Разработка и реализация элементов диагностического модуля для мониторинга состояния конденсационной установки паровой турбины тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Хает, Станислав Иосифович

• Хает, Станислав Иосифович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Хает, Станислав Иосифович

Введение.

1. Состояние вопроса.

1.1. Анализ повреждаемости конденсационных установок

1.2. Основные факторы, определяющие эффективность работы конденсационной установки паровой турбины.

1.3. Анализ методик теплового расчета с точки зрения их пригодности к диагностированию конденсаторов.

1.4. Системы технической диагностики конденсационных установок паровых турбин.

1.5. Экспертные системы для диагностики технического оборудования.

1.6. Выводы.

2. Разработка основных положений диагностики и мониторинга состояния конденсационной установки паровой турбины. Постановка задач исследования.

3. Разработка концепции построения экспертной системы мониторинга состояния конденсационной установки паровой турбины.

3.1. Методика структурного анализа, принятая для построения и реализации экспертной системы.

3.2. Разработка алгоритма построения и реализации экспертной системы.

3.3. Разработка структурных элементов экспертной системы мониторинга конденсационной установки паровой турбины.

3.3.1. База знаний (гипотезы неисправностей).

3.3.2. База данных (свидетельства неисправностей).

3.3.3. Таблица вероятностей (диагностическая таблица).

3.4. Выводы.

4. Разработка методики учета раздельного влияния присосов воздуха и загрязнения поверхности теплообмена на величину давления пара в конденсаторе.

5. Экспериментальное исследование термических методов очистки трубок конденсаторов паровых турбин, работающих в различных условиях эксплуатации.

5.1. Выбор и обоснование методики проведения исследования

5.2. Описание экспериментальной установки.

5.3. Методика проведения исследования. Оценка погрешности измерений.

5.4. Результаты исследования термической очистки трубок конденсаторов паровых турбин.

5.5. Выводы.

6. Апробация и реализация диагностического модуля системы мониторинга состояния конденсационной установки паровой турбины.

6.1. Уточнение и апробация методики учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе величин присосов воздуха и загрязнений трубок.

6.2. Структура диагностического модуля конденсационной установки.

6.3. Особенности работы турбин Ново-Свердловской ТЭЦ.

6.4. Разработка нормативных характеристик для конденсаторов Ново-Свердловской ТЭЦ.

6.5. Описание элементов диагностического модуля конденсационной установки паровой турбины Ново-Свердловской ТЭЦ.

6.6. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и реализация элементов диагностического модуля для мониторинга состояния конденсационной установки паровой турбины»

Оценка состояния оборудования паротурбинной установки (ПТУ) ТЭС является одной из актуальнейших эксплуатационных задач. Важность этой задачи определяется износом (физическим старением) значительной части (около 60%) парка ПТУ, которые уже выработали свой расчетный ресурс [1,2]. В этих условиях для обеспечения своевременного обслуживания и ремонта оборудования ПТУ необходимы системы мониторинга и диагностики, что, в конечном счете, позволит перейти к ремонту оборудования «по состоянию» [2-9].

Все сказанное в полной мере относится и к конденсационным установкам паровых турбин [6,10-12].

Конденсационная установка (КУ) является важнейшим элементом ПТУ. Известно, что для большинства турбин средних параметров изменение давления в конденсаторе на ±1 кПа приводит к изменению мощности турбины примерно на +1 %. Нарушения в работе КУ могут приводить как к снижению экономичности, так и к внезапным (аварийным) остановам ПТУ в целом.

Обобщение данных [11,15-22] показало, что доля отказов конденсационной установки (КУ) в общем количестве отказов ПТУ составляет до 15%. При этом потери топлива из-за ухудшенного вакуума достигают 28 % от общих потерь топлива из-за отклонения показателей ПТУ от нормативных

И].

Необходимо подчеркнуть, что наиболее целесообразна и эффективна разработка систем диагностики оборудования ПТУ на этапе ее проектирования. Это определяется возможностью более полной реализации системы за счет расширенной схемы измерений параметров и введения расчетных и управляющих диагностических процедур в штатную АСУ ТП. Это положение не отрицает необходимости развивать и внедрять на ТЭС системы диагностики на работающем энергетическом оборудовании, что связано с изменяющимися условиями и режимами работы оборудования (физический износ оборудования, неравномерный график нагрузок и др.).

Конденсационная установка включает в себя различное оборудование и системы (воздухоудаления, циркуляционного водоснабжения и т.д.), анализ совместной работы которых и поиск неисправностей представляет собой очень непростую задачу. Более того, сложность процессов, происходящих в конденсационной установке, обусловлена совокупным влиянием большого количества факторов, определяющих эффективность ее работы. Анализ известных методик теплового расчета конденсаторов [15,20-28] показал, что ряд факторов в них не учитывается или учесть влияние этих факторов на тепловую эффективность КУ в процессе эксплуатации крайне затруднительно. Все это требует уточнения известных методик, а в ряде случаев и новых разработок.

Среди наиболее часто встречающихся нарушений (неисправностей) в работе КУ можно назвать загрязнение поверхности теплообмена конденсатора, повреждения трубок, повышенные присосы воздуха, неполадки в работе системы воздухоудаления, циркуляционного водоснабжения и др. Как правило, проявления ряда неисправностей выражаются одними и теми же признаками: повышением давления пара в конденсаторе, увеличением не-догрева воды до температуры насыщения пара, изменением гидравлического сопротивления конденсатора и др.[20,29].

Для выявления конкретных причин отказов и последующей выдачи рекомендаций персоналу ТЭС необходима разработка специальных диагностических методов. Эти методы должны быть достаточно универсальными для того, чтобы их можно было использовать при диагностике других элементов оборудования энергоблоков.

Как показано в [1,3-7,10,11,20,30-37], универсальные диагностические процедуры могут быть разработаны в рамках систем мониторинга и диагностики оборудования. Комплексный подход при анализе работы конденсационной установки, как органического элемента ПТУ, позволит учесть сложную взаимосвязь между отдельными элементами конденсационной установки и ПТУ в целом. Однако реализованных на практике систем мониторинга и диагностики КУ недостаточно. Ограниченность ранее разработанных и частично реализованных проектов заключается в отсутствии комплексного подхода, предполагающего разработку единой идеологии для реализации системы диагностики. Необходимо отметить, что развитие в настоящее время информационных технологий в энергетике сделало возможным и целесообразным реализацию систем диагностики и мониторинга состояния энергетического оборудования, как на работающих объектах, так и при проектировании и изготовлении нового оборудования. Все вышесказанное определяет несомненную актуальность настоящей работы.

Целью настоящей работы является разработка и реализация элементов диагностического модуля для мониторинга состояния конденсационной установки паровой турбины. Реализация этих элементов позволит персоналу ТЭС на основе эксплуатационных показателей, разработанных моделей процессов, происходящих в конденсаторе, а также экспертной информации более эффективно и надежно эксплуатировать КУ. При этом диагностические процедуры, использованные для разработки элементов диагностического модуля, должны быть универсальными, что даст возможность применять их в диагностических модулях других элементов ПТУ.

