Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние вопроса. постановка задач исследований 22
1.1. Общие положения диагностирования энергетического оборудования 22
1.2. Диагностирование теплообменных аппаратов технологических подсистем паротурбинных установок 31
1.2.1. Конденсационные установки 31
1.2.2. Другие теплообменные аппараты ПТУ
1.3. Показатели надежности теплообменных аппаратов ПТУ 55
1.4. Постановка задач исследований 64
2. Разработка концепции комплексной системы мониторинга состояния и диагностирования оборудования ТЭС 67
2.1. Структура информационных комплексов ТЭС 68
2.2. Принципиальные положения системы мониторинга
2.2.1. Цель и задачи системы мониторинга состояния оборудования ТЭС 71
2.2.2. Модель функционирования контролируемого объекта 72
2.2.3. Модель надежности контролируемого объекта 75
2.2.4. Функциональная схема системы 78
2.2.5. Подсистема сбора исходных данных 80
2.2.6. Порядок разработки элементов системы мониторинга
2.3. Диагностическая экспертная система 85
2.4. Принципиальные положения кодификатора энергетического оборудования для информационных систем ТЭС 87
2.4.1. Требования к способу кодификации 88
2.4.2. Модель каталога 90
2.4.3. Кластеры и их группировки 91
2.4.4. Идентификация элементов оборудования 96
2.4.5. Стандартные и рабочие кластеры 97
2.4.6. Уровневая группировка L2 99
2.5. Выводы 106
3. Разработка системы параметров состояния теплообменных аппаратов технологических подсистем ПТУ 108
3.1. Модель функциональной надежности теплообменных аппаратов 108
3.2. Основные функции и показатели качества теплообменных аппаратов 109
3.3. Параметры состояния теплообменных аппаратов технологических подсистем ПТУ 111
3.3.1. Конденсационная установка 111
3.3.2. Система регенеративного подогрева питательной воды 127
3.3.3. Система подогрева сетевой воды 135
3.3.4. Система маслоснабжения 138
3.4. Выводы 140
4. Сбор и обобщение данных для оценки параметров состояния теплообменныхаппаратов 142
4.1. Анализ и обобщение результатов испытаний 142
4.1.1. Методика проведения испытаний теплообменных аппаратов 142
4.1.2. Результаты испытаний 146
4.2. Экспертный анализ показателей функционирования теплообменных аппаратов 156
4.2.1. Методика сбора информации 157
4.2.2. Результаты анкетирования 159
4.3. Анализ отчетной и ремонтной документации 165
4.3.1. Методики анализа документации 165
4.3.2. Анализ отчетных данных 175
4.3.3. Анализ ремонтной документации 180
4.4. Выводы 195
5. Разработка моделей оценки параметров состояния теплообменных аппаратов 197
5.1. Модель оценки раздельного влияния присосов воздуха и загрязнения трубок на давление пара в конденсаторе 198
5.2. Моделирование повреждения трубок для оценки остаточного ресурса поверхности теплообмена конденсатора 211
5.3. Моделирование влияния скорости поперечного потока пара на теплообмен при конденсации на вертикальных трубках 230
5.4. Статистическая модель повреждаемости ПВД 247
5.5. Выводы 259
6. Разработка и уточнение расчетных методик для диагностирования теплообменных аппаратов ПТУ 262
6.1. Анализ требований к расчетным методикам для мониторинга состояния и диагностирования теплообменных аппаратов 262
6.2. Разработка и уточнение методик расчетов теплообменных аппаратов 266
6.2.1. Горизонтальные конденсирующие аппараты 266
6.2.2. Позонная методика расчета вертикальных конденсирующих аппаратов 281
6.2.3. Методика оценки параметров качества функционирования маслоохладителей 287
6.3. Обоснование сроков замены трубных пучков теплообменных аппаратов 300
6.4. Выводы 322
7. Апробация и реализация модулей системы мониторинга состояния и диагностирования оборудования ТЭС в различных условиях эксплуатации 325
7.1. Разработка и реализация в составе информационной системы ТЭС программного комплекса «Эксплуатация» 326
7.1.1. Структура информационной системы 326
7.1.2. Комплекс задач по расчету технико-экономических показателей ТЭС 333
7.1.3. Комплекс задач по контролю состояния оборудования 336
7.2. Апробация и реализация диагностических задач для теплообменных аппаратов ПТУ в рамках комплексной информационной системы ТЭС 343
7.2.1. Экспертная система для диагностирования теплообменных аппаратов 343
7.2.2. Оптимизация сроков очистки 350
7.3. Апробация и реализация модулей системы мониторинга состояния оборудования энергоблоков в составе информационных комплексов ТЭС 355
7.4. Выводы 356
8. Реализация основных результатов работы 358
Заключение 373
Список использованных источников
- Другие теплообменные аппараты ПТУ
- Порядок разработки элементов системы мониторинга
- Параметры состояния теплообменных аппаратов технологических подсистем ПТУ
- Экспертный анализ показателей функционирования теплообменных аппаратов
Введение к работе
Актуальность темы. Система эксплуатационного обслуживания и ремонта основного и вспомогательного оборудования энергоблоков ТЭС в современных условиях решает сложнейшую проблему поддержания работоспособности и продления ресурса этого оборудования. Ограниченность инвестиционных средств, крайне незначительные объемы ввода новых мощностей в течение длительного времени привели к тому, что существенная доля энергетического оборудования вынуждена функционировать в условиях исчерпания установленного ресурса. При нехватке средств на ремонты единственной возможностью поддержания оборудования в работоспособном состоянии является развитие и применение систем диагностирования и мониторинга его состояния, что нашло свое отражение в формулировке и реализации новой стратегии обслуживания оборудования — «ремонт по техническому состоянию».
