Повышение эффективности эксплуатации оборудования ГЭС за счет введения автоматизированной системы контроля и оперативной диагностики состояния агрегатов

• Автор: Алиомаров, Алиомар Газимагомедович
• Шифр специальности: 05.14.08
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 169 с. + Прил. (100 с.)

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАЦИЙ .
1.1. Анализ повышения эксплуатационной надежности и готовности технологического оборудования на примере Чиркейской ГЭС
1.2. Анализ систем автоматизированного контроля и технической диагностики энергообъектов
1.3. Применение экспертных систем ЭС для автоматизированных систем контроля и диагностики энергетического оборудования

1.4. Выводы.

2. АНАЛИЗ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ АСКД.

2.1.Общие положения построения систем автоматизированного контроля и диагностики.

2.2. Цели и задачи автоматического контроля и диагностики оборудования электростанций.

2.3 Методы автоматического контроля и диагностики.

2.4 Оценка применимости МСИ к решению задач оперативной диагностики.
2.5. Выводы.
3. СТРУКТУРНОФУНКЦИОНАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ ГИДРОАГРЕГАТА ГЭС.
3.1 Задача автоматизированной системы контроля и оперативной диагностики АСКОД состояния гидроагрегата ГА
3.2. Задача и общие положения моделирования структуры
АСКОДГА.
3.3 Оперативный контроль и диагностика работы ГА в режиме синхронного генератора.
3.4. Построение комплексной СФМ системы контроля и оперативной диагностики пуска ГА в режим синхронного генератора.
3.5. Выводы.
4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ ГИДРОАГРЕГАТА В ДИНАМИКЕ.
4.1. Анализ процедуры поиска дефектов при пуске ГА
4.2. Анализ процедуры поиска дефектов при работе ГА в режиме
синхронного генератора
4.3. Выводы
Выводы по работе
ЛИТЕРАТУРА


Электрическая часть системы регулирования НА . Подпятник 4. Система возбуждения ВГ 5. ВГ (вспомогательный генератор) 0. Система возбуждения ГГ . Ротор гидрогенератора (ГТ) 0, 0 0. Система охлаждении статора 0. Электрическое торможение . Трансформатор 0. Охлаждение трансформатора 0. Зашиты и противоааарийная автоматика 2. Природа возникновение этих причин разная: «плавающие» дефекты, ложное срабатывание автоматики и защит из-за значительного объема физически и морально устаревшего оборудования, ошибки персонала. В таблице П. Приложения приведены примеры наиболее характерных дефектов и отказов, которые имели место на ЧГЭС за период её эксплуатации. А) Неполнофазное включение выключателя блока. При подаче команды на включение выключателя блока и наборе нагрузки на ГА (около 0 мвт) сработала «Земляная защита IV ступени» на ближайшей подстанции, и подействовала на отключение выключателей данного и соседнего по секции шин гидроагрегатов. Произошла системная авария. Поиск неисправности длился 4 часа. Причиной аварии оказалось: 1) недовключе-ние контакта силовой части фазы выключателя, при этом контактор (КСА) перебросился и соответствовал положению «включен»; 2) оперативный персонал поднял нагрузку на ГА и создал неполнофазный режим работы. Отсутствие достоверной оперативной информации о режиме работы выключателя и положении КСА не позволило оперативному персоналу не допустить системную аварию, а ремонтному персоналу оперативно определить причину аварии. Примеры отказа или неполнолфазного включения (отключения) выключателя блока на ЧГЭС не единичны. Б) Невыясненная причина отказа. Энергосистема работает на изолированную нагрузку. В работе два агрегата. Суммарная мощность 0 Мвт. Вечером на одном из агрегатов появляется сигнал «оперативные цепи». По телефону мастер по обслуживанию вторичных цепей просит дежурного ОРУ посмотреть положение блинкера. Вторичники» сначала обвиняли дежурного ОРУ, что при обходе он случайно задел выходное реле выключателя (такое уже было), а потом диспетчера, что он случайно дал команду на останов гидроагрегата. Диспетчер обвинял «вторичников», что ложно сработала защита. Разбирались долго, но причина осталась невыясненной. Плавающий» дефект. На гидроагрегате неоднократно происходил самопроизвольный сброс нагрузки до «О». По распоряжения диспетчера энергосистемы необходимо было поднять суммарную мощность ГЭС до максимальной МВт, при имеющейся 0 МВт. При добавлении МВт на ГА происходит полный сброс его нагрузки. Выявляли причину дефекта в течение месяца. Дефект был «плавающий», определение дефекта производили методом исключения на раскрученном ГА в режиме холостого хода. Причина: дефект задачника мощности. При постоянном контроле основных входных параметров ЭГР, определить неисправность не составило бы особого труда. Из таблицы П. ГА (время поиска дефекта и время восстановления работоспособности оборудования); потери плана рабочей мощности на ГЭС; возможная потеря выработки энергии на ГЭС; потери стока воды на ГЭС при раскрутке и поиске неисправности на ГА в режиме холостого хода; затраты на восстановление оборудования. Часто дефекты возникают при монтаже, сборке и наладке оборудования. Расследованием установлена причина аварии: отрыв уголка произошел из-за разрыва сварного шва и в последствии раскручивания болтовых соединений креплений уголка к горизонтальному щиту. Определить состояние сварочного шва и болтовых креплений возможно только во время капитальных ремонтов. При постоянном контроле вибрации статора агрегата аварии можно было бы избежать. Ошибки персонала, приводящие к отказам оборудования, имели место не только в процессе монтажа и наладки оборудования на ГЭС, но и в процессе эксплуатации. Это связано с большой текучестью кадров и низкой квалификацией персонала. В таблице 1. ЧГЭС показано, что за период с по г. Таблица 1. Должность Кол. Кол-во специалистов которое пребывало на должности за данный период с последующим увольнением или переводом. Состояние на г. Нач. Нач. ГЭС: - 1 единица - 2 единица 6 Высшее по спец. Высшее не по спец.