автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.07, диссертация на тему:Разработка математической модели турбин для диагностики их технического состояния

На правах рукописи

<С Л/ <\/

ЛЕ КУАНГ ХОА

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ТУРБИН ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ ИХ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

Специальность 05.13.07. Автоматизация технологических

процессов и производств

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва, 1998 г.

Работа выполнена на кафедре "Автоматизированные системы управления тепловыми процессами" Московского энергетического института ( Технического университета ).

Научный руководитель : Доктор технических наук,

профессор Аракелян Э.К. Официальные оппоненты : Доктор технических наук,

Ведущая организация : Санкт-Петербургский Государственный

Технический Университет

в ауд. Б207 на заседании диссертационного совета К 053.16.01 Московского энергетического института (Технического университета ). Москва, Красноказарменная ул., д. 17.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью, просим присылать по адресу : 111250, Москва, Красноказарменная ул. д. 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ.

Автореферат разослан 1998 г.

Ученый секретарь

диссертационного

совета К 053.16.01 . ^

профессор ТрухнийА.Д., Кандидат технических наук, ст.н. сотр. Иванов А.П.

Защита диссертации состоится

к.т.н., с.н.с.

Андрюшин А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы : Оценка технического состояния оборудования в процессе эксплуатации в основном производится системой технического обслуживания, которая основана на проведении плановых профилактических работ и производится в зависимости от длительности наработки оборудования, что приводит к значительным неоправданным затратам, связанным с завышением или занижением срока технического обслуживания, а также возможностью появления и развития дефекта в промежутке между техническими обслуживаниями. Такой подход не учитывает также состояние оборудования по экономичности, что зачастую также 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 развитых автоматизированных систем технической диагностики (АСТД), как составная часть АСУТП и АСУП электростанций.

Изменение показателей надежности и экономичности оборудования в процессе эксплуатации связано со 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 работы - разработка математической модели турбин для диагностики их технического и экономического состояния. Задачами работы являются :

• разработка математической модели турбин с учетом износа гребешков уплотнений и заноса проточной части для диагностики их фактического состояния по показателям надежности и эконимичности;

• разработка системы технической диагностики паровой турбины; •разработка методики выбора оптимальных сроков проведения профилактических работ.

Методы исследования : Исследования в диссертационной работе опираются на методы математического моделирования тепловых схем ПТУ. При решении поставленных задач были использованы основные положения статистических методов построения функциональных зависимостей, методов нелинейного программирования и вычислительной техники. Научная новизна :

• разработана математическая модель турбин с учетом протечек пара через уплотнения в ступенях для расчета параметров всех ступеней и технико-экономических показателей турбин;

• разработана диагностическая модель с учетом износа гребешков уплотнений и заноса проточной части турбин, дана методика оценки изменения экономичности в прцессе эксплуатации;

• разработаны основные подсистемы АСТД ПТ, их функции и требования к ним;

• разработаны критерии оптимизации сроков промывки проточной части турбин, дана оценка погрешности их вычисления от погрешности входных параметров.

Практическая ценность работы : Разработанные алгоритмы технической, экономической диагностики и проведения промывки проточной части турбин дают обслуживающему персоналу, с учетом эксплуатационных условий и требований, возможность принятия более обоснованного решения по ремонтному обслуживанию и организации процесса промывки проточной части турбин. Апробация работы : Работа обсуждалась на научном семинаре и заседании кафедры АСУТП. Публикация : По теме диссертации опубликована одна статья. Хоа Л.К. Диагностика технического состояния проточной части паровой турбины //Вестник МЭИ -1997 г., No 3, с. 11-14. Структура и объем диссертации : Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, приложения, списка литературы из 116 наименований. Общий объем диссертации составляет 150 страниц, в том числе 135 страниц текста, 36 рисунков и 20 таблиц.

ОБЩЕЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы и дана краткая аннотация диссертационной работы.

Во первой главе анализируются основные существующие системы технической 'диагностики и математические модели, используемые для расчета турбин, определены цель и задачи диссертационной работы.

