Интеллектуальная система диагностики влагосодержания мощных турбогенераторов

Полностью исключить предпосылки к увлажнению изоляции невозможно, поскольку охлаждение турбогенераторов осуществляется прокачкой воды через элементы обмоток и железо статора, и обмоток ротора. На все элементы системы водяного охлаждения действуют механические переменные нагрузки, вызванные тремя факторами:

● вибрацией элементов генератора;

● давлением воды в водопроводах;

● термомеханическими нагрузками, вызванными изменением линейных размеров водопроводящих элементов при изменении температур в объеме генераторов.

Кроме того, на все элементы системы (особенно на сварные швы) негативно действуют химические процессы как внутри водопроводов, так и на их наружных поверхностях [5]. Как следствие, все принимаемые технические мероприятия по повышению надежности системы охлаждения не дают стопроцентной гарантии от течей воды в процессе длительной эксплуатации генераторов.

Последствия протечек могут быть существенно снижены при наличии системы обнаружения начальной стадии увлажнения газа в рабочем объеме генератора или изоляции обмоток.

Приборами измерения влажности, как правило, турбогенераторы с полным водяным охлаждением оснащаются. Все методы измерений можно разделить на две группы.

Первая группа базируется на измерении того или иного параметра влажной изоляции - роста тока утечки, тангенса угла потерь и т.д. Как пример реализации этого метода можно указать способ релейной защиты цепей генераторного напряжения блока генератор - трансформатор с непосредственным водяным охлаждением и устройство для его осуществления по патенту РФ № 2066910 [6]. Согласно способу, на цепи генераторного напряжения накладывают переменные токи двух частот и измеряют: эквивалентную активную проводимость изоляции и охлаждающей среды и тангенс угла диэлектрических потерь. По полученным данным вырабатывают сигнал увлажнения изоляции обмоток, если хотя бы один из этих параметров превысит допустимое значение.

Способ обладает двумя существенными недостатками: низким быстродействием и высокой погрешностью. Первый недостаток вытекает из того обстоятельства, что сопротивление изоляции и тангенс угла потерь функционально связаны с увлажнением изоляции, а это весьма инерционный процесс. Второй недостаток связан с непостоянством параметров изоляции и воды охлаждения в штатном режиме работы генератора. Согласно [7, пункт 4.12] сопротивление изоляции должно быть не ниже 10 МОм на каждый киловольт напряжения обмотки при температуре 30°С и допускается его снижение в два раза при изменении температуры на 20°С; аналогично для воды [8, пункт 6.12] удельное сопротивление должно быть не меньше 2000 Ом·м при температуре 25°С и допускается его изменение до 500 Ом·м. Совершенно очевидно, что при столь большом диапазоне допустимых изменений анализируемых параметров в нормальных условиях эксплуатации генератора, обеспечить высокую чувствительность и достоверность диагностирования увлажнения обмоток невозможно.

Ко второй группе методов обнаружения утечек относятся методы измерения влажности газа в рабочем объеме генератора гигрометрами того или иного типа. Испарение воды из течей идет при высокой температуре в генераторе весьма интенсивно, а конвективная и естественная диффузии паров ведут к быстрому повышению влажности газа во всем объеме генератора. Поэтому инерционность процессов измерения влажности гигрометрами намного меньше, чем измерителями увлажнения изоляции. Однако использование общепромышленные гигрометры на базе пьезосорбционных или сорбционно-емкостных сенсорах влажности по стандартным методикам не дают положительного результата, поскольку при их использовании не учитываются особенности турбогенераторов, в частности, длительные режимы непрерывной работы (годами), наличие в газе паров масел, наличие градиентов температур, сложность демонтажа для поверки и ремонта и, главное, низкой точности измерений.

Остановимся на последнем недостатке. Он характерен для всех приборов физико-химического анализа и для сорбционных сенсоров в частности. Связано это со сложными термодинамическими процессами в окрестности сенсора и процессами сорбции - десорбции паров воды [9, 10]. Для гигрометров общего применения разработчиками предлагается три решения:

● Самодиагностика путем периодического подключения вместо емкостного сенсора ко входу измерительного канала образцового конденсатора [11, 12]. Такой метод обеспечивает контроль части измерительного канала гигрометра, но из контроля исключены узлы отбора проб и сенсоры, являющиеся основными источниками метрологических отказов гигрометров.

