25.04.2011 Газета Группы Энергомаш № 4
Группа диагностики энергетического оборудования в Санкт-Петербурге дистанционно отслеживает работу всех действующих станций компании “ГТ-ТЭЦ Энерго”. Четверо специалистов высшей квалификации ежедневно осуществляют мониторинг вибрационных, газодинамических и тепловых параметров работы оборудования, и на основании результатов анализа выдают персоналу ГТ ТЭЦ необходимые рекомендации. Благодаря такой комплексной диагностике вероятность заблаговременного обнаружения неисправностей достигает 95%.
Юрий ЛЕНЬКОВ, руководитель группы, кандидат технических наук. Осуществляет мониторинг параметров теплообменного оборудования — котлов утилизаторов (КУВ), пиковых котлов (ПК), рекуперативных воздухоподогревателей (РВП), дает оценку их технического состояния и остаточного ресурса.
— Все станции нашей компании оснащены системой сбора данных, которая обеспечивает дистанционный контроль текущих параметров. На всех важных узлах и элементах основного и вспомогательного оборудования ГТ ТЭЦ установлены датчики измерения: вибраций, перемещений, давления, температуры, расхода воды и т.д. Благодаря полученной информации, дистанционно из Санкт-Петербурга, в режиме реального времени можно проводить глубокий анализ работы различного оборудования (осевого компрессора, турбины, генератора, КВОУ, камеры сгорания, регенератора, маслосистемы, опор подшипников валопровода), оценить техническое состояние и своевременно предупредить оперативный персонал об изменениях, выдать рекомендации о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации диагностируемого оборудования.
Комплексная автоматизированная система диагностики (КАСД) построена таким образом, что в случае недопустимого отклонения параметров от заданных диагностами контрольных точек — диагностических уставок – срабатывает сигнализация, загорается желтая лампочка, и мы сразу видим, что в работе блока начались изменения. При срабатывании предупредительной сигнализации на каком-то объекте специалисты группы сразу же переключают свое внимание на этот данный энергоблок, отлеживают динамику изменений параметров, начинают анализировать ситуацию, выяснять причину начавшегося процесса.
Здесь следует отметить, что диагностические уставки более “жесткие” относительно предупредительных уставок АСУ ТП. То есть станция еще работает в обычном режиме, а мы уже по динамике изменений параметров видим, что может произойти в дальнейшем, и звоним коллегам, просим обратить внимание на работу тех или иных узлов оборудования, при необходимости снизить нагрузку и ждать наших дальнейших указаний. Для экстренных ситуаций на всех ГТ ТЭЦ установлена защита, которая, при недопустимом отклонении параметров, автоматически остановит энергоблок, но аварийный останов (АО) — это лишний удар по оборудованию и снижению остаточного ресурса, поэтому лучше их не допускать.
Таким образом, КАСД обеспечивает оперативное присутствие на каждой станции группы высококвалифицированных специалистов, имеющих многолетний практический опыт освоения оборудования ГТ ТЭЦ и знания особенностей его работы.
Оперативный персонал на станции тоже может мониторить работу оборудования, но динамику изменения состояния им не отследить, так как у них другие задачи и проблемы. У нас же под рукой тысячи аналогов и дискретов, у нас в записи на мощном сервере хранится вся информация о любой станции с момента ее пуска по сегодняшний день. Мы можем открыть любой день любого года и увидеть, какими были параметры работы оборудования. Допустим, в каких условиях работала станция в Вельске в октябре 2004 года, какие параметры были на момент пуска агрегата. Можно просмотреть картину происходившего в течение двух часов, а можно развернуть каждую минуту в отдельности и отследить развитие процессов секунда за секундой, и за каждым узлом наблюдает специалист по данному конкретному оборудованию.
Более того, в дальнейшем предусмотрена работа станций по безлюдной технологии, без оперативного персонала, когда один диспетчер удаленно будет обслуживать сразу несколько станций. В этом случае ответственность специалистов группы диагностики возрастет на порядок.
Юрий ЕЛЬНИКОВ, специалист по газотурбинным установкам.
Контроль технического состояния оборудования и определение причин ухудшения состояния проводится с помощью расчета общих характеристик ГТУ и характеристик отдельных элементов. Контроль технического состояния заключается в проверке соответствия характеристик, которые были определены в период пуско-наладки оборудования и в период дальнейшей эксплуатации. Указанное сопоставление дает информацию о том, какое оборудование деградировало и что надо предпринять для восстановления его штатного функционирования.