Теплообменные аппараты (конденсаторы, аппараты системы регенеративного подогрева питательной воды, подогреватели сетевой воды, маслоохладители) вносят существенный вклад в эффективность работы ПТУ и ТЭС в целом. В связи с этим регламентному эксплуатационному обслуживанию аппаратов — ремонту, испытаниям, оценке состояния — уделяется на ТЭС значительное внимание. Для оценки технического состояния аппаратов необходимо проведение исследований по влиянию на их эффективность и надежность различных эксплуатационных факторов, сбор, накопление и анализ данных о повреждаемости аппаратов, совершенствование организационных и технических средств поддержания аппаратов в работоспособном состоянии.
Для теплообменных аппаратов характерны как постепенные, так и внезапные отказы. Постепенные отказы проявляются в постоянном ухудшении собственных технико-экономических показателей, а также показателей ПТУ и ТЭС в целом. Внезапные по проявлению отказы в действительности обусловлены постепенными по накоплению повреждениями и, как правило, диагностируются в процессе ремонта и технического обслуживания. Постепенное ухудшение качества функционирования аппаратов определяет возможность и необ-
ходимость отслеживать изменение их состояния, т.е. реализовать мониторинг технического состояния.
Несомненная актуальность разработки подобных комплексов подчеркивается целесообразностью их реализации в рамках информационных систем ТЭС. Подобные системы находят в настоящее время на ТЭС широкое распространение, что связано с бурным развитием вычислительных и информационных средств.
Работа соответствует приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники РФ (производственные и энергосберегающие технологии), а также критическим технологиям РФ (производство электроэнергии и тепла на органическом топливе) из перечня, утвержденного президентом РФ 30.03.2002.
Объектом исследования и разработки является система мониторинга технического состояния теплообменных аппаратов основных технологических подсистем паротурбинных установок ТЭС, а именно: конденсационной установки, системы регенеративного подогрева питательной воды, системы подогрева сетевой воды, маслоснабжения.
Целью исследования является разработка методов и процедур диагностирования и мониторинга технического состояния теплообменного оборудования основных технологических подсистем паротурбинных установок в рамках (и с использованием ресурсов) информационных систем ТЭС.
Задачи исследования
Разработка концепции комплексной системы мониторинга (КСМ) технического состояния энергетического оборудования, в том числе теплообменных аппаратов ПТУ, в соответствии с идеологией построения информационных комплексов ТЭС.
На основе анализа результатов испытаний различных аппаратов, обобщения длительного опыта их эксплуатации с учетом данных других авторов разработка системы параметров состояния теплообменных аппаратов технологических подсистем ПТУ (в том числе показателей надежности) с целью их (параметров) использования в системе мониторинга.
Сбор, анализ и обобщение показателей функционирования и данных о повреждаемости теплообменных аппаратов с оценкой показателей их надежности в части ремонтопригодности, долговечности и т.п.
Разработка экспериментальных, аналитических и статистических моделей для диагностирования и оценки параметров состояния теплообменных аппаратов технологических подсистем ПТУ ТЭС.
Разработка и уточнение расчетных методик и алгоритмов для диагностирования и оптимизации эксплуатационного обслуживания теплообменных аппаратов ПТУ.
Апробация и реализация модулей системы мониторинга состояния и диагностирования энергетического оборудования в составе различных информационных комплексов ТЭС.
Научная новизна работы заключается в следующем:
Сформулирована концепция комплексной системы мониторинга состояния и диагностирования оборудования ТЭС, в частности модель функционирования и надежности объекта мониторинга, функциональная схема системы, основные элементы подсистемы сбора исходных данных и оценки диагностических признаков.
Для реализации задач КСМ разработаны принципиальные положения кодификатора энергетического оборудования и показателей его функционирования, в основу которого положена иерархия кластеров элементов технологических подсистем ТЭС, а для обозначения части кода уровней группировки, описывающей идентичные объекты технологической подсистемы, использована концепция теории графов.
Сформулированы принципиальные положения системы оценки параметров состояния теплообменных аппаратов основных технологических подсистем ПТУ; на основе этих положений разработана модель функциональной надежности аппаратов, определены показатели качества их функционирования.
