WO2002015131A1

WO2002015131A1 - Diagnoseverfahren zum erkennen von alterungserscheinungen einer dampfturbine

Info

Publication number: WO2002015131A1
Application number: PCT/EP2001/009069
Authority: WO
Inventors: Paul Girbig
Original assignee: Siemens AG; Siemens Corp
Current assignee: Siemens AG; Siemens Corp
Priority date: 2000-08-17
Filing date: 2001-08-06
Publication date: 2002-02-21
Anticipated expiration: 2003-02-17
Also published as: JP3958682B2; US20040010387A1; US6910364B2; EP1309948A1; JP2004506848A

Abstract

Es wird ein Diagnoseverfahren zum Erkennen von Alterungserscheinungen einer Dampfturbine (2) vorgeschlagen, bei dem der Wirkungsgrad (W) und die Dampfdurchsatzzahl (F) einer gealterten Dampfturbine (2) verglichen wird mit dem Wirkungsgrad (W) und der Dampfdurchsatzzahl (F) der Dampfturbine (2) im ungealterten Zustand. Hierzu werden Wirkungsgrad (W) und Dampfdurchsatzzahl (F) an mehreren Betriebspunkten der Dampfturbine (2) anhand von Messwerten berechnet. Der zeitliche Verlauf der gegen die Parameter Umfangsmachzahl (Mu), Druckziffer (D) und Einlassventilstellung (S) aufgetragenen Wirkungsgrade (W) und Dampfdurchsatzzahlen (F) erlaubt, auf das Ausmass der Alterung der Dampfturbine (2) zu schliessen.

Description

Beschreibung

Diagnoseverfahren zum Erkennen von Alterungserscheinungen einer Dampfturbine.

Die Erfindung bezieht sich auf ein Diagnoseverfahren zum Erkennen von Alterungserscheinungen einer Dampfturbine.

Von Dampfturbinen in der Stromerzeugung, in der Kraft-Wärme- Kopplung und in der chemischen Industrie wird eine hohe Verfügbarkeit erwartet. Treten Veränderungen an einer Dampfturbine auf, die die Leistungsfähigkeit reduzieren und gegebenenfalls einen Stillstand verursachen, führt dies zu hohen Ausfall- und Folgekosten. Eine frühzeitige Diagnose von sich ankündigenden Veränderungen an den Maschinenteilen einer

Dampfturbine ermöglicht eine zustandsorientierte Wartungsplanung und reduziert somit die Betriebskosten.

Eine wesentliche Informationsquelle zur Beurteilung der Ver- fügbarkeit und der Rentabilität einer Dampfturbine ist die Kenntnis des Zustands derjenigen Komponenten der Dampfturbine, die während des Betriebs von Dampf umströmt oder durchströmt werden. So fürchten Betreiber beispielsweise Ablagerungen in Dampfturbinen, da diese neben einer Leistungs- und Wirkungsgradminderung eine für die Anlage schädliche Überlastung von Einzelkomponenten nach sich ziehen können.

Je nach Bautyp und Einsatzgebiet zeigt jede Dampfturbine als System ein typisches thermodynamisches Verhalten. Ändert sich das thermodynamische Verhalten einer Dampfturbine durch aufkommende Fehler an von Dampf umströmten Komponenten, so gilt es, diese Veränderungen gegenüber dem Normalverhalten zu erkennen, um frühzeitig Schadensvermeidung oder zumindest Schadensbegrenzung betreiben zu können. Das thermodynamische Ver- halten einer Dampfturbine wird im Einsatz beeinflusst durch beispielsweise Erosion und Korrosion, Verschmutzung (beispielsweise durch Salzablagerung) , Dichtungsverschleiß (bei- spielsweise an Dichtbändern) , thermische Verformung (beispielsweise durch Überschreitung der maximalen Temperaturgrenze) und Fremdkörperschäden (beispielsweise durch Einschläge von Schweißperlen an der Beschaufelung) .

