5.5. Диагностирование гпа в процессе работы и при выполнении ремонта
В объеме контроля параметров работы ГТУ эксплуатационный персонал в ряде случаев ведет замер и анализ температурного поля в пределах газовой турбины. В зависимости от типа ГТУ контролирующие термопары устанавливаются перед рабочими лопатками ТВД или за лопатками силовой турбины.
Проводя анализ температурного поля, можно сделать выводы по состоянию камеры сгорания, сопловых аппаратов ТВД и ТНД.
Идеальным считается вариант, когда окружность температурного поля имеет правильную форму, без пиков как на увеличение, так и на уменьшение температуры. Однако в реальных условиях идеальной окружности по температурному полю добиться невозможно, поэтому каждый тип ГТУ имеет допуск на разницу температур между min и mах.
На рис. 5.2 приведена диаграмма температурного поля агрегата ГТК-25И. Газоперекачивающий агрегат ГТК-25И имеет 12 трубчатых (индивидуальных) камер сгорания, одну ступень ТВД и одну ступень ТНД. Замер температурного поля производится за ТНД, где установлены по окружности 18 термопар из хромеля-алюмеля. Показания термопар заведены в систему автоматической защиты по перекосу температурного поля. Также эксплуатационный персонал контролирует визуально на показывающем мониторе величину температуры выхлопа по всем термопарам. Ежедневно записывая показания термопар и строя эпюры температурного поля, эксплуатационный персонал анализирует статистический материал состояния газовоздушного тракта и камер сгорания ГТУ. Исходя из анализа планируется объем работы и определяются узлы, требующие тщательной поверки или замены.
Рис. 5.2. Распределение температурного поля на выхлопе турбины ГТК-25И (вид на турбину со стороны ЦБН): А - термопары (№ 1-12); Б - изотермы на диаграмме
Например, имеется пик низкой температуры на термопаре № 2. По заводской инструкции определяется камера сгорания, которая могла бы дать эту температуру. Как правило, на этой камере сгорания обнаруживается закоксование сопел топливной форсунки.
В турбоагрегатах ГТК-10И температурное поле оценивается по показаниям термопар, устанавливаемых в выхлопной шахте. Температура газов, отходящих от турбины, измеряется 18 термопарами, 12 из которых являются рабочими и подают постоянный сигнал в систему регулирования, а 6 - контрольными и служат для срабатывания системы защиты.
Рекомендации заводов-изготовителей и накопленный опыт эксплуатации позволяют утверждать, что состояние участка горения можно считать удовлетворительным, если разность между любой из измеренных температур и средней температурой на выхлопе будет не более 20 °С.
Провалы температуры чаще всего бывают вызваны дефектами в переходных патрубках в виде трещин большой длины или обрыва части уплотнительных пластин. Эти дефекты вызывают нарушение теплового баланса горения из-за интенсивного перетекания в зону горения воздуха из осевого компрессора.
Другим признаком, указывающим на возможный дефект переходного патрубка, может являться перегрев пламяперекидной трубы, обычно наблюдаемый как свечение участка, расположенного на входе в жаровую трубу. Явление перегрева связано с периодическими перетоками газов из камеры сгорания с номинальным давлением в камеру сгорания с пониженным давлением.
Основная опасность перекоса температурного поля заключается в неравномерности воздействия температуры газа на рабочую лопатку. Известно, что действие температуры на тело вызывает в нем температурные деформации расширения при нагреве, и сжатия - при охлаждении. Допустим, что рабочее тело, выходящее из одной камеры сгорания, имеет более низкую температуру, чем у соседних. Тогда рабочая лопатка ротора, которая является самым нагруженным элементом турбины, входя в зону действия дефектной камеры, будет сжиматься, и, выйдя из нее, расширяться в зоне работы нормальной камеры сгорания. Это расширение-сжатие будет происходить с частотой вращения ротора. Под действием термоциклических деформаций быстро начинают развиваться усталостные микротрещины, и достаточно минимального внешнего воздействия в виде удара инородных частиц, чтобы произошел обрыв части пера лопатки, который ведет за собой лавинообразное разрушение соседних лопаток турбины.
Диагностика температурного поля на выхлопе турбины дает возможность проследить динамику изменения состояния зоны горения и определить влияние мероприятий ремонтного характера на состояние температурного поля.
На компрессорных станциях в системе подготовки масла к его использованию в ГПА организована очистка и контроль чистоты масла. Турбинное масло обычно проверяется на содержание воды и визуально - на мехпримеси.
В качестве диагностирующих приборов на компрессорных станциях нашли применение приборы контроля жидкости типа ПКЖ-904В, выпускаемые конверсионными предприятиями. Принцип работы прибора заключается в том, что порционный объем масла с контролируемой скоростью и температурой проходит через фотодатчик с высокими разрешающими характеристиками. Фотодатчик улавливает и фиксирует количество загрязнений и результат выдает на монитор. На мониторе показывается число инородных частиц в каждом контролируемом диапазоне их размеров. По результатам контроля класс чистоты жидкости выбирается из табл. 5.3 (ГОСТ 17216-71 "Промышленная чистота. Классы чистоты жидкостей").
Таблица 5.3