WO2019203696A1 - Способ и система оценки технического состояния узлов газовой турбины - Google Patents

Способ и система оценки технического состояния узлов газовой турбины Download PDF

Info

Publication number
WO2019203696A1
WO2019203696A1 PCT/RU2019/050045 RU2019050045W WO2019203696A1 WO 2019203696 A1 WO2019203696 A1 WO 2019203696A1 RU 2019050045 W RU2019050045 W RU 2019050045W WO 2019203696 A1 WO2019203696 A1 WO 2019203696A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
temperature
gas turbine
vector
data
thermocouple
Prior art date
Application number
PCT/RU2019/050045
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Михаил Валерьевич ЛИФШИЦ
Олег Григорьевич КЛИМЕНКО
Дарья Николаевна СКРАБАТУН
Original Assignee
Акционерное Общество "Ротек"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное Общество "Ротек" filed Critical Акционерное Общество "Ротек"
Priority to US17/048,774 priority Critical patent/US20210156315A1/en
Priority to SG11202010358XA priority patent/SG11202010358XA/en
Publication of WO2019203696A1 publication Critical patent/WO2019203696A1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M15/00—Testing of engines
    • G01M15/14—Testing gas-turbine engines or jet-propulsion engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B23/00—Testing or monitoring of control systems or parts thereof
    • G—PHYSICS
    • G08—SIGNALLING
    • G08C—TRANSMISSION SYSTEMS FOR MEASURED VALUES, CONTROL OR SIMILAR SIGNALS
    • G08C19/00—Electric signal transmission systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/80—Diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/303—Temperature