— Ежедневно я провожу оценку технического состояния оборудования. Первоначально определяются общие параметры: мощность и КПД всей установки, которые приводятся к стандартным атмосферным условиям (температура наружного воздуха +150 С и атмосферное давление 101,325 кПа), а также к номинальной температуре газа за турбиной. Приведение необходимо для сопоставления с базовыми значениями в одинаковых условиях. На этом этапе проводится анализ изменений общих параметров, которые классифицируются на две группы: изменения по причине появления дефектов оборудования и изменения общих параметров, вызванные изменением режимных и атмосферных условий при сохранении технического состояния. На этом этапе диагностируется появление дефектов оборудования без локализации элементов и причин.
На втором этапе определяются элементы оборудования и причины, в результате действия которых техническое состояние ухудшилось. Для этого проводится расчет приведенных характеристик отдельных элементов и сопоставление их с исходными характеристиками при одинаковых номинальных условиях. Таким образом, определяется текущее техническое состояние оборудования, а также причины его ухудшения и необходимое техническое обслуживание для восстановления технического состояния. Указанный метод применяется и для оценки эффективности мероприятий при модернизации оборудования, а также для прогнозирования изменений технического состояния оборудования и для планирования ТО.
Основной инструмент для указанного диагностирования — компьютер. С помощью последнего и программ диагностирования, а также информации из базы данных, проводится контроль за техническим состояние любого функционального узла ГТУ (осевой компрессор, камера сгорания, турбина, газовоздушный тракт, КВОУ) и рекуператора в течение периода эксплуатации ГТ ТЭЦ.
Например, типична ситуация, при которой эксплуатация ГТУ сопровождается падаением мощности и КПД (при пересчете к стандартным атмосферным и режимным условиям). За 1000-2000 часов эксплуатации приведенная мощность может уменьшиться на 1000 кВт.
Расчет характеристик отдельных элементов ГТУ позволяет определить “слабое звено” и мероприятия для восстановления мощности. В наиболее часто фиксируемом случае, снижение мощности вызывается деградацией характеристик осевого компрессора. Обычно особенности изменения характеристик осевого компрессора связаны с загрязнением проточной части. В таком случае необходимым техническим обслуживанием для осевого компрессора является промывка проточной части.
Применение указанного метода позволяет, обнаружив динамику изменений, тут же дать сообщение на ГТ ТЭЦ: “Ребята, будьте готовы, уменьшение мощности составило 500 кВт и ориентировочно через неделю вам надо готовиться промыть компрессор”. И тогда обслуживающий персонал станции выбирает оптимальное время, готовит систему для промывки. В итоге мощность машины восстанавливается.
Николай НЕВЕДОМСКИЙ, кандидат технических наук, отвечает за диагностику вибросостояния валопровода и подшипников. Вибрация, движение механизмов самая серьезная причина, по которой происходит больше всего повреждений оборудования.
— Вибродиагностика — один из наиболее чувствительных методов оценки состояния турбоагрегата. Еще дефект только “начал зарождаться” и не проявился по другим параметрам, а вибрация уже пошла. Уловить этот момент можно на ранней стадии развития дефекта, и предупредить людей на станции. Построив так называемые частотные характеристики, то есть зависимость вибрации от частоты вращения ротора, можно оценить механическое состояние валопровода. У меня есть архивные записи предыдущих пусков и остановов агрегата, благодаря которым можно сопоставить скоростные характеристики, посмотреть каждую опору в отдельности.
Вот в Белгороде осуществлялись пробные пуски ГТУ. Я построил перемещение возбудителя в зависимости от частоты вращения и сразу заметил, что положения резонансных пиков возбудителя изменились в сторону уменьшения, а это верный сигнал о возникшей неисправности. Надо вскрывать машину и смотреть. Вскрыли — обнаружили трещину в диске, чем предотвратили серьезную аварию. В наших компьютерах заложено серьезное программное обеспечение, которое обсчитывает гармоничекий анализ гармоник вибрации подшипников. По ним, например, можно посмотреть по каким гармоникам происходят колебание ротора, которые подскажут, износились ли его подшипники. Если зазоры стали большими, чем допустимо, то при изменении нагрузки возникают дополнительные гармоники, практически отсутствующие при нормальных зазорах. По величине и времени их исчезновения можно судить о состоянии баббитовых вкладышей. Если такое изменение будет происходить периодически и с повышенной амплитудой (в сравнении с нормальным состоянием зазоров), — это сигнал эксплуатации — ресурс подшипника исчерпан. Таким образом, по результатам диагностики можно заранее подготовить к началу ремонта необходимые детали и узлы, подлежащие замене, что в значительной мере сократит время ремонта и простоя агрегата.