По уточненной автором модели выявлены особенности диагностирования конденсаторов паровых турбин в части оценки раздельного влияния на давление пара в конденсаторе присосов воздуха, загрязнения трубок и ряда других факторов.
На основе разработанных и уточненных автором моделей изучены особенности оценки остаточного ресурса конденсаторов паровых турбин в условиях случайного характера отказов и при исчерпании ресурса трубной системы.
Применительно к задачам мониторинга состояния вертикальных конденсирующих аппаратов впервые исследованы процессы гидродинамики и теплообмена при конденсации пара на поперечно-обтекаемых вертикальных трубках; получены зависимости для определения влияния скорости потока пара, относительной высоты трубки, теплофизических свойств пара; предложен характерный параметр для обобщения результатов экспериментального и теоретического исследований.
На основе разработанной автором модели с учетом статистических данных исследованы особенности потока отказов ПВД; показана необходимость адаптации модели к конкретным условиям эксплуатации оборудования ТЭС.
На основе проведенных физических исследований, с учетом современных представлений о процессах, происходящих в теплообменных аппаратах, применительно к задачам мониторинга технического состояния и диагностирования уточнены методики и алгоритмы расчета теплообменных аппаратов основных технологических подсистем ПТУ (конденсаторов, ПСГ, ПНД, ПСВ, маслоохладителей).
Все основные научные результаты подтверждены испытаниями натурных аппаратов, апробированы и реализованы в составе информационных комплексов на ряде ТЭС в различных условиях эксплуатации.
Основные положения, выносимые на защиту
Концепция и основные элементы комплексной системы мониторинга технического состояния теплообменного оборудования ТЭС.
Результаты комплекса исследований (в том числе методики) по сбору, анализу и обобщению данных о повреждаемости теплообменных аппаратов в различных условиях эксплуатации (на различных ТЭС) методами множественного анкетирования эксплуатационного персонала (от четырех до семи анкет с каждой ТЭС), анализа актов отказов оборудования, анализа ремонтной документации.
Модель учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе при-сосов воздуха и загрязнения трубок, а также результаты использования разработанных алгоритмов при диагностировании конденсаторов.
Расчетные модели оценки остаточного ресурса трубных систем конденсаторов, полученные на основе собранной статистической информации.
Физико-математическая модель гидродинамики и теплообмена при конденсации пара в условиях поперечного обтекания вертикальных трубок и результаты экспериментального исследования.
Результаты статистического исследования и моделирования потока отказов ПВД.
Сформулированные требования к методикам диагностирования и мониторинга состояния аппаратов. Уточненные с учетом этих требований методики и алгоритмы расчетов теплообменных аппаратов ПТУ: конденсаторов, ПСГ, ПНД, ПСВ, маслоохладителей.
Уточненная методика оптимизации сроков замены трубных систем и аппаратов в целом с учётом статистических особенностей потока отказов трубок различных аппаратов.
Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечивается использованием апробированных методик измерений при проведении экспериментальных исследований; хорошим согласованием результатов тарировочных
опытов с известными зависимостями, а результатов экспериментальных стен-
довых исследований и натурных испытаний аппаратов — с данными расчетов по уточненным автором физическим и статистическим моделям; использованием известных методик для статистической обработки данных и соответствием параметров статистических моделей известным критериям; хорошим согласованием результатов испытаний аппаратов с результатами расчетов по уточненным автором методикам.
Практическая значимость работы заключается в том, что предложенные методики обработки различных данных о повреждаемости оборудования, полученные по результатам анкетирования персонала, по данным официальной статистики и ремонтной документации, могут быть использованы для совершенствования системы технического обслуживания и ремонта теплообменного оборудования ПТУ. Разработанные автором диагностические модели уже включены в информационные системы ряда ТЭС для обработки результатов регламентных испытаний оборудования и оценки показателей его эффективности и надежности; уточненные методики расчетов теплообменных аппаратов используются при разработке и изготовлении аппаратов.
Реализация результатов работы. Результаты работы используются в составе информационных комплексов для обработки и анализа результатов испытаний и оценки технико-экономических и экологических показателей оборудования на ряде ТЭС: Сургутской ГРЭС-1, Верхнетагильской ГРЭС, Ново-Свердловской ТЭЦ, Пермской ТЭЦ-14, Ново-Стерлитамакской ТЭЦ.
Уточненные автором методики расчета теплообменных аппаратов используются при проектировании и модернизации эксплуатируемых на ТЭС аппаратов; на машиностроительном заводе ЗАО «Нестандартмаш» (г. Екатеринбург) на основе уточненных методик разработано, спроектировано и изготовлено более 200 высокоэффективных теплообменников. Основные результаты диссертационной работы вошли в учебник «Теплообменники энергетических установок» (рекомендован УМО по образованию в области энергетики и электротехники для студентов вузов РФ); справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок, награжденный дипломом Общероссийского конкур-
са рукописей учебной, научно-технической и справочной литературы для энергетики 2006 года; монографию «Повышение эффективности и надежности теп-лообменных аппаратов паротурбинных установок»; ряд учебно-методических пособий; используются при чтении спецкурсов студентам вузов, а также специалистам - энергетикам в системе переподготовки и повышения квалификации.