Definitions

  • the invention relates to a system for evaluating the technical condition of gas turbine units by temperature fields and the method used in it.
  • Energy is one of the leading and most highly organized industries. In the process of energy development, the efficiency of energy enterprises is constantly increasing, which is reflected in a reduction in the cost of production and transmission of thermal and electric energy. Production and delivery to consumers of electrical energy are characterized by some features that distinguish this process from the production and distribution of other types of products. Firstly, it is the continuity and high speed of energy production and transportation, and secondly, the impossibility of its storage.
  • the first of them is related to the improvement of newly manufactured equipment in the direction of reducing specific heat consumption per unit of energy generated to reduce the fuel component of cost and in the direction of reducing unit cost and increasing the reliability of this equipment to reduce depreciation.
  • Increasing the unit capacity of units and their automation reduce the cost of construction and maintenance.
  • the second way is the rational operation of existing installations, which consists in choosing the most advantageous composition of working equipment, carrying out repair and diagnostic measures in the optimal time, and the most optimal load distribution between operating units.
  • the rational operation of each individual unit is to implement the most economically advantageous regime, taking into account the specific features of this unit.
  • the control of the technical condition is based on a comparison of the correspondence of parameter values and criteria to their limits and norms, and parameters with reference energy characteristics.
  • Such systems function as a set of modules analyzing the operation of various subsystems of the monitoring object.
  • the methods used are powerless with inaccurate or incomplete information on the limits and norms of key technological parameters, criteria, relationships between parameters. In most cases, this is the reason for the untimely detection of the onset of defects, their uncontrolled development, when the technical condition is “operational” and, as a result, leads the object to an “inoperative” or “ultimate” state.
  • Maintenance measures are carried out, as a rule, after the operation of warning or emergency alarms. Defects in the equipment are determined after opening it, which leads to "under repair” due to the lack of necessary spare parts and technical solutions to eliminate problems.
  • Technical diagnosis is an apparatus of measures that allows you to study and establish signs of equipment malfunction (operability), establish methods and means by which an opinion (diagnosis) is made about the presence (absence) of a malfunction (defect).
  • diagnostics allows you to assess the state of the investigated object. Such diagnostics are mainly aimed at searching and analyzing the internal causes of equipment malfunction.
  • MNC non-destructive testing
  • Thermal control methods are based on the registration of thermal or temperature fields of the control object.
  • the development of gas turbines accompanied by an increase in the initial parameters of the working fluid, an increase in their technical characteristics and maneuvering qualities, has put forward a wide range of problems in ensuring the strength and durability of parts of gas turbine units.
  • a gas turbine has a gas channel for directing a moving gas and several combustion chambers, each of the combustion chambers leading to a gas channel and containing a burner.
  • the method comprises the steps of: measuring after a certain time the first temperature in each of at least two measurement points located downstream of the combustion chambers in the gas channel, measuring after a certain time the second temperature in each of the at least two burners and detecting partial extinction of the plume from measurements of the first temperatures and measurements of second temperatures, wherein the detection of partial extinction of the plume includes the step of determining a first detection parameter, wherein the first detection parameter determined from the rate of change of scatter between the first temperature measurements at different points of measurement.
  • a known method of controlling the temperature of fuel in a gas turbine (patent application US 2014033731 Al, ROLLS ROYCE DEUTSCHLAND, 02/06/2014), in which the parameters are defined as input values and compared with nominal values optimized for emission, and then the optimum temperature of the fuel is determined and the fuel is accordingly supplied to the combustion chamber with heating or cooling.
  • TTK Thermal control methods
  • Temperature is the most universal reflection of the condition of any equipment. With almost any other than normal operation of the equipment, the temperature change is the very first indicator indicating a malfunction. Temperature reactions under different operating conditions, due to their versatility, occur at all stages of the operation of electrical equipment.
  • GTU gas turbine units
  • HPT high pressure turbine
  • Hot working gases heat the outer surface of the gas turbine blades, but these blades can be cooled internally, for example, by air supplied by a compressor, or by steam supplied from a heat recovery system. Therefore, a temperature gradient arises between the outer and inner parts of the cooled blades.
  • the most loaded elements of a gas turbine are the working blades of its first stage, the destruction of which occurs most often due to thermal fatigue.
  • the objective of the invention is the creation of a new system and a method implemented in it for assessing the technical condition of gas turbine units by temperature fields, which will allow to detect changes in the technical condition of objects at an early stage and to predict the failure of both critical elements of the control object and the entire object generally.
  • the technical result is to increase the accuracy of determining the temperature deviation from the initial value.
  • the claimed result is achieved by implementing a computer-implemented method for remote monitoring of the technical state of gas turbine units by temperature fields, which consists in performing the steps in which:
  • thermocouples the temperature of the gas stream coming from the combustion chambers through the gas ducts and the blade apparatus
  • thermocouples the measured temperature parameters of the gas turbine measured by thermocouples
  • thermocouple temperature is the vector module and the angular location of the thermocouple in the exhaust plane is directed by it; form, on the basis of the obtained vector quantities, the resultant vector temperature, the end of this resultant vector is the epicenter of the thermal field; - carry out the construction of a coordinate grid with drawing on it the end of the resultant vector;
  • thermocouple groups characterize the operation of individual combustion chambers.
  • the coordinate grid is a polar coordinate system or a Cartesian coordinate system.
  • monitoring is carried out online or offline.
  • the claimed technical result is also achieved due to the remote monitoring system of the technical condition of the gas turbine units, according to the temperature of the gas flow determined using thermocouples and the transmission of these indicators to the primary controllers, which are connected to the main server of the automated control system of the monitoring object, designed to accumulate data received from the controllers and subsequent transmission of the mentioned data from the lower level zone of the remote monitoring system containing at least a lower level server of the system remote monitoring, from which through a data transmission network, data on the measured temperature indices of the gas turbine are transmitted to the upper zone of the remote monitoring system, which contains a top level server configured to perform the method for remote monitoring of the technical condition of the gas turbine units described above.
  • thermocouples are disposed asymmetrically around the circumference and use correction factors that take into account the asymmetry. Correction coefficients are calculated as the displacement of the epicenter of the thermal field along the X and Y coordinates from the center of coordinates in the case of equal temperatures of all thermocouples located asymmetrically. In the particular case of a symmetric arrangement of thermocouples with equal temperatures, the epicenter of the thermal field will be in the center of coordinates and the correction factors will be 0.
  • thermocouple groups can characterize the operation of individual combustion chambers.
  • the monitoring of changes in the technical condition is carried out online or offline.
  • the data network is the Internet.
  • information is transmitted via the Internet via a secure data channel.
  • the top-level server is configured to transmit information about the state of the monitoring object to remote user devices.
  • data is transmitted to remote user devices using a wired and / or wireless type of communication.
  • the wired communication type is an Ethernet type LAN.
  • the wireless communication type is selected from the group: Wi-Fi, GSM, WiMax or MMDS (Multichannel Multipoint Distribution System).
  • the status of the monitoring object is transmitted using e-mail messages and / or SMS messages and / or PUSH notifications to remote user devices.
  • FIG. 1 illustrates the architecture of a system for remote monitoring of the technical condition of gas turbine units over temperature fields.
  • FIG. 2 illustrates the main stages of the implementation of the claimed method.