Требование универсальности диагностических процедур вытекает из необходимости разработки единой комплексной системы мониторинга состояния (КСМ) энергоблока в целом. Целью КСМ является отображение наряду с эксплуатационными параметрами параметров состояния, характеризующих техническое состояние оборудования.

Задачами настоящей работы являются:

• Разработка методами структурного анализа методики построения и реализации экспертной системы вероятностного типа. При этом экспертная система должна представлять собой универсальную диагностическую процедуру, предназначенную для поиска и оценки неисправностей (нарушений) в работе конденсационной установки паровой турбины.

• Разработка методики учета раздельного влияния повышенных присо-сов воздуха и загрязнения трубок конденсатора на давление пара в конденсаторе.

• Проведение экспериментального исследования и разработка практических рекомендаций для эксплуатационного персонала ТЭС по применению методов термической очистки трубок конденсаторов.

• Апробация и реализация на ТЭС элементов диагностического модуля КУ паровой турбины.

Научная новизна работы. Впервые, используя методологию структурного анализа и проектирования (SADT - Structured Analysis and Design Technique), автором разработана методика построения экспертной системы вероятностного типа для КУ ПТУ. Показано, что методология структурного анализа может быть рекомендована для разработки элементов систем функциональной диагностики любого энергетического оборудования.

Разработана уточненная методика (модель) учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе присосов воздуха и загрязнения поверхности теплообмена. Модель является развитием ранее предложенной в работах Эфроса Е.И. и Шемпелева А.Г.(Вятский ГТУ) методики оценки влияния повышенных присосов воздуха на давление пара в конденсаторе.

Впервые методами физического моделирования проведено экспериментальное исследование процесса термической очистки органических отложений на внутренней поверхности трубок ряда конденсаторов паровых турбин. Предложен универсальный комплекс, позволяющий оценивать эффективность термической очистки (сушки) трубок, учитывающий градиенты температур и влажности в слое отложений. Получена обобщенная зависимость, позволяющая оценивать эффективность проведения термической очистки конденсатора паровой турбины и выбирать оптимальные режимы и технологию процесса очистки.

Практическая значимость работы

• Примененная в работе методология структурного анализа может быть использована для разработки и реализации элементов диагностических модулей различного оборудования, входящего в состав ПТУ. Данная методология может быть применена для разработки различных информационных систем как при проектировании КУ, так и при ее эксплуатации.

• Для поиска неисправностей в работе КУ сформированы универсальные база знаний (список гипотез неисправностей), база данных (список свидетельств неисправностей) и диагностическая таблица экспертной системы.

• По результатам экспериментальных исследований сформированы рекомендации для эксплуатационного персонала ряда ТЭС по режимам и технологии термической очистки трубных пучков конденсаторов турбин от органических отложений.

• На ряде ТЭС разработан и реализован программный комплекс (ПК) для обработки результатов регламентных испытаний КУ паровых турбин. В ПК включены элементы диагностического модуля: экспертная система, методика учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе присосов воздуха и загрязнения трубок, а также результаты экспериментальных исследований в части оценки степени изменения (улучшения) вакуума в конденсаторе за счет проведения термической очистки трубок.

Реализация работы. Результаты работы успешно реализованы на ряде ТЭС: Ново-Свердловской ТЭЦ, Сургутской ГРЭС-1, Верхнетагильской ГРЭС.

На реализованную на ТЭС экспертную систему для диагностики оборудования ПТУ получено свидетельство РОСПАТЕНТА об официальной регистрации программы для ЭВМ.

Отдельные результаты работы используются в учебном процессе при чтении лекций на кафедрах «Турбины и двигатели» и «Тепловые электрические станции» УГТУ-УПИ.

Основные результаты диссертационной работы отражены в следующих публикациях:

• Оценка состояния и диагностика вспомогательного оборудования тур-боустановок в условиях эксплуатации / К.Э. Аронсон, Ю.М. Бродов, Б.Е. Мурманский, М.А. Нирениггейн, И.А. Кожевников, С.И. Хает // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания и ремонта: Материалы II Всероссийской научно-практической конференции, 17-19 марта 1998 г. Екатеринбург: УГТУ, 1999. С. 84-97.

• Разработка и апробация основных элементов комплексной системы мониторинга состояния паротурбинной установки / К.Э. Аронсон, Б.Е. Мурманский, А.И. Шкляр, С.И. Хает // Тезисы докладов Международной научно-технической конференции. Харьков, 18-22 сент. 2000. С.101.

• Аронсон К.Э., Хает С.И. Разработка системы диагностики оборудования энергоблока // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: тезисы докладов VI Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. М.: МЭИ, 1,2 марта 2000. T.l. С.163. Разработка информационной системы для ПТО ТЭС. Технико-экономические показатели и контроль состояния оборудования / К.Э. Аронсон, В.И. Брезгин, С.В. Смирнов, В.И. Колесников, Н.Е. Осипов, С.И. Хает, Т.В. Панова // Совершенствование турбин и турбинного оборудования: региональный сборник научных статей. Екатеринбург, 2000. С. 192-200.

Хает С.И., Аронсон К.Э. Разработка элементов экспертных систем для мониторинга вспомогательного оборудования паротурбинной установки // Тезисы второй международной научно-технической конференции Регионального Уральского отделения академии инженерных наук РФ. Екатеринбург: УГТУ, 2000. С.259-260. Аронсон К.Э., Хает С.И., Брезгин Д.В. К вопросу об эффективности вакуумной и термической сушки конденсаторов паровых турбин // Сборник материалов Всероссийской ежегодной научно-технической конференции. Киров, 2001. Т.З. С.31.

Анализ эффективности и возможности применения термических методов сушки конденсаторов ПТУ / К.Э. Аронсон, С.И. Хает, А.Ю. Рябчиков, Г.Д. Бухман // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: Материалы 3 международной научно-практической конференции, 13-15 марта 2001. Екатеринбург,

2002. С.258-267.

Разработка элементов комплексной системы мониторинга состояния теплообменных аппаратов ПТУ / К.Э. Аронсон, Ю.М. Бродов, Н.Н. Акифьева, С.И. Хает, Т.Ф. Богатова, Б.Е. Мурманский // Тяжелое машиностроение. 2002. №2. С.32-34.

Хает С.И., Аронсон К.Э. Разработка диагностического модуля конденсационной установки в составе системы мониторинга состояния турбоагрегата ТЭС // Энергосбережение - теория и практика: Труды первой всероссийской школы-семинара молодых ученых и специалистов. М.: МЭИ, 2002. С.89.

Хает С.И. Экспериментальная установка для изучения влияния различных факторов на эффективность проведения термической очистки (сушки) конденсаторов паровых турбин // Научные труды 2 отчетной конференции молодых ученых: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ. Сборник тезисов. Екатеринбург, 2002. С. 35-37.

Хает С.И., Аронсон К.Э., Рябчиков А.Ю. Экспериментальное исследование эффективности термической очистки конденсаторов паровых турбин применительно к различным условиям эксплуатации // Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования: Международная научно-техническая конференция. Харьков, 2003. С. 459-462.

Аронсон К.Э., Хает С.И. Разработка и реализация диагностического модуля конденсационной установки паровой турбины // Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования: Международная научно-техническая конференция. Харьков, 2003. С. 443-446.

