Разработка и реализация системы мониторинга состояния теплообменных аппаратов паротурбинных установок в составе информационных комплексов ТЭС

• Автор: Аронсон, Константин Эрленович
• Шифр специальности: 05.14.14, 05.04.12
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2008
• Место защиты: Екатеринбург
• Количество страниц: 416 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Общие положения диагностирования энергетического оборудования

1.2. Диагностирование теплообменных аппаратов технологических подсистем паротурбинных установок.

1.2.1. Конденсационные установки

1.2.2. Другие теплообменные аппараты ПТУ

1.3. Показатели надежности теплообменных аппаратов ГГГУ

1.4. Постановка задач исследований.

2. РАЗРАБОТКА КОНЦЕПЦИИ КОМПЛЕКСНОЙ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ И ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

2.1. Структура информационных комплексов ТЭС.

2.2. Принципиальные положения системы мониторинга

2.2.1. Цель и задачи системы мониторинга состояния оборудования ТЭС.
2.2.2. Модель функционирования контролируемого объекта
2.2.3. Модель надежности контролируемого объекта
2.2.4. Функциональная схема системы.
2.2.5. Подсистема сбора исходных данных.
2.2.6. Порядок разработки элементов системы мониторинга.
2.3. Диагностическая экспертная система
2.4. Принципиальные положения кодификатора энергетического оборудования для информационных
систем ТЭС.
2.4.1. Требования к способу кодификации.
2.4.2. Модель каталога
2.4.3. Кластеры и их группировки
2.4.4. Идентификация элементов оборудования.
2.4.5. Стандартные и рабочие кластеры.
2.4.6. Уровневая группировка 2.
2.5. ВыводыЮ
3. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ПАРАМЕТРОВ СОСТОЯНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОДСИСТЕМ ПТУ.
3.1. Модель функциональной надежности теплообменных аппаратов.
3.2. Основные функции и показатели качества теплообменных аппаратов.
3.3. Параметры состоянии теплообменных аппаратов технологических подсистем ПТУ.
3.3.1. Конденсационная установка.
3.3.2. Система регенеративного подогрева питательной воды
3.3.3. Система подогрева сетевой воды
3.3.4. Система маслоснабжения
3.4. Выводы.
4. СБОР И ОБОБЩЕНИЕ ДАННЫХ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ СОСТОЯНИЯ ТЕПЛООБМЕНИЫХ АППАРАТОВ.
4.1. Анализ и обобщение результатов испытаний.
4.1.1. Методика проведения испытаний теплообменпых аппаратов
4.1.2. Результаты испытаний
4.2. Экспертный анализ показателен функционирования
геплообменных аппаратов.
4.2.1. Методика сбора информации.
4.2.2. Результаты анкетирования.
4.3. Анализ отчетной и ремонтной документации
4.3.1. Методики анализа документации
4.3.2. Анализ отчетных данных.
4.3.3. Анализ ремонтной документации
4.4. Выводы
5. РАЗРАБОТКА МОДЕЛЕЙ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ
СОСТОЯНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
5.1. Модель оценки раздельного влияния присосов воздуха и загрязнения трубок на давление пара в конденсаторе.
5.2. Моделирование повреждения трубок для оценки остаточного ресурса поверхности теплообмена конденсатора.
5.3. Моделирование влияния скорости поперечного потока пара па теплообмен при конденсации на вертикальных трубках
5.4. Статистическая модель повреждаемости ПВД
5.5. Выводы
6. РАЗРАБОТКА И УТОЧНЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ МЕТОДИК
ДЛЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ
АППАРАТОВ ПТУ
6.1. Анализ требований к расчетным методикам для мониторинга состояния и диагностирования тенлообменных аппаратов
6.2. Разработка и уточнение методик расчетов теплообменных аппаратов
6.2.1. Горизонтальные конденсирующие аппараты.
6.2.2. Позонная методика расчета вертикальных конденсирующих аппаратов.
6.2.3. Методика оценки параметров качества
функционирования маслоохладителей
6.3. Обоснование сроков замены трубных пучков теплообменных аппаратов
6.4. Выводы
7. АПРОБАЦИЯ И РЕАЛИЗАЦИЯ МОДУЛЕЙ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ И ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС В РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ.
7.1. Разработка и реализации в составе информационной
системы ТЭС программного комплекса Эксплуатация
7.1.1. Структура информационной системы.
7.1.2. Комплекс задач по расчету техникоэкономических показателей ТЭС.
7.1.3. Комплекс задач но контролю состояния оборудования
7.2. Апробация и реализация диагностических задач для тенлообменных аппаратов ПТУ в рамках комплексной информационной системы ТЭС.