  • FIG. 3 illustrates the arrangement of thermocouples at the outlet of a gas turbine.
  • FIG 1 shows the general architecture of the claimed solution, in particular, a system for remote monitoring of the technical condition of gas turbine units by temperature fields (100).
  • the remote monitoring system (100) consists of systems of the lower (15) and upper (18) levels. Both levels are implemented on servers (150, 180) that perform special functions.
  • the task of the lower level server (150) is the collection, initial processing, buffering and data transmission to the upper level server (180), the task of which is to solve analytical problems related to monitoring the technical condition of gas turbine units by temperature fields (monitoring object) ( 10).
  • the process of collecting and transmitting data is implemented on the basis of two server circuits.
  • the data acquisition process begins at the lower level, the level of the gas turbine (monitoring object) (10), where the temperature values of the combustion chambers and the blade apparatus are recorded using thermocouples (11) located around the exhaust diffuser.
  • Thermocouples (11) measure the temperature in individual sectors of a gas turbine and signal the state of its components. According to the measurement results, the maximum temperature is obtained, which is fixed on thermocouples, and the minimum temperature is obtained. Based on this, it is possible to determine the difference between the maximum and minimum temperatures.
  • thermocouples (11) namely the temperature values of the combustion chambers and the blade apparatus
  • the readings from thermocouples (11), namely the temperature values of the combustion chambers and the blade apparatus, are sent to the primary controllers (12), from where they are then transferred to the main server of the automated process control system of the control object (130).
  • the server of the lower-level system (150) of the system for remote monitoring of the technical condition of gas turbine units by temperature fields (100) is installed in its own cabinet in a specialized server room, in the immediate vicinity of the available ICS servers of the monitoring object (130).
  • Data is transferred from the technological network (14), formed using one or several ACS TP servers (130), to the lower level server of the system for remote monitoring of the technical state of gas turbine units by temperature fields (150).
  • Data transmission to the lower level server (150) can be carried out using OPC protocol (OLE for Process Control) and OPC tunneling technology.
  • the lower level zone of the system for remote monitoring of the technical state of gas turbine units by temperature fields (15) can be made in the form of a demilitarized zone, organized using firewalls (151), which receive data from the ACS server (130) and transmit data to the upper level zone (18).
  • firewalls (151) which receive data from the ACS server (130) and transmit data to the upper level zone (18).
  • Such a circuit isolates the operation of the automated process control system of the facility (130) and the lower level system (15), and also ensures the safety of the data obtained in case of emergency.
  • thermocouples (11) of a gas turbine (10) are transferred to a single archive of a top-level server (180) of a system for remote monitoring of the technical state of gas turbine units by temperature fields.
  • Data is transmitted to the top-level server (180) using a LAN, for example, the global Internet.
  • a secure LAN data transmission channel can be used, which provides real-time data transfer without quality loss using the synchronization procedure of servers (150, 180) of the lower (15) and upper levels (18).
  • top-level server (180) provides the possibility of a detailed analysis of the technical condition of the facility by specialists working with the top-level system (18), which makes it possible to control the technical condition of the gas turbine and its components (10) by these specialists .
  • the top-level server (180) is configured for online analytical data processing, which is automatically carried out by the mathematical model of the object based on the generated reference parameters of the working object.
  • FIG. 2 shows a method (200) that runs on the aforementioned top-level server (180), with which monitoring of the technical state of gas turbine units by temperature fields (10) is implemented.
  • step (201) the temperature of the gas stream coming from the combustion chambers through the flues and the blade apparatus is measured using thermocouples (11).
  • the upper level server (180) receives temperature readings from the gas turbine.
  • the temperature indicators obtained from each thermocouple are converted into vector quantities, where the thermocouple temperature is the vector module and the angular location of the thermocouple in the exhaust plane is directed by it.
  • step (204) on the basis of the obtained vector values, the resultant vector temperature is formed, the end of this resultant vector is the epicenter of the thermal field.
  • a coordinate grid is constructed with the end of the resultant vector applied to it, and at step (206), the ends of the resultant vectors calculated from the incoming temperature data at the gas turbine output at different time intervals are added to the coordinate grid each time.
  • the deviation of the ends of the new vectors from the initial value is determined on the grid.
  • the transmission of the necessary information in particular, when receiving signals when the gas turbine is deflected (10), can be performed using well-known wire and wireless communication types, for example: Ethernet LAN type (LAN network), Wi-Fi, GSM, WiMax or MMDS (Multichannel Multipoint Distribution System), etc.
  • Ethernet LAN type LAN network
  • Wi-Fi Wireless Fidelity
  • GSM Global System for Mobile communications
  • WiMax Wireless Fidelity
  • MMDS Multichannel Multipoint Distribution System
  • Information from the top-level system (18) of the system for remote monitoring of the technical condition of gas turbine units by temperature fields (100) can transmit to various remote computer devices, for example, workstations based on computers such as an IBM PC, or mobile devices of system users, for example, smartphones, tablets or laptops, receiving data from a top-level server (180) using e-mail messages and / or SMS messages and / or PUSH notifications.
  • the components of a gas turbine (10) can be controlled through a standard web browser and a portal on the Internet designed to display the state parameters of gas turbine units (10). It is also possible to quickly monitor gas turbine units (10) using a special software application installed on user devices.
  • a notification about the occurrence of a limit state of gas turbine units or the need to check any gas turbine units (10), which in the future may lead to a limit state or degradation, can be sent to devices until the server (180) responds to notifications will not receive a message that the notification has been viewed by the user.
  • This function can be implemented by sending electronic messages with a specified period of time or using a specialized application or web portal that, in response to user identification associated with the top-level server notification system (180), analyzes the status of receipt of the said notification by the said user.
  • the status can be tied to a change in the status of the notification parameter on the server, which can be a record in the database of a mark on the receipt of a response message from the user's device.
  • the temperature field is estimated from the readings of thermocouples at the outlet of the gas turbine.
  • the temperature increase trend behind the gas turbine at a constant power indicates a temperature increase before the first step of the gas turbine, which in turn leads to a decrease in the resource of the elements of the hot path.
  • a system for visualizing the state of the turbine thermal field according to the readings of all sensors in the form of one calculated value has been developed parameter displayed in the polar coordinate system in the form of the radius of the Asr vector (where A is the value of the calculated parameter, f is the angle) or in the form of a projection of the radius - vector in Cartesian new coordinate system X, U.
  • This calculation parameter is the Epicenter of the Thermal Field (ETF) - the resultant vector value of the readings of all thermocouples located in the plane of the cross section of the gas stream.
  • ETP Epicenter of the Thermal Field
  • the ETF visualizer converts the readings of all thermocouples into one single value - the point of ETF position on the coordinate plane at a given time.
  • Many ETP points built in the process of operational control of a specific turbine plant form characteristic zones (HarZ) of the base and transitional operational states of the unit. HarZ location control reveals deviations in the technical state of gas turbine engine elements at an early stage of defect development.
  • thermocouples The temperature of the exhaust gases behind the turbine is measured using thermocouples.
  • Each of the thermocouples is installed at a certain angle with respect to the vertical plane (see Fig. 3).
  • x (T1 * SIN aT1 + T2 * SIN aT2 + ... + Th * SIN aTh) / (SUM (Tl: Th)) + kx
  • y (Tl * COS aT1 + T2 * COS aT2 + ... + Th * COS aTn) / (SUM (Tl: Tn)) + kx
  • aTn is the angle of the nth thermocouple relative to the zero position in the plane of the exhaust cross section
  • kx and ku are coefficients that take into account the deviation of the ETF from the center of coordinates at the same temperature values of all thermocouples.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)