Во второй главе рассматривается математическая модель турбин с учетом протечек пара через уплотнения в ступенях. Составной частью модели является разработанный ЦНИИКА алгоритм расчета ступени, дающий достаточно точные значения параметров на входе и выходе из отсеков. Общий алгоритм расчета (рис.1) следующий:

принимается равномерное распределение давления по ступеням в отсеках : р2к = Ротбо-п - к(рот6(,-1) - Ротбш) / т,,

где : р2к ( к=1...т,) - давление за к - ой ступенью; р0тбо-1) .Ротад -давления в (]-1)-ом и ]-ом отборах; ГП) - число ступеней между этими отборами (]-ого участка ). Используются известные функциональные зависимости

= ^РоДо) ; ^о = ^РоДо) ; 1121 = ^.Рг) ; Но = Ь0 - 112( . для чего предварительно принимается рк< тогда средняя степень

„ - I 1

реактивности определится как РСр - 1 ~ ] + [ 7/ / ^ ■

Принято а, = аифг - ръ , тогда полный теплоперепад, теплопе-репад в рабочей решетке определяются как

7/~=//0 + о.5^ = Я°-- ; Я = р7Г0 ;

[1 — бш а\{\-рср)]

теоретическая энтальпия и давление на входе в рабочую решетку Аг-^г + ^Р-Р^бо.Ьк), коэффициенты скорости в решетках определяются как (р = 0.980- 0.0086, / /,; у/ = 0.960-0.014^ / /2 ; коэффициенты потерь и потери энергии в решетках

£ с = л/'-?2 = V'- V2 АНс = Рс(но ~ Нор) ; = ррНор ; действительные энтальпии на выходе из решеток ~ + : = 1 + ^р', фиктивная скорость на входе в

ступень сф = ^/г//^ ; теоретическая и действительная скорость на

выходе из сопловой решетки С\, = ^1-РсрСф', Сх=<рСх,, окружная

скорость и = л(1срп ; относительная скорость на выходе из

сопловой решетки <у, = ^(qsina,)2 +(<"¡0050, -и)г ; теоретическая и действительная относительная скорость из рабочей решетки со 2, = ^2 Н ор + ю f ; (o2=(pco2t\ действительная абсолютная скорость на выходе из рабочей решетки

с2 = -y/(ft> 2 síп р2)2 + (<у: cos/i2 - и)2 ; потеря энергии с

выходной скорости

д H

ВС

Ci

лопаточный КПД ступени

П о/ = '

АНС + АНр+ ДЯдг _ н„

; относительно-внутреннии

Нп

КПД ступени Пы = По/ ~ 4гР ~ ~ 4hl - 4У. где £, 1р,£, кар,i - соответственно потеря на трения, потеря связанная с

парциональностью, потеря на влажность; «,

г

потеря с

протечками пара, определяющаяся следующим образом

с

Пуск_ ^

В>8о<Э данних

I

I Расчет по I модели 144]

.......t__________

/6>ы(Ьд резуит

^TV-

ПодготЫ<1 к расчету cnjm&é

| рАСчгг ступено/

нет

Btifog реадльг-_ т

Останов

t

&йод данных дл) расчета ступ

Поапэюбкл к. новым расчетам

Рис.1. Общий алгоритм расчета.

Внутреняя мощность ступени определяется как Ni = G0#() .

Относительно-внутренний КПД турбины определяется как

^£кл-потеря от протечки пара в клапанах; ^^-потеря от протечки пара через концевые уплотнения.

п

Мощность турбины определяется как М,- = £ .

/=1

Разработанный алгоритм позволяет с достаточной точностью расчитать параметры пара на входе и выходе из ступеней, технико-экономические показатели ступеней и турбины в целом.

В третьей главе рассматриваются вопросы разработки диагно-стической модели турбины с учетом износа гребешков уплотнения и заноса проточной части.

Турбина, как объект диагностики, может быть представлена как динамическая система, состояние которой в каждый момент времени (г )определяется значениями входных, внутренних и выходных параметров. В общем случае, диагностическая модель имеет вид 2 = f ( X , У, г ) , где Х- п-мерный вектор входных

переменных х-|,х2.....хп ; У - т-мерный вектор внутренних

переменных у1руг.....ут, а 2-к-мерный вектор значений выходных

функций г-ьгг.....г*.

Для турбинной ступени диагностическая модель предлагается в виде функциональных зависимостей = Л КО;

= У,т), где 7<);, Л>7(, - относительно-внутренний КПД и его изменение.