Разработка и апробация элементов системы мониторинга состояния и диагностики конденсатора паровой турбины / С.И. Хает, К.Э. Аронсон, Ю.М. Бродов, А.Г. Шемпелев // Теплоэнергетика. 2003. №7. С.67-69.

Программный комплекс «Экспертная система для диагностики оборудования ПТУ в целом» / К.Э. Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, П.Н. Плотников С.И. Хает // Свидетельство РОСПАТЕНТА. Зарегистрировано в реестре программ для ЭВМ 20 октября 2003.

Хает С.И. Выбор методики проведения исследования термической очистки конденсаторов паровых турбин ТЭС // Научные труды 4 отчетной конференции молодых ученых ГОУ ВПО УГТУ-УПИ: Сборник статей. Екатеринбург, 2003. С.400-401.

Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечивается: использованием стандартных диагностических процедур, апробированных и нашедших широкое применение в различных областях техники; использованием методики анализа объектов предметной области, в частности методики структурного анализа (SADT); использованием в экспериментальном исследовании метрологически обеспеченной измерительной аппаратуры; использованием математических моделей, учитывающих современные физические представления о происходящих в конденсаторе паровой турбины процессах; многократной повторяемостью экспериментальных данных; положительными результатами реализации на ТЭС элементов диагностического модуля конденсационной установки, разработанных в данной диссертационной работе.

На защиту выносятся: методика построения и реализации экспертной системы для диагностики КУ паровой турбины с использованием методологии структурного анализа (SADT);

• уточненная методика (модель) учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе паровой турбины присосов воздуха и загрязнения поверхности теплообмена;

• результаты экспериментального исследования процесса термической очистки отложений на внутренней поверхности трубок конденсаторов паровых турбин ТЭС;

• реализованные на ряде ТЭС в рамках программно-технических комплексов элементы диагностического модуля конденсационной установки паровой турбины.

Апробация работы. Основные результаты исследований, изложенные в диссертации, докладывались и были представлены на II и III Всероссийских научно-практических конференциях «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания и ремонта» (Екатеринбург, 1999, 2001); Международной научно-технической конференции «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования» (Харьков, 2000, 2003); VI Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (М.: МЭИ, 2000); Второй международной научно - технической конференции Регионального Уральского отделения Академии инженерных наук РФ. (Екатеринбург, 2000); Всероссийской ежегодной научно - технической конференции «Наука - производство - технологии - экология» (Киров, 2001); Первой всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов "Энергосбережение - теория и практика" (Москва, 2002); II отчетной конференции молодых ученых ГОУ ВПО УГТУ-УПИ (Екатеринбург, 2002).

Работа выполнялась на кафедре «Турбины и двигатели» теплоэнергетического факультета ГОУ ВПО Уральского Государственного технического университета - УПИ и соответствует приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники РФ («Производственные и энергосберегающие технологии»).

Автор считает своим приятным долгом отметить большую помощь и ценные консультации ведущего научного сотрудника к.т.н. Брезгина В.И. и старшего научного сотрудника Ниреннггейн М.А. при разработке экспертной системы с использованием методологии структурного анализа (SADT). При проектировании экспериментальной установки большую помощь оказали сотрудники кафедры «Турбины и двигатели»: ведущий научный сотрудник, к.т.н. Рябчиков А.Ю., старшие научные сотрудники Блинков С.Н. и Купцов В.К. Всем им, а также всем сотрудникам лаборатории теплообмен-ных аппаратов автор выражает свою благодарность.

Автор благодарен заместителю начальника теплотехнической службы ОАО «Свердловэнерго», к.т.н. Мурманскому Б.Е. за ценные замечания при обсуждении результатов работы.

Автор благодарен научному руководителю профессору, доктору технических наук Бродову Ю.М. и научному консультанту, ведущему научному сотруднику, кандидату технических наук Аронсону К.Э. за постоянное внимание и помощь в ходе выполнения работы.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА 1.1. А нал и) повреждаемости конденсационных установок ПТУ

Ниже, на основании анализа результатов работ [11,15-19,21,29,40-44], приведены данные по надежности работы конденсационных установок паровых турбин.

В [11] выполнен анализ данных по надежности конденсаторов турбин энергоблоков ТЭС мощностью 300-800 МВт, эксплуатирующихся в странах СНГ. На рис. 1.1 представлено распределение количества отказов, а на рис. 1.2 продолжительность простоя турбоустановок «по вине» конденсатора для ряда энергоблоков. На рис, 1.3 показан относительный вклад турбины и конденсатора в снижение надежности турбоустановок.

1 2 3 4 5 6 7

Рис. 1.1. Количество отказов энергоблоков ТЭС из-за конденсатора. 1 - К-300-240 ЛМЗ; 2 - К-300-240 ХТЗ; 3 - К-500-240 ХТЗ; 4 - К-500-240 ХТЗ (Экибастуз); 5 - К-500-240 ЛМЗ, 6 - К-800-240-3 ЛМЗ; 7 - К-800-240-5 ЛМЗ

1 2 3 л 5 6 7

Рис 1.2, Продолжительность простоя энергоблоков ТЭС из-за конденсатора Обозн. см. рис. 1.1

Автор [11] отмечает, что доля отказов конденсационной установки в общем количестве отказов составляет в среднем 15 %, а вынужденный простой - 12 % от суммарной продолжительности простоя парка турбин. Хотя в среднем частота отказов конденсационных установок занимает второе-третье место, на ряде станций отказы конденсационных установок случаются значительно чаще. Например, из-за отказов конденсационной установки блоки 300 МВт Ермаковской ГРЭС находились в простое в 1991 г 111 ч, а из-за отказа непосредственно турбины 322ч; для Новочеркасской ГРЭС эти цифры равны соответственно 378 и 754 ч, а для Ставропольской ГРЭС 215 и 439ч [11].

Анализ эксплуатационной надежности энергоблоков АЭС за 1987-1991г.г., результаты которого представлены в [11], показал, что количество отказов по вине конденсатора на АЭС в 5-10 раз меньше, чем на ТЭС и в 2-3 раза меньше продолжительность простоя блока. Однако, расчет величины # « •

К-300-240 ЛМЗ К-300-240 ЛМЗ К-300-240ПЩ К-300-240 ПМЗ

М w (В л

К-300-240 ЛМЗ К-300-240 ЛМЗ К-300-240 ЛМЗ N-~

К-300-240 ЛМЗ ® • О

0-240 ЛМЗ К-300-240 ЛМЗ «-500-240 ЛМЗ K30D-240 ЛМЭ

J ф

К-500-240 ХТЗ BWQSoxis

Э"**стуэ Эхибэстуз

Рис. 1.3. Вклад турбины и конденсатора в снижении надежности турбоустановки: а - относительное количество отказов; б - относительное время простоя; 1 - турбина, 2 - конденсатор, 3 - прочие вынужденной недовыработки электроэнергии, учитывающий не только полные, но и частичные отказы (связанные с частичным разгружением турбины), составляющие 60-70% всей величины недовыработки электроэнергии, показывает, что вклад конденсатора в возникновение частичных отказов превосходит вклад турбины.