Алла ПАСКАРЬ, специалист по диагностике камер сгорания (КС) и запуску агрегатов. Занимается анализом надежности работы КС (без перегревов и прогаров ее узлов) определяет длительность ресурса проточной части турбины. Совместно с коллегами следит за достоверностью показаний датчиков, дает рекомендации по проверке тех узлов, которые надо осмотреть.
— Диагностика КС основана на штатном контроле средней температура газов и неравномерности температурного поля за турбиной. При этом расчетами и экспериментальными исследованиями устанавлена взаимосвязь средней и максимальной температур и допустимой неравномерности газов за КС с соответствующими параметрами за турбиной на пусках и в базовых режимах. Превышение допусков по этим параметрам приводит не только к перегревам, прогарам в узлах КС, но и к перегревам и повреждению сопловых и появлению трещин на рабочих лопатках турбины. Замена узлов КС, проточной части турбины и рекуператора это еще и огромные денежные затраты.
В настоящее время накоплен опыт, позволяющий по сносу потока газов за турбину определять “горячие и холодные” секции КС; по изменению неравномерности и виду температурного поля давать заключение о дефектах КС по топливу и воздуху: загрязнение топливоподводов, протечки воздуха в соединении патрубков пламяпереброса при пусках, неодинаковое открытие (закрытие) помпажных клапанов и др. Ряд неисправностей проточной части турбины (коробление диафрагм, задевание лопаток турбины о проставки) определяются при совместном анализе газодинамического тракта и специальных разложений вибрации ОП №1.
Специальная программа по мониторингу запуска агрегата (с разрезом кругового поля температур для разных моментов времени), выполненная нашими программистами , позволяет в режиме реального времени просматривать пуск (розжиг, устойчивость горения, максимальные забросы температур) и вид поля при пуске и в базовых режимах.
Недавно на одной из станций по значительной неравномерности поля температур, появившихся внезапно, стало понятно, что агрегат на станции надо останавливать и осматривать КС. Это не всегда возможно по режимным факторам (агрегат должен был некоторое время обеспечивать необходимое тепло потребителю). Снизили нагрузку, доработали нужное время. После останова и осмотра обнаружили прогар переходного патрубка КС.
Считаю нужным, дополнить имеющуюся диагностику КС алгоритмом прогноза “прогара” переходного патрубка. Мы стараемся переносить позитивный опыт на вновь пускаемые станции. Вот совсем недавно в Щелково проводился вывод турбоблока на 72 часа непрерывной работы, выходили они в базовый режим с хорошей неравномерностью (не более 450 С).
При работе под нагрузкой поле имело высокие температуры (слева-секции 1 и 8) и (справа 4 и 5) от горизонтального разъема турбины. Обсудив ситуацию с руководителем ОПНР И.Г. Баталовым, решили отрегулировать поле температур по топливу после “72-часового прогона” с помощью регулирующих вентилей КС. В дальнейшем выяснилось, что в районе перегрева секций КС в горизонтальном разъеме появились протечки рабочего тела.
Запуск станции — первоочередная задача для всех. Ведь, если мы примем объект в работу с дефектами, то в дальнейшем их устранение ляжет на службу эксплуатации. Поэтому лучше уж все устранить в самом начале.
Александр РЫЖОВ и Андрей ШИРОКОВ — программисты.
Их основная задача — разработка программного обеспечения Информационно-диагностической системы ГТ ТЭЦ компании, включая системы сбора данных, которые формируют информацию и передают ее на центральный сервер, комплекс программ, поддерживающих хранение данных в СУБД и доступ к ним, а также расчетные приложения.
— Я занимаюсь в основном системой сбора и передачи данных, а также ВЕБ-интерфейсом, — рассказывает А. Рыжов, — а мой коллега Андрей Широков — расчетными приложениями, которые считают статистические параметры, включая ресурс оборудования, по данным, хранящимся в базе, а также ПО одного из контроллеров на ГТ ТЭЦ. Был у нас и третий специалист — Юрий Воробьев, который занимался базой данных. Его наследство сейчас модернизируется по мере необходимости. Разработка велась современными средствами программирования. Большая часть компонент системы написана на С++, кое-что на Java, используются сервер приложений Sun и СУБД Interbase.
