WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Аронсон Константин Эрленович

РАЗРАБОТКА И РЕАЛИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК В СОСТАВЕ ИНФОРМАЦИОННЫХ КОМПЛЕКСОВ ТЭС

05.14.14 – Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты 05.04.12 – Турбомашины и комбинированные турбоустановки

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Екатеринбург 2008

Работа выполнена на кафедрах «Турбины и двигатели» и «Тепловые электрические станции» ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет–УПИ» имени первого Президента России Б.Н.Ельцина.

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор Андрюшин Александр Васильевич доктор технических наук Эфрос Евгений Исаакович доктор технических наук, профессор Чекардовский Михаил Николаевич Ведущая организация ОАО «Всероссийский теплотехнический институт»

Защита диссертации состоится 19 декабря 2008 г. в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.285.07 при ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет–УПИ» по адресу: г. Екатеринбург, ул. Софьи Ковалевской, 5, 8-й учебный корпус УГТУ–УПИ, ауд. Т-7

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО УГТУ–УПИ.

Ваши отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, ул. Мира, 19, ГОУ ВПО УГТУ–УПИ, ученому секретарю совета. Телефон (343) 375-45-74, факс (343) 326-45-62, e-mail: lta_ugtu@mail.ru.

Автореферат разослан « » ____________ 2008 г.

Председатель диссертационного совета Ю.М. Бродов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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 присосов 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, НовоСвердловской 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 теплообменных 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.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цель, основные задачи исследования, выносимые на защиту положения, научная новизна, практическая значимость и реализация результатов работы.

В первой главе представлен обзор публикаций, посвященных разработке и реализации на ТЭС комплексных систем диагностирования энергетического оборудования. На основе критического анализа литературных данных определены направления дополнительных исследований, сформулированы задачи работы.

Во второй главе представлены результаты разработки комплексной системы мониторинга (КСМ) технического состояния оборудования ТЭС и ее элементов: показателей функционирования оборудования и кодификатора, основанного на иерархическом принципе организации технологических подсистем паротурбинных установок, а также экспертной системы как одной из эффективных диагностических процедур.

Показано, что мониторинг технического состояния является общей задачей, состоящей в систематическом (регулярном) отображении показателей, характеризующих состояние оборудования. Этими показателями могут быть непосредственно измеренные параметры состояния объекта мониторинга;

параметры состояния, вычисленные по диагностическим признакам, измеренным параметрам нагрузки или определенные на основании экспертного анализа; комплексные показатели (например, показатели надежности), характеризующие способность объекта выполнять заданные функции. В рамках приведенного определения дано обоснование того, что диагностирование как сопоставление фактического состояния объекта с некоторым модельным состоянием (оценка состояния) должно рассматриваться как одна из процедур системы мониторинга.

Сформулирована модель функционирования объекта мониторинга, состояние которого подвергается контролю. Эта модель состоит из самого объекта, внешней системы и технологического процесса, направленного на выполнение объектом мониторинга функций, требуемых внешней системой. Для описания взаимодействия объекта мониторинга с внешней системой используются параметры состояния и параметры технологического процесса.

На основе и в развитие работ В.В. Болотина определены четыре пространства параметров: X —состояний, U — нагрузок, V — качества, W — диагностическое пространство. Определены операторы, связывающие параметры вышеназванных пространств. Эти операторы позволяют рассчитать параметры состояния, отображаемые в КСМ. Для повышения достоверности анализа в систему мониторинга введена альтернативная оценка показателей качества функционирования объекта на основе параметров состояния и параметров технологического процесса. Анализ корреляции этих оценок показывает в чем следует искать причину наблюдаемых аномалий — в состоянии оборудования или в прочих эксплуатационных факторах.

На рис. 1 приведена функциональная схема комплексной системы мониторинга состояния оборудования ТЭС. Система разделена на четыре уровня.

На первом уровне (сбор исходных данных) действуют принципы, наиболее общие как для различных технологических элементов энергоблока, так и для различных информационных систем ТЭС. На втором уровне (диагностические программы) проводится оценка диагностических признаков по измеренным значениям параметров технологического процесса, а также вычисление параметров состояния объектов мониторинга. В работе показано, что принципы Коэффициенты корреляции между векторами {q (t),...q (t)}, 1 n {v (t),...v (t)} 1 n {v (t),...v (t)} {q (t),...q (t)} n 1 n {w (t),...w (t)} {z1 n 1 n (t),...z (t)} Оценка корреляции векторов {q (t),...q (t)}, 1 n {v (t),...v (t)} 1 n Оценка вектора надежности Оценка значений {v (t),...v (t)} и степени функций качества 1 n Экспертная технологического приближения вектора v (t) оценка процесса к границам области состояния {q (t),...q (t)} работоспособности 1 n Расчет текущих значений функций состояния объекта мониторинга {х 1 (t),х (t)...x n (t)} в соответствии с расчетными моделями X (t) = H [u(t), w(t)] Реконструкция параметров нагрузки {u (t),...u (t)} n Банк Параметры Диагностические технических процесса признаки характеристик {z1 (t),...zn {w (t),...w (t)} (t)} n Рис. 1.Функциональная схема системы мониторинга состояния оборудования ТЭС мониторинга показателей данных Сбор исходных Диагностические программы Расчет комплексных Отображение показателей разработки программ второго уровня при значительной общности ряда процедур являются индивидуальными для каждого объекта мониторинга и не могут быть описаны в общем виде без подразделения на объекты. Третий и четвертый уровень КСМ — оценка комплексных показателей и отображение показателей мониторинга.

Показано, что выбор комплексных показателей, характеризующих работоспособность объекта, а также функций качества технологического процесса этого объекта — первый шаг разработки собственно системы мониторинга.

Именно на этих уровнях выполняются задачи мониторинга состояния.

В качестве одной из наиболее эффективных диагностических процедур, включенных в состав КСМ, рассматривается экспертная система вероятностного типа, основанная на теореме Байеса и позволяющая использовать при диагностировании теплообменных аппаратов ПТУ формализованный опыт высококвалифицированных экспертов.

Для решения задач оценки состояния объектов в рамках КСМ разработан кодификатор элементов оборудования ТЭС. Согласно кластерному подходу, положенному автором в основу каталогизации оборудования и параметров его состояния, банк данных оборудования реализуется в форме массивов– кластеров, которые создаются с помощью стандартных кластеров или классификаторов. Стандартные и рабочие кластеры (массивы) группируются послойно, формируя иерархические структуры — послойные группировки. Для целей каталогизации оборудования приняты две послойные группировки элементов — «верхняя» и «нижняя». Верхняя послойная группировка на нулевом уровне имеет множество единиц оборудования. Вторая (нижняя) послойная группировка на нулевом уровне имеет множество типов неделимых деталей оборудования. Отличия предлагаемого кодификатора от широко используемой в АСУ ТП ТЭС кодировки AKS заключаются в обозначении кластеров на втором уровне первой послойной группировки, где определяются ветви технологической подсистемы. Обозначения кластеров на данном уровне даны по принципам обозначений графов. Показано, что использование графа для определе ния ветвей технологической схемы позволяет улучшить воспроизводимость, обеспечить уникальность и читаемость кода.

В третьей главе представлены результаты разработки системы параметров состояния теплообменных аппаратов ПТУ — конденсаторов, ПНД, ПВД, подогревателей сетевой воды, маслоохладителей.

В качестве примера детально рассмотрен конденсатор ПТУ, основной функцией которого является создание разрежения за последней ступенью паровой турбины. Показано, что параметры качества выполнения этой функции характеризуются следующими основными показателями: давлением пара в конденсаторе (вакуумом), недогревом воды до температуры насыщения пара, нагревом воды в конденсаторе, величиной присосов воздуха и др.

На основе выполненного анализа отказов и повреждений конденсаторов ПТУ показано, что ухудшение качества выполнения функции конденсатором в основном определяется неисправностями следующих структурных элементов конденсационной установки: трубного пучка конденсатора в части загрязнения и повреждений трубок и трубных досок; элементов технологической схемы, находящихся под разрежением, в части герметичности этих элементов; основных эжекторов; циркуляционных насосов; арматуры и других элементов тракта циркуляционного водоснабжения.

В табл. 1 в качестве примера представлены параметры состояния конденсатора. Значения некоторых из них отображаются в КСМ наряду с вычисленными на их базе показателями надежности и параметрами качества. В табл. приведены также процедуры оценки параметров состояния. Например, параметр герметичности вальцованных соединений Х2(t) определяется отношением остаточного давления вальцевания Pост(t) к рабочему давлению P, равному разности давлений воды и пара, Х2(t)= Pост(t)/P. Поскольку конденсаторы могут иметь десятки тысяч трубок с различной фактической степенью развальцовки, то давление Pост(t) в каждый момент времени есть величина случайная, проконтролировать которую возможно только периодической опрессовкой (проверкой на герметичность) трубной системы.