Abstract

Изобретение относится к системе оценки технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям и направлено на повышение точности определения температурного отклонения от начального значения. В способе для удаленного мониторинга технического состояния узлов замеряют в турбине на выходе в различные моменты времени с помощью термопар температуру газового потока идущего от камер сгорания через газоходы и лопаточный аппарат; получают температурные показатели газовой турбины для каждого момента времени, полученные от каждой термопары температурные показатели преобразуют в векторные величины, где температура термопары является модулем вектора, а угловое расположение термопары в плоскости выхлопа его направлением; формируют, на основании полученных векторных величин, равнодействующее векторное значение температуры, конец этого равнодействующего вектора является эпицентром теплового поля; осуществляют построение координатной сетки с нанесением конца равнодействующего вектора; каждый раз добавляют на координатную сетку концы равнодействующих векторов, рассчитанных по поступающим данным о новых температурных показателях на выходе турбины в разные промежутки времени; определяют величину отклонения концов векторов от начального значения.

Description

СПОСОБ И СИСТЕМА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЗЛОВ
ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к системе оценки технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям и применяющегося в ней способа.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Энергетика является одной из ведущих и наиболее высокоорганизованных отраслей промышленности. В процессе развития энергетики непрерывно повышается экономичность энергетических предприятий, что выражается в снижении затрат на производство и передачу тепловой и электрической энергии. Производство и доставка потребителям электрической энергии характеризуются некоторыми особенностями, отличающими этот технологический процесс от производства и распределения других видов продукции. Во-первых, это - непрерывность и высокая скорость производства и транспортирования энергии и, во-вторых, - невозможность ее хранения.
Как и в большинстве других отраслей промышленности, повышение эффективности в энергетике достигается двумя путями.
Первый из них связан с совершенствованием вновь выпускаемого оборудования в направлении снижения удельных расходов тепла на единицу выработанной энергии для уменьшения топливной составляющей себестоимости и в направлении снижения удельной стоимости и повышения надежности этого оборудования для уменьшения амортизационных отчислений. Повышение единичной мощности агрегатов и их автоматизация снижают затраты на сооружение и обслуживание.
Для достижения этих целей необходимы систематические научные исследования, направленные на разработку новых и совершенствование существующих технологических процессов, поиски новых материалов и др. Реализация этих мероприятий требует затраты больших средств и сказывается на эффективности эксплуатации лишь вновь сооружаемых электростанций.
Второй путь - рациональная эксплуатация существующих установок, заключающаяся в выборе на выгоднейшего состава работающего оборудования, проведении ремонтных и диагностических мероприятий в оптимальные сроки, наиболее оптимальном распределении нагрузки между работающими агрегатами. Рациональная эксплуатация каждого отдельного агрегата заключается в реализации наиболее выгодного в экономическом отношении режима с учетом конкретных особенностей данного агрегата.
Одной из важнейших особенностей энергетического производства является жесткая зависимость режима работы электрических станций от режима потребления электроэнергии. Электропотребление изменяется под влиянием различных факторов: технологические особенности производства, сменности работы, климатических факторов и др. Существенный вклад в неравномерность графиков электропотребления вносит коммунально - бытовой сектор, удельный вес которого в большинстве стран мира неуклонно растет.
На сегодняшний день практически все объекты генерации оборудованы развитыми АСУ ТП (Автоматизированная система управления технологическим процессом). Применяемые АСУ ТП по своей природе не являются инструментами анализа изменений в техническом состоянии, хотя во многом служат для предотвращения наступления аварийного события. Статистика инцидентов и аварий свидетельствует о том, что автономные и встроенные в АСУ ТП системы мониторинга и диагностики энергетического оборудования недостаточно эффективны [1].
Контроль технического состояния основан на сравнении соответствий значений параметров и критериев их пределам и нормам, и параметров с эталонными энергетическими характеристиками. Такие системы функционируют как набор модулей, анализирующих работу различных подсистем объекта мониторинга. Для определения изменений в техническом состоянии и поиска их причин предполагается трудозатратный автоматизированный анализ работы систем мониторинга большим количеством экспертов. Применяемые методы бессильны при недостоверной или неполной информации о пределах и нормах ключевых технологических параметров, критериев, взаимосвязях между параметрами. В большинстве случаев это является причиной несвоевременного выявления зарождения дефектов, их бесконтрольного развития, когда техническое состоянием является «работоспособным» и, как следствие, приводит объект в «неработоспособное» или «предельное» состояние. Мероприятия по техническому обслуживанию осуществляются, как правило, после срабатывания предупредительной или аварийной сигнализаций. Дефекты оборудования определяются после его вскрытия, что приводит к «недоремонтам» вследствие отсутствия необходимых запасных частей и технических решений для устранения проблем.
В настоящее время важно не только определять вид технического состояния, в частности: «работоспособное», «частично работоспособное», «предельное», но и отслеживать изменения в уже определенном (первом и втором) состоянии [2]. Наиболее остро стоит задача контроля изменений в «работоспособном» техническом состоянии оборудования, вызываемых зарождением любого дефекта деталей, узлов и систем из существующего множества, для обнаружения нежелательных тенденций и прогнозирования их развития с целью предотвращения инцидентов и аварий.
Техническое диагностирование — это аппарат мероприятий, который позволяет изучать и устанавливать признаки неисправности (работоспособности) оборудования, устанавливать методы и средства, при помощи которых дается заключение (ставится диагноз) о наличии (отсутствии) неисправности (дефекта). Другими словами, техническая диагностика позволяет дать оценку состояния исследуемого объекта. Такая диагностика направлена в основном на поиск и анализ внутренних причин неисправности оборудования.
К результатам диагностики можно отнести:
1. Определение состояния диагностируемого оборудования (оценка состояния оборудования);
2. Выявление вида дефекта, его масштабы, место расположения, причин появления, что служит основой для принятия решения о последующей эксплуатации оборудования (выводе в ремонт, дополнительном обследовании, продолжении эксплуатации и т. и.) или о полной замене оборудования;
3. Прогноз о сроках последующей эксплуатации оценка остаточного ресурса работы электрооборудования.
Следовательно, можно сделать вывод, что для предупреждения образования дефектов (или выявления на ранних стадиях образования) и поддержания эксплуатационной надежности оборудования необходимо применять контроль оборудования в виде системы диагностики.
Ниже представлены основные методы неразрушающего контроля (МНК), наиболее часто применяемые для электротехнического оборудования:
1) магнитный,
2) электрический,
3) вихретоковый,
4) радиоволновой,
5) тепловой,
6) оптический,
7) радиационный,
8) акустический,
9) проникающими веществами (капиллярный и течеискания).
Тепловые методы контроля, согласно ГОСТ 53689-2009, основаны на регистрации тепловых или температурных полей объекта контроля. Развитие газовых турбин, сопровождающееся ростом начальных параметров рабочего тела, повышением их технических характеристик и маневренных качеств, выдвинуло широкий круг проблем обеспечения прочности и долговечности деталей газотурбинных установок. Среди разнообразных аспектов этих проблем особо важное значение имеет дальнейшее совершенствование методов расчета, а также исследования систем охлаждения и термонапряженного состояния лопаток газовых турбин.
На данный момент известно множество решений, реализующих процессы оценки технического состояния узлов газовой турбины и прогнозирования выхода из строя тех или иных её узлов.
Известен способ обнаружения частичного погасания факела в газотурбинном двигателе (патент US 8474269 В2, Siemens AG, 02.07.2013). В данном патенте газовая турбина имеет газовый канал для направления движущего газа и несколько камер сгорания, при этом каждая из камер сгорания ведет в газовый канал и содержит горелку. Способ содержит этапы: измерения через определенное время первой температуры в каждой из, по меньшей мере, двух точек измерения, расположенных ниже по потоку камер сгорания в газовом канале, измерения через определенное время второй температуры в каждой из, по меньшей мере, двух горелок и обнаружения частичного погасания факела из измерений первых температур и измерений вторых температур, при этом обнаружение частичного погасания факела включает в себя этап определения первого параметра обнаружения, при этом первый параметр обнаружения определяется из скорости изменения разброса между измерениями первых температур в различных точках измерения.