В общем случае изменение КПД связано с многими факторами, здесь рассматриваются 2 основных фактора - занос проточной

части ( г„ ) и износ гребешков уплотнений ( АЗу). В этом случае диагностическую модель предлагается разделить на две подмодели:

1, Модель уплотнений. Анализ литературных данных и эксплуатационного опыта показывает, что интенсивное увеличение зазоров наблюдается в первое время эксплуатации ( после ремонта или ввода в эксплуатацию), в дальнейшем его темп снижается, что дает основание предложить закон изменения

зазора уплотнений в виде (рис.2) : 8 у = 8у0 + А(1 - с~кт),

где - начальный зазор уплотнения ; ЛЛ"'ах - максимальное увеличение зазора за время эксплуатации; к - коэффициент, характеризующий темп изменения зазора.

Рис.2. График изменения зазора уплотнений во времени. Потери от протечки пара через концевые, диафрагменные, надбандажные и корневые уплотнения представляются в виде

4к = куц & + Л^ГО - е-/ С7„;

' " \ У{) \ 7.к

ьр --Г~г=-•77<»;

е _ ckvn f~- ,,,, , * . с _ KÜkö ekv.k l ~ P к „*

hs - -7.--JPcp + ] "> °-ПоГ,4 kp = ---J-- П oi

Fl ^ V 1 " P er

где ekvjr

•kvk

1

1.5 zs

{s"a)2 + Л0";,Г(\- о

i

1 .5

(S'.)< [cV tp0 ♦ д л у/Ml - c"i<r )]2

гле /7*, - значение КПД в исходном состоянии. Потеря от протечек пара в ступенях представляется в виде

а модель уплотнений ступени имеет вид Ajjoi(ASy) = l{t]oi, г).

Для всей турбины, в данную модель добавляются потери от протечек через концевые уплотнения и клапаны. 2, Модель заноса. В качестве диагностических признаков (параметров) рассматриваются давления на входе и выходе из отсеков проточной части турбины ( давление в отборах ). Занос проточной части приводит к изменению проходного сечения, и как следствие к изменению реактивности и т.д.

Известно, что Ap=KfAF , где кг - поправочный коэффициент; л? - относительное изменение площади проходного сечения из-за заноса, с другой стороны Aplp0) = (Q5-р0)АХф! Х^, где л*,„, АЛф- номинальное значение отношения скоростей и его изменение. Следовательно АХф = AAF , где

По экспериментальной формуле

^ ==2 -1,9 Ъ2 + 009 V1 •

4

можно записать А';„, = fí\A Хф + /í¡A Л'^2 + ДА Л'^ ', где ^ = 0.27^2-2.38^ + 2.1 ; B¿ = 0.27 Л^, - 1.19 ; Д =0.09.

jç

Из известных соотношений ^ = ~—'/Ъ^оС Я)) J

к-1

-, U ndn ---2 ¡ni м

Хф = -—= , , можно получить р2 = [( л, - D / ) / л2 I u " " , v2A)

где ; Л = т^таЛ(/>2о/д1)м"')" ; £>=^W/2^wr2.

AT-1 AT— !

Отсюда ¿Â = ЕсГХф , где /Г = [2 (/>20 )1/А / Л .

À — I

Относительное изменение КПД можно представить в виде oí = М\Ар2 + М2Ар2 2 + М3Ар2 3, где Ц=Ц/В ; M¿ = ; Щ = Ц,1Ё.

Предположим, что i-я ступень находится в отсеке между отборами (j-1) и j ( соответственно давления P0t5(j-0 и PotSj ).

-- « A/W(,-1 ) + P^Potôj

тогда можно записать Ap2i =---, где m - число

а + р

ступеней в данном отсеке; а = {m - i)Pots(j- о ; Р = >Po,sj-Запишим изменение КПД в общем функциональном виде

H ) = A PolSU-1). PotSj ,APouUj-\)-AP otfij )■ Представляя изменение давления в отборах из-за заноса в

виде функции от времени pots - PotS + ^РыТ ( ' ~~ е ). получим модель заноса в виде

A'/0,(ZH)= f(polS,T) или Arja{ZH) = A%,(ZH)* r/'0l = fXj¡onT). 3, Общая модель ступени. С учетом моделей уплотнений и заноса диагностическая модель ступени имеет вид

По, = Пы-&'loi'. Чы = ахвС, Atj0¡ = At]0¡{ASу) + Ar¡oj(LH).