Таблица Параметры состояния элементов конденсатора Параметр Процедура оценки Периодичность оценки Номинальная толщина стенки Принимается по паспортным дан- Однократно трубок — Х0 ным завода-изготовителя Остаточная толщина стенки тру- Определяется по результатам Один раз в несколько лет бок из-за коррозионных повреж- анализа образцов трубок, выредений — Х1 (t) занных из трубного пучка Герметичность вальцованных Оценивается статистически Во время проведения ремонтов соединений — Х2(t) Вибрационные повреждения Оцениваются по результатам виб- Однократно при проектировании аппарата трубок — Х3 (t) рационных расчетов Загрязнения трубок — Х4 (t) Рассчитываются по результатам При проведении регламентных испытаний испытаний конденсационной установки (один раз в неделю или месяц) Занос трубных досок — Х5 (t) Определяется по результатам из- При проведении регламентных испытаний мерений Коррозионные повреждения Оцениваются визуально во время При ремонте конденсатора трубных досок — Х6 (t) проведения ремонтов Состояние устройств для сброса Оценивается визуально во время При проведении ремонтов потоков в конденсатор — Х7 (t) проведения ремонтов Герметичность парового про- Оценивается по результатам за- При проведении регламентных испытаний странства — Х8 (t) мера величины присосов воздуха конденсационной установки (один раз в неделю или месяц) Параметр вибрационных повреждений трубок Х3(t) является четырехкомпонентным, а его составляющие могут быть оценены по следующим факторам:

• несовпадению частоты собственных колебаний трубок с частотой возмущающей силы;

• отсутствию соударений между трубками;

• превышению скорости пара в узком сечении между трубками над критической скоростью гидроупругой неустойчивости;

• уровню напряжений в трубках по отношению к допускаемым значениям.

При выполнении каждого из соответствующих условий битовый параметр равен 1, X3_i(t) = 1. Тогда параметр вибрационных повреждений трубок определяется как произведение X3(t) = X3_1(t)·X3_2(t)·X3_3(t)·X3_4(t). Удовлетворительным состоянием теплообменного аппарата с позиции вибрационных повреждений признается такое состояние, для которого X3(t) = 1.

Параметр загрязнения трубок Х4(t) принят равным коэффициенту загрязнения а(t) = 1 – Kф/Kнорм, где Kф, Kнорм — фактический и нормативный коэффициенты теплопередачи соответственно.

Параметры заноса и коррозионных повреждений трубных досок Х5(t) и Х6(t) рассчитываются по количеству трубок, занесенных мусором или имеющих поврежденные вальцованные соединения.

Параметр герметичности парового пространства конденсатора Х8(t) оценивается по отношению величин фактических и нормативных значений норм присосов воздуха X8(t) = Gвозд (t) Gвозд.

Аналогично разработаны и представлены системы параметров состояния для теплообменных аппаратов систем регенеративного подогрева питательной и сетевой воды, а также маслоохладителей.

В четвертой главе представлены результаты сбора и обобщения данных для оценки параметров состояния теплообменных аппаратов. Выполнен анализ ряда современных методов сбора и обработки информации, предназначенных для заполнения баз исходных данных КСМ: испытания аппаратов; анализа показателей функционирования аппаратов, содержащихся в информационных комплексах ТЭС; анкетирования эксплуатационного персонала; обработки официальных статистических данных и ремонтной документации на ТЭС.

Испытания серийных теплообменных аппаратов ПТУ проведены в различных условиях эксплуатации на ряде ТЭС. Всего в рамках работ по диагностированию и мониторингу состояния теплообменных аппаратов ПТУ автором проведены промышленные испытания более 30 различных аппаратов на восьми турбоустановках мощностью от 25 до 800 МВт.

На рис. 2 и 3 в качестве примера представлены испытания ПНД-3 турбин К-100-90-5 ЛМЗ и ПНД-4 турбины К-200-130 ЛМЗ Верхнетагильской ГРЭС.

t2в,°C t 2в,°C 111111250 350 G, т/ч G, т /ч в 400 5в Рис. 2. Результаты испытаний ПНД-3 турРис. 3. Результаты испытаний подогревабины К-100-90-5 ВТГРЭС: , — опытные теля низкого давления ПНД-4 турбины данные по температуре основного конденК-200-130 ВТГРЭС: — опытные данные;

сата на входе и выходе ПНД соответствен—— данные типовой энергетической харакно; —— данные типовой энергетической теристики характеристики Температура воды на выходе из ПНД на 1—8 °C ниже данных типовой энергетической характеристики турбин, что связано с недогревом основного конденсата в подогревателях, расположенных до ПНД-3 (турбина К-100-90-5), и с повышенным сопротивлением трубопровода подвода пара к ПНД-4 (турбина К-200-130) из-за неполного открытия паровой задвижки на отборе пара к ПНД.

На рис. 4 представлены результаты испытаний конденсатора 50-КЦС-турбины Т-50-130 ТМЗ на Пермской ТЭЦ-14. Неудовлетворительное состояние конденсатора определялось значительным загрязнением трубок. После очистки трубок величина фактического давления пара в конденсаторе не превышала нормативных значений.

Рк, После очистки кПа До очистки Dк, т/ч 81 90 114 1Рис. 4. Давление пара в конденсаторе 50-КЦС-3 турбины Т-50130 ТМЗ Пермской ТЭЦ-14 до и после проведения химической очистки: 1 — фактическое давление пара; 2 — нормативное давление пара Для проведения экспертизы методом анкетирования были выбраны ТЭС Тюменской области: Сургутские ГРЭС-1 и 2, Тюменские ТЭЦ-1 и 2, Тобольская ТЭЦ, на которых установлено 32 ПТУ мощностью от 60 до 800 МВт.

В соответствии с методикой проведения анкетирования опросные листы заполняли от четырех до семи специалистов ТЭС. Результаты анкетирования не позволили определить параметры закона распределения случайных ошибок полученных данных, в связи с чем по каждому показателю рассчитывались оценки математического ожидания, дисперсии и коэффициента вариации.

В табл. 2 в качестве примера представлены оценки ряда показателей надежности теплообменных аппаратов ПТУ.

По оценкам специалистов, срок службы аппаратов составляет от 20 до лет, число отказов в год от 0,1 для ПНД до 0,5 для конденсатора. Длительность восстановления (ремонта) составляет от восьми для конденсаторов до 72 часов для ПВД. Все теплообменные аппараты по степени ремонтопригодности можно расположить в ряд (по степени увеличения сложности ремонта):

ПНД Маслоохладитель Конденсатор ПСГ и ПСВ ПВД.

Таблица Показатели надежности различных теплообменных аппаратов Статистические Конденсатор ПНД ПСВ ПСГ ПВД МО характеристики Срок службы аппаратов, год M 22,8 27,1 19,4 27,5 25,6 19,D 3,00 4,78 3,10 2,50 5,53 4,K 0,132 0,177 0,160 0,091 0,216 0,2Число выходов из строя на один аппарат в год M 0,5 0,1 0,4 0,2 0,2 0,D 0,16 0,03 0,21 0,15 0,08 0,K 0,326 0,396 0,522 0,594 0,383 1,2Длительность восстановления, ч M 7,8 29,8 50,2 11,8 71,6 13,D 0,22 33,20 41,97 2,89 33,77 3,K 0,028 1,114 0,835 0,245 0,472 0,2Степень ремонтопригодности M 3,1 1,6 3,7 3,9 5,5 2,D 0,80 0,84 1,34 0,57 0,44 0,K 0,259 0,539 0,358 0,146 0,081 0,3Примечание. М — математическое ожидание; D — дисперсия; К — коэффициент вариации Анализ официальной статистики повреждаемости оборудования ТЭС проведен по данным фирмы ОРГРЭС за 23 года с 1978 по 2000 г. Анализировались повреждения конденсационных и теплофикационных турбин и турбинного оборудования; установлено, что повреждаемость котельных агрегатов в значительной степени зависит от вида сжигаемого топлива, это крайне затруднило сопоставление даже аналогичного оборудования, работающего на разных ТЭС, а, значит, и в отличающихся (по топливу) условиях.