В целом потери, связанные с частичными отказами конденсатора, оцениваются в 27 млн. кВт-ч на одну турбоустановку [11]. По данным [11,19] 10 отказов вспомогательного оборудования сопровождались недовыработкой 161,75 тыс. кВт ч электрической энергии и 12835 Гкал теплоты.

В [11] отмечается также, что потери топлива из-за ухудшенного вакуума на электростанциях составляют 28 % от общей величины потерь топлива из-за отклонения показателей энергоблоков от нормативных характеристик.

Основными причинами отказов в работе КУ по мнению большинства специалистов являются несвоевременные ремонт и очистка конденсаторных трубок, разрывы трубок из-за наличия в них технологических дефектов, старение металла трубок при длительной эксплуатации, образование трещин на трубках, некачественная вальцовка трубок на заводе, наличие значительных термических остаточных напряжений, не снятых при отжиге трубок, обес-цинкование материала трубок при использовании трубок из сплава Л68, эрозионный износ трубок, разрывы водяной камеры конденсатора [15,18,20,21,31].

Анализ отказов в работе конденсаторов позволил выполнить качественную оценку их распределения по причинам: ухудшение свойств металла трубок при длительной эксплуатации (48,9%), повреждение трубок при агрессивном воздействии воды (16,3%), дефекты монтажа и ремонта (13,9%), низкое качество материала трубок и вальцовки (9,3%), занос трубных систем конденсаторов (11,6%) [17,18,40].

На ТЭС с теплофикационными турбинами Т-110/120-130 АО ТМЗ наблюдаются коррозионные повреждения латунных трубок из сплавов JI-68 и JIO 70-1 в зоне воздухоохладителя [43]. На трех турбинах К-100-90 ХТЗ Троицкой ГРЭС в 1978г зарегистрировано 24 частичных отказа (вынужденное снижение нагрузки при отключении одной из половин конденсатора для определения дефектных трубок) с отглушением от 1 до 3-х трубок в каждое отключение конденсатора. Турбина Т-50/60-130 ТМЗ №3 Сакмарской ТЭЦ в 1977 г. трижды выводилась в ремонт из-за коррозионных повреждений более 500 латунных трубок конденсатора в связи с высоким солесодержанием циркуляционной воды (наработка 39 тыс.ч) [43].

Значительное количество отказов происходит из-за неплотностей в вальцованном соединении. Так, ослабление вальцовки трубок конденсатора через 1,0 - 1,5 года после их замены привело к отказам в работе турбин Т-100/110-130 ТМЗ N8 ТЭЦ-11 Мосэнерго, Т-25-29 ЛМЗ Челябинской ТЭЦ-1. Останов турбины ПТ-60-130 ЛМЗ N2 ТЭЦ-25 Мосэнерго был вызван повреждением вальцовки трубок конденсатора при монтаже.

Значительное количество отказов происходит из-за несвоевременной очистки трубного пучка. Правильное планирование и своевременная очистка конденсатора приносит существенную экономию. Так, блок мощностью 1200 МВт Костромской ГРЭС с 15 марта по 8 августа 1987 г. работал без единой очистки конденсатора, что привело к пережогу топлива в количестве 10635 т у.т. Как показали расчеты, выполненные авторами работы [11], при проведении очисток конденсатора в течение этого периода потери от пережога топлива из-за ухудшенного вакуума были бы уменьшены на 3097 т у.т.

На Орловской ТЭЦ из-за сильного загрязнения конденсатора турбина Т-100-130 АО ТМЗ работала с ухудшенным вакуумом. При резком сокращении расхода пара в теплофикационный отбор произошло снижение вакуума до уставки срабатывания защиты, что привело к останову турбины. На турбине Т-25-90 ТМЗ (Курганская ТЭЦ) вышли из строя линзовые компенсаторы сливных трубопроводов конденсатора [43].

В [17,21,31] описаны методика, результаты экспертного анализа и расчета показателей надежности вспомогательного теплообменного оборудования турбоустановок. На рис. 1.4 показано количество остановов турбин по причине отказов КУ. Статистический анализ информации показал, что турбин останавливаются из-за неполадок в работе КУ 3,0 (±0,44) раза в год, при

Рис. 1.4. Распределение частот выхода конденсаторов из строя этом время восстановления составляет в среднем 6,6 (±1,5) часов.

Согласно данным [21] средняя наработка на отказ для конденсаторов составляет 15000 часов, а время восстановления - 35 часов.

В [17,21,37,43] представлены результаты сравнительного анализа повреждаемости оборудования конденсационных установок по более чем 800 паротурбинным установкам мощностью от 100 до 800 МВт. Сравнение проведено по отношению ко всему вспомогательному оборудованию ПТУ, включающему в себя:

• конденсаторы;

• питательные электронасосы (ПЭН);

• питательные турбонасосы (111 Н);

• подогреватели высокого давления (ПВД);

• подогреватели низкого давления (ПНД);

• сетевые подогреватели;

• сальниковые подогреватели;

• воздушные насосы (эжекторы);

• деаэраторы;

• циркуляционные насосы;

• конденсатные насосы;

• бустерные насосы;

• трубопроводы.

Согласно [18,21,43] от 10 до 33% случаев отказов приходится на конденсационную установку; время восстановления оборудования КУ составляет от 15 до 50% времени восстановления всего вспомогательного оборудования турбины, а от 10 до 33% отказов КУ приводит к останову турбины.

В рамках исследования [16,21] были проанализированы отказы вспомогательного теплообменного оборудования более чем 150 паровых турбин мощностью от 12 до 800 МВт разных типов более чем на 60 ТЭС РАО "ЕЭС России". Исследование показало, что отказы в работе конденсаторов происходят чаще, чем отказы других элементов вспомогательного оборудования. На рисунке 1.5,а представлено распределение признаков отказов конденсаторов, вызывавших, как правило, аварийный останов турбоустановки в целом. Большинство случаев отказа конденсаторов (свыше 58 %) связано с повышением жесткости конденсата. Второй группой признаков по частоте отказов является падение вакуума (увеличение давления пара) в конденсаторе (33,7 %). Далее следует срыв сифона - до 7 % от общего числа отказов конденсатора. При этом чаще всего причиной срыва сифона является неудовлетворительная работа циркуляционных насосов. В качестве прочих отключений конденсаторов (около 1 %) проявляются ложные срабатывания, повреждения арматуры и другие.

На рисунке 1.5,6 представлено распределение конкретных дефектов, вызывавших отказы в работе конденсаторов. Здесь на первом месте идут зафиксированные дефекты трубной системы (60,9 %). До 7,6 % всех дефектов составляют повреждения арматуры системы циркуляции, дренажей и т.п. До 6,5 % отказов конденсатора обусловлены заносом трубок и трубных досок конденсатора органическими и прочими отложениями. Неплотности корпуса приводят к 4,3 % всех отказов за счет повышения давления пара в конденсаторе. Далее (2,2 %) идут дефекты, связанные с некачественным ремонтом (потеря герметичности оглушающих пробок уже поврежденных труб конденсаторов). Среди прочих причин (18 %) необходимо назвать повреждения паро-приемных устройств, трубопроводов, регулятора давления в конденсаторе.

Большое количество повреждений трубок конденсаторов (рис. 1.5,в) позволило разделить причины повреждений по группам. Основная масса повреждений (39,3 %) трубных систем связана с потерей (в процессе достаточно длительной эксплуатации) герметичности собственно трубок и вальцованных соединений. При этом во многих случаях выявить более конкретную причину разгерметизации весьма проблематично. Связано это, прежде всего, с тем, что поврежденные трубки находились в глубине трубного пучка, их визуальный 2

21 4%

Рис. 1.5 Распределение повреждений конденсатора а - распределение признаков отказов конденсатора 1 - повышение жесткости конденсата; 2 - падение вакуума; 3 - срыв сифона, 4 - прочее; б - распределение дефектов отказов конденсатора:

1 - повреждения трубок конденсатора; 2 - повреждения арматуры, дренажей и т.д.; 3 - занос трубок и трубных досок; 4 -неплотность корпуса конденсатора; 5 - потеря герметичности отглушающих пробок отглушенных трубок; 6 - прочее; в - распределение причин повреждений трубных систем конденсатора:

1 - фрикционный износ трубок или вальцованного соединения трубок с трубной доской по различным причинам, 2 - эрозия трубок, 3 коррозия трубок; 4 - низкое качество латунных трубок; 5 - обесцинкивание латунных трубок, 6 - низкое качество выполнения вальцов ки и трубных досок при ремонте или изготовлении; 7 - разрушение трубок фрагментами лопаток осмотр был невозможен. Немногочисленные случаи вырубки и выемки таких поврежденных трубок (на основании визуального контроля) позволяют заключить, что разгерметизация происходила как в результате коррозионного изнашивания трубок, так и в результате фрикционного их износа в зоне прохода трубок через отверстия промежуточных перегородок (основной причиной такого износа может являться вибрация трубок, которая также могла приводить и к ослаблению плотности вальцованных соединений и, в конечном итоге, к их разгерметизации). Данные результаты, в частности, подтверждаются исследованиями, опубликованными в [17].

Второй по значимости причиной повреждений трубок (21,4 % от общего числа) является их эрозионный износ (рис. 1.5,в), что определяется условиями, в которых работают трубки конденсатора.

Во-первых, причиной эрозии наружной поверхности трубок являются капли конденсата, образующиеся ещё в проточной части цилиндра низкого давления и движущиеся с большой скоростью в выхлопном патрубке ЦНД и в пароприемном устройстве конденсатора. Во-вторых, причиной эрозии внутренней поверхности трубок является низкое качество циркуляционной воды, несущей с собой в качестве взвесей иногда достаточно большое количество абразивных частиц, вызывающих изнашивание внутренней поверхности трубок, особенно в зоне входных участков (около трубных досок).

Коррозия трубок, которую с большой долей достоверности можно идентифицировать на трубках конденсатора, вызывает до 17 % отказов трубной системы конденсаторов. Причиной коррозионного разрушения трубок конденсатора является, прежде всего, присутствие кислорода как окислителя и в циркуляционной воде (чаще всего в растворенном виде), и в паровом пространстве конденсатора (кислород поступает с воздухом через неплотности вакуумной системы паротурбинной установки).

Весьма часто коррозионно-эрозионные процессы усугубляются низким качеством теплообменных трубок (связано это с металлургическими и технологическими дефектами труб при их производстве). Аргументация по поводу разрушения трубок за счет этой причины присутствует в 7,1 % случаев повреждений трубной системы конденсаторов. Также 7,1 % случаев повреждения трубной системы конденсаторов связываются с обесцинкиванием трубок из сплава JI-68. Низкое качество выполнения вальцованных соединений, в частности, за счет низкого качества сверления отверстий в трубных досках становится причиной разгерметизации трубной системы конденсаторов в 5,4 % случаев. Необходимо выделить также разрушения трубок конденсаторов, вызванные отрывом стеллитовых пластин лопаток последних ступеней и фрагментов оборванных лопаток, которые при соударениях с трубками вызывают 3,6 % повреждений трубной системы конденсаторов.

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Хает, Станислав Иосифович

Выводы

На основании изложенного в главе 6 материала можно сделать следующие основные выводы:

• реализация элементов диагностического модуля конденсационной установки паровой турбины проведена в рамках комплексной системы мониторинга состояния оборудования энергоблока. При этом использованы стандартные функции и диагностические процедуры; разработана и апробирована методика учета раздельного влияния на величину давления пара в конденсаторе присосов воздуха и загрязнений поверхности теплообмена. Эта методика является уточнением методики [52,86]; показано, что результаты, полученные в результате проведенного экспериментального исследования термической очистки трубок конденсаторов, могут быть использованы при оптимизации режимов и технологии проведения очисток на натурных аппаратах; разработаны нормативные характеристики для конденсаторов турбин НСТЭЦ. Усовершенствована схема измерений для сбора параметров, необходимых для формировании базы исходных данных; модифицирован расчетный алгоритм для контроля технического состояния КУ. Представлена программа для обработки регламентных испытаний КУ. При этом учтено раздельное влияние на давление в конденсаторе присосов воздуха и загрязнения поверхности теплообмена конденсатора. Установлено, что вакуумная система КУ турбины (ст.№2) функционирует удовлетворительно. Количество режимов с повышенными присосами воздуха, (когда влияние воздуха на отклонение вакуума существенно) составляет 22% от общего количества режимов. При этом отклонение фактических значений коэффициента эффективности конденсатора от расчетных значений на 2.48 % определяется присосами воздуха, оставшееся - приходится на загрязнение поверхности теплообмена; скорреюпрованы база данных и база знаний для условий работы КУ турбин НСТЭЦ. В базах данных и знаний содержится более 90 гипотез и свидетельств.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящем диссертационном исследовании разработаны и реализованы элементы диагностического модуля конденсационной установки паровой турбины, который является составной частью разрабатываемой с участием автора комплексной системы мониторинга состояния оборудования энергоблока. Разработанные методы и диагностические процедуры являются универсальными и могут быть использованы при реализации модулей для диагностики других элементов оборудования энергоблоков ТЭС.

По результатам проведенной работы можно сделать следующие основные выводы:

• выбранная для разработки методики построения и реализации экспертной системы КУ методология структурного анализа (SADT) является универсальным инструментом и может быть использована для разработки различных диагностических и мониторинговых процедур. В экспертной системе сформированы база знаний (гипотезы неисправностей), база данных (свидетельства неисправностей) и диагностическая таблица (таблица вероятностей), которые могут быть включены в диагностические модули конденсационных установок различных паровых турбин;

• разработана методика учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе повышенных присосов воздуха и загрязнения трубок конденсатора. Принято, что отклонение величины фактического вакуума от нормативного значения определяется суммой поправок на величину присосов воздуха и загрязнения трубок конденсатора. Поправка на величину присосов воздуха определяется с учетом фактического режима работы КУ и совместной характеристики конденсатора и эжектора по методике, предложенной в работах Вятского ГТУ. Уточнение этой методики проведено в части оценки влияния степени загрязнения трубок;

• проведено исследование состава отложений на трубках конденсаторов ряда ТЭС (ВТГРЭС, РефтГРЭС, НТГРЭС). Установлено, что на ТЭС с оборотной системой циркуляционного водоснабжения с прудом-охладителем отложения характеризуются наличием в большей степени органических составляющих. Проведенное обследование показало, что количество органики в отложениях на разных ТЭС отличается и составляет до 40 % от общего количества отложений;

• анализ обследования семнадцати ТЭС показал, что эффективность термической очистки конденсаторов паровых турбин достаточно высока и выражается в снижении недогрева воды до температуры насыщения пара на величину от 1 до 7 °С и углублении вакуума на 0,15 % и выше. Единая технология проведения термической очистки на различных ТЭС отсутствует, что связано с недостаточной изученностью этих процессов;

• для исследования процесса термической очистки трубок конденсаторов разработана и реализована экспериментальная установка. Разработана методика оценки эффективности сушки отложений в трубках конденсаторов паровых турбин. Предложено эффективность термической очистки трубок оценивать через отношение массы удаленных чисткой отложений к общей массе имеющихся на трубке отложений. Для обработки экспериментальных данных предложен параметрический комплекс К*, зависящий от градиентов температур и влагосодержания в слое отложений. Данный комплекс может быть использован для выбора и обоснования параметров и технологии очистки трубок конденсаторов паровых турбин от органических отложений;

• анализ экспериментальных данных показал, что:

- эффективность термической очистки определяется такими факторами, как продолжительность сушки, температура воздуха на входе в трубку, температура в межтрубном пространстве, общая масса отложений на трубке, начальная влажность сушильного агента (воздуха);

- эффективность термической очистки трубок конденсаторов различных ТЭС существенно различается, так как отложения индивидуальны для каждой ТЭС. Максимальная эффективность очистки трубок РефтГРЭС - 75 %, НТГРЭС - 45 %, ВТГРЭС - 40 % ;

- использование комплекса К* позволило получить удовлетворительную корреляцию между массивами опытных данных для разных ТЭС и соответствующими аппроксимирующими функциями;

• проведена реализация разработанных в данной работе элементов диагностического модуля КУ турбин Т-110/120-130 на НовоСвердловской ТЭЦ. Трубные пучки конденсаторов турбин НСТЭЦ работают в нерасчетных условиях (с пропуском циркуляционной воды через основные, а подпиточной - через встроенные пучки). Для этих условий разработаны расчетные характеристики конденсаторов. В рамках программного комплекса реализованы: диагностический модуль конденсационной установки, включающий стандартный алгоритм обработки регламентных испытаний конденсаторов турбин; уточнение расчетного алгоритма в части учета раздельного влияния на давление пара в конденсаторе повышенных присосов воздуха и загрязнений трубок; адаптированная к оборудованию НСТЭЦ экспертная система оценки нарушений в работе КУ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Хает, Станислав Иосифович, 2004 год

1. Попов А.Б., Перевалова Е.К., Сверчков А.Ю. Проблема продления ресурса теплоэнергетического оборудования ТЭС // Теплоэнергетика. 2003. № 4. С.29-36.

2. Трухний А.Д., Костюк А.Г., Трояновский Б.К. Совершенствование основных эксплуатационных и технико-экономических показателей паровых турбин//Теплоэнергетика. 1994. №1. С. 16-22.

3. Аронсон К.Э., Мурманский Б.Е., Бродов Ю.М. Концепция комплексной системы мониторинга оборудования энергоблока // Совершенствование турбин и турбинного оборудования: Региональный сборник научных статей. Екатеринбург: УГТУ, 2000. С. 181-191.

4. Урьев Е.В., Мурманский Б.Е., Бродов Ю.М. Концепция системы вибрационной диагностики паровой турбины // Теплоэнергетика, 1995. № 4.С.36-40.

5. Информационно-диагностическая система контроля подогревателей сетевой воды турбоустановки Т-250/300-240 /Трухний А.Д., Зройчиков И.А., Ломакин Б.В., Седов И.В. // Теплоэнергетика, 1998. № 1. С.30-34.

6. Лейзерович А.Ш., Сорокин Г.К. Разработка стандарта по приспособленности тепломеханического оборудования энергоблоков ТЭС к диагностированию//Теплоэнергетик. 1993. № 5. С.62-64.

7. Ковалев И.А. Цели и задачи технической диагностики //Труды ЦКТИ, 1992. Вып. 273. С. 3-7.

8. Чекардовский М.Н. Методология контроля и диагностики энергетического оборудования системы теплогазоснабжения. СПб.: ООО «Недра», 2001. 145 с.

9. Исследование технического состояния оборудования системы теплогазоснабжения /Баранов В.Н., Богомолов В.П., Разбойников А.А., Чекардовский М.Н., Шаповал А.Ф. Под ред. А.П. Малышкина М: Российская академия архитектуры и строительных наук, 2001. 208 с.

10. Бродов Ю. М., Аронсон К. Э., Ниренштейн М. Концепция системы диагностики конденсационной установки паровой турбины // Теплоэнергетика. 1997. № 7. С. 34-38.

11. Баран Л.С. Разработка системы комплексной технической диагностики конденсационной установки турбины К-800-240-3 //Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С. 40-51.

12. Берман Л.Д. Техническая диагностика состояния трубных систем конденсаторов паровых турбин // Энергохозяйство за рубежом. 1987. №6. С. 8-13.

13. Дуэль М.А. Автоматизированные системы управления энергоблоками с использованием средств вычислительной техники М.: Энергоатомиздат, 1983. 120 с.

14. Дуэль М.А. Соляник Б.Л. Применение ЭВМ для определения энергетических характеристик в АСУ ТЭС. М: Энергия, 1976. 28 с.

15. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Конденсационные установки паровых турбин: Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1994. 288 с.

16. Надежность теплообменных аппаратов паротурбинных установок с учетом технологических и эксплуатационных факторов / Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Купцов В.К., Руденко А.С. // Тяжелое машиностроение. 2002. № 2. С. 38-40.

17. Анализ показателей надежности теплообменных аппаратов турбоуста-новок ТЭС /Бродов Ю.М., Резникова Р.С., Краснова Г.И. и др. // Энергомашиностроение. 1982. № 11.С. 35-39

18. Анализ показателей надежности турбоустановок и энергоблоков в целом АО "Свердловэнерго" / Бродов Ю.М., Мурманский Б.Е., Митель-ман М.М. и др. // Теплоэнергетика. 1997. № 7. С. 9-14.

19. Кирсанов И.Н. Конденсационные установки. М.: Энергия, 1965. 376 с.

20. Теплообменники энергетических установок: Учебник для вузов / К.Э. Аронсон, С.Н. Блинков, В.И. Брезгин и др. Под ред. Ю.М.Бродова -Екатеринбург: Изд-во СОКРАТ, 2002. 968 с.

21. Надежность кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок: Учебное пособие / Ю.М. Бродов, П.Н. Плотников. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001. 242 с.

22. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Анализ методик теплового расчета конденсаторов паровых турбин. // Теплоэнергетика, 1980. № 7. С. 57-59.

23. Бродов Ю.М., Савельев Р.З., Ниренштейн М.А. К расчету коэффициентов теплопередачи в конденсаторах паровых турбин // Теплоэнергетика, 1981. № 12. С. 59-61.

24. Берман Л.Д., Зернова Э.П. Руководящие указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных паровых турбин тепловых и атомных электростанций. М.: Союзтехэнерго. 1982. 106 с.

25. Берман Л.Д., Зернова Э.П. Зависимость коэффициента теплопередачи конденсаторов паровых турбин от режимных условий // Изв. вузов Энергетика, 1980. № 9. С. 48-55.

26. Бродович К., Чаплицки А. Расчеты и исследования конденсаторов паровых турбин // Теплоэнергетика, 1989. № 2. С.74-76.

27. Дерюгин В.Ф. Чорбаджиев Д.П. Детальный расчет конденсаторов турбин на аналоговых вычислительных машинах с использованием номограмм. М.: Вычислительный центр АН СССР, 1965. 102 с.

28. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок. 2-е изд. пере-раб. М.: Энергоатомиздат, 1985. 304 с.

29. Соколов С.М. Разработка математического, информационного и программного обеспечения системы оперативного диагностирования ЯЭУ: Автореф дис. . канд. техн. наук / НГТУ. Н. Новгород, 1996. 160 с.

30. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок: Учебное пособие / Бродов Ю.М., Аронсон К.Э., Бухман Г.Д. и др. Екатеринбург: УГТУ, 1996. 298 с.

31. Лейзерович А.Ш. Опыт создания освоения автоматизированных систем диагностического контроля энергоблоков ТЭС // Труды ЦКТИ. 1994. Вып. 279. С. 38-45.

32. Крохин Г.Д. Функциональная диагностика энергоустановок электростанций: Автореф. дис. .канд. техн. наук. / НГТУ. Новосибирск, 1996. 146с.

33. Хуан Тин. Мониторинг и вибрационная диагностика элементов теплофикационных турбин небольшой мощности: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. / МЭИ. М., 1996. 125 с.

34. Автоматизированная система диагностирования водно-химического режима энергоблока 800 Мвт. /Петров В.Ю., Иванова Т.Л., Пугач Н.Е. и др. // Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С.81-88.

35. Гординский А.А., Попов Е.Г., Журавель A.M. Функционально-алгоритмическая структура автоматизированной системы технического диагностирования оборудования энергоблоков ТЭС. // Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С. 20-23

36. Хает С.И, Аронсон К.Э, Бродов Ю.М., Шемпелев А.Г. Разработка и апробация элементов системы мониторинга состояния и диагностики конденсатора паровой турбины //Теплоэнергетика. 2003. № 7. С. 67-69.

37. Концепция комплексной системы мониторинга состояния оборудования энергоблока /Аронсон К.Э., Акифьева Н.Н., Бродов Ю.М. и др. // Теплоэнергетика, 2002. № 2. С. 47-53.

38. Коррозионная стойкость материалов трубок теплообменных аппаратов турбоустановок / Анисимова О.С., Бродов Ю.М., Рябчиков А.Ю., Плотников П.Н. //Практика противокоррозионной защиты. 1997. № 3(5). С. 4-20.

39. Разработки, исследования и внедрение методов повышения эффективности и надежности теплообменных аппаратов на ТЭС Свердловэнерго / Бродов М., Бухман Г. Д., Рябчиков А.Ю. и др. // Электрические станции. 1997. №5. С. 48-51.

40. ОСТ 108.001.114-80. Надежность изделий энергомашиностроения. Система сбора и обработки информации с места эксплуатации, ремонта и с предприятий-изготовителей. Основные положения. Введен 01.81. М.: Минэнергомаш, 1981. 45 с.

41. Разработка ОКД и принципиальных положений по контролю, диагностике и прогнозированию состояния оборудования энергоблока: Отчет /УГТУ-УПИ. № 155/97. Екатеринбург, 1998. 72 с

42. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС / Под ред. А.И. Андрющенко. М.: Высшая школа, 1991. 303 с.

43. МУ-34-70-122-85. Методические указания по эксплуатации конденсационных установок паровых турбин электростанций. М.: Союзтехэнерго. 1986.214 с.

44. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1990. 640 с.

45. РД 34.30.403-93. Методические указания по наладке и эксплуатации систем шариковой очистки конденсаторов паровых турбин. М.: СПО ОРГРЭС. 1994. 46 с

46. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. Министерство энергетики РФ. М.: ЗАО «Энергосервис», 2003. 368 с.

47. Жилкин Н.А., Лупенов М.И., Менделеев Г.А. Исследование применения термического способа очистки конденсаторов //Энергетик, 1972. № 1.С. 8-9

48. Анатолиев Ф.А. Расчет вспомогательных устройств паросиловых установок. М., JI.: Объединенное научно-техническое издательство НКТП СССР. 1936. 256с.

49. Шкловер Г.Г., Мильман О.О. Исследование и расчет конденсационных установок паровых турбин. М.: Энергоатомиздат. 1985. 240 с

50. Шемпелев А. Г. Разработка и исследование некоторых способов повышения эффективности конденсационных устройств паровых турбин при малопаровых режимах работы: Автореф. дис. . канд. техн. наук. /УГТУ-УПИ. Екатеринбург, 1999. 21 с.

51. Надежность и эффективность в технике. Техническая диагностика: Справ. / Под ред. В.В. Клюева, П.П. Пархоменко. М.: Машиностроение,1987. Т. 9.352 с.

52. Баран JT.C. Диагностирование и оптимизация режимных характеристик конденсационных установок паровых турбин: Автореф. дис. . канд. техн. наук. / НПО ЦКТИ. Л., 1989. 180 с.

53. Алексанов А.А. разработка методов и алгоритмов функционирования подсистем контроля и анализа автоматизированных технологическихпроцессов ТЭС: Автореф. дис. . канд. техн. наук. / ВГТУ. Воронеж, 1990. 120 с.

54. Муравьев В И. Исследование и разработка мероприятий по повышению надёжности и экономичности конденсационных систем ТЭС и АЭС: Автореф. дис. . канд. техн. наук. / ХГТУ. Харьков, 1993. 75 с

55. Ковалев Н.А. Разработка алгоритмов функционирования и распознавания дефектов для автоматической системы вибрационной диагностики // Труды ЦКТИ. № 19. с. 27-33.

56. Перминов И.А., Орлик В.Г., Гординский А.А. Диагностика состояния проточных частей мощных паровых турбин с применением станционных вычислительных комплексов // Труды ЦКТИ. 1992. Вып. 273. С. 58-61.

57. Разработка и внедрение системы функционирования АСТД в составе АСУТГТ энергоблока 800 МВт Запорожской ГРЭС /Сафонов Л.П., Журавель A.M., Литвинов В.К. и др. //Труды ЦКТИ. 1994. Вып. 279. С. 1015.

58. Лейзерович А.Ш. Первый опыт создания экспертных систем для тепловых электростанций // Энергохозяйство за рубежом. 1990. № 5. С. 15-19.

59. Шаргородский B.C., Божко В.В. Структура, назначение и основные принципы создания информационно-диагностической системы «Ментор». //Труды ЦКТИ. 2002. Вып. 283. С. 192-197.

60. Баран Л.С. Система комплексной диагностики конденсационных установок паровых турбин // Труды ЦКТИ. 1992. № 273. С. 103-109.

61. Баляев Д.В., Башуров Б.П. Диагностирование технического состояния теплообменных аппаратов на основе математического моделирования // Теплоэнергетика. 2001. № 5. С. 69-72.

62. Система комплексного технического диагностирования оборудования турбоустановки К-550 блока №5 Курской АЭС /Стебунов А.Б., Сенькин В.И. и др.//Труды ЦКТИ. 1992. Вып. 273. С. 114-118.

63. Питер Джексон. Введение в экспертные системы. М: Издательский дом Вильяме, 2001.624 с.

64. Chhaya Н.М. Condition monitoring and analysis techniques for predictive maintenance of rotating machinery // National Symposium Vibration Vower Plant Equipment. Bombay, 1986. IV 13/1-IV 17/26.

65. Искусственный интеллект: Справ. /Под ред. Панова Э.В. М.: Радио и связь, 1990. Т. 1.461 С.

66. Разработка элементов комплексной системы мониторинга состояния теплообменных аппаратов ПТУ / Аронсон К.Э., Бродов Ю.М., Акифьева Н.Н. и др. / Тяжелое машиностроение. 2002. № 2. С. 32-34.

67. Нейлор К. Как построить свою экспертную систему М.: Энергоатомиз-дат, 1991.286 с.

68. Павелко В.И. Модели функциональной диагностики: Отчет / ИАЭ им. Курчатова. № 31/1-623-89. М., 1989. 57 с.

69. Знышев В.В. Об одном способе формирования образа неисправности в ЯЭУ // Вопросы атомной науки и техники. Физика и техника ядерных реакторов. 1979. Вып. 4 (8). С. 64-68.

70. Мурманский Б.Е. Разработка и исследование системы вибрационной диагностики паровых турбин на основе экспертных систем вероятностного типа: Автореф. дис. . канд. техн.наук. / УГТУ-УПИ. Екатеринбург, 1996. 234.

71. Система постоперативного анализа показателей работы оборудования электростанций / Брезгин В.И., Аронсон К.Э., Бродов Ю.М. и др. // Электрические станции. 2001. №6. С. 55-62.

72. Лешек А. Мацяшек. Анализ требований и проектирование систем. М.: Издательство "Вильяме", 2002. 428 с.

73. Кальянов Г.Н. Структурный системный анализ CASE. Москва: Лори, 1996. 105 с.

74. Марка Д., МакГоуэн К. Методология структурного анализа. М: Мето-технология, 1993. 240 с.

75. Исследование характера опирания труб в промежуточных перегородках конденсаторов и других теплообменных аппаратах турбоустановок/ Плотников П.Н., Купцов В.К., Бродов Ю.М., Пермяков В.А. // Труды ЦКТИ. Л., 1982. Вып. 198. С. 108-113.

76. Контроль состояния поверхности теплообмена и определение оптимального срока чистки конденсаторов/ Савельев Р.З., Бродов. Ю.М., Ниренштейн М.А. и др. // Электрические станции. 1983. №1. С. 28-30.

77. Определение оптимальных сроков чистки поверхностей сетевых подогревателей теплофикационных турбин /Ниренштейн М.А., Савельев Р.З., Бродов Ю.М. и др. // Энергетическое машиностроение: Экспресс информация. М.: ЦНИИТЭИТЯЖМАШ, 1988. Вып. 1. С. 26-29.

78. Показатели надежности основного и вспомогательного оборудования турбоустановок ТЭС АО Свердловэнерго / Бродов Ю.М., Мурманский Б.Е., Мительман М.М. и др. // Электрические станции. 1997. № 5. С. 1215.

79. МУ 34-70-001-82. Методические указания по испытанию сетевых подогревателей. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.48 с.

80. МУ-34-70-005-82. Методические указания по испытанию поверхностных подогревателей низкого давления. М.: СТЭ, 1982. 28 с.

81. МУ 37-70. Методические указания по наладке и эксплуатации пароструйных эжекторов конденсационных установок турбин ТЭС и АЭС. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.30 с.

82. Руководящие указания по наладке и эксплуатации пароструйных эжекторов конденсационных установок. M.,JI.: Госэнергоиздат, 1956. 55 с.

83. Кутателадзе С.С., Ляховский Д.Н., Пермяков В.А. Моделирование теплоэнергетического оборудования. М: Энергия, 1966. 351 с.

84. Гусев А.Ю., Рукосуев Ю.В., Сторожук А.А. Термический способ очистки трубок конденсаторов турбины К-500-240-2 Экибастузской ГРЭС // Электрические станции, 1990. № 3. С. 81-82.

85. Седов В.К, Панченко В.В., Габрийчук Н.С. Опыт удаления отложений в конденсаторах паровых турбин Нововоронежской АЭС //Электрические станции. 1978. № 5. С. 4-6.

86. Эксплуатация и ремонт оборудования электростанций и сетей //Экспресс-информация: М: Информэнерго,. 1978. Вып. 23 (320). 24 с.

87. Ефимочкин Г.И., Шипилев С.Г. Опыт внедрения систем очистки охлаждающей воды и шариковой очистки конденсаторных трубок на турбинах ТЭС и ТЭЦ//Теплоэнергетика. 2000. № 2. С. 35-39.

88. Инструмент для изготовления и ремонта теплообменного оборудования: Рекламный проспект. /Санкт-Петербургский Государственный морской технический университет. Научно-производственный учебный технологический центр. 2004. 36 с. WWW.NITL.RU

89. Зайдель А.Н. Элементарные оценки ошибок измерений. Л.: Издательство "Наука", 1968. 96 с.

90. Лыков А.В. Тепломассообмен: Справ. М.: Энергия, 1973. 560 с.

91. Лебедев П.Д. Теплообменные, сушильные и холодильные установки. М.: Энергия, 1972. 320 с.

92. Исаченко В.П. Теплопередача. М: Энергоиздат, 1981. 417с.

93. Подогреватели сетевой воды в системах теплоснабжения ТЭС и АЭС: Учебное пособие / Ю.М. Бродов, В.И. Великович, М.А. Ниренштейн, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков. Екатеринбург: УГТУ, 1999. 138 с.

94. Теплообменные аппараты в системах регенеративного подогрева питательной воды паротрубных установок /Бродов Ю.М., Ниренштейн М.А., Аронсон К.Э., Рябчиков А.Ю. Екатеринбург: УГТУ. 1998. 192 с.

95. П.И. Бажан, Г.И. Каневец, В.М. Селиверстов. Справочник по теплооб-менным аппаратам. М.: Машиностроение, 1989,365 с.

96. ЮО.Теория и техника теплофизического эксперимента: Учебное пособие / Под ред. В.К. Щукина. М.: Энергоатомиздат, 1985. 360 с.

97. Измерение расхода воды в конденсаторах паровых турбин / Берсенев

98. B.JI., Мень П.Г., Дорошенко В.А. и др. // Энергетик. 1982. № 5. С. 25

99. Концепция развития в промышленности России. НИЦ CALS-технологии «Прикладная логистика» / Е.В. Судов, А.И. Левин, А.Н. Давыдов, В.В. Барабанов. М.: Министерство промышленности, науки и технологии России, 2002. 130 с.

100. МУ 34-70-010-82 Методические указания по испытаниям конденсационных установок паровых турбин. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982. 68 с.26.