Личный вклад автора заключается в постановке задач исследований при разработке концепции системы мониторинга технического состояния оборудования; планировании и проведении стендовых исследований и промышленных испытаний аппаратов; анализе и обобщении результатов исследований; сборе, обработке и анализе различных данных о повреждаемости оборудования; разработке аналитических и статистических моделей; проведении вариантных расчетов; разработке и уточнении методик расчета аппаратов.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на Минском международном форуме по тепломассообмену (Минск, 1988, 1992, 1996, 2000, 2004); Международной научно-технической конференции «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования» (Харьков, 1988, 1997, 2000, 2003); VIII Всесоюзной конференции "Двухфазный поток в энергетических машинах и аппаратах" (Ленинград, 1990); I, II, III и IV Российской национальной конференции по теплообмену (Москва, 1994, 1998, 2002, 2006); 1-й, 2-й, 3-й, 4-й и 5-й Международной научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта» (Екатеринбург, 1995, 1998, 2001, 2004, 2007); International Seminar «Modelling, Advanced Process Technology, Expert and Control System of Heat and Mass Transfer Phenomena» (Ekaterinburg, 1996); International Symposium on the Physics of Heat Transfer in Boiling and Condensation and 11-the International School-Seminar of Young Scientists and Specialists «The physics of heat transfer in boiling and condensation» (Moscow, 1997); VI Международной научно-технической конференции (Москва, 2001); Всероссийской ежегодной
научно-практической конференции (Киров, 2001); XII Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Газотурбинные и комбинированные установки и двигатели» (Москва, 2004); 8-й Международной научно-практической конференции «Экономика, экология и общество России в 21-м столетии» (С-Петербург, 2006); ряде региональных и межвузовских конференций, совещаний и семинаров.
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 85 различных изданиях (из них 71 относятся к изданиям, рекомендуемым ВАК для опубликования результатов докторских диссертаций), в том числе: в монографии, справочнике, 58 печатных работах, 8 авторских свидетельствах на изобретения, 10 свидетельствах Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ, а также вошли в учебник для студентов вузов и 6 учебных пособий.
Структура работы. Диссертация состоит из введения, восьми глав, заключения и списка литературных источников, насчитывающего 320 наименований. Весь материал изложен на 382 страницах машинописного текста, содержит 90 рисунков и 30 таблиц.
Другие теплообменные аппараты ПТУ
Диагностирование оборудования тепловых электрических станций является важнейшим компонентом системы обеспечения безаварийной работы их технического обслуживания и ремонта. Разработкой, апробацией и реализацией систем диагностирования и оценки состояния различных элементов оборудования занимались многие исследователи и предприятия. Большой вклад в разработку этих систем внесли следующие ученые: Андрюшин А.В., Аракелян Э.К., Баран Л.С., Берман Л.Д., Васин В.П., Гольдин А.С, Гордин-ский А.А., Гуляев В.А., Демирчан К.С, Зройчиков Н.А., Ковалев И.А.Данцедалов В.Г., Кузякин В.Н., Лейзерович А.Ш., Перминов И.А., Трухний А.Д., Урьев Е.В., Фархадзаде Э.М., Хоменок Л.А., Чекардовский М.Н. и др.
Вышеназванные исследователи являются крупнейшими специалистами в диагностировании отдельных элементов энергетического оборудования ТЭС. Однако при реализации диагностических систем для отдельных элементов оборудования на конкретных ТЭС возникает необходимость распространения этих систем на другое оборудование, создания комплексных систем, позволяющих в рамках единой идеологии разрабатывать и реализовы-вать соответствующее диагностическое обеспечение. Создание комплексных диагностических систем энергетического оборудования ТЭС является актуальным в перспективе стратегии ремонта этого оборудования «по техническому состоянию», основой которой должны стать диагностирование и мониторинг технического состояния.
К настоящему времени не разработаны методические основы системы технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования ТЭС «по техническому состоянию», несмотря на интенсивное развитие диагностических комплексов и систем различного оборудования, а также информа 23 ционных систем ТЭС (баз данных), в рамках которых развиваются системы диагностирования.
Рассмотрим общие элементы различных диагностических систем, не останавливаясь на конкретных особенностях их функциональной и объектной реализации.
Техническая диагностика определена в [1] как отрасль научно-технических знаний, сущность которой составляют теория, методы и средства определения технического состояния объекта. В [2—4] отмечается, что данное определение должно быть конкретизировано применительно к энергетике. Диагностирование энергетических объектов заключается в выявлении элементов (узлов) оборудования, имеющих ухудшенные функциональные характеристики (дефекты), определении причин, вызвавших развитие дефектов, оценке допустимости или целесообразности эксплуатации оборудования с учетом динамики и прогноза развития выявленных дефектов. В [4—6] отмечается, что технический прогноз должен позволить эксплуатационному персоналу принять одно из следующих решений: - обнаруженные дефекты не опасны, агрегат может работать без ограничения мощности, дефекты устраняются во время плановых ремонтов; - состояние оборудования близко к нормативному, обнаруженные дефекты развиваются, однако агрегат может эксплуатироваться ограниченное время, определяемое из условий надежности или эффективности работы оборудования, или при ограниченных параметрах режимов;
- обнаруженные дефекты опасны и могут привести к аварийной ситуации; оборудование останавливается для ремонта.