Для каждой ПТУ и ее структурных элементов рассчитаны удельное число отказов и среднее время восстановления. Количество анализируемых турбин каждый год было различным, что связано как с вводом (выводом) в эксплуатацию нового оборудования, так и с тем, что после 1991 г. количество ПТУ в Российской Федерации по сравнение с их числом в СССР уменьшилось примерно на 38%. Для проверки статистической однородности массивов исходных данных (до 1991 г. и после) проводилась их оценка с помощью критерия Манна-Уитни. Такая оценка выявила до 25 % показателей с неоднородными массивами. Для всех этих случаев оказалось, что повреждаемость структурных элементов ПТУ после 1991 г. не увеличилась, а в ряде случаев снизилась в сравнении с аналогичными данными по СССР.

Специфика количественной оценки показателей надежности в данном случае определялась малой величиной выборки (k 23 лет) и отсутствием априорной информации о законах распределения величин. В связи с этим для обработки статистических данных был принят метод ядерной оценки плотности распределения, в котором в качестве ядра выбрана функция Гаусса.

Плотность распределения количества отказов (x) элемента в год определялась k по выражению fk x = ( ) - exp x - Xi , здесь h — оптимизируемая веi h 2 2 h i=1 личина интервала (параметр сглаживания), на котором определено ядро (функция Гаусса); i — вес показателя Хi, равный доле турбин, анализируемых в i-м году. Оптимальное значение параметра h определялось на основе вычисления функции правдоподобия.

На рис. 5 и 6 в качестве примера представлены функции плотности распределения показателей интенсивности повреждений и времени восстановления теплообменных аппаратов турбин К-300-240 ЛМЗ.

Из рис. 5 видно, что мода функции распределения интенсивности отказов () для эжектора расположена при меньшем значении в сравнении с ПВД. В общем случае интенсивность отказов ПВД выше, чем эжекторов. Коэффициент вариации функции f() для конденсатора (рис. 5, а) составляет 1,2, что определяет существенный разброс интенсивностей отказов для этого аппарата в рассматриваемый период.

На рис. 6 представлены функции распределения времени восстановления аппаратов. Математическое ожидание времени восстановления для конденса тора и эжектора составляет 20…24 ч, а для ПВД — 45 ч. Приведенные результаты хорошо согласуются с данными анкетирования персонала ТЭС.

f() а f() а 0,00,00,02 б 0,0б 0,00,00,0в 0,0в 0,00,04 0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0 20 40 60 80 100 , ч Рис. 5. Плотность распределения интенсив- Рис. 6. Распределение времени восности повреждений: а — конденсатор; б — становления: а — конденсатор; б — эжектор; в — ПВД эжектор; в — ПВД В пятой главе представлены результаты разработок ряда моделей оценки параметров состояния и показателей надежности теплообменных аппаратов ПТУ ТЭС, выполненных на основе анализа и обобщения данных, собранных автором.

В результате выполненного анализа установлено, что к числу основных факторов, оказывающих наиболее существенное влияние на качество выполнения конденсатором своей основной функции, относятся количество присасываемого в вакуумную систему воздуха и загрязнение трубок. Влияние каждого из факторов взаимосвязано с величиной другого. Для раздельного учета этих двух факторов разработана диагностическая модель (в развитие работ Калужского турбинного завода и Вятского государственного университета). В соответствии с разработанной моделью характеристика конденсатора состоит из двух участков (рис. 7). Участок 1 определяет работу конденсатора при расходах Рк t1в=const Ркном Wв=const А Ркфакт Рзагр Б Рк Рвозд Ркрасч В Dкном Dк Рис. 7. К разработке методики учета раздельного влияния присосов воздуха и загрязнений на величину давления пара в конденсаторе ном ном пара, близких к номинальному — от Dк 0,5· Dк до Dк. В этом диапазоне изменения расходов пара и нормативных присосов воздуха влияние эжектора на давление пара в конденсаторе незначительно. На участке 2, при малых расходах пара, присосы воздуха приводят к перераспределению зон поверхностей теплообмена в конденсаторе — зон конденсации пара и паровоздушной смеси.

Методика расчета участка 2 основана на использовании совместной характеристики «конденсатор—эжектор» и на величине парового сопротивления конденсатора и трубопроводов отсоса воздуха до эжектора, определяемой эмпирически для конкретных турбоустановок.

Влияние присосов воздуха на давление пара в конденсаторе определено по зависимости Рвозд = Рк – Ркрасч, где Ркрасч (т. В, рис. 7) — давление пара, рассчитанное по применяемым на заводах-изготовителях турбин методикам расчета конденсаторов; Рк (т. Б) — давление пара, определенное по совместной характеристике «конденсатор—эжектор». Влияние загрязнения поверхности теплообмена определяется по зависимости Рзагр = Ркфакт – Рк, где Ркфакт (т. А) — фактическое давление пара в конденсаторе.

Оценка результирующего изменения давления пара в конденсаторе (Рк = Рвозд + Рзагр) в зависимости от количества присасываемого воздуха и загрязнения поверхности теплообмена проводится итерационным методом.

Разработанный алгоритм расчета прошел апробацию и реализован при обработке результатов испытаний и построении нормативных характеристик конденсатора турбины Т-110/120-130 при работе основных пучков конденсатора на циркуляционной воде, а встроенных пучков — на подпиточной воде.

Оценка остаточного реn/N, % ТГ № а сурса конденсаторов ПТУ проТГ № водилась на основе анализа поТГ № 4 вреждаемости конденсаторов 2 турбин Рефтинской ГРЭС. На ТГ № 0 рис. 8 в качестве примера предб ставлена ретроспектива повреждения трубок конденсаторов ТГ № турбин К-300-240 ХТЗ. В конТГ № денсаторах турбин ст. № 1—(рис. 8, а) установлены трубки из 50 100 150 200 2Наработка, тыс.ч.

латуни, а в конденсаторах Рис. 8. Ретроспектива отглушения трубок конденсаторов: а — ТГ ст. № 1,2,3,4; б — ТГ ст. № 5,6, ст. № 5, 6 — трубки из медно — аппроксимация опытных данных; n — коникелевого сплава МНЖ5-1. Для личество поврежденных трубок; N — общее количество трубок в конденсаторе конденсаторов турбин ст. № 2, видны два характерных периода повреждаемости — до 200 тыс. часов и после.

Первый период характеризуется постепенными (случайными) отказами, а второй — массовыми повреждениями трубок (во время ремонтов после гидроопрессовки отглушалось по нескольку сотен штук трубок), что связано с преобладанием одной конкретной причины.

Для периода нормальной эксплуатации, когда повреждаемость трубок связана с комплексом случайных причин, ресурс теплообменных аппаратов рекомендуется оценивать по условию: n* = 0,1·N, где n* — предельное количество отглушенных трубок; N — общее число трубок в аппарате. В этом случае функцию распределения количества поврежденных трубок n(t) можно выразить n - N 1- P0 t ( ) F t 1- , (1) ( ) N 1- P0 t P0 T ( ) ( ) где {·} — нормированная функция распределения Гаусса;

Р0(t) — вероятность безотказной работы конденсатора.

Проведенные расчеты показали, что вероятность того, что количество отглушенных трубок конденсатора турбины ст. № 5 (см. рис. 8, б) превысит предельное число n*, составляет 92 % при наработке более 380 тыс.ч. При аналогичных значениях статистических параметров величина ресурса для конденсатора турбины ст. № 6 превышает 500 тыс.ч.

Для конденсаторов турбин ст. № 1—4 (см. рис. 8, а) при наработке более 200 тыс. ч ввиду изменения характера повреждения трубок изложенную выше методику оценки остаточного ресурса использовать нельзя. Оценка состояния трубок этих конденсаторов проводилась по образцам, вырезанным из различных зон трубных пучков. Установлено, что остаточная толщина стенок образцов трубок в результате равномерной коррозии составляла от 0,25 до 0,56 мм.

На образцах наблюдались различные виды локальных повреждений, однако сквозные повреждения отсутствовали.

Утонение стенок трубок конденсаторов представляет собой постепенный процесс накопления повреждений. Для описания этого процесса в системе мониторинга состояния конденсатора определена степень повреждения 0 - t ( ) t = a , где а — нормирующий множитель, 0 — начальная толщина ( ) 0 стенки, (t) — остаточная толщина стенки.

Представив степень повреждения как функцию параметров прочности трубки и параметров нагрузки и используя правило линейного суммирования vk ( ) повреждений, можно записать: (t) = 1,671- f nп,Gп K, где vk — скорость () 0 коррозии металла трубок, f nп,Gп K — функция, зависящая от количества пус() ков-остановов турбоустановки (nп), расхода пара в конденсатор (Gп), определяющего нагрузки на трубки в процессе эксплуатации. При этом остаточная предельная толщина стенок трубок принята равной 0,4 мм.