● Периодическое погружение датчика гигрометра в объем газа с известным значением парциального давления пара, как это предписывается для всех гигрометров «Волна» (интервал времени между калибровками не превышает 100 часов при вероятности 0,9 нахождения погрешности в допустимом диапазоне, а по паспорту - не больше 1,5 месяца) [13].

● Указанием предельных значений долговременной погрешности. Например, результаты измерений гигрометром относительной влажности ИПТВ-056А [14] влажности газа с пересчитанным действительным значением 10°С по точке росы при температуре газа 40°С, с учетом функций влияния, может показать 16°С по точке росы и турбогенератор должен быть выведен из эксплуатации [15]. А может оказаться наоборот, при действительной влажности 18°С по точке росы показывать допустимые 13°С.

Во всех случаях перед дежурным персоналом стоит дилемма: вывести турбогенератор из работы по показаниям гигрометра или считать данные гигрометра завышенными на величину погрешности измерений и продолжить работу агрегата? В первом случае будет простой турбогенератора, не обоснованный аварийной ситуацией, во втором - аварийный исход.

Для исключения указанной выше неопределенности, Московским государственным университетом приборостроения и информатики (МГУПИ) совместно с Рязанской ГРЭС и приборостроительной фирмой ООО «Метроник» разработан и внедрен в опытную эксплуатацию измеритель влажности ИВТГ-1, входящий в систему диагностики влагосодержания турбогенераторов с полным водяным охлаждением серии Т3В.

Основной особенностью прибора, реализующего техническое решение по патенту РФ № 2380809 [16], является использование дифференциального метода измерений. Выполнено это следующим образом (см. рисунок 1).

Каждый цикл измерений (длительностью 4 минуты) начинается с подключения к измерительной камере той точки отбора газа, в которой заведомо влажность минимальна; для генератора - это газовод подачи в турбогенератор осушенного газа. Результатом измерения F₁₁ (индексы означают: 1 цикл, 1 канал измерения) является достоверное значение влажности f₁₁ и погрешность измерений Δ₁₁

Цикл продолжается опросом второго, третьего и четвертого каналов с получением результатов измерений

После каждого измерения внутри цикла вычисляется разность

Погрешность разностей (3) на два - три порядка меньше, чем погрешности исходных измерений (2). Это связано с тем обстоятельством, что все погрешности Δ₁₁, Δ₁₂, Δ₁₃, Δ₁₄ являются погрешностями одного канала измерения влажности и одного канала измерения температуры. Поэтому разности систематических погрешностей в последующих измерениях равны нулю, а случайные погрешности, поскольку измерения проходят через одну минуту, сильно коррелированны и их разности так же близки к нулю.

В итоге

Получается, что если даже погрешности каналов измерения влажности и температуры значительны, в разностном сигнале (3) они сильно подавлены. А это обстоятельство позволяет по последовательному ряду измерений в последующих циклах судить о динамике изменения влажности газа в объеме генератора. Порог чувствительности при этом определяется остаточной погрешностью, т.е. не превышает сотых долей процента приведенной погрешности. Столь высокая точность позволяет достоверно обнаруживать изменение влагосодержания газа в начальных стадиях появления протечек воды и роста влажности газа.

Изменение влажности газа в первом, опорном, канале не нарушает алгоритма работы гигрометра, поскольку повышение, например, влажности осушенного газа ведет к такому же повышению влажности в остальных точках отбора газа. Поэтому снижение эффективности осушки газа по какой-либо причине не приведет к появлению ложного сигнала аварии: с ростом влажности осушенного газа будет расти влажность в объеме генератора, а разности показаний в соседних циклах измерений будут сохранять свои значения. Другими словами, при росте влажности в опорном канале рост температуры точки росы в турбогенераторе не вызовет срабатывания аварийной сигнализации, так как причина роста точки росы не связанна с наличием протечек внутри корпуса. При этом точка росы газа внутри корпуса вырастет и будет отображаться, что послужит информацией для поиска источника роста влагосодержания газа.

Теперь можно вернуться к функциональной схеме измерительного блока системы.

В блоке подготовки пробы установлены фильтры от частиц пыли и газовый коммутатор на 4 канала, подключающий последовательно по командам микропроцессора соответствующий газовый вход к измерительной камере. Микрокомпрессор позволяет решить несколько задач:

● обеспечить отбор пробы газа для измерений из областей турбогенератора, где давление газа за счет эжекции ниже атмосферного;

● контроль влажности газа в отдельных зонах генератора, находящегося в резерве или ремонте;

● быструю продувку трубок подачи газа и измерительной камеры с целью уменьшения времени переходных процессов.