Es ist davon auszugehen, dass mit den oben aufgelisteten Alterungserscheinungen immer eine Verschlechterung des Turbinenwirkungsgrades und des Dampfdurchsatzes während des Betriebs einer Dampfturbine einhergeht. Wirkungsgradverschlech- terungen bedeuten somit nicht nur eine geringere Ausnutzung der der Dampfturbine zugeführten Energie, sondern sind auch häufig ein frühzeitiger Hinweis auf mögliche Schäden an von Dampf umströmten Komponenten der Dampfturbine. Das gleiche gilt auch für den Dampfdurchsatz durch eine Dampfturbine. Ein sich verschlechternder Dampfdurchsatz bei gleichen Betriebsbedingungen, also gleichem Frischdampfdruck, gleicher Einlassventilstellung und gleicher Turbinendrehzahl, deutet ebenfalls auf Alterungserscheinungen der Dampfturbinen hin.

Die übliche Art und Weise zur Überwachung einer Dampfturbine besteht in der Beobachtung der Betriebsanzeigen auf Auffälligkeiten. Durch zusätzliche Messungen von Zustandsgrößen, wie beispielsweise Druck und Temperatur an verschiedenen Stellen der Dampfturbine wurde dieses Überwachungssystem ver- feinert. Ein weiteres Verfahren zum frühzeitigen Erkennen von Alterungserscheinungen an einer Dampfturbine besteht im Vergleich des aktuellen Betriebsverhaltens mit dem aus der Konstruktion der Dampfturbine abgeleiteten theoretischen Betriebsverhalten. Die Basis hierfür sind aus der Konstruktion der Dampfturbinenanlage übernommene mathematische Modelle, die das thermodynamische Verhalten der Dampfturbine wiedergeben.

A s Urban, L.A. : "Gas Path Analysis applied turbine engine condi - tion moni toring" , AIAA-Paper 72-1082, New Orleans, 1972, Fiedler, K., Lunderstädt, R. : "Diagnoseverfahren für RUSTON- Gasturbine " , erster Teilbericht, Gesellschaft für Forschung und Entwicklung mbH, Hamburg, 1985 und

(Lunderstädt, R., Fiedler, K. : "Thermodynamische Zustandsdi - agnose an Strömungsmaschinen", Jahrbuch 1992 der VDI Gesellschaft Energietechnik, VDI-Verlag, S. 160-178, Düsseldorf 1992, ist ein Diagnoseverfahren für Flugzeugturbinentriebwerke bekannt, bei dem Zustandsgrößen, wie Druck und Temperatur der Gasturbine, gemessen und daraus Diagnosefunktionen berechnet werden, aus deren zeitlicher Entwicklung Rückschlüsse auf die Alterung der Gasturbine geschlossen werden können. Das dort verwendete strömungstechnische Überwachungsprinzip, das Gas-Pfad-Analyse genannt wird, beruht auf einer mathematischen Modellierung der Strömungsvorgänge in einer Gasturbine. Die Grundlage der Modellierung bildet die in der Strömungstechnik bekannte Stromfadentheorie.

Dieses Verfahren hat jedoch für Dampfturbinen keine Anwendung gefunden, da das Verfahren speziell für Gasturbinen entwi- ekelt wurde und sich Gasturbinen in ihrer Bauart grundsätzlich von Dampfturbinen unterscheiden.

Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es daher, ein gegenüber dem Stand der Technik verbessertes Diagnoseverfahren zum Erkennen von Alterungserscheinungen an einer Dampfturbine anzugeben.

Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Diagnoseverfahren zum Erkennen von Alterungserscheinungen einer Dampfturbine, bei dem erfindungsgemäß der Wirkungsgrad'und/oder die Dampfdurchsatzzahl der Dampfturbine aus Messungen von Zustandsgrößen der Dampfturbine zu einem ersten und einem späteren zweiten Zeitpunkt an mehreren Betriebspunkten der Dampfturbine berechnet wird, wobei ein Betriebspunkt durch jeweils einen Wert der Parameter Umfangsmachzahl, Druckziffer und Einlassventilstellung bestimmt ist, und aus der Veränderung des Wirkungsgrades und/oder der Dampfdurchsatzzahl vom ersten zum zweiten Zeit- punkt in Abhängigkeit vom Betriebspunkt auf das Ausmaß der Alterung der Dampfturbine geschlossen wird.