Используя метод условных функций надежности, предложенный в работах В.В. Болотина, разброс прочности трубок в предельном состоянии конденсатора (момент исчерпания ресурса) можно оценить в следующих пределах: если разброс степени повреждения = ±0,1, то ст = ±0,06 мм. Таким образом, при остаточной толщине стенки образца трубки менее 0,46 мм > 0,9 с вероятностью 99,75 %, что определяет необходимость замены трубного пучка.

Установлено, что причиной массовых повреждений трубок конденсаторов турбин ст. № 1—4 является ослабление вальцованного соединения. Оценка остаточного давления вальцованного соединения проводилась численно с использованием модели эквивалентной втулки и билинейной кинематической модели упрочнения по заданному пределу текучести и модулю упрочнения материала трубки и трубной доски. Расчеты проводились методом конечных элементов в среде «ANSYS».

На рис. 9 представлены результаты расP, ост МПа четов остаточного давления (Pост) вальцованного соединения в зависимости от толщины стенки трубки по аналитической модели эквивалентной втулки и методом конечных , мм элементов (МКЭ). Изменение Pост практиче0,3 0,5 0,7 0,ски пропорционально изменению толщины Рис. 9. Изменение остаточного давления Pост вальцованного состенки трубки; при расчете методом конечединения в зависимости от толщины стенки трубки ст:

ных элементов Pост на 25—30 % ниже, чем 1 — расчет по модели эквивалентной втулки; 2 — расчет МКЭ при расчете по модели эквивалентной втулки.

Полученные данные показали практическую возможность массовых повреждений трубок конденсаторов в режимах пусков-остановов турбин при остаточной толщине стенок трубок менее 0,5 мм.

Показано, что при диагностировании вертикальных конденсирующих аппаратов необходимы данные по оценке влияния на коэффициент теплоотдачи скорости набегающего потока пара. Исследование гидродинамики и теплообмена при конденсации пара в условиях поперечного обтекания вертикальных трубок проводилось аналитическим и экспериментальным методами.

Визуальные наблюдения показали (рис. 10), что под действием набегающего потока пара происходит перераспределеW п hние пленки конденсата по периметру трубки. Пленка перемещается из лобовой А А зоны трубки в сторону кормовой. Толщина пленки в лобовой зоне трубки вдоль ее вертикальных образующих примерно постоянна. В районе боковых образующих А-А л к трубки толщина пленки возрастает, что, Wп по-видимому, связано с отрывом пограничного слоя парового потока от поверхности трубки и образованием в следе обратных токов пара. Утолщения пленки соРис. 10. Движение пленки при конвершают периодические колебания около денсации пара в условиях поперечного обтекания вертикальной трубки боковых образующих трубки, что можно объяснить срывом вихрей и возникновением в этой зоне пульсаций давления.

Течение пленки в области утолщений и в кормовой зоне происходит сверху вниз; на поверхности пленки заметно активное волнообразование.

Для аналитического описания процесса сформулирована двухзонная модель. Уравнения энергии и движения для лобовой зоны запишутся в виде с граничными условиями:

2vх при y = 0 T = Tст; vх = vz = 0;

= 0, 2T vх q vz y= 0,, при y = л T = Tн; = 2wп sin; = 0.

y2 y rµж y µж 2vz + g = y На рис. 11 представлена схема движения пленки конденсата в лобовой и кормовой зонах трубки. С учетом того, что сила трения на границе раздела фаз в лобовой зоне определяется импульсом, переносимым паром в пленку конденсата с поперечным потоком массы, а такл / = / же при условии потенциального характе ра обтекания паром трубки за пределами пограничного слоя, получено выражение для среднего коэффициента теплоотдачи wпжж л =1,312.

dнарµж Для кормовой зоны, где происходит конденсация практически неподвижного пара, получено решение, аналогичное классическому решению Нуссельта, с Рис. 11. Схема движения пленки — к граничными условиями решению задачи о конденсации пара в условиях поперечного обтекания верz = 0;

тикальной трубки: а — система коорdнарµж к = = 0,886.

динат в лобовой зоне; б — система ко wпж = 2 ; л = ординат в кормовой зоне; в — попе речное сечение трубки; I, II, III — сечения пленки по высоте трубки Относительный коэффициент теплоотдачи при конденсации пара в условиях поперечного обтекания вертикальных трубок при равенстве площади поверхности лобовой и комовой зон определится по уравнению 0,154 0,75 0,127 w 0,6 = 0,25 + 0,514, (2) 1+ - t 0,75 где t, — поправки на переменность физических свойств конденсата и волноFrп H образование пленки; =.

Prж K dнар Из рис. 12 видно, что в зависимости от параметров процесса интенсивность теплоотдачи при конденсации пара в условиях поперечного обтекания вертикальных трубок возрастает более чем в 2 раза в сравнении с конденсацией неподвижного (медw ленно движущегося) 1,пара. Расхождение экспериментальных 1,2 3 4 5 6 7 8 10 2 3 4 5 П данных автора с расРис. 12. Относительный коэффициент теплоотдачи при кончетом по зависимости денсации движущегося пара на вертикальных трубках: —— — расчет по зависимости (2); , — экспериментальные дан(2) не превышает ные для трубок dнар = 16 и 19 мм соответственно 10 %.

В работе показано, что стратегия ремонтного обслуживания ПВД отличается от стратегии ремонта конденсаторов турбин. Для ПВД принято, что ремонт восстанавливает ресурс аппарата до первоначальной величины.

Оценка показателей надежности ПВД, отработавших от 10 до 30 лет, проведена на примере 48-и аппаратов 16-и энергоблоков мощностью 200 МВт. При сборе и анализе данных принималось во внимание, что ремонт ПВД связан с демонтажем корпуса, в том числе для освидетельствования и ремонта уплотняющей мембраны. За время эксплуатации на анализируемых аппаратах проведено 2(131 аварийных и 122 плановых) ремонта ПВД.

На рис. 13 в качестве примера представлено распределение доли (от общего количества спиралей в конкретной зоне или аппарате в целом) замененных спиралей по зонам аппарата и отдельным ПВД. Наибольшее значение доли вышедших из строя спиралей для ПВД-5 и 6 приходится на зону охлаждения Доля, Доля, ПВД-% % ПВД-ПВД-10 ПВД-5 ПВД-6 ПВД-ОК КП ОП а б Рис. 13. Доля замененных спиралей ПВД: а — по зонам аппаратов; б — по аппаратам в целом; К — зона охлаждения конденсата; КП — зона конденсации пара;

ОП — зона охлаждения пара конденсата (ОК) (см. рис. 13, а), что связано, по-нашему мнению, с неудовлетворительной работой узла отвода конденсата греющего пара с вышестоящего подогревателя. В ПВД-7 наибольшее значение доли поврежденных спиралей приходится на зону конденсации пара (КП). Как следует из рис. 13, б, наибольшее количество поврежденных спиралей приходится на ПВД-7, что, повидимому, определяется повышенными параметрами пара в этом подогревателе.

По статистическим данным для интервалов времени между двумя последовательными ремонтами ПВД подобраны функции из класса распределений Вейбулла—Гнеденко. Аналогичные функции распределения были получены для длительности нахождения ПВД в ремонте.

На рис. 2 представлен граф S0 SSпотока ремонтов µ2 µПВД для следуюРис. 14. Граф потока ремонтов ПВД: S0,1,2 — состояния аппарата (работоспособное, аварийный и плановый ремонт соответственщих состояний:

но); , µ — интенсивности потоков отказов и восстановлений соS0 — работоспоответственно собное состояние; S1 — аварийный ремонт; S2 — плановый ремонт. Интенсивность отказов () и восстановлений (µ) ПВД выражены функциональной зави12 µ12 = a tb, где а, b — расчетные параметры. На ос( ) симостью от времени,, нове графа (рис. 14) с использованием обозначений Колмогорова—Чепмена составлена система дифференциальных уравнений:

dP0 t ( ) =µ1 t P1 t +µ2 t P2 t 1 t +2 t P0 t, ( ) ( ) ( ) ( )-() ( ) ( ) ( ) dt dP1 t ( )=1 t P0 t µ1 t P1 t, ( ) ( )- ( ) ( ) dt dP2 t ( )=2 t P0 t µ2 t P2 t.