Известен способ контроля температуры топлива в газовой турбине (патентная заявка US 2014033731 Al, ROLLS ROYCE DEUTSCHLAND, 06.02.2014), в котором параметры определяются как входные значения и сравниваются с номинальными значениями, оптимизированными для эмиссии, после чего определяется оптимальная температура топлива и топливо соответственно подается в камеру сгорания с подогревом или охлаждением.
В данных решениях отсутствует возможность удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям, что не позволяет быстро и точно определить возможное будущее нарушение в работе узлов газовой турбины.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Тепловые методы контроля (ТМК) основаны на измерении, оценке и анализе температуры контролируемых объектов. Главным условием применения диагностики с помощью тепловых МИК является наличие в диагностируемом объекте тепловых потоков.
Температура — самое универсальное отражение состояния любого оборудования. При практически любом, отличном от нормального режима работы оборудования изменение температуры является самым первым показателем, указывающим на неисправное состояние. Температурные реакции при разных режимах работы в силу своей универсальности возникают на всех этапах эксплуатации электротехнического оборудования.
Серьёзной проблемой, с которой сталкиваются при эксплуатации газотурбинных установок (ГТУ), является выход из строя рабочих и направляющих лопаток первой ступени турбины высокого давления (ТВД), связанный с неравномерностью температурного поля продуктов сгорания. Горячие рабочие газы нагревают внешнюю поверхность лопаток газовой турбины, но эти лопатки могут охлаждаться изнутри, например, воздухом, подаваемым компрессором, или паром, подаваемым от системы утилизации теплоты. Поэтому между внешней и внутренней частью охлаждаемых лопаток возникает градиент температур. При этом, наиболее нагруженными элементами газовой турбины являются рабочие лопатки ее первой ступени, разрушение которых происходит чаще всего из-за термической усталости. Задачей изобретения является создание новой системы и реализуемого в ней способа для оценки технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям, что позволит на ранней стадии выявлять изменения в техническом состоянии объектов и прогнозировать выход их строя, как критически важных элементов объекта контроля, так и всего объекта в целом.
Техническим результатом является повышение точности определения температурного отклонения от начального значения.
За счет данного определения температурного отклонения выявляют значительные нарушения в работе узлов газовой турбины. Заявленный результат достигается с помощью реализации компьютерно- реализованного способа для удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям, заключающийся в выполнении этапов, на которых:
- замеряют на выходе газовой турбины, в различные моменты времени, с помощью термопар температуру газового потока идущего от камер сгорания через газоходы и лопаточный аппарат;
- получают измеренные термопарами указанные температурные показатели газовой турбины;
- для каждого момента времени полученные от каждой термопары температурные показатели преобразуют в векторные величины, где температура термопары является модулем вектора, а угловое расположение термопары в плоскости выхлопа его направлением; формируют, на основании полученных векторных величин, равнодействующее векторное значение температуры, конец этого равнодействующего вектора является эпицентром теплового поля; - осуществляют построение координатной сетки с нанесением на нее конца равнодействующего вектора;
- каждый раз добавляют на координатную сетку концы равнодействующих векторов, рассчитанных по поступающим данным о новых температурных показателях на выходе газовой турбины в разные промежутки времени;
- определяют на координатной сетке величину отклонения концов новых векторов от начального значения.
В частном варианте осуществления в случаях ассиметричного расположения термопар используются поправочные коэффициенты. В другом частном варианте осуществления группы термопар характеризуют работу отдельных камер сгорания.
В другом частном варианте осуществления координатная сетка представляет собой полярную систему координат или декартову систему координат.
В другом частном варианте осуществления мониторинг осуществляется в онлайн или офлайн режиме.
Заявленный технический результат достигается также за счет системы удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины, по температуре газового потока определенной с помощью термопар и передаче данных показателей на первичные контроллеры, которые связаны с основным сервером АСУ ТП объекта контроля, предназначенным для накопления получаемых с контроллеров данных и последующей передачи упомянутых данных из зоны нижнего уровня системы удаленного мониторинга, содержащей, по меньшей мере, сервер нижнего уровня системы удаленного мониторинга, из которой посредством сети передачи данных, данные об измеренных температурных показателях газовой турбины передаются в зону верхнего уровня системы удаленного мониторинга, которая содержит сервер верхнего уровня, выполненный с возможностью выполнения способа для удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины, описанному выше.
В другом частном варианте осуществления заявленной системы термопары расположены несимметрично по окружности и используют поправочные коэффициенты, которые учитывают асимметрию. Поправочные коэффициенты рассчитываются как величина смещения эпицентра теплового поля по координатам X и Y от центра координат в случае равенства температур всех термопар, расположенных ассиметрично. В частном случае симметричного расположения термопар при равенстве температур эпицентр теплового поля будет находится в центре координат и поправочный коэффициенты будут равны 0.
В другом частном варианте осуществления заявленной системы группы термопар могут характеризовать работу отдельных камер сгорания.
В другом частном варианте осуществления заявленной системы мониторинг изменения технического состояния осуществляется в онлайн или офлайн режиме.
В другом частном варианте осуществления заявленной системы сеть передачи данных представляет собой сеть Интернет.
В другом частном варианте осуществления заявленной системы передача информации посредством сети Интернет осуществляется через защищенный канал передачи данных.
В другом частном варианте осуществления заявленной системы сервер верхнего уровня выполнен с возможностью передачи информации о состоянии объекта контроля на удаленные устройства пользователей. В другом частном варианте осуществления заявленной системы передача данных на удаленные устройства пользователей осуществляется с помощью проводного и/или беспроводного типа связи. В другом частном варианте осуществления заявленной системы проводной тип связи представляет собой ЛВС Ethernet типа.
В другом частном варианте осуществления заявленной системы беспроводной тип связи выбирается из группы: Wi-Fi, GSM, WiMax или MMDS (Multichannel Multipoint Distribution System).
В другом частном варианте осуществления заявленной системы данные о состоянии объекта контроля передаются с помощью сообщений электронной почты и/или SMS-сообщений и/или PUSH-уведомлений на удаленные устройства пользователей. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг. 1 иллюстрирует архитектуру систему удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям.
Фиг. 2 иллюстрирует основные этапы выполнения заявленного способа.
Фиг. 3 иллюстрирует расположение термопар на выходе из газовой турбины. ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На Фиг.1 представлена общая архитектура заявленного решения, в частности, система удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям (100). Система удаленного мониторинга (100) состоит из систем нижнего (15) и верхнего (18) уровней. Оба уровня реализованы на серверах (150, 180), выполняющих специальные функции. Задачей сервера нижнего уровня (150) является сбор, первичная обработка, буферизация и обеспечение передачи данных на сервер верхнего уровня (180), задача которого - решение аналитических задач, связанных с осуществлением контроля технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям (объекта мониторинга) (10). Процесс сбора и передачи данных реализован на основе двух серверной схемы. Процесс получения данных начинается на нижнем уровне, уровне газовой турбины (объекта мониторинга) (10), где осуществляется запись значений температурных показателей камер сгорания и лопаточного аппарата с помощью термопар (11), расположенных по окружности выхлопного диффузора.
Термопары (11) измеряют температуру в отдельных секторах газовой турбины и сигнализируют о состоянии её узлов. По результатам измерений получают максимальную температуру, которую фиксируют на термопарах, и получают минимальную температуру. На основе этого возможно определить разность между максимальной и минимальной температурами.
Показания с термопар (11), а именно значения температурных показателей камер сгорания и лопаточного аппарата направляются в первичные контроллеры (12), откуда затем передаются на основной сервер АСУ ТП объекта контроля (130).
Сервер системы нижнего уровня (150) системы удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям (100) устанавливается в собственном шкафу в специализированном помещении серверной, в непосредственной близости от имеющихся серверов АСУ ТП объекта контроля (130). Передача данных с технологической сети (14), образованной с помощью одного или нескольких серверов АСУ ТП (130), осуществляется на сервер нижнего уровня системы удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям (150). Передача данных на сервер нижнего уровня (150) может осуществляться с использованием протокола ОРС (OLE for Process Control) и технологии ОРС туннелирования.