В общем случае диагностирование оборудования разделяется на оперативное и ремонтное [3,7]. Оперативное диагностирование осуществляется на работающем оборудовании по данным текущего контроля и направлено на улучшение (корректировку) текущих эксплуатационных характеристик. Оперативное техническое диагностирование является развитием традиционного оперативного контроля показателей функционирования оборудования и мо 24 жет частично включаться в АСУ ТП [8]. В [9,10] оперативное диагностирование разделяется на диагностирование в режиме «on-line» и постоперативное, предполагающее участие эксперта и использование различных экспертных систем. Оперативное («on-line») диагностирование в большинстве случаев включает в себя расчетную обработку и оценку результатов измерений с позиций раннего обнаружения дефектов. Постоперативное диагностирование позволяет уточнить результаты предыдущего этапа, что необходимо для долговременного планирования эксплуатационного и ремонтного обслуживания оборудования.
Диагностирование в процессе ремонта предназначено для выявления дефектов, уточнения объемов ремонтных работ. Для этого вида диагностирования характерно проведение работы на разобранном, вскрытом оборудовании.
Многими авторами подчеркивается целесообразность использования при неоперативном диагностировании оборудования экспертных систем [11—15 и др.]. Экспертные системы (ЭС) основаны на «жесткой» причинно-следственной связи, так называемые продукционные ЭС, или на анализе нечетких множеств, с использованием вероятностного подхода, как правило, теоремы Байеса [16—18]. В [11] приведено описание информационной ЭС, предназначенной для информационной поддержки оценки технического состояния оборудования на основе ранжирования дефектов по степени их важности, корректировки планов ремонта оборудования с учетом результатов ежесуточного обслуживания и данных оперативного и неоперативного диагностирования.
Целесообразность реализации комплексных (для различных элементов оборудования) систем диагностирования определяется экономией средств за счет использования единой системы сбора и обработки информации (единой базы данных) и одинаковых диагностических (алгоритмических) процедур [7]. Отмечается [19], что реализация комплексной системы диагностирования позволяет уменьшить на 30—35% объем необходимых измерений в сравне 25 ний с разработкой отдельных диагностических задач. Кроме того, повышается достоверность диагностирования, так как дефект в отдельном узле элемента оборудования может проявиться при диагностировании различных процессов: теплогидравлических, химических, вибрационных. Комплексное диагностирование оборудования дает возможность оценки интегральных параметров состояния оборудования, в том числе и показателей надежности [19], стандартизировать и унифицировать аппаратный и программный интерфейс [11,20—22].
Важнейшим моментом успешной реализации комплексных систем диагностирования является объем разрабатываемых задач. Анализ требований к диагностическому обеспечению энергоблоков показывает, что стремление к максимальному увеличению объема, полноты и глубины диагностирования может привести к снижению его реальной эффективности, увеличению сроков, единовременной стоимости работы, и, вследствие этого, сделать реализацию работоспособной системы невозможной [2,3, 7, 23]. В [3] на основе опыта освоения автоматизированных систем диагностического контроля энергоблоков ТЭС рекомендуются к первоочередному освоению следующие подсистемы: - диагностирование вибрационного состояния турбоагрегата и питательных насосов; - контроля термонапряженного состояния массивных корпусных деталей и роторов турбин, а также металла труб и коллекторов котельного агрегата; - мониторинга водно-химического режима; - анализа изменений в процессе эксплуатации оборудования ТЭС технико-экономических показателей отдельных элементов оборудования и энергоблока в целом.
Порядок разработки элементов системы мониторинга
Для формулировки основных положений комплексной системы мониторинга состояния оборудования использован ряд определений.
Мониторинг состояния — наиболее общая задача, состоящая в систематическом (регулярном) и наглядном отображении некоторых показателей, характеризующих состояние оборудования. Эти показатели могут быть: - непосредственно измеренными параметрами состояния объекта (отдельного оборудования или целой технологической системы); - параметрами состояния, вычисленными по некоторым измеренным или рассчитанным диагностическим признакам; - параметрами состояния, вычисленными по измеренным параметрам нагрузок; - параметрами состояния, определенными на основании экспертного анализа; - комплексными показателями, характеризующими способность объекта выполнять заданные функции, вычисленными по значениям как измеряемых, так и расчетных параметров состояния. Важным моментом мониторинга является режим отображения информации о значении параметров состояния — это должен быть режим реального времени или максимально приближенный к нему. Режим связан со скоростью изменения состояния объектом. Отображение нового состояния должно следовать вскоре после того, как объект в это состояние перешел и задолго до того, как объект перейдет в следующее состояние, иначе отображение потеряет смысл.