( ) ( )- ( ) ( ) dt Система уравнений решена численно в среде MathCad. Результаты решения представлены на рис. 15. Видно, что максимальная вероятность аварийного отказа ПВД наступает через 20—25 суток после выхода ПВД из ремонта. Если ПВД после ремонта отрабо- P(t) а 0,0тал более двух месяцев, то 0,0вероятность работоспособ0,0ного состояния начинает по- 0,00,0вышаться (рис. 15, б). Укаб занные особенности анали0,зируемого процесса, по мне0,нию автора, объясняются 0,значительным влиянием на 50 100 150 200 250 300 350 t, сут.

аварийные отказы ПВД ка- Рис. 15. Вероятность повреждений ПВД: а — вероятность ремонтов; б — вероятность неработоспособного чества проводимых ремонсостояния: 1 — аварийный; 2 — плановый ремонты тов.

В шестой главе представлены результаты разработки и уточнения расчетных методик в части их пригодности для диагностирования теплообменных аппаратов ПТУ (горизонтальных и вертикальных конденсирующих аппаратов, маслоохладителей), приведен анализ требований к этим методикам. Представлены результаты разработки уточненной методики обоснования сроков замены трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ.

Основными требованиями к расчетным методикам для теплообменных аппаратов при их диагностировании следует отнести дифференцированность оценки коэффициентов теплоотдачи со стороны обоих теплоносителей и возможность учета влияния различных факторов, определяющих изменение состояния аппаратов в процессе эксплуатации; необходимость позонного расчета в случае существенного изменения свойств теплоносителей в различных зонах аппарата; возможность разработки на основе имеющихся методик алгоритмов для расчета аппаратов как элементов конкретной функциональной подсистемы турбоустановки с целью оценки влияния изменения параметров их состояния на параметры качества функционирования турбоустановки в целом.

Методика расчета конденсатора уточнена в части оценки влияния на коэффициент теплопередачи присосов воздуха и загрязнения трубок.

Установлено, что в общем случае влияние этих факторов тем значительнее, чем ниже давление пара в конденсаторе. При различных режимных условиях (температурах воды на входе в конденсатор, расходах пара и циркуляционной воды) одни и те же значения величин присосов воздуха и загрязнений трубок вносят различный вклад в величину коэффициента теплопередачи в конденсаторе.

Показано, что оценка изменения состояния горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационной турбины должна проводиться совместно с расчетом показателей функционирования турбины и ПТУ в целом. Так, при низких температурах обратной сетевой воды могут реализоваться режимы, в которых ухудшение состояния ПСГ-2 приводит к увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении и повышению экономичности цикла ПТУ в целом.

Уточнена позонная методика расчета вертикальных конденсирующих аппаратов, не имеющих конструктивно выделенных зон ОП, КП и ОК и функционирующих при температуре пара на входе в аппарат, превышающей температуру насыщения. Показано, что в зависимости от параметров теплоносителей площадь поверхности зоны охлаждения пара в таких аппаратах может достигать 38% от полной площади поверхности теплообмена.

Разработана уточненная позонная методика расчета маслоохладителей, учитывающая гидродинамические особенности течения масла и переменность его теплофизических свойств в различных зонах аппарата. Предложен новый параметр качества функционирования маслоохладителей — эксергетические технические относительные потери, который позволяет учитывать изменение состояния аппарата.

Представлена уточненная методика обоснования сроков замены трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ. Показано, что для каждого типа аппаратов (конкретной технологической подсистемы ПТУ) должны быть сформулированы свои критерии оценки состояния, выраженные через долю отглушенных (поврежденных) трубок. Для маслоохладителей, в частности, повреждения трубок не допускаются, так как это приводит к экологическому загрязне нию окружающей среды. При выборе критерия, определяющего сроки замены трубных систем конденсаторов, подогревателей сетевой воды и ПНД, необходим анализ как показателя равномерности распределения отказов трубок, так и показателя распределения отказавших трубок по сечению аппарата.

Обоснованные сроки замены трубных пучков теплообменных аппаратов турбоустановок наиболее существенно зависят от стоимости топлива и трубок.

Меньшее влияние оказывает режим работы насосов и длительность использования оборудования.

В табл. 3 в качестве примера приведены результаты определения диапазонов (по стоимости топлива) минимальной доли поврежденных трубок теплообменных аппаратов, при которой целесообразно проводить замену трубных систем. Обращают на себя внимание небольшие величины показателей для подогревателей низкого давления (ПНД-4 и ПНД-1) конденсационной турбины и ПСГ-1 турбины Т-110/120-130, что, по мнению автора, связано с относительно высоким уровнем коэффициента теплопередачи в этих аппаратах.

Таблица Доля поврежденной поверхности теплообменных аппаратов, при которой целесообразна замена трубных систем (при различной стоимости топлива),% Турбина Конденсатор ПСГ ПНД-1 ПНД-Т-110/120-130 УТЗ 20—25 8—10 11—15 5—Т-250/300-240 УТЗ 12—16 14—17 17—20 4—К-300-240 ЛМЗ 10—13 — 5—7 5—Все методики и алгоритмы расчета аппаратов защищены свидетельствами Роспатента РФ.

В седьмой главе представлены результаты апробации и реализации модулей системы мониторинга состояния и диагностирования оборудования ТЭС в различных условиях эксплуатации. Приведено описание разработанного автором программного комплекса «Эксплуатация», позволяющего проводить оценку параметров состояния и параметров качества функционирования оборудования энергоблоков ТЭС. Программный комплекс состоит из нескольких взаимодействующих между собой комплексов задач: «Расчет ТЭП», «Контроль состояния оборудования», «Расчет ТЭП на интервале 1 смена», «Экологический контроль». В программный комплекс «Эксплуатация» для мониторинга состояния и диагностирования теплообменного оборудования ПТУ включены и адаптированы к конкретным типам аппаратов и конкретным условиям их эксплуатации эффективные диагностические процедуры, в частности экспертная система вероятностного типа для оценки причин повреждений (отказов) аппаратов и процедура определения оптимальных сроков очистки аппаратов.

В восьмой главе представлены результаты апробации и реализации в промышленности основных исследований, выполненных в рамках настоящей работы. Программный комплекс «Эксплуатация» реализован на пяти ТЭС в составе информационных комплексов, обеспечивающих технологическую поддержку производства тепловой и электрической энергии. Уточненные методики расчета аппаратов использованы для разработки новых серийных конструкций, изготовления и поставки на ряд ТЭС более 200 теплообменных аппаратов и трубных систем к ним.

В заключении сформулированы следующие основные выводы по работе:

1. Впервые разработана концепция КСМ состояния оборудования ТЭС, позволившая на основе единых принципов разрабатывать и реализовывать отдельные модули для различных технологических подсистем ТЭС. Структурнофункциональная схема системы мониторинга включает 4 уровня, на верхнем из которых отображаются параметры состояния и показатели надежности. Основной задачей реализации КСМ для конкретного элемента ТЭС является выбор функций состояния. Разработаны процедуры определения параметров состояния теплообменных аппаратов ПТУ ТЭС.

2. Установлено, что система параметров состояния каждого теплообменного аппарата должна строиться с учетом особенностей конкретной технологической подсистемы ПТУ, куда входит данный аппарат; это требует включения в КСМ состояния аппарата оценки состояния всех основных структурных элементов соответствующей технологической подсистемы ПТУ.

3. Показано, что выбор конкретного метода оценки состояния теплообменного аппарата должен проводиться с учетом существующей схемы измерений параметров функционирования теплообменного оборудования, диагностического и аппаратного обеспечения обнаружения дефектов, особенностей технологической схемы ПТУ, где установлен аппарат, реализованной на каждой конкретной ТЭС системы сбора и обработки информации о функционировании и повреждаемости оборудования.

4. Разработан оригинальный способ кодирования энергетического оборудования и параметров его состояния. Один из основных принципов, заложенных в этот способ кодирования, — иерархичность описания технологических систем оборудования — представлен с позиций кластерного анализа. Для обозначения части кода уровней группировки, описывающей идентичные объекты технологической подсистемы, использована концепция теории графов.

5. Проведены сбор и анализ данных о состоянии теплообменного оборудования различными методами:

- обработкой результатов регламентных и специальных испытаний;

- обработкой результатов анкетирования (опроса) специалистов ТЭС;

- сопоставлением полученных в работе данных с данными различных исследований;

- анализом официальных статистических данных о повреждаемости оборудования;

- обработкой ремонтной документации.

Установлено, что расхождение опытных (результатов испытаний) и расчетных (нормативных) данных для показателей эффективности теплообменных аппаратов определяется, с одной стороны, различными дефектами аппаратов, для выявления которых требуется развитие и реализация диагностических процедур и методик мониторинга технического состояния, а с другой стороны — несовершенством методик расчета аппаратов, что вызывает необходимость их (методик) уточнения и совершенствования. Установлено, что срок службы аппаратов составляет от 20 (для ПСВ и маслоохладителей) до 28 лет (для ПСГ).