При выявлении явных законов изменения зазоров уплотнений и давлений в отборах, полученная модель позволяет оценить экономические показатели ступени и турбины в процессе эксплуатации, на основании чего можно планировать процесс технического обслуживания.

В четвертой главе рассматриваются основные принципы построения, модули и структуры автоматизированной ситсемы технической диагностики паровой турбины (АСТД ПТ).

На рис.3 приведена структурная схема диагностики, на рис.4 -структурная схема АСТД ПТ.

Обозначения на рис.3 : ОД - объект диагностики; БИ - блок измерения; БО - блок обработки; БФДМ - блок формирования диагностической модели; БВДП-блок вычисления диагностических параметров; БФЭ-блок формирования эталлонов; БОД-блок оперативной диагностики; БХТЗ-блок хранения текущих значений; БС-блок сравнения; БП- блок прогнозирования; БУ- блок управления.

Описание блоков АСТД ПТ (рис.4): • блок сбора данных (в) - выполняет функции :

где Дг- интервал дискретизации; Тн =(ц,ты) - интервал наблюдения; К - число измеряемых параметров, N - число измерений в интервале наблюдения; Тзд-задержка времени.

В общее число измеряемых параметров, кроме штатных измерений, включаются диагностические параметры (давления в отборах, расход пара через концевые уплотнения,...);

• блок накопления, хранения и отображения данных (V) -выполняет следующие функции

^ е Т„ = (г, - ,гд,- = (г,,гдг).

<т>

§

г:

с:

а §

ю

I

о из

¿с £

ю

I

о

ю

ю

гл

о

г(г)

т

Рис.3, Структурная схема диагностики.

ею

р.

"Ж

У V

^ 1! I

рп(л§,/1})> Ар„

Ф

Рис.4. Структурная схема АСТД ПТ.

-14Л,, = Лу_, + Л/„, е Гц

где V- номер цикла получения информации ; - интервал наблюдения в у-ом цикле; Ыу - число измерений, полученных в у-ом цикле ; п - номер последнего цикла получения информации от блока сбора данных на интервале наблюдения;

\

• блок предварительной обработки данных (в) - выполняет функции :

Л(г) = ^(г)=П[л,(г)] или Цг) = П[*(г)]. Оператор П представляется как фильтрация, сглаживание и т.п. диагностических параметров. В алгоритме принят метод экспоненциального сглаживания, который реализуется следующим

образом : л*(г) = ал£(г) + (1-а)**(г-1),

где л*(г-1), хк(т)- сглаженное значение результата измерения к-ого параметра, проведенного в момент времени ( г -1) и г ; хк(т)- текущее значение результата измерения в момент г; а- коэффициент сглаживания, рекомендуется : я =0.05; 0.1 ; 0.2.

Общий алгоритм операции экспоненциального сглаживания имеет

п— 1

вид «(г) = аХ(!-я),'^(г-/) + (1-а)"л4(0) ;

/=о

• блок идентификации (Ф) - выполняет функции :

У к е(1, А"),У= (I, У): хк{г) -> п^ е М при р, „(т)- ,/«,-) < Ар

где Ар,,, -допустимая степень неадекватности модели; М-совокупность

заданных моделей.

В данном случае, блок идентификации выполняет операцию аппроксимации значений диагностических параметров, полученных в блоке О, а в множество заданных моделей включается модель типа

*х(г)= + Лл™ах(! - е'г 'г), величина р,„ задается в зависимости от требований по выходным параметрам;

• блок адаптации (А) - выполняет функции : (Фу * {1, К) , где : Фу - локальный оператор проверки адекватности модели //£;

• подсистема принятия решений ( У ) - выполняет функции :

В этом блоке, по полученной модели в блоке Ф, проводятся

различные расчеты, оценки и т.д., а далее выдаются конкретные рекомендации и решения.