Не менее важным моментом является наглядность отображения, параметры должны быть выражены в максимально доступной и ясной форме, что является определяющим при внедрении системы.
Диагностирование состояния — процедура идентификации фактического состояния объекта с некоторым модельным состоянием по ряду признаков (симптомов), именуемых диагностическими. Этими признаками могут быть: - некоторые параметры, измеренные на работающем объекте; - некоторые параметры, измеренные на неработающем объекте; - параметры реакции объекта на возмущения. Диагностирование можно рассматривать как одну из процедур нижнего уровня в системе мониторинга, одну из "сенсорных" процедур мониторинга. Контроль технического состояния — проверка соответствия значений параметров состояния объекта требованиям технической документации [1].
Цель у мониторинга и диагностирования состояния одна: выявление аномалий в работе оборудования на стадиях, когда эти аномалии еще не могут дать значительного эксплуатационного или аварийного ущерба.
КСМ основана на модели функционирования объекта, состояние которого подвергается контролю. На рис. 2.2 представлена схема, поясняющая категории, которые использованы для описания модели функционирования объекта, подвергающегося контролю состояния: технологическая система (рис. 2.2, Si) — группа технологического оборудования, связанного функциональной схемой; энергоблок, отдельный агрегат или отдельная единица оборудования. Технологическая система и есть сам объект мониторинга состояния; внешняя система (рис. 2.2, S2) зависит от границ технологической системы, например, для подогревателей системы регенерации, работающих в составе ПТУ— это турбоагрегат, котел, вспомогательные системы и окружающая среда; а технологический процесс (рис. 2.2, Т) — процесс, направленный на выполнение системой S1 функций, требуемых внешней системой. В данном представлении можно сказать, что технологический процесс — это обмен информационной системы Sic системой S2.
Для систем S1 и S2, а также для технологического процесса справедливы следующие утверждения: Функционирование объекта во внешней системе (технологическая система): S1 — объект мониторинга; Т — технологический процесс; S2 — внешняя система Причиной изменения состояния технологической системы является тех 74 нологический процесс. Состояние технологической системы должно соответствовать требованиям технологического процесса. Технологический процесс должен соответствовать требованиям качества, предъявляемым внешней системой. а Для систем с восстановлением причиной изменения состояния также является процесс восстановления. Для описания взаимодействия систем S1 и S2 используем параметры состояния технологической системы и параметры технологического процесса.
Следуя работе [106], состояние технологической системы в каждый момент времени t опишем с помощью вектора x{t) с координатами x\{i),...xn{t) — элемента пространства состояний X (о размерности и характеристиках пространства речь пойдет далее). Функции x\{t),...xn{t), описывающие состояние технологической системы, называются параметрами состояния.
Технологический процесс в каждый момент времени t опишем с помощью вектора z(t) с координатами z\(t),...zn(t) — элемента пространства Z. Переменные zi(t),...zn(t), описывающие технологический процесс называются параметрами процесса.
Для описания влияния технологического процесса на систему S1 определим параметры состояния системы S1 как функции параметров процесса.
Для описания соответствия состояния системы требованиям технологического процесса используем понятие работоспособного состояния [1,150,158—160]: "состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям нормативно-технической и (или) проектно-конструкторской документации". Работоспособное состояние будем определять как функцию параметров состояния технологической системы.
Параметры состояния теплообменных аппаратов технологических подсистем ПТУ
Стандартные и рабочие кластеры группируются послойно, формируя иерархические структуры или деревья, которые в терминах кластерного анализа называются также послойными группировками. Для описания данных структур введем некоторые определения.
Уровневая группировка множества объектов Q = {ои о2, от,...оп}есть множество L не вложенных подмножеств множества Q, называемых кластерами, которое покрывает Q, то есть из того, что С, С є L, Се С следует, что с = с; uZ=g. Послойная группировка множества объектов Q = {оь о2, о3...о„} есть последовательность S = {L\, L2, L3...Lk) уровневых группировок объектов, для которой выполняются следующие условия: 1. LQ = {{oi}, {02}, ...{оп}}, то есть все объекты — однообъектные кластеры уровня 0; 2. из С є Lt, i k 1 следует, что С а С для некоторого С є Li+I, то есть каждый кластер уровня / есть часть кластера уровня г+1. Для целей каталогизации СТО предлагаются две послойных группировки элементов: «верхняя» и «нижняя».
Первая (или верхняя) послойная группировка (назовем ее S\) на нулевом уровне имеет множество единиц оборудования, то есть LQ = {{01}, {о2}, ...{оп}}, где {{oi}, {о2}, ...{п}} есть однообъектное множество единиц или экземпляров оборудования. То есть верхняя послойная группировка — это фактически послойная группировка единиц оборудования. Вторая (нижняя) послойная группировка (назовем ее S?) на нулевом уровне имеет множество типов простых неделимых деталей оборудования, то есть L0 = {{dy}, {d2}, ...{dn}} где {{dx}, {d2}, ...{dn}} есть однообъектное множество типов деталей оборудования. Схема слоев верхней послойной группировки представлена на рис. 2.4.