Aus der messtechnischen Überwachung einer Dampfturbine stehen zunächst die Dampfdrücke, die Dampftemperaturen und die

Dampfmengenströme zur Verfügung, die als Zahlenwerte keine direkte Auskunft über den Zustand einer Turbine gestatten. Aus diesen direkt messbaren Zustandsgrößen lässt sich jedoch der Wirkungsgrad der Dampfturbine und der Dampfdurchfluss durch die Dampfturbine (im Folgenden Dampfdurchsatzzahl genannt) berechnen. Da Alterungserscheinungen das thermodynamische Verhalten einer Turbine verändern, werden auch der Wirkungsgrad und die Dampfdurchsatzzahl durch Alterungserscheinen beeinträchtigt, da sie in direktem Zusammenhang mit dem thermodynamisehen Verhalten der Dampfturbine stehen. Der Erfindung liegt nun die Überlegung zugrunde, dass aus Wirkungsgrad und Dampfdurchsatzzahl einer Dampfturbine auf deren Alterungszustand - mithin auf Ablagerungen, Erosion und Korrosion, Fremdkörperschäden und Verschleiß - rückgeschlossen werden kann.

Die Messtechnik an Dampfturbinen stellt thermodynamische Zustandsgrößen wie Drücke, Temperaturen und Mengenmessungen zur Verfügung. Auch kann Kenntnis des Anteils der Nässe bei Auf- treten von Nassdampf erlangt werden. Treibt die Dampfturbine einen Generator an, steht auch die abgegebene Generatorwirkleistung des Turbosatzes als weiterer Messwert zur Verfügung. Hieraus und aus den aus der Konstruktion bekannten mechanischen Daten der Dampfturbine und ggf. des Turbosatzes lässt sich der Wirkungsgrad der Dampfturbine und die Dampfdurchsatzzahl berechnen. Es hat sich nun herausgestellt, dass die Darstellung des Wirkungsgrads und der Dampfdurchsatzzahl der Dampfturbine als Funktion der drei Parameter Umfangsmachzahl, der Druckziffer und der Stellung der Einlassventile für das Diagnoseverfahren besonders günstig ist. Die Umfangsmachzahl als ein Maß für die Umdrehungsgeschwindigkeit der Rotorblätter, die Druckziffer als Maß für den Druck des der Turbine zugeführten Frischdampfs und die Stellung der Einlassventile, die den Zustrom des Frischdampfs in die Dampfturbine regeln, bilden somit einen dreidimensionalen Parameterraum, in dem der Wirkungsgrad und auch die Dampfdurchsatzzahl der Dampfturbine jeweils ein Skalarfeld darstellen. Es ist also jedem Punkt des dreidimensionalen Parameterraumes beispielsweise ein Wirkungsgradwert zugeordnet.

Hierbei kann die Umfangsmachzahl M_u beschrieben werden durch

und die Druckziffer F durch

Hierbei sind u die Umfangsgeschwindigkeit, k(p,T) der Isotropenexponent, pi der Druck und i (p,T) das spezifische Volumen am Eingang und p₂ der Druck am Ausgang der betrachteten Dampfturbine oder des betrachteten Turbinenteilbereichs. Die Umfanggeschwindigkeit u ist bei Dampfturbinen durch

u = 2π r_mn

gegeben, mit r_m als mittlerer Radius der von Dampf durchströmten Ringfläche und der Drehzahl n des Turbinenläufers,