Зона нижнего уровня системы удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям (15) может быть выполнена в виде демилитаризованной зоны, организованной с помощью сетевых экранов (151), которые осуществляют прием данных от сервера АСУ ТП (130) и передачу данных в зону верхнего уровня (18). Такая схема изолирует работу АСУ ТП объекта (130) и системы нижнего уровня (15), а также обеспечивает сохранность получаемых данных при возникновении внештатных ситуаций.
Данные показателей технологического состояния, получаемые от термопар (11) газовой турбины (10) передаются в единый архив сервера верхнего уровня (180) системы удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям. Передача данных на сервер верхнего уровня (180) осуществляется с помощью ЛВС, например, глобальной сети Интернет. Для передачи данной информации может использоваться защищенный канал передачи данных ЛВС, который обеспечивает передачу данных в режиме реального времени без потери качества, используя процедуру синхронизации серверов (150, 180) нижнего (15) и верхнего уровней (18). Кроме того, получение данных в полном объеме на сервере верхнего уровня (180) обеспечивает возможность подробного анализа технического состояния объекта специалистами, работающими с системой верхнего уровня (18), что дает возможность контролировать техническое состояние газовой турбины и её компонентов (10) силами этих специалистов.
Сервер верхнего уровня (180) настроен на аналитическую обработку данных в режиме онлайн, автоматически осуществляемую математической моделью объекта на основе сформированных эталонных параметров работы исправного объекта.
Согласно Фиг. 2 показан способ (200), который выполняется на упомянутом сервере верхнего уровня (180), с помощью которого реализуется мониторинг технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям (10). На этапе (201) измеряют с помощью термопар (11) температуру газового потока идущего от камер сгорания через газоходы и лопаточный аппарат.
На этапе (202) сервер верхнего уровня (180) получает температурные показатели от газовой турбины. Далее на этапе (203) для каждого момента времени полученные от каждой термопары температурные показатели преобразуют в векторные величины, где температура термопары является модулем вектора, а угловое расположение термопары в плоскости выхлопа его направлением.
Далее на этапе (204) формируют, на основании полученных векторных величин, равнодействующее векторное значение температуры, конец этого равнодействующего вектора является эпицентром теплового поля.
На этапе (205) осуществляют построение координатной сетки с нанесением на нее конца равнодействующего вектора и на этапе (206) каждый раз добавляют на координатную сетку концы равнодействующих векторов, рассчитанных по поступающим данным о новых температурных показателях на выходе газовой турбины в разные промежутки времени.
На этапе (207) определяют на координатной сетке величину отклонения концов новых векторов от начального значения.
Передача необходимой информации, в частности, при получении сигналов при отклонении работы газовой турбины (10) может выполняться по общеизвестным проводным и беспроводным типам связи, например: ЛВС Ethernet типа (LAN сеть), Wi-Fi, GSM, WiMax или MMDS (Multichannel Multipoint Distribution System) и т.п.
Информация от системы верхнего уровня (18) системы для удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям (100) может передавать на различные удаленные компьютерные устройства, например, АРМ, выполненные на базе компьютеров типа IBM PC, или мобильные устройства пользователей системы, например, смартфоны, планшеты или ноутбуки, получающие данные от сервера верхнего уровня (180) с помощью сообщений электронной почты и/или SMS-сообщений и/или PUSH-уведомлений.
Контроль компонентов газовой турбины (10) может выполняться через стандартный веб-браузер и портал в сети Интернет, предназначенный для отображения параметров состояния узлов газовой турбины (10). Также, возможно оперативное контролирование узлов газовой турбины (10) с помощью специального программного приложения, устанавливаемого на устройства пользователей.
Уведомление о наступлении предельного состояния узлов газовой турбины или необходимости проверки каких-либо узлов газовой турбины (10), которые в будущем могут привести к предельному состоянию или деградации, может направляться на устройства до тех пор, пока сервер (180) в ответ на рассылаемые уведомления не получит сообщение о том, что уведомление было просмотрено пользователем. Данная функция может быть реализована с помощью посылки электронных сообщений с заданным промежутком времени или с помощью специализированного приложения или веб-портала, которое в ответ на идентификацию пользователя, связанного с системой уведомления сервера верхнего уровня (180), анализирует статус получения упомянутым пользователем упомянутого уведомления. Статус может быть привязан к изменению состояния параметра уведомления на сервере, который может представлять собой запись в базе данных отметки о получении ответного сообщения от устройства пользователя.
В газовой турбине температурное поле оценивается по показаниям термопар, на выходе из газовой турбины.
Тенденция к повышению температуры за газовой турбиной при неизменной её мощности свидетельствует об увеличении температуры перед первой ступенью газовой турбины, что в свою очередь приводит к снижению ресурса элементов горячего тракта.
В отличие от традиционных способов регистрации, обработки и визуализации показаний датчиков температуры, расположенных за последней ступенью газовой турбины в виде графиков температур в зависимости от времени, нагрузки и других параметров, разработана система визуализации состояния теплового поля турбины по показаниям всех датчиков в виде одного расчетного значения параметра, отображаемого в полярной системе координат в виде радиус вектора Аср (где А - значение расчетного параметра, f - угол) или в виде проекции радиус - вектора в декартовой системе координат X, U.
Этот расчетный параметр является Эпицентром Теплового Поля (ЭТП) - равнодействующим векторным значением показаний всех термопар, расположенных в плоскости сечения газового потока. Положение ЭТП изменяется в следующих случаях:
- Изменение режима горения;
- Изменения в работе КС (перераспределение расходов первичного воздуха/газа и т.п.);
- Сезонный фактор; Визуализатор ЭТП, выполняя обработку данных, преобразует показания всех термопар в одно единственное значение - точку положения ЭТП на координатной плоскости в данный момент времени. Множество точек ЭТП построенных в процессе эксплуатационного контроля конкретной турбоустановки образуют характерные зоны (ХарЗ) базовых и переходных режимных состояний агрегата. Контроль расположения ХарЗ выявляет отклонения технического состояния элементов ГТУ на ранней стадии развития дефектов. Графическое представление центра теплового поля доступно в 2-х вариантах - в полярных координатах с отображением его изменения во времени и нагрузки (анимация), а также в декартовых, где строятся изменения характеристик вектора от времени.
Измерение температуры выхлопных газов за турбиной производится с помощью термопар. Каждая из термопар установлена под определенным углом по отношению к вертикальной плоскости (см. фиг. 3).
Положение эпицентра теплового поля по показаниям термопар и с учетом их пространственного расположения по координате X определяется соотношением: х = (Т1 * SIN aT1+T2* SIN aT2+...+ Th * SIN aTh) / (SUM (Tl: Th)) + kx
Положение эпицентра теплового поля по показаниям термопар и с учетом их пространственного расположения по координате Y : у = (Tl * COS aT1+T2* COS aT2+...+ Th * COS aTn) / (SUM (Tl: Tn)) + kx где, aTn - угол расположения n-ной термопары относительно нулевого положения в плоскости поперечного сечения выхлопа; kx и ку коэффициенты, учитывающие отклонение ЭТП от центра координат при одинаковом значении температур всех термопар.
Преимуществами заявленного решения является:
1. Высокая чувствительность. Изменение температуры любой термопары на 1°С при средней температуре измерения 550°С вызывает изменение положения ЭТП на 0,002 единицы по координатам X, Y. При этом ХарЗ работы установки на номинальной нагрузке 165-170 МВт ограничена квадратом со стороной менее 0,04 единицы. То есть, разброс температур в ХарЗ составляет около 10°С, а изменение параметров выше данного уровня вызовет существенное смещение ХарЗ и, соответственно, идентификацию изменения состояния объекта. 2. Многократное снижение количества параметров оперативного контроля.
3. Простота реализации и применение для контроля различных систем.
Представленное описание заявленного изобретения раскрывает предпочтительные варианты исполнения заявленного решения и не должно трактоваться как ограничивающее иные, частные варианты реализации, не выходящие за рамки испрашиваемого объема правовой охраны, которые должны быть понятны для специалиста в данной области техники.
Список литературы:
1. Кудрявый В. В. Системное разрушение системы // Первое отраслевое электронное СМИ RusCable.Ru, эд. N°OC77-28662. 08.03.2016.
2. Аракелян Э.К., Крохин Г.Д., Мухин В. С. Концепция «мягкого» регулирования и технического обслуживания энергоустановок ТЭС на основе интеллектуальной диагностики // Вестник Московского энергетического института. 2008. N° 1. С. 14-20.