Верхняя послойная группировка множества объектов Q - {о\, о2, о3.. .оп), есть последовательность S\ = (Z0, L\, L2, X3, L4) пяти одноуровневых группировок элементов множества Q, которыми являются единицы или экземпляры оборудования. Применительно к ТЭС или ее отдельной технологической системе, единица оборудования — это отдельный резервуар, бак, насос, вентилятор, теплообменник, элемент трубопровода и т.п.
Уровневая группировка L0 = {{oi}, {о2}, ...{оп}} представляет собой множество однообъектных подмножеств или однообъектных кластеров, каждый из которых включает одну единицу оборудования.
Группировка U = {№}, {Д},...{Ии Ш, {Dk},...{Wk},...{Sm}, {Dm},... {Wm)} представляет собой множество кластеров, каждый из которых объединяет все однотипное оборудование, находящееся на одной ветви какой-либо технологической системы или подсистемы. Типы оборудования, группируемого на уровне L\, а также обозначения этих типов, а следовательно и обозначения соответствующих кластеров, рекомендуется давать в соответствии с кодировкой типов устройств, принятой в системе кодирования AKS.
Классификатор AKS, используемый в практике проектирования тепловых и атомных электростанций с 80-х годов, применялся для описания принадлежности технологического элемента к одной из функциональных групп (технологических систем ТЭС). Применение этого классификатора в любой информационной системе обеспечит очень важный момент соответствия кодировки, принятой в данной информационной системе и в проектной документации. Если же кластеры информационной системы найдут применение и для других задач АСУ, то это обеспечит единство кодировок, столь необходимое для воспроизводимости решения любой задачи АСУ.
Уровневая группировка L2 = {{BRi}, {BR2},...{BRm}} представляет собой множество кластеров, каждый из которых объединяет все оборудование, находящееся на одной ветви какой-либо технологической системы или подсистемы. Ветви технологической системы определяются как ветви сетевого графа, по принципам, приводимым далее по тексту. Обозначения кластеров на данном уровне даются в соответствии с маркировкой ветвей графа, описывающего сеть технологической системы или подсистемы.
Использование графа для определения ветвей технологической схемы позволяет улучшить воспроизводимость, обеспечить уникальность и добиться хорошей читаемости кода.
Уровневая группировка L3 - {{NAi}, {NC2},...{UCm}} представляет собой множество кластеров, каждый из которых объединяет все оборудование одной технологической системы или подсистемы. Обозначения кластеров на данном уровне рекомендуется давать в соответствии с кодировкой технологических систем и подсистем в AKS.
Экспертный анализ показателей функционирования теплообменных аппаратов
Основная функция и параметры качества выполнения функций подогревателями системы регенеративного подогрева питательной воды определены ранее в разд.3.2. Проанализируем некоторые их этих параметров.
Температура воды за подогревателем (ступенью нагрева) v\{t). Подогреватели системы регенерации нельзя рассматривать изолированно от технологической схемы их включения и от самой турбины. В нормативных характеристиках турбин регламентируется величина температуры воды за ступенью нагрева, причем под ступенью нагрева понимается участок схемы, расположенный от входа в анализируемый подогреватель до входа в следующий аппарат по линии питательной воды (основного конденсата). Отклонение температуры питательной воды за подогревателем от нормируемого значения является технико-экономическим показателем. По этому отклонению рассчитываются затраты теплоты на выработку злектроэнергии и потери мощности в турбине.
Большое значение имеет параметр температуры воды за последней ступенью низкого давления {перед деаэратором). Значительное отклонение от нормы температуры основного конденсата перед деаэратором может снизить качество деаэрации и привести к ухудшению водно-химического режима части высокого давления тепловой схемы.
В расчете технико-экономических показателей турбоустановки в целом участвует также параметр температуры питательной воды перед котлом. По этому параметру оценивается работа всей системы регенерации. По разности фактической и расчетной конечной температуры питательной воды находят поправку к расходу теплоты и топлива на отпуск единицы электроэнергии и теплоты.
Температура питательной воды за ступенью может отличаться от расчетной по разным причинам. Это могут быть: - низкая герметичность байпасных задвижек подогревателей; - загрязнение поверхности нагрева подогревателя; - скопление воздуха в паровом пространстве; - снижение температуры перед подогревателем из-за неудовлетворительной работы предвключенного аппарата; - снижение давления пара в аппарате; - затопление части поверхности теплообмена аппарата конденсатом греющего пара; - протечки воды между ходами по водяной стороне. Температура воды за ступенью не регулируется в процессе эксплуатации ПТУ и может изменяться вследствие ухудшения состояния аппаратов только в сторону уменьшения.