Данное описание обеспечивает основу для более детального

определения функций отдельных элементов АСТД ПТ и их

взаимодействий, дает возможность построить более подробную структуру АСТД ПТ и разработать алгоритм ее функционирования.

В пятой главе рассматривается задача оптимизации .срока проведения промывок проточной части турбин, приводятся результаты расчета применительно к турбоустановке К-800-240/5. Рассматривается задача определения точности расчета и оптимизации распределения точности приборов измерения. В общем случае, критерий оптимизации имеет вид :

Щг^) = —(UT+Upr+ uz„+ ugr+ ¿О и%Г) -> min,

^ prom

где U(тpn,m) - удельные затраты (издержки); Трип - наработка между промывками; U т - топливные издержки; U рг - издержки, связанные с

пусковыми режимами; - издержки, связанные с

использованием замещающей мощности при аварийных ремонтах и

промывках; If^U^^ - ремонтные затраты при аварийных ремонтах и

промывках. Для упрощения принимаются : Upr, U™m, =0;

-It)-

r0 + r prom ^ prom

U T - CjNcp j Ь(г)сГт или UT = CTNcp \ b{v)dr _

r0 0

где CT - стоимость топлива; Ncp- средняя мощность блока в

период между промывками; К*)- удельный расход топлива; начальный момент времени ( после промывки или ремонта ).

(b^-MNp- ^СгЧт^ЧЬ^- ¡ь^СгНт^), где tipronr "Г' " удельный расход топлива и средняя мощность

блока во время проведения промывки; - математическое

ожидание времени проведения промывки.

U?r = UP™ + V%°m = <xUPZm, а= 0.1 + 0.15

г гргот г гргот

где uimi - материальные и трудовые затраты при

проведении промывки.

| * ртт

Обозначим Un=-\CTNp \Hr)dr]-t

* prom у

Un=—-td+aXV»"тогда Z/(r~J = lJ^ + Un

r prom

Запишим эти составляющие следующим образом : г,™»/а г 0.123Д г

77— 1 г/1 и V v.i^.ioi

Un=-[CTNcp 2, -, • a J

r/»«»i»i /=о ПоПоА'-Ьт)

' mm *- ^

'/rim

где : тр ,vLt р ,bpp,bLc'pp ,Ь^р . время разгружения, стабилизации

разгружения (промывки), нагружения и соответственно средние удельные расходы топлива, которые определяются по расходным характеристикам.

На рис.5 изображен поиск оптимального срока промывки (экстремума целевой функции).

ÍJ

U

Т-ОЯГ

i-prom

Рис.5. Поиск оптимального срока промывки.

Расчет количества промывок производится следующим образом : выделяются 2 значения: +/ затраты при полной промывке ип\

+/ затраты при промывке в срок текущего ремонта иЩ. Определяются сроки промывок при ип и и',е2к

/ек

обозначаются COOTB6TCT-B6HHO ' ргот . ^ ргот

которые очевидно, что

' ргот

.tek 1 ргот■

Количество промывок будет равно п, если выполняются условия

п-1 п

Zt' Ttck

ргот + *pran-< * rem

tck

ргот + * prom

/=1 /=1 Смысл этого метода состоит в сдвиге срока последней промывки за расчетный период до срока текущего ремонта, если потеря экономичности за период сдвига не превышает экономии затрат на промывку.

-18В табл. 1 приведены результаты расчета для К-800-240/5 с использованием эксплуатационных данных Сургутской ГРЭС (расчет для 5-и значений £/72, расчетный период - 1 год, Ст=0.25 р/кгут; /7о = П!Пм 7г П ,ГЧ.и = 0.47787; «=0.1 ).

Таблица 1:

1 2 3 4 5

иТ2 , руб. 40000 45000 50000 55000 60000

V»"" СУТ- 165 185 207 232 260

Г 1 1 ргот г1 -*)~0 1 /гогн ги»=260

^,„=200 Т\ют = 158

П 2 2 2 2 2

Погрешность выходного параметра 7. определяется как

п

ДZ= £ (¡£7-з<Щлг, .....*я)|ДлГ/) ,

Ал, = (0.001-г0.01)|дг,|- приращение входного параметра. Для оптимизации погрешности входных параметров исполь-

п

зуется критерий

¿ПИП при условии

1=\

ДZ* Л-,

.....^-Ч).решение имеет вид : Ал-,- =

1=1

Результаты расчета приведены в табл. 2.