Eine Veränderung der Stellung der Einlassventile für den Frischdampf vor einer Regelstufe an einer Dampfturbine be- wirkt eine geometrische Veränderung des Dampfstroms an von Dampf durchströmten Komponenten. Eine Veränderung der Einlassventilstellung verhält sich somit ähnlich, wie eine Störung an von Dampf umströmten Komponenten. Daher ist die Einbeziehung der Einlassventilstellung bei der Darstellung des Wirkungsgrads einer Dampfturbine unerlässlich. Beispielsweise kann die Veränderung der Einlassventilstellung einer Dampfturbine zu einer Drosselung des Dampfstroms führen. Kommt es in einer Dampfturbine durch eine unzureichende Dampfqualität beispielsweise zu Salzablagerungen an den Einlassventilen, so führt dies zu einem erhöhten Strömungswiderstand und somit ebenfalls zu einer Drosselung. Ohne Kenntnis der veränderten Einlassventilstellung, der Größe der geometrischen Veränderung des Dampfeinlasses und dessen Auswirkung auf das ther o- dynamische Verhalten des Dampfstroms um die Einlassventile ist die Ursache der thermodynamisehen Veränderung nicht nachvollziehbar. Ursache und Wirkung können nicht eindeutig zugeordnet werden. Mit der Messung der Einlassventilstellung steht jedoch ein Kriterium zur Bestimmung der geometrischen Veränderung der Dampfströme und deren Auswirkungen auf das thermodynamische Verhalten der Dampfturbine zur Verfügung. Dies kann zur Bestimmung der Ursache der Drosselung herangezogen werden.

Ein Dampfeinlassventil besteht meist aus mehreren einzelnen Ventilen. Häufig öffnen die einzelnen Ventile sequenziell mit einer Überlappung. Die Stellung der Einlassventilkombination wird unter Berücksichtung des Stellweges für die ansteuernde Hydraulik häufig in mm-Hub angegeben. Um unabhängig von den mechanischen Auslegungen der Stellhydraulik zu sein, ist es vorteilhaft, die Stellung der Einlassventile in Prozent anzugeben.

Aus den gemessenen Zustandsgrößen lässt sich der Wirkungsgrad einer Dampfturbine berechnen. Gleiches gilt für die Dampfdurchsatzzahl. Beide Größen lassen sich wiederum darstellen in Abhängigkeit eines Betriebspunkts, der sich ergibt aus dem Wert der Umfangsmachzahl, der Druckziffer und der Einlassventilstellung zum Zeitpunkt der Messung der Zustandsgrößen. Zur Diagnose von Alterungserscheinungen an der Dampfturbine werden zu einem ersten Zeitpunkt, bei dem die Dampfturbine vorteilhafterweise noch keinerlei Alterungserscheinungen auf- weist, beispielsweise bei der ersten Inbetriebnahme der Dampfturbine, die Zustandsgrößen an mehreren Betriebspunkten der Dampfturbine gemessen und daraus der Wirkungsgrad der Dampfturbine berechnet. Den Wirkungsgradwerten wird der je- weilige Betriebspunkt zugeordnet. Nach einer gewissen Zeit, beispielsweise einem Jahr, werden die Messungen wiederholt. Es ist vorteilhaft, die Betriebspunkte für die Messungen am zweiten Zeitpunkt so zu wählen, dass sie in etwa identisch sind mit den Betriebspunkten der Messungen zum ersten Zeit- punkt. Je genauer die ersten und zweiten Betriebspunkte in

Deckung liegen, desto genauere Aussagen können zum Alterungszustand der Dampfturbine getroffen werden.

Es können nun einem Betriebspunkt (oder zwei annähernd iden- tischen Betriebspunkten) zwei Wirkungsgradwerte zugeordnet werden: Einer aus der Messung zum ersten Zeitpunkt und einer aus der Messung zum zweiten Zeitpunkt. Hat sich der Wirkungsgrad an einem Betriebspunkt in der Zeit zwischen dem ersten Zeitpunkt und dem zweiten Zeitpunkt verschlechtert, so ist dies auf thermodynamische Veränderungen innerhalb der Dampfturbine zurückzuführen. Da mehrere Wirkungsgradveränderungen an verschiedenen Betriebspunkten vorliegen, lässt sich hieraus eine detaillierte Aussage über die thermodynamischen Veränderungen der Dampfturbine machen. Aus dieser detaillierten Aussage lässt sich auf den Umfang und die Art von Alterungserscheinungen, beispielsweise Erosionen oder Ablagerungen innerhalb der Dampfturbine schließen. Gleiches gilt für die Dampfdurchsatzzahl, aus deren zeitlicher Veränderung ebenfalls Schlüsse zur Alterung gezogen werden können.