Количество отказов аппаратов в год составляет от 0,1 (для ПНД) до 0,5 (для конденсаторов). Длительность восстановления (ремонта) изменяется от 8 ч (для конденсатора) до 72 ч (для ПВД). По степени ремонтопригодности теплообменные аппараты в порядке увеличения сложности ремонта можно расположить в ряд:

ПНД — маслоохладитель — конденсатор — ПСГ и ПСВ — ПВД.

6. Установлено, что надежность ПТУ существенно зависит от надежности теплообменного оборудования, количество отказов которого близко к числу отказов турбин. Показано, что для повышения эффективности и надежности теплообменных аппаратов, выявления существенных недостатков их ремонтного и эксплуатационного обслуживания необходима разработка и реализация на ТЭС информационных баз данных и систем мониторинга технического состояния оборудования.

7. Разработана диагностическая модель учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе присосов воздуха и загрязнения трубок. Оценка изменения давления пара в конденсаторе в зависимости от количества присасываемого воздуха и величины загрязнения трубок проводится итерационным методом. Разработанный алгоритм расчета использован для обработки результатов испытаний и построения нормативных характеристик конденсатора турбины Т-110/120-130 при работе основных пучков конденсатора на циркуляционной воде, а встроенных пучков — на подпиточной воде.

8. Исследованы статистические закономерности повреждаемости трубок конденсаторов шести турбин Рефтинской ГРЭС. Для четырех конденсаторов с трубками из латунных сплавов Л68 характерны два периода эксплуатации — до 195—200 тыс. ч и более. В течение первого периода интенсивность отказов постоянна, а второй период характеризуется массовыми отказами трубок и возрастающей интенсивностью отказов. По результатам собранных данных построена модель отказов, связанная с утонением стенок трубок. Обоснована минимальная остаточная толщина стенки трубок ост = 0,46, при которой наступает предельное состояние. Предложена модель коррозионных повреждений тру бок для конкретного случая общего утонения стенок (общей коррозии). Проведены расчеты вальцованного соединения трубок в трубных досках методом конечных элементов в среде ANSYS. Дополнительно к имеющимся данным учтено упрочнение материала трубки и трубных досок. Получены зависимости для остаточного давления вальцованного соединения от толщины стенки трубок.

При изменении толщины стенки трубок от 1,0 до 0,4 мм остаточное давление вальцованного соединения изменяется от 7,8 до 3,2 МПа.

9. Разработана физико-математическая модель теплообмена при конденсации пара на поперечно обтекаемых вертикальных трубках. Для проверки полученной аналитической зависимости проведено экспериментальное исследование. Результаты экспериментального исследования с точностью до 10 % согласуются с расчетами по разработанной модели. В зависимости от параметров процесса интенсивность теплоотдачи при конденсации пара в условиях поперечного обтекания вертикальных трубок возрастает более чем в два раза в сравнении с конденсацией неподвижного (медленно движущегося) пара. Полученные результаты позволили уточнить методику расчета вертикальных конденсирующих аппаратов для использования ее в системе мониторинга.

10. На основе обработки данных из ремонтной документации о повреждаемости ПВД (48-и ПВД 16-и однотипных турбоустановок более чем за 30летний период эксплуатации) построены статистические параметрические модели для аварийных отказов и восстановлений подогревателей. Функции распределения времени восстановления ПВД между отказами удовлетворительно описываются распределением Вейбулла—Гнеденко. На основе обозначений Колмогорова—Чепмена записаны дифференциальные уравнения потока аварийных отказов и восстановлений ПВД. Получены вероятности отказов ПВД в зависимости от времени, прошедшего после очередного ремонта. Установлено, что для исследованной системы технологического обслуживания и ремонта ПВД характерно возрастание вероятности отказов в период от 25 до 30 суток после очередного ремонта. После 70 суток вероятность отказов снижается. Та кая особенность анализируемого процесса объясняется значительным влиянием на аварийные отказы ПВД качества проводимых ремонтов.

11. Определены и обоснованы требования к методикам расчета теплообменных аппаратов в аспекте пригодности этих методик к диагностированию аппаратов. Уточнены позонные методики расчета вертикальных конденсирующих аппаратов и маслоохладителей, а также методика расчета конденсатора в части учета раздельного влияния присосов воздуха и загрязнения трубок на величину давления пара.

12. Разработана модель для обоснования сроков замены трубных пучков теплообменных аппаратов ПТУ. Показано, что для каждого типа аппаратов должны быть сформулированы свои критерии оценки состояния, выраженные через долю отглушенных (поврежденных) трубок. Для маслоохладителей не допускаются повреждения трубок, приводящие к экологическому загрязнению окружающей среды. При выборе критерия, определяющего сроки замены трубных систем конденсаторов, подогревателей сетевой воды и ПНД, необходим анализ как равномерности отказов трубок, так и распределения отказавших трубок по сечению аппарата. Получена целевая функция для обоснования сроков замены трубных систем теплообменных аппаратов исходя из условия равенства удельных эксплуатационных затрат для аппарата с поврежденными трубками и с новой трубной системой.

13. Разработан и реализован на пяти ТЭС программный комплекс «Эксплуатация», функционирующий в рамках информационных систем ТЭС. В состав комплекса включены подсистемы контроля состояния оборудования, оценки технико-экономических показателей оборудования ТЭС, экологического контроля и др.

14. С использованием уточненных и разработанных автором в рамках настоящей работы методик расчета теплообменных аппаратов модернизированы, разработаны новые серийные конструкции, изготовлены, поставлены и функционируют на ряде ТЭС более 200 теплообменных аппаратов и трубных систем к ним.

Основные публикации по теме диссертации:

Книги 1. Теплообменники энергетических установок: учебник для вузов / К.Э. Аронсон [и др.]; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова; рекомендовано УМО по образованию в области энергетики и электротехники для студентов вузов. Екатеринбург: Сократ, 2003. 968 с.

2. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон [и др.]; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 584 с.

3. Техническое обслуживание и ремонт теплообменных аппаратов паротурбинных установок: учебное пособие для студ. вузов / Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон [и др.]; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова; допущено УМО по образованию в области энергетики и электротехники для студентов вузов. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. 302 с.

4. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок: монография / Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон [и др.];

под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова; 3-е изд., перераб. и доп. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004. 468 с.

5. Подогреватели сетевой воды в системах теплоснабжения ТЭС и АЭС:

учебное пособие для вузов / Ю.М. Бродов, В.И. Великович, М.А. Ниренштейн, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова.

Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1999. 138 с.

6. Теплообменные аппараты в системах регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок: учебное пособие для вузов / Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, К.Э. Аронсон [и др.]; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1998. 192 с.

7. Бродов Ю.М. Термические деаэраторы в системах регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок: учебное пособие для вузов / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон; под ред. проф., д-ра техн.

наук Ю.М. Бродова. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1997. 116 с.

8. Бродов Ю.М. Маслоохладители в системах маслоснабжения паровых турбин: учебное пособие для вузов / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова. Екатеринбург:

УГТУ-УПИ, 1996. 103 с.

9. Рябчиков А.Ю. Ремонт вертикальных сетевых подогревателей и подогревателей низкого давления паротурбинных установок: учебное пособие для вузов / А.Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1994. 88 с.

Основные статьи и труды конференций:

1. Конденсация пара при поперечном обтекании вертикальной трубы / Б.В. Берг, К.Э.Аронсон [и др.] // Изв. вузов: Энергетика. 1987. №4. С.87-91.

2. Бродов Ю.М. Моделирование процесса теплообмена при конденсации пара в энергетических теплообменных аппаратах и разработка методики их теплового расчета / Ю.М. Бродов, В.А. Пермяков, Р.З. Савельев, А.Ю. Рябчиков, К.Э.Аронсон, М.А. Ниренштейн // Теплообмен в энергетических устройствах:

Минский международный форум по тепломассообмену; секция 10. Минск, 1988. С. 62-63.

3. Моделирование процесса теплообмена в конденсирующих аппаратах турбинных установок / Ю.М. Бродов, А. Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон, А.В. Михайлов // Математическое моделирование процессов и конструкций энергетических и транспортных турбинных установок в системах их автоматизированного проектирования: материалы Республиканской научно-технической конференции. Харьков, 1988. Ч. 2. С. 101.

4. Бродов Ю.М. Теплообмен при конденсации поперечного потока пара на вертикальных трубах / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков // Теплоэнергетика. 1989. № 5. С.44 - 47.