Результаты решения обратной задачи погрешности позволяют более рационально выбрать приборы измерения. Для решения поставленной задачи рекомендуется использовать приборы, точности которых близки к оптимизационным значениям.

Таблица 2

Входные параметры Ед. Зна- нормирующ. оптимизац.

чения погреш. погреш.

абс. отн. абс. отн.

тем. свежего пара оС 540 4.80 0.88 4.00 0.65

тем. перед ЦВД оС 535 4.80 0.88 1.81 0.30

тем. за ЦВД оС 296 4.10 1.15 1.28 0.40

тем. ПП оС 540 4.80 0.88 6.79 1.30

тем. перед ЦСД оС 540 4.80 0.88 3.10 0.60

тем. за ЦСД оС 240 3.80 1.60 1.87 0.65

тем. перед ЦНД оС 240 3.80 1.60 1.94 0.65

давл. свежего пара МПа 23.520 0.235 1.00 0.31 1.30

давл. перед ЦВД МПа 22.340 0.235 1.00 0.20 1.00

давл. в 1-м отборе МПа 6.331 0.060 1.00 0.20 3.00

давл. за ЦВД МПа 4.012 0.036 1.00 0.01 0.30

давл. перед ЦСД МПа 3.676 0.036 1.00 0.05 1.35

давл. в 3-м отборе МПа 1.648 0.015 0.90 0.06 3.00

давл. в 4-м отборе МПа 1.078 0.010 1.00 0.04 3.20

давл. в 5-м отборе МПа 0.599 0.004 0.60 0.02 3.30

давл. за ЦСД МПа 0.297 0.004 1.30 0.00 0.45

давл. перед ЦНД МПа 0.276 0.004 1.30 - 0.45

давл. в конденсаторе МПа 0.0035 0.0006 1.60 - 0.03

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.

5, Разработан комплекс программ на языке Turbo Pascal для 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 рационального выбора приборов контроля и измерения.

Печ. л. (Л^ Тираж /¿С

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.

/ WW"'

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

На правах рукописи

ЛЕ КУАНГ ХОА

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ТУРБИН ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ ИХ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

Специальность 05.13.07. Автоматизация технологических

процессов и производств.

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук.

Научный руководитель Доктор технических наук, профессор Аракелян Э.К. Научный консультант канд. техн. наук. Корягин A.B.

Москва, 1998г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ....................................................................................... 2

Глава!. Обзор литературы.Постановка задачи................................

1.1. Анализ методов диагностики турбины..................................... 4

1.2. Анализ математических моделей проточной части турбины. 13

1.3. Постановка задачи исследований............................................. 18

Глава II. Математическая модель проточной части турбины......

2.1. Динамика и расчет протечек пара в турбине....................................................20

2.2. Расчет ступени........................................................................... 27

2.3. Математическая модель. Алгоритм расчета............................. 32

Глава III. Диагностическая модель проточной части турбины.

3.1. Образование отложений в проточной части турбины............. 40

3.2. Влияние отложений на характеристики ступени. Способы очистки проточной части турбины.................................................. 45

3.3. Диагностическая модель ступени.............................................. 51

Глава ГУ. Разработка системы технической диагностики заноса проточной части турбины..................................................................

4.1. Методика диагностики................................................................61

4.2. Описание системы технической диагностики паровой турбины ( АСТД ПТ ).........................................................................63

4.3. Информационно-методическое обеспечение АСТД ПТ.......... 69

4.4. Иерархическая структура АСТД ПТ. АСТД энергоблока........ 80

ГлаваУ. Оптимизация срока проведения профилактичеких работ. Погрешность расчета..........................................................................

5.1. Методика определения оптимальных сроков промывки проточной части турбины...................................................................83

5.2. Реализация программ расчета..................................................... 97

5.3. Погрешность расчета. Оптимизация распределения точности приборов измерений......................................................................123

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................................131

Приложение 1. Полпрограммы для расчета процесса расширения

пара в турбине.....................................................................................133

Приложени 2. Зависимость коэффициента расхода через уплотнения от характеристик уплотнений................................................. 138

Список литературы..............................................................................139

-2-

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 слу