Claims

ФОРМУЛА
1. Компьютерно-реализованный способ для удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям, заключающийся в выполнении этапов, на которых:
- замеряют в газовой турбине на выходе, в различные моменты времени, с помощью термопар температуру газового потока идущего от камер сгорания через газоходы и лопаточный аппарат;
- получают измеренные термопарами указанные температурные показатели газовой турбины;
- для каждого момента времени полученные от каждой термопары температурные показатели преобразуют в векторные величины, где температура термопары является модулем вектора, а угловое расположение термопары в плоскости выхлопа его направлением; формируют, на основании полученных векторных величин, равнодействующее векторное значение температуры, конец этого равнодействующего вектора является эпицентром теплового поля;
- осуществляют построение координатной сетки с нанесением на нее конца равнодействующего вектора;
- каждый раз добавляют на координатную сетку концы равнодействующих векторов, рассчитанных по поступающим данным о новых температурных показателях на выходе газовой турбины в разные промежутки времени;
- определяют на координатной сетке величину отклонения концов новых векторов от начального значения.
2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в случаях ассиметричного расположения термопар используются поправочные коэффициенты.
3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что группы термопар характеризуют работу отдельных камер сгорания.
4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что координатная сетка представляет собой полярную систему координат или декардовую систему координат.
5. Способ по п.1, характеризующийся тем, что мониторинг осуществляется в онлайн или офлайн режиме.
6. Система удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины, по температуре газового потока определенной с помощью термопар и передаче данных показателей на первичные контроллеры, которые связаны с основным сервером АСУ ТП объекта контроля, предназначенным для накопления получаемых с контроллеров данных и последующей передачи упомянутых данных из зоны нижнего уровня системы удаленного мониторинга, содержащей, по меньшей мере, сервер нижнего уровня системы удаленного мониторинга, из которой посредством сети передачи данных, данные об измеренных температурных показателях газовой турбины передаются в зону верхнего уровня системы удаленного мониторинга, которая содержит сервер верхнего уровня, выполненный с возможностью выполнения способа для удаленного мониторинга технического состояния узлов газовой турбины по любому из пи.1-5.
7. Система по п.6, характеризующаяся тем, что термопары расположены несимметрично по окружности и используют поправочные коэффициенты, которые учитывают асимметрию.
8. Система по п.6, характеризующаяся тем, что группы термопар могут характеризовать работу отдельных камер сгорания.
9. Система по п.6, характеризующаяся тем, что мониторинг изменения технического состояния осуществляется в онлайн или офлайн режиме.
10. Система по п.6, характеризующаяся тем, что сеть передачи данных представляет собой сеть Интернет.
11. Система по п.10, характеризующаяся тем, что передача информации посредством сети Интернет осуществляется через защищенный канал передачи данных.
12. Система по п.6, характеризующаяся тем, что сервер верхнего уровня выполнен с возможностью передачи информации о состоянии объекта контроля на удаленные устройства пользователей.
13. Система по п.12, характеризующаяся тем, что передача данных на удаленные устройства пользователей осуществляется с помощью проводного и/или беспроводного типа связи.
14. Система по п.13, характеризующаяся тем, что проводной тип связи представляет собой ЛВС Ethernet типа.
15. Система по п.13, характеризующаяся тем, что беспроводной тип связи выбирается из группы: Wi-Fi, GSM, WiMax или MMDS (Multichannel
Multipoint Distribution System).
16. Система по п.15, характеризующаяся тем, что данные о состоянии объекта контроля передаются с помощью сообщений электронной почты и/или SMS- сообщений и/или PUSH-уведомлений на удаленные устройства пользователей.
PCT/RU2019/050045 2018-04-18 2019-04-18 Способ и система оценки технического состояния узлов газовой турбины WO2019203696A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17/048,774 US20210156315A1 (en) 2018-04-18 2019-04-18 Method and system for evaluating the technical condition of gas turbine assemblies
SG11202010358XA SG11202010358XA (en) 2018-04-18 2019-04-18 Method and system for evaluating the technical condition of gas turbine assemblies