5. Разработка и опытно-промышленная проверка комплекса мероприятий по повышению эффективности и надежности работы маслоохладителей / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон [и др.] // Электрические станции. 1994. № 12.

С.33-36.

6. Аронсон К.Э. Программно-технический комплекс (ПТК) “Эксплуатация” для решения задач эксплуатационного контроля работы оборудования электростанций / К.Э. Аронсон, В.И. Брезгин // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: материалы научно-практической конференции (2022 июня 1995 г.). Екатеринбург, 1995. С.27-29.

7. Разработка мероприятий по энергосбережению на ТЭС за счет интенсификации теплообмена в теплообменных аппаратах паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон, М.А. Ниренштейн // Тепломассообмен в энергетических устройствах и энергосбережение: доклады III Минского международного форума (20-24 мая 1996 г.). Минск, 1996.

Т.10. Ч.1. С. 61-66.

8. Разработки, исследования и внедрение методов повышения эффективности и надежности теплообменных аппаратов турбоустановок на ТЭС Свердловэнерго / Ю.М. Бродов, Г.Д. Бухман, А.Ю. Рябчиков, К.Э.Аронсон [и др.] // Электрические станции. 1997. № 5. С.47-51.

9. The elaboration, operational probation and installation of steam turbine condensing heat exchanger improvement methods / Yu.M. Brodov, K.E. Aronson [et al.] // Proceedings of the International Symposium on the Physics of Heat Transfer in Boiling and Condensation and 11-th International School-Seminar of Young Scientists and Specialists (May 21-24 1997). Moscow, Russia, 1997. P.191-196.

10. Бродов Ю.М. Концепция системы диагностики конденсационной установки паровой турбины / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, М.А. Ниренштейн // Теплоэнергетика. 1997. № 7. С. 3438.

11. Система диагностики теплообменного оборудования турбоустановок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования: тр. Международной научно-технической конференции 29 сентября. Харьков, 1997. С.87-90.

12. Современные методы расчета теплообмена в конденсирующих теплообменных аппаратах / Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, К.Э.Аронсон, А.Ю.

Рябчиков // Тр. Второй Российской национальной конференции по теплообмену: в 8 т. М.: МЭИ, 1998. Т.4. С.264-267.

13. Бродов Ю.М. Перспективные разработки по интенсификации теплообмена в теплообменных аппаратах / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон // Тр. Второй Российской национальной конференции по теплообмену: в 8 т. М.: МЭИ, 1998. Т.6. С.54-57.

14. Оценка состояния и диагностика вспомогательного оборудования турбоустановок в условиях эксплуатации / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование теплоэнергетического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: материалы конференции (17-ноября 1998 г.) Екатеринбург, 1999. С. 84-97.

15. Модернизация маслоохладителей паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон, А.Ю. Рябчиков [и др.] // Теплоэнергетика. 1999.

№ 12. С. 24-27.

16. Разработка, исследование и комплексное обоснование оптимальных решений совершенствования энергетических теплообменных аппаратов / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, К.Э.Аронсон, М.А. Ниренштейн // Тепломассобмен в энергетических устройствах: Тепломассообмен; IV Минский международный форум (22-26 мая 2000 г.). Минск, 2000. Т.10. С. 132-141.

17. Разработка и апробация основных элементов комплексной системы мониторинга состояния паротурбинных установок / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование турбоустановки методами математического и физического моделирования: материалы международной научно-технической конференции (18-22 сентября 2000 г.). Харьков: ИПН, 2000. С. 101.

18. Аронсон К.Э. Концепция системы мониторинга оборудования энергоблока ТЭС / К.Э. Аронсон [и др.] //Материалы второй международной научнотехнической конференции Регионального Уральского отделения Академии инженерных наук РФ (26-29 сентября 2000 г.). Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2000.

С. 254-256.

19. Аронсон К.Э. Концепция комплексной системы мониторинга оборудования энергоблока / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование турбин и турбинного оборудования: региональный сборник научных статей. Екатеринбург: УГТУ, 2000. С. 181-191.

20. Разработка информационной системы для ПТО ТЭС. Техникоэкономические показатели и контроль состояния оборудования. / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование турбин и турбинного оборудования: региональный сборник научных статей. Екатеринбург: УГТУ, 2000. С. 192-199.

21. Аронсон К.Э. Концепция системы мониторинга оборудования ТЭС / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование установок методами математического и физического моделирования: сборник научных трудов. Харьков: ИПМаш НАН Украины, 2000. С. 313-322.

22. Система постоперативного анализа показателей работы оборудования электростанций / В.И. Брезгин, К.Э. Аронсон [и др.] // Электрические станции.

2001. № 6. С. 55-62.

23. Разработка элементов комплексной системы мониторинга состояния теплообменных аппаратов ПТУ / К.Э. Аронсон [и др.] // Тяжелое машиностроение. 2002. № 2. С. 32-34.

24. Разработка и реализация методов повышения эффективности теплообменных аппаратов паротурбинных установок / А.Ю. Рябчиков, Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон [и др.] // Тяжелое машиностроение. 2002. № 2. С. 34-37.

25. Подготовка данных для задач мониторинга состояния энергооборудования / Н.Н. Акифьева, Т.Ф. Богатова, К.Э. Аронсон, Ю.М. Бродов // Актуальные проблемы современной энергетики. Екатеринбург: Вестник УГТУ-УПИ.

2002. № 3.

26. Концепция комплексной системы мониторинга состояния оборудования энергоблока / К.Э. Аронсон [и др.] // Теплоэнергетика. 2002. №2. С. 47-53.

27. Бродов Ю.М. Исследование ряда методов интенсификации теплообмена в энергетических теплообменных аппаратах / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон // Интенсификация теплообмена. Радиационный и сложный теплообмен: тр. III Российской национальной конференции по теплообмену (21-25 октября 2002). М.: МЭИ, 2002. Т.6. С. 49-52.

28. Выбор материала трубных систем теплообменных аппаратов паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон [и др.] //Теплоэнергетика. 2003.

№ 5. С. 50-55.

29. Разработка и апробация элементов системы мониторинга состояния и диагностики конденсатора паровой турбины / С.И. Хает, К.Э. Аронсон [и др.] // Теплоэнергетика. 2003. № 7. С. 67-69.

30. Аронсон К.Э. Разработка и реализация диагностического модуля конденсационной установки паровой турбины / К.Э. Аронсон, С.И. Хает // Совершенствование установок методами математического и физического моделирования: сборник научных трудов. Харьков: ИПМаш НАН Украины. 2003.

Т. № 2. С. 443-446.

31. Разработка и реализация информационных систем для анализа технико-экономических показателей оборудования ТЭС / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование установок методами математического и физического моделирования: сборник научных трудов. Харьков: ИПМаш НАН Украины. 2003.

Т. № 2. С. 447-452.

32. Аронсон К.Э. Оценка эффективности теплообменных аппаратов ПТУ методами термодинамического анализа / К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, Ю.М.

Бродов // Вестник УГТУ-УПИ. 2003. № 8 (28). С.166-171.

33. Теплообмен в энергетических теплообменных аппаратах тепловых электрических станций / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, К.Э.Аронсон, М.А. Ниренштейн // Тезисы докладов и сообщений V Минского международного форума по тепло- и массообмену (24-28 мая 2004). Минск, 2004. Т.2. С. 271-273.

34. Разработка и реализация методов повышения эффективности и надежности маслоохладителей турбоустановок / А.Ю. Рябчиков, Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон, Г.А. Локалов // Газотурбинные и комбинированные установки и двигатели: XII Всероссийская межвузовская научно-техническая конференция (24-26 ноября 2004). М.: МГТУ, 2004. С.132-134.

35. Анализ технико-экономических показателей работы ТЭС термодинамическими методами / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: IV международная научно-практическая конференция. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004. С. 294-305.

36. Акифьева Н.Н. Каталогизация энергооборудования в информационных системах ТЭС и АЭС / Н.Н. Акифьева, К.Э. Аронсон, Р.В. Радченко // Вестник УГТУ-УПИ. 2005. № 4/56. С. 241-252.

37. Рябчиков А.Ю. Обобщение опыта совершенствования кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок в условиях эксплуатации / А.Ю. Рябчиков, Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон // Электрические станции. 2005.

№ 11. С. 33—38.

38. Аронсон К.Э. Мониторинг состояния теплообменных аппаратов паротурбинных установок и оценка показателей их надежности статистическими методами / К.Э. Аронсон, Ю.М.Бродов // Тр. 8-й международной научнопрактической конференции: Экономика, экология и общество России в 21-м столетии (30 мая – 1 июня 2006 г.). С-Пб.: Изд-во политехнического университета, 2006. С. 190—191.

