно-практической конференции. - Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), -2000.-Ч.З-С. 16-18.

5. Диэлектрический метод контроля замасливания конденсата в турбогенераторе ТЭС / В.М.Горбачев, В.С.Гвоздев, И.В.Осадчий, В.И.Сулейманов // Изв. вузов. Электромеханика. -2001. -№1. - С.64-73.

6. Диэлектрический метод контроля обводнения турбинного масла/ В.М.Горбачгс, В.С.Гвоздев, И.В.Осадчий, В.И.Сулейманов // Изв. вузов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. -2001. -№1.-С 57-62.

7. Влагомер турбинного масла / В.М.Горбачев, В.С.Гвоздев, И.В.Осадчий, В.И.Сулейманов // Изв. вузов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. -2001. -№ 1. - С 63-68.

8. 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.

9. Ефимов H.H., Гвоздев B.C. Производственные и экологические проблемы обводнения турбинных масел тепловых электростанций / Экология промышленного производства. -2003. - № 2. - С.34-38.

"10.~ГвоздеЕГВ.С.7Ефимов~Н.Н.70садчий И.ВГПерспективы использования системы диагностики турбинных масел тепловых электростанций / Кибернетика электрических систем. Материалы XXIV сессии семинара «Диагностика энергооборудования». - Новочеркасск: Ред.журн. «Изв.вузов. Электромеханика», 2003.- С.111-112.

11. Гвоздев B.C. Система автоматического контроля обводнения турбинного масла на тепловых электростанциях / Электрические станции. -' 2003. -№ 3. - С. 75-77.

12. Гвоздев B.C. Влияние качества турбинного масла на надежность работы энергоблока и контроль его обводнения / Повышение эффективности производства электроэнергии. Материалы IV Международной конференции. - Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), -2003. - С. 103-105.

Подписано в печать 24.11 2003 г Формат 60x84 1/16. Объем 1,12 п л _Печать оперативна» Тираж 100 эю Зак. № 47-0393._

Южно-Российский государственный технический университет (НПИ) Центр оперативной полиграфии ЮРГТУ (НПИ) Адрес университета и типографии 346428, г Новочеркасск, ул Просвещения, 132

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.

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].

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

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