Zweckmäßigerweise ist den Berechnungen das Verhalten von idealem Dampf zugrunde zulegen. Eine Dampfturbine wird zwar mit realem Dampf betrieben, dessen ther odynamisches Verhalten sich von dem von idealem Dampf unterscheidet. Die Zugrundele- gung des Verhaltens von idealem Dampf vereinfacht jedoch die Berechnungen erheblich. Da Dampfturbinen mit überhitztem Wasserdampf betrieben werden, ist diese Näherung zulässig. Für genauere Berechnungen, denen das thermodynamische Verhalten von realem Dampf zugrundegelegt werden uss, können die Berechnungen, denen die idealen Dampfgesetze zugrunde liegen, durch numerische Verfahren verfeinert werden.

In vorteilhafter Ausgestaltung der Erfindung wird der Wirkungsgrad und/oder die Dampfdurchsatzzahl der Dampfturbine an mehreren ersten Betriebspunkten der Dampfturbine zu einem ersten Zeitpunkt berechnet und aus diesen ersten Messwerten wird durch Interpolation ein erstes Skalarfeld errechnet; dann wird der Wirkungsgrad und/oder die Dampfdurchsatzzahl an mehreren zweiten Betriebspunkten der Dampfturbine zu einem zweiten Zeitpunkt berechnet und aus diesen Messwerten wird durch Interpolation ein zweites Skalarfeld errechnet. Aus der zeitlichen Veränderung des ersten Skalarfelds zum zweiten

Skalarfeld wird auf das Ausmaß der Alterung der Dampfturbine geschlossen.

Sind zu einem ersten Zeitpunkt an mehreren ersten Betriebs- punkten Messungen der Zustandsgrößen und daraus die Berechnung des Wirkungsgrads und/oder der Dampfdurchsatzzahl erfolgt, so ist es bei dieser Ausgestaltung der Erfindung nicht mehr notwendig, die Betriebspunkte für die Messungen zu einem zweiten und späteren Zeitpunkt in die Nähe der ersten Be- triebspunkte zu legen. Die Betriebspunkte, an denen zu einem zweiten Zeitpunkt die Messungen und Berechungen durchgeführt werden, sind somit ganz unabhängig von den Betriebspunkten des ersten Zeitpunkts wählbar. Dies ermöglicht, dass die Dampfturbine zum zweiten Zeitpunkt in einem Betriebsmodus be- trieben werden ^' kann, der völlig unabhängig vom Betriebsmodus zum Zeitpunkt der ersten Messung ist. Denn es werden nun nicht mehr zwei Werte von beispielsweise der Dampfdurchsatzzahl zu einander korrespondierenden ersten und zweiten Betriebspunkten verglichen sondern es werden zwei kontinuierli- ehe Skalarfeider verglichen. Die Details der Interpolation ergeben sich aus den Werten von Wirkungsgrad oder Dampfdurchsatzzahl an den verschiedenen Betriebspunkten an sich. Sind genügend Werte an verschiedenen Betriebspunkten vorhanden, so kann der Verlauf des Skalar- felds abgeschätzt und die Zwischenbereiche zwischen verschiedenen Betriebspunkten durch entsprechende Interpolation mit weiteren Werten aufgefüllt werden. Ist die Charakteristik des Skalarfelds für einen Typ Dampfturbine bekannt, so sind Messungen und nachfolgende Berechnungen an nur wenigen Betriebs- punkten nötig, um den recht genauen Verlauf des Skalarfelds abschätzen zu können. Auf diese Weise liegen Werte für die Dampfdurchsatzzahl und/oder den Wirkungsgrad der Dampfturbine an jedem Punkt des dreidimensionalen Parameterraumes fest. Somit sind die Werte von Wirkungsgrad oder Dampfdurchsatzzahl aus einem ersten Zeitpunkt an einem beliebigen Betriebspunkt vergleichbar mit den Werten von Wirkungsgrad oder Dampfdurchsatzzahl aus einem zweiten Zeitpunkt. Aus diesen direkten Vergleichen kann auf das Ausmaß der Alterung der Dampfturbine geschlossen werden. Ebenso ist es möglