СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ Российский патент 2022 года по МПК G01M15/14 

Изобретение относится к области эксплуатации газотурбинных установок (ГТУ), а именно к оценке технического состояния установок или ее отдельных узлов для принятия решения по их обслуживанию и дальнейшей эксплуатации установки.

Из известных способов наиболее близким к предложенному является способ эксплуатации газотурбинной установки, включающий оценку технического состояния по изменению характеристик рабочих режимов, в частности, величины частоты вращения ротора газогенератора n_гг, измеренной в процессе эксплуатации установки, от исходных значений параметров, в частности n_{гг исх}, определенной в процессе заводских сдаточных испытаний перед началом эксплуатации на контролируемом режиме работы (патент RU 2406990 C1, G01M 15/14, 20.12.2010).

Недостатком известного способа является то, что он вследствие использования дает лишь общую оценку технического состояния установки, недостаточно точно выявляет конкретную причину или узел приводящих к ухудшению технического состояния установок и запоздалой остановке газотурбинной установки в результате разрушения узла.

Задача изобретения - повышение точности и достоверности определения необходимости технического обслуживания ГТУ и выявления причин, приводящих к ухудшению ее технического состояния в процессе эксплуатации.

Ожидаемый технический результат - повышение эксплуатационной экономичности, надежности и ресурса газотурбинной установки и газоперекачивающего агрегата в целом за счет повышения точности и достоверности определения конкретных узлов ГТУ, в которых происходит изменение технического состояния на стадии эксплуатации без разрушения деталей ГТУ.

Технический результат достигается тем, что в известном способе, эксплуатации газотурбинной установки, содержащей газогенератор и силовую турбину, включающем оценку ее технического состояния по изменению характеристик рабочих режимов, согласно предложению при оценке технического состояния на ряде исправных газотурбинных установок фиксируют в заданном диапазоне частот вращения роторов зависимости изменения частоты вращения и амплитуд вибраций корпусов газогенератора и силовой турбины от времени на выбеге роторов при останове газотурбинной установки, вычисляют критические частоты вращения, формируют типовые зависимости изменения частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций по каждому вибродатчику, размещенному на корпусах газогенератора и силовой турбины, от времени, фиксируют текущие зависимости значений критических частот и амплитуд вибраций на конкретной газотурбинной установке, сравнивают с типовыми зависимостями, при отклонении текущих значений критических частот и/или амплитуд от типовых на более, чем 5%, формируют сигнал об изменении технического состояния опор конкретного ротора. Типовую зависимость изменения частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций по каждому вибродатчику от времени, а также критических частот вращения формируют для конкретной газотурбинной установки на начальном этапе ее эксплуатации. Дополнительно типовую зависимость частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций по каждому вибродатчику от времени разбивают на участки по количеству критических частот в данном диапазоне частот вращения роторов, в каждом из которых определяют значение критической частоты и амплитуду вибраций при ее прохождении и сравнивают с текущими значениями на том же участке, а при отклонении текущих значений от типовых хотя бы на одном участке формируют сигнал об изменении технического состояния опоры конкретного ротора.

Способ реализуется следующим образом.

При проектировании газотурбинной установки обязательным требованием является определение расчетным путем значений критических частот вращения, и в случае необходимости, проведение частотной отстройки - исключение критических частот из рабочего диапазона частот вращения роторов путем вывода за верхнюю границу, либо смещения на пониженные режимы работы газотурбинной установки.

В процессе эксплуатации при останове ряда исправных газотурбинных установок производят непрерывную регистрацию частот вращения роторов низкого давления (n_РНД), высокого давления (n_РВД) и силовой турбины (n_СТ) и амплитуд вибраций по времени на выбеге роторов с дискретностью не менее 50 измерений в секунду в выбранном диапазоне частот вращения, например, от малого газа до значения частоты вращения, равной не менее 1% от ее номинального значения. Строят для каждой исправной газотурбинной установки для выбранного диапазона зависимости частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций V_ГГ и V_СТ по каждому вибродатчику, установленному на корпусах газогенератора (ГГ) и силовой турбины (СТ), ,, от времени . Затем по этим зависимостям строят осредненную типовую зависимость и вычисляют критические частоты вращения с точностью ±2 Гц. Во время эксплуатации фиксируют текущие зависимости наносят их на типовую зависимость и сравнивают:

- при изменении амплитуды вибраций при прохождении критической частоты в текущей зависимости от типовой более чем на 5% формируют сигнал об изменении технического состояния опоры конкретного ротора;

- при смещении критической частоты вращения по времени в текущей зависимости от типовой более чем на 5% формируют сигнал об изменении технического состояния опоры конкретного ротора.

Типовую зависимость возможно формировать для конкретной газотурбинной установки на начальном этапе ее эксплуатации, например, при пуско-наладочных работах с использованием штатной системы измерения вибраций.

Дополнительно типовую зависимость частот вращения роторов и амплитуд вибраций от времени можно разбивать на участки по количеству критических частот в данном диапазоне частот вращения роторов, в каждом их которых определять значение критической частоты и амплитуду вибраций при ее прохождении и сравнивать с текущими значениями на том же участке. При отклонении текущих значений более чем на 5% от типовых хотя бы на одном участке формируют сигнал об изменении технического состояния опоры конкретного ротора.

Пример реализации.

При пуско-наладочных работах перед началом эксплуатации по 3-м остановам газотурбинной установки с режима малого газа n_РВД=72% формируют типовые зависимости частот вращения роторов и амплитуд вибраций по времени путем их фиксации с частотой дискретизации не менее 50 измерений в секунду и построения усредненной по 3-м остановам зависимости для каждого ротора и по каждому вибродатчику от частот вращения на режиме малого газа до значений частот вращения не менее 1% от их номинальных значений, изображенных на фиг. 1, 2. На тех же зависимостях наносят текущую зависимость на останове в процессе эксплуатации.

На фиг. 1 красной кривой показана зависимость частоты вращения ротора низкого давления газогенератора ГТУ от времени синей - зависимость частоты вращения ротора высокого давления от времени зеленой и оранжевой - зависимости амплитуды вибраций, регистрируемой вибродатчиком на корпусе газогенератора, от времени для типового и текущего состояния ГТУ соответственно. Как видно из фиг. 1 произошло изменение значения второй критической частоты f_2кр (смещение по времени) от типовой зависимости более, чем на 5% при одинаковой частоте вращения ротора n_РНД, что свидетельствует о появлении отклонений в опоре ротора компрессора низкого давления (увеличение радиальной податливости опоры вследствие разрушения части перемычек упругого элемента типа «беличье колесо»). По остальным контролируемым критическим частотам отклонений от типовой зависимости не отмечено.

На фиг. 2 фиолетовой кривой показана зависимость частоты вращения ротора силовой турбины ГТУ от времени зеленой и оранжевой - зависимости амплитуды вибраций, регистрируемой вибродатчиком на корпусе силовой турбины, от времени для типового и текущего состояния ГТУ соответственно.

Амплитуда вибраций при прохождении критической частоты вращения f_1кр при одинаковой частоте вращения ротора n_РСТ увеличилась от типовой зависимости более, чем на 5%, что свидетельствует о появлении отклонений в опоре ротора компрессора высокого давления (нарушение работы гидродинамического демпфера вследствие подклинивания масляного насоса). По остальным контролируемым критическим частотам отклонений от типовой зависимости не отмечено.

Изобретение относится к области эксплуатации газотурбинных установок. На ряде исправных газотурбинных установок, содержащих газогенератор и силовую турбину, фиксируют в заданном диапазоне частот вращения роторов зависимости изменения частоты вращения и амплитуд вибраций корпусов газогенератора и силовой турбины от времени на выбеге роторов при останове газотурбинной установки. Вычисляют критические частоты вращения, формируют типовые зависимости изменения частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций по каждому вибродатчику, размещенному на корпусах газогенератора и силовой турбины, от времени, фиксируют текущие зависимости значений критических частот и амплитуд вибраций на конкретной газотурбинной установке, сравнивают с типовыми зависимостями, при отклонении текущих значений критических частот и/или амплитуд от типовых на более чем 5% формируют сигнал об изменении технического состояния опор конкретного ротора. Типовую зависимость изменения частот вращения роторов и амплитуд вибраций от времени, а также критических частот вращения формируют для конкретной газотурбинной установки на начальном этапе ее эксплуатации. Дополнительно типовую зависимость частот вращения и амплитуд вибраций от времени разбивают на участки по количеству критических частот в данном диапазоне частот вращения роторов, в каждом из которых определяют значение критической частоты и амплитуду вибраций при ее прохождении и сравнивают с текущими значениями на том же участке, а при отклонении текущих значений от типовых хотя бы на одном участке формируют сигнал об изменении технического состояния опоры конкретного ротора. Технический результат - определение узлов, в которых происходит изменение технического состояния на стадии допустимого времени эксплуатации без разрушения деталей газотурбинной установки, что повышает ее эксплуатационную экономичность. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ эксплуатации газотурбинной установки, содержащей газогенератор с корпусом, ротором низкого давления, ротором высокого давления и силовую турбину с корпусом и ротором силовой турбины, включающий оценку ее технического состояния по изменению характеристик рабочих режимов, отличающийся тем, что при оценке технического состояния на ряде исправных газотурбинных установок фиксируют в заданном диапазоне частот вращения роторов зависимости изменения частоты вращения и амплитуд вибраций корпусов газогенератора и силовой турбины от времени на выбеге роторов при останове газотурбинной установки, вычисляют критические частоты вращения, формируют типовые зависимости изменения частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций по каждому вибродатчику, размещенному на корпусах газогенератора и силовой турбины, от времени, фиксируют текущие зависимости значений критических частот и амплитуд вибраций на конкретной газотурбинной установке, сравнивают с типовыми зависимостями, при отклонении текущих значений критических частот и/или амплитуд от типовых на более чем 5% формируют сигнал об изменении технического состояния опор конкретного ротора.

2. Способ эксплуатации газотурбинной установки по п. 1, отличающийся тем, что типовую зависимость изменения частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций по каждому вибродатчику от времени, а также критических частот вращения формируют для конкретной газотурбинной установки на начальном этапе ее эксплуатации.

3. Способ эксплуатации газотурбинной установки по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно типовую зависимость частот вращения роторов низкого давления, высокого давления и силовой турбины и амплитуд вибраций по каждому вибродатчику от времени разбивают на участки по количеству критических частот в данном диапазоне частот вращения роторов, в каждом из которых определяют значение критической частоты и амплитуду вибраций при ее прохождении и сравнивают с текущими значениями на том же участке, а при отклонении текущих значений от типовых хотя бы на одном участке формируют сигнал об изменении технического состояния опоры конкретного ротора.