На каждой станции имеется сервер, на котором развернута система сбора данных. Она получает информацию от контроллеров АСУ ТП, стоек технологического контроля (СТК) и на некоторых станциях — от иных источников. Источники данных опрашиваются с использованием различных протоколов и разной периодичностью по разным группам параметров. Дальше значения вибраций, температур и т.п., измеренные на станциях, буферизуются, а затем транспортируются в СУБД.
Через ВЕБ-интерфейс пользователям доступны также и текущие данные. По мнемосхемам, отражающим параметры текущего момента, специалисты могут оперативно оценить состояние работающих систем станции, при этом используется разновидность технологии Ajax.
Таким образом, имеется два потока информации, один из них постоянно идет в базу и хранится там, а другой – поток текущих данных — по запросу к пользователю (через прокси-сервер в Петербурге). По текущим данным также работает система экспресс-диагностики. В данное время информационно-диагностической системой пользуются многие специалисты в разных городах — диагносты, диспетчеры, разработчики оборудования. С течением времени центр тяжести работ у нас смещается в сторону сопровождения и администрирования. Станций становится больше, нужно подключать их к системе, “разруливать” конкретные ситуации. Тем не менее, программирование остается значительной частью нашей работы: некоторые вещи надо существенно поменять на “эмках”, например, сейчас я переделываю один из компонентов системы сбора данных в связи с переходом на новый сервер в Екатеринбурге. Произойдут большие изменения и на станциях серии “МЭ”. Много предстоит сделать и для развития системы диагностики.
ПОСЛЕСЛОВИЕ
Основа уникальной системы диагностики оборудования, созданной в компании, — люди. Несколько лет, пока пускались первые станции, пока шла обкатка всех машин, им приходилось нести круглосуточное дежурство. С началом предсказуемой и надежной работы оборудования диагносты перешли на дневной график. Но позвонить им могут в любое время, даже ночью, все операторы на станциях знают мобильные телефоны специалистов Группы диагностики. Если срочно требуется квалифицированный анализ состояния агрегата, даже болезнь диагноста не помеха. Коллеги звонят товарищу домой и просят зайти в базу с домашнего компьютера, а то и готовы приехать за ним на машине.
Опыт сотрудников Отдела диагностики уникален, их знания очень индивидуальны, для машин определенного класса, это действительно новые технологии, которыми владеют только они, десятки лет проработавшие в этой области, имеющие опыт освоения машин, опыт исследования и опыт наладки. К сожалению, всем диагностам из петербургской четверки за 60. Поэтому Ю.А. Леньков несколько раз поднимал вопрос перед Департаментом кадров — дайте нам молодых ребят, пусть поработают рядом, набираются опыта, присматриваются. Пока безрезультатно. Руководитель Группы диагностики мечтает запрограммировать многие уже разработанные алгоритмы анализа оборудования, потому что станций становится все больше, и обработать вручную все данные просто не успеть.
— У меня накопилось более десятка характерных неисправностей газотурбинных блоков, диагностику которых надо бы автоматизировать, — говорит Н.К. Неведомский. — Это могло бы дальше работать автономно, сообщать нам в отдел, сообщать оператору на станции и сообщать в РСЦ.
— Мы работаем как эксперты, — вторит коллеге А.С. Паскарь. — У каждого сделана начальная диагностика, которая базируется на опыте, имевшемся у нас на момент создания системы. Сейчас накоплен огромный материал. По идее, его можно было бы оформить в виде форматов, представлений для РСЦ, для ОГТ. Можно выставить систему почти в диалоге вопросответ, сделав более представительной компьютерную обработку. Ведь если мы уйдем, этого материала просто не будет.
Эти люди по-настоящему болеют за свое дело. Считают, что, усилив группу еще несколькими специалистами (электриком, химиком-технологом по водоподготовке, специалистом по динамике и прочности машин), можно было бы сделать систему диагностики агрегатов полной, сэкономив компании немало средств. Ведь когда из-за отсутствия должной водоподготовки зарастает котел, его ремонт влетает “в копеечку”.
— Увы, порой нас считают умниками, — сетует Ю.А. Леньков, — потому что всегда говорим то, что считаем нужным, а кто-то думает, что ему виднее. Но мы все равно настаиваем на том, в чем разбираемся. Поэтому мы постоянно в спорах и вынуждены преодолевать очевидные вещи.