7.2.1. Экспертная система для диагностирования теплообменных аппаратов.
7.2.2. Оптимизация сроков очистки.
7.3. Апробация и реализация модулей системы мониторинга состояния оборудования энергоблоков в составе информационных комплексов ГЭС
7.4. Выводы
8. РЕАЛИЗАЦИЯ ОСНОВНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Накипные отложения, формирующиеся при высоких температурах теплоносителей, могут увеличиваться без ограничений, перекрывая, в конечном счете, все сечение теплообменной трубки. В охлаждающей воде содержится большое количество растворенных веществ солей, кислот, щелочей и т. Илистые, биологические отложения, откладываясь на кристаллическую основу, образуют неплотный рыхлый слой, периодически удаляемый потоком жидкости. Можно выделить в структуре отложений три характерных слоя ,. Верхний, легко удаляемый слой содержит слабо связанные между собой частицы. Тонкий средний слой образован фронтом кристаллизации под действием градиента температур при постоянном тепловом потоке. Нижний слой в большинстве случаев представляет собой кристаллическое образование солей Са, , и др. Когда в теплоносителе преобладает соль одного вещества, то могут образоваться отложения, отдельные частицы которого прочно связаны между собой и с поверхностью теплообмена. Если теплоноситель содержит большое количество солей, то в слое отложений между группами кристаллов различных веществ образуются нарушения сплошности, в которых оседают суспендированные частицы, уменьшающие прочность слоя загрязнений. В загрязняемость трубок конденсаторов описывается зависимостью, результаты расчетов по которой с погрешностью согласуются как с результатами испытаний конденсатора, так и с данными других авторов. Анализ этих и других аналогичных данных показывает, что моделирование оценка степени загрязнения поверхности теплообмена конденсаторов паровых турбин возможно только для конкретных аппаратов в конкретных условия эксплуатации и не может быть экстраполировано на другие, отличные от моделируемых условий. В влияние загрязнений трубок на эффективность функционирования конденсационной установки турбины Т оценивалось по отклонению значения фактического вакуума от нормативного в течение отопительного сезона. Ежемесячные обратные промывки не приводили к положительным результатам. Однако термические сушки конденсаторов дали положительный результат АК 0,. В паводковый период мартапрель, характеризуемый наличием в охлаждаемой воде различных примесей песка и сопровождаемый значительным снижением вакуума, промывки обратным током воды дали положительный эффект. Исследованиями в было установлено, что основная масса отложений до находится в трубках первого хода, при этом в различных зонах трубных пучков отложения выпадают неравномерно. Нижние ряды трубок второго хода в меньшей степени подвержены заносу органическими отложениями. Па рис. Т. Приведенное распределение хорошо в соответствие с критерием согласия Пирсона описывается нормально логарифмическим законом с коэффициентами асимметрии и эксцесса соответственно равными 1, и 1,. В системы диагностирования конденсационных установок включается, как правило, задача оптимизации сроков очистки конденсаторов , , , . Рис. При этом с одной стороны эксплуатация турбоустановки с загрязненным конденсатором является одной из причин пережога топлива, ограничения мощности и даже вынужденного останова энергоблока, а с другой стороны, необоснованно частые очистки приводят к перерасходу затрат на профилактические мероприятия, в том числе, связанные со снижением производительности, пусками, остановами и т. Преждевременный ремонт вызывает гораздо большие потери, чем ремонт с опозданием . В ,, рассматривается использование рассчитываемого по данным испытаний коэффициента чистоты. Очистку трубок конденсатора рекомендуется проводить при достижении предельных значений коэффициента чистоты 0,,7, который определяется при сопоставлении в течение года экономии от повышения вакуума в результате своевременно проведенной очистки и затрат на очистку с учетом потерь от недовыработки электроэнергии турбиной во время очистки. Данная методика не учитывает различного типа загрязнений конденсаторов в течение года и степени восстановления чистоты конденсатора после очистки. Кроме того, использование коэффициента чистоты для оценки экономического эффекта нельзя признать удачным решением, т. Выражение 1. ТЭС, рекомендуется использовать в периоды непрерывной эксплуатации турбоагрегата.