Микропроцессор синхронизирует работу всех узлов измерителя влажности, вычисляет значения влажности (в °С точки росы) по каждому из 4 каналов, определяет возникновение аварийных ситуаций по описанному выше алгоритму и выдает коды на формирователи выходной информации.

Формирователи обеспечивают получение выходной информации в следующих видах:

● в виде текущих значений влажности по каждому каналу - на дисплее;

● в виде токовых сигналов 4-20 мА по каждому каналу;

● в виде кода стандартного интерфейса RS - 485;

● в виде релейного выхода сигнала «Аварийная ситуация».

Система термостабилизации поддерживает в блоке измерений постоянную температуру 22-23°С; такая температура исключает появление в элементах газового тракта капельной влаги при любых внешних условиях и, тем самым, гарантирует достоверность результатов измерений.

Измерительный блок смонтирован в корпусе размером 15 x 15 x 10 см, и размещается он вместе с блоком питания на общей плате (рисунок 2).

Опытные образцы измерителя влажности установлены на двух турбогенераторах мощностью 800 МВт Рязанской ГРЭС, причем газовые магистрали взяты в виде ответвлений от штатных кондесационных индикаторов влажности газа (рисунок 3). Такое подключение не нарушает штатную систему измерения генератора и, в то же время, позволяет сличить показания трех систем: штатных гигрометра «Волна-2М», конденсационных индикаторов и опытного ИВТГ-1.

Данные измерений за две недели опытной эксплуатации ИВТГ-1 и показания штатных систем измерения влажности газа в турбогенераторе № 6 типа Т3В 800 Рязанской ГРЭС в одни и те же моменты времени приведены в таблице 1.

В таблице введены следующие обозначения: Т - температура влажного газа в точке измерения; % - относительная влажность по показаниям канала измерения влажности; °С - значение влажности в градусах Цельсия по точке росы; для гигрометра «Волна-2М» - расчетное значение, для остальных - результаты измерений.

Приведенные данные показывают, что штатный гигрометр «Волна-2М» значительно занижает влажность газа и разбросы показаний весьма велики. Очевидно, что при таких систематических и случайных погрешностях гигрометра не может быть и речи о принятии решения по выключению турбогенератора из работы. Это еще одно свидетельство необходимости замены штатных приборов на систему диагностики ИВТГ-1, выполненного с учетом особенностей турбогенератора с полным водяным охлаждением как объекта измерений.

● от возможных сбоев при воздействии электромагнитных полей защищает специальный алгоритмом, заложенный в управляющей микропроцессор;

● от механических вибраций - антивибрационные амортизаторы;

● от перепадов окружающей температуры - внутренний стабилизатор температуры.

Однако достаточность принятых мер может подтвердить только эксплуатация системы в реальных производственных условиях. Успешный опыт позволит рекомендовать измеритель влажности ИВГТ - 1 для штатного включения в систему измерения и диагностики мощных турбогенераторов с полным водяным охлаждением.

1. Приводятся основные характеристики, состав аппаратной и программно-алгоритмической части измерителя влажности турбогенераторов ИВТГ-1.

Показано, что обеспечение непрерывного мониторинга влагосодержания в объеме активной зоны турбогенераторов является важной составляющей надежной эксплуатации генератора.

2. Приведены результаты испытаний опытного образца системы ИВТГ-1, установленной на турбогенераторе мощностью 800 МВт Рязанской ГРЭС для опытной эксплуатации и испытаний в эксплуатационных условиях при работе турбогенератора в сети.

На основании проведенных испытаний определены основные метрологические и эксплуатационные характеристики системы, а также соответствие показаний влажности и температуры опытного образца и штатных средств измерений в соответствующих точках отбора воздуха.

3. Система позволяет непрерывно производить непосредственное получение данных в автоматизированную систему технологическим процессом управления турбогенератором. Кроме того, прибор позволяет производить в реальном масштабе времени считывание с дисплея значения точки росы и температуры в местах, определенных Заказчиком для измерения точки росы.

В отличие от штатного гигрометра «Волна-2М», система ИВТГ-1 содержит оригинальные схемные и программно-математические решения, обеспечивающие быструю и достоверную диагностику влажности газа в активном объеме турбогенератора и сигнализацию об аварийных концентрациях влажности.

Использование дифференциального метода измерений и учет особенностей турбогенераторов серии Т3В позволило достичь высокой точности и достоверности результатов измерений.