Таким образом, ухудшение параметра качества — температуры питательной воды за подогревателем (ступенью нагрева) — связано с отказами следующих структурных элементов: - предвключенного подогревателя; - паропровода отборного пара; - регулятора уровня; - трубного пучка ( в том числе трубной доски); - системы отсоса газа из подогревателя; - перегородок в водяных камерах ПНД или заглушек между участками водяного тракта ПВД.
Недогрев воды до температуры насыщения греющего пара в подогревателе v2(t) является основным показателем, характеризующим тепловую эффективность любого конденсирующего теплообменного аппарата в схеме турбоустановки. Величина недогрева обычно регламентируется либо нормативной, либо типовой энергетической характеристиками турбины (турбоустановки), которые, как правило, обобщают результаты промышленных испытаний большой группы однотипного оборудования в различных условиях эксплуатации.
На изменение недогрева воды до температуры насыщения греющего пара оказывают влияние такие факторы, как загрязнение теплообменной поверхности, завоздушивание аппарата, протечки воды помимо трубного пучка, заливание конденсатом части поверхности теплообмена.
Величина недогрева характеризует эффективность использования теплоты, поступающей с греющим паром, т. е. термодинамическое совершенство аппарата. Недогрев зависит от величины коэффициента теплопередачи в подогревателе, и любая интенсификация теплообмена, приводящая к увеличению коэффициента теплопередачи, влечет за собой снижение недогрева. Недогрев уменьшается с увеличением удельной поверхности подогревателя, приходящейся на единицу расхода нагреваемой питательной воды, но при этом возрастает стоимость аппарата. Оптимальный недогрев в аппарате определяется технико-экономическими расчетами, так как снижение недогрева приводит к повышению тепловой экономичности ПТУ и к экономии топлива на электростанции, но, как правило, сопровождается ростом затрат металла и стоимости аппарата. Обычно рекомендуемая величина недогрева для ПВД и ПНД современных конструкций не превышает 1,5 С. Отклонение фактического значения недогрева от нормативного является диагностическим признаком неудовлетворительной работы аппарата.
Гидравлическое сопротивление аппарата Vj,{i). Если величина гидравлического сопротивления ПНД ниже нормативных значений, то это может свидетельствовать о нарушении плотности прилегания промежуточных перегородок в водяных камерах к трубным доскам или о байпасировании подогревателя из-за неплотного закрытия соответствующих задвижек. Повышенное гидравлическое сопротивление ПНД свидетельствует, как правило, о большом количестве отглушенных трубок.
Уменьшение гидравлического сопротивления ПВД указывает на неисправности, связанные с целостностью ограничительных шайб и заглушек. Как правило, на ТЭС гидравлическое сопротивление отдельного подогревателя высокого давления не измеряется, а контролируется значение данного показателя для всей группы ПВД. В этом случае уменьшение АР свидетельствует о пропуске в обводной линии.
Переохлаждение конденсата греющего пара V\{t). Причиной переохлаждения конденсата является заливание конденсатом части поверхности теплообмена или плохая организация отсоса газов из парового пространства.
Содержание неконденсирующихся газов в конденсате v5(t). Повышенное содержание неконденсирующихся газов в конденсате ПНД и ПВД говорит о неудовлетворительном отсосе из аппаратов неконденсирующихся газов или о наличии дефектов, приводящих к повышенным величинам присосов воздуха в элементах технологической схемы, находящихся под разрежением.
Уровень конденсата в подогревателе v t) может выйти из регулируемого диапазона по причине нарушения работы регулятора уровня или разрыва трубок и заполнения парового пространства питательной водой с высоким давлением.
Как уже отмечалось, качество целевой функции, определенной через температуру воды за ступенью, может постепенно снижаться, но при этом не произойдет отказа и аварийного отключения подогревателя. К полным отказам относятся разгерметизация корпуса подогревателя, неисправность кон-денсатоотводчика и заполнение корпуса подогревателя конденсатом греющего пара, а также разгерметизация поверхности теплообмена.
Первые два вида отказов диагностируются достаточно просто. На подогревателях устанавливается защита от повышения уровня, отключающая в случае опасности аппарат. Проверка работы системы регулирования уровня и защиты проводится перед включением подогревателей в работу. Разгерметизация корпуса, как правило, может происходить по фланцевому разъему у ПНД либо через уплотнительную мембрану у ПВД из-за некачественного монтажа соединений. Наибольшую опасность разгерметизация корпуса представляет для ПВД в случае, если корпус полностью заполнен водой. Раскрытие разъема приведет к мгновенному вскипанию конденсата, повышению давления и разрушению всего подогревателя. Для защиты от такого типа аварий на корпусе ПВД предусмотрен предохранительный клапан.
Заполнение корпуса подогревателя конденсатом чаще всего происходит из-за разгерметизации трубной системы. Причинами попадания питательной воды в паровое пространство являются снижение несущей способности трубок и узлов соединения трубок с трубными досками или спиралей с коллекторами. В разд. 5.4 в качестве примера представлена статистическая модель оценки состояния (повреждаемости) элементов ПВД, в том числе спиралей.