39. Система информационной поддержки принятия управленческих решений при техническом обслуживании оборудования ТЭС / К.Э. Аронсон [и др.] // Электрические станции. 2006. № 10 С. 55-61.

40. Особенности расчета конденсирующих теплообменных аппаратов ПТУ при модернизации их в условиях эксплуатации /Ю.М.Бродов, М.А. Ниренштейн, К.Э.Аронсон, А.Ю.Рябчиков // Электрические станции. 2007. №7.

С.15-18.

41. Статистическое моделирование отказов теплообменных аппаратов при реализации комплексной системы мониторинга состояния паротурбинных установок / К.Э. Аронсон [и др.] // Теплоэнергетика. 2007. №8. С. 71—77.

42. Аронсон К.Э. К оценке влияния изменения состояния подогревателей сетевой воды на эффективность работы паротурбинной установки / К.Э.Аронсон // Материалы III Международной научно-практической конференции: Актуальные проблемы энергетики (21–23 ноября 2007 г.). Екатеринбург, 2007. С. 166-169.

Общий список статей и трудов конференций, где опубликованы результаты работы, составляет 58 наименований.

По результатам выполненных работ получены авторские свидетельства и свидетельства о регистрации программ:

1. А.с. 1354026 СССР, МКИ3 F28 F9/02. Водяная камера теплообменника / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, В.К. Купцов, Т.В.Белая (СССР). № 4081033; заявл. 26.06.86; опубл. 23.11.87, Бюл. № 43. 2 с.

2. А.с. 1341483 СССР, МКИ3 F 28 F 1/26. Теплообменная поверхность / Ю.М. Бродов, Р.З. Савельев, А.Ю. Рябчиков, К.Э.Аронсон, П.Н. Плотников, Т.В. Белая, В.А. Пермяков, Б.Ф. Вакуленко (СССР). № 4015775; заявл.

27.01.86; опубл. 30.09.87, Бюл. № 36. 3 с.

3. А.с. 1416848 СССР, МКИ3 F28 F1/08. Теплообменная труба вертикального кожухотрубного теплообменника / Бродов Ю.М., Плотников П.Н., Аронсон К.Э., Рябчиков А.Ю., Купцов В.К., Белая Т.В. (СССР). № 4188451; заявл.

01.12.86; опубл. 15.08.88, Бюл. № 30. 2 с.

4. А.с. 1509583 СССР, МКИ3 F28 G7/00. Способ определения степени загрязнения поверхности труб теплообменника / Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Купцов В.К., Аронсон К.Э., Белая Т.В. (СССР). № 4322944; заявл. 30.10.87;

опубл. 23.09.89, Бюл. № 35. 2 с.

5. А.с. 1536182 СССР, МКИ3 F 28 G 9/00. Система для очистки трубок теплообменника / П.Н. Плотников, В.К. Купцов, А.Ю. Рябчиков, К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов (СССР). № 4395807; заявл. 22.03.88; опубл. 15.01.90, Бюл. № 2. 3 с.

6. А.с. 1531616 СССР, МКИ3 F28 F1/02. Кожухотрубный теплообменник / Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Аронсон К.Э., Купцов В.К., Белая Т.В.

(СССР). № 4350619; заявл. 30.09.87; опубл. 22.08.89, Бюл. № 31. 3 с.

7. А.с. 1615539 СССР, МКИ3 F28 G9/00. Система для очистки теплообменных труб теплообменника / Плотников П.Н., Р.З. Савельев, Ю.М. Бродов, Аронсон К.Э. (СССР). № 4640148; заявл. 19.01.89; опубл. 23.12.90, Бюл. № 47. 3 с.

8. А.с. 1671380 СССР, МКИ3 B 08 B 17/00, 17/04, F 28 G 9/00. Способ очистки трубок конденсатора / П.Н. Плотников, Р.3. Савельев, Ю.М. Бродов, К.Э.Аронсон, А.Ю. Рябчиков (СССР). № 4648283; заявл. 07.02.89; опубл.

23.08.91, Бюл. № 31. 2 с.

9. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612362 РФ. Тепловой расчет горизонтальных подогревателей сетевой воды ПТУ: программный комплекс / К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, А.Ю. Рябчиков (Россия). № 200361184; заявл. 01.09.2003 // Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С. 29.

10. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612363 РФ. Теплогидравлический расчет маслоохладителей: программный комплекс / К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, А.Ю. Рябчиков, Д.В. Брезгин, Г.А. Локалов (Россия). № 200361185; заявл. 01.09.20// Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С. 29.

11. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612365 РФ. Расчет вертикальных подогревателей ПТУ: программный комплекс / К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, А.Ю. Рябчиков (Россия). № 200361187; заявл. 01.09.2003 // Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных.

Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С. 30.

12. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612367 РФ. Тепловой расчет конденсатора ПТУ: программный комплекс / К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, А.Ю. Рябчиков (Россия).

№ 200361189; заявл. 01.09.2003 // Официальный бюллетень Российского агент ства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С. 30.

13. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612368 РФ. Расчет гидродинамических характеристик горизонтальных аппаратов ПТУ: программный комплекс / К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, А.Ю. Рябчиков (Россия). № 200361190; заявл. 01.09.20// Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С. 31.

14. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612283 РФ. «Эксплуатация» (ПК «Эксплуатация» 3.0): программный комплекс / В.И. Брезгин, К.Э.Аронсон, И.Л. Кожевников, Т.В. Панова, Д.В. Брезгин (Россия). № 2003611745; заявл. 07.08.2003 // Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004.

№ 1(46). С.12.

15. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612285 РФ. Контроль состояния оборудования электростанции (ПК «КСО 2.х»): программный комплекс / В.И. Брезгин, К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, Т.В.

Панова (Россия). № 2003611747; заявл. 07.08.2003 // Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ.

Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С.13.

16. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612284 РФ. Экологический контроль работы электростанции» (ПК «ЭКО 2.х»): программный комплекс / В.И. Брезгин, К.Э.Аронсон, Т.В. Панова (Россия). № 2003611746; заявл. 07.08.2003 // Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных.

Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С.12.

17. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612286 РФ. Расчет технико-экономических показателей работы электро станции (ПК «ТЭП 2.х»): программный комплекс / В.И. Брезгин, К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, Т.В. Панова, И.Л. Кожевников (Россия). № 2003611748; заявл.

07.08.2003 // Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С.13.

18. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ 2003612366 РФ. Экспертная система для диагностики оборудования ПТУ в целом: программный комплекс / К.Э.Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, П.Н. Плотников, С.И. Хает (Россия). № 2003611888; заявл. 01.09.20// Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Программы для ЭВМ. Базы данных. Типология интегральных микросхем». 2004. № 1(46). С. 30.

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ G, D, W — расход; H высота; P — давление, вероятность; d — диаметр; f(x) — функция распределения; h — высота, параметр сглаживания;

n, N — количество поврежденных и общее количество трубок; q — тепловой поток; q(t) — показатели качества технологического процесса; r теплота фазового перехода; t — время, температура; u(t) — параметры нагрузки; v — скорость коррозии; v(t) — показатели надежности; w — скорость пара; w(t) — диагностические признаки; x(t) — параметры состояния; z(t) — параметры процесса; коэффициент теплоотдачи; толщина; поправка к коэффициенту теплоотдачи; коэффициент теплопроводности; (t) — распределение интенсивности отказов; µ коэффициент динамической вязкости, интенсивность потока восстановлений; — коэффициент кинематической вязкости, вес (доля) показателя; — плотность; — период; — степень повреждения;

К — коэффициент теплопередачи.

Безразмерные числа:

w2 r Fr = Фруда; K = Кутателадзе; Pr = Прандтля;

a gd cpt Frп H = фактор скорости пара.

Prж K dнар Индексы: w движущийся пар; разность значений; в вода;

возд — воздух; ж — жидкость; загр — загрязнение; к — конденсатор, кормовой; л — лобовой; нар наружный; ном — номинальный; норм — нормативный; о неподвижный пар; ост — остаточный; п пар, пуск; расч — расчетный; ст стенка; ф — фактический; факт — фактический.

ИД № 06263 от 12.11.2001 г.

Подписано в печать Формат 60х84 1/Бумага писчая Плоская печать Усл. печ. л. 2,Уч.-изд. л. 2,0 Тираж 100 Заказ Бесплатно Редакционно-издательский отдел ГОУ ВПО УГТУ-УПИ 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, Ризография НИЧ ГОУ ВПО УГТУ-УПИ 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира,




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.