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018114300 2018-04-18
RU2018114300A RU2696919C1 (ru) 2018-04-18 2018-04-18 Способ и система оценки технического состояния узлов газовой турбины по температурным полям

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019203696A1 true WO2019203696A1 (ru) 2019-10-24

Family

ID=67587075

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2019/050045 WO2019203696A1 (ru) 2018-04-18 2019-04-18 Способ и система оценки технического состояния узлов газовой турбины

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20210156315A1 (ru)
RU (1) RU2696919C1 (ru)
SG (1) SG11202010358XA (ru)
WO (1) WO2019203696A1 (ru)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11352901B2 (en) * 2020-02-17 2022-06-07 Emerson Process Management Power & Water Solutions Methods and apparatus to determine material parameters of turbine rotors
CN113374582B (zh) * 2021-07-28 2022-09-27 哈电发电设备国家工程研究中心有限公司 一种燃气轮机运行状态评估装置及方法
CN113613462B (zh) * 2021-07-30 2023-06-09 上海德衡数据科技有限公司 一种数据中心散热方法及系统
CN117232672A (zh) * 2023-09-18 2023-12-15 广州发展南沙电力有限公司 一种燃气轮机的温度监测系统和温度测量方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2421662C2 (ru) * 2007-01-30 2011-06-20 Сименс Акциенгезелльшафт Газотурбинный двигатель и способ обнаружения частичного погасания факела в газотурбинном двигателе
US20140033731A1 (en) * 2012-08-03 2014-02-06 Rolls-Royce Deutschland Ltd & Co Kg Method for fuel temperature control of a gas turbine
RU2626780C1 (ru) * 2016-07-15 2017-08-01 Акционерное общество "РОТЕК" (АО "РОТЕК") Способ и система удаленного мониторинга энергетических установок

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6003296A (en) * 1997-10-01 1999-12-21 General Electric Co. Flashback event monitoring (FEM) process
US6460346B1 (en) * 2000-08-30 2002-10-08 General Electric Company Method and system for identifying malfunctioning combustion chambers in a gas turbine
EP1510656A1 (de) * 2003-09-01 2005-03-02 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Erkennen eines Betriebszustandes einer Turbine
IT1396515B1 (it) * 2009-11-27 2012-12-14 Nuovo Pignone Spa Soglia basata su temperatura di scarico per metodo di controllo e turbina
IT1396516B1 (it) * 2009-11-27 2012-12-14 Nuovo Pignone Spa Metodo di controllo di modo basato su temperatura di scarico per turbina a gas e turbina a gas
US10041859B2 (en) * 2014-03-13 2018-08-07 Siemens Energy, Inc. Parameter distribution mapping in a gas turbine engine
KR101481109B1 (ko) * 2014-08-14 2015-01-14 (주)테크윈시스템 예측 정보 기반의 원방 감시제어시스템

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2421662C2 (ru) * 2007-01-30 2011-06-20 Сименс Акциенгезелльшафт Газотурбинный двигатель и способ обнаружения частичного погасания факела в газотурбинном двигателе
US20140033731A1 (en) * 2012-08-03 2014-02-06 Rolls-Royce Deutschland Ltd & Co Kg Method for fuel temperature control of a gas turbine
RU2626780C1 (ru) * 2016-07-15 2017-08-01 Акционерное общество "РОТЕК" (АО "РОТЕК") Способ и система удаленного мониторинга энергетических установок

Also Published As

Publication number Publication date
US20210156315A1 (en) 2021-05-27
RU2696919C1 (ru) 2019-08-07
SG11202010358XA (en) 2020-11-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2019203696A1 (ru) Способ и система оценки технического состояния узлов газовой турбины
AU2013224891B2 (en) Method and system for real time dry low nitrogen oxide (DLN) and diffusion combustion monitoring
Hashemian State-of-the-art predictive maintenance techniques
CA2923624C (en) Non-intrusive sensor system
RU2649542C1 (ru) Способ и система удаленного мониторинга объектов
EP3270250A1 (en) Method and system for remote monitoring of power generation units
CN110991692B (zh) 基于动态包络线法的换热器群运行状况监测清洗预警方法
Liu et al. Optimal multi-type inspection policy for systems with imperfect online monitoring
CN116453307A (zh) 一种在线检测管道安全预警系统及其方法
Rodrigues et al. Short and long forecast to implement predictive maintenance in a pulp industry
EP1538502B1 (en) Plant apparatus operation support device
CN114550336A (zh) 设备巡检方法、装置、计算机设备和存储介质
CN112258013A (zh) 一种换热器关键易结垢群组划分及能效状态监测方法
JPH10207534A (ja) 高温ガス配管の配管異常検知方法および装置
KR101958626B1 (ko) 증기 발생기의 균열 탐지 장치 및 방법
US11656152B2 (en) Inspecting and diagnosing device for gas turbine combustor
CN117458399B (zh) 基于多源数据监测的矿用防爆电机保护方法和系统
Nahvi et al. Enhancing cooling tower performance with condition monitoring and machine learning based drift detection
WO2011148431A1 (ja) プラント診断装置及びこれを用いた診断方法
CN110766246B (zh) 一种检测方法及装置
JPH09257597A (ja) プラント異常監視装置
CN114526865A (zh) 一种阀门内漏监测诊断方法
Sultanov et al. Operational Control, Monitoring and Diagnostics of the Technical Condition of Steam Turbine Installations of Thermal Power Plants
Marihart et al. INDUSTRIAL APPLICATION OF ACOUSTIC EMISSION MONITORING–GENERAL CONCEPT AND SELECTED PRACTICAL EXAMPLE
Sahid Digitalize Asset Integrity Management by Remote Monitoring

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19789270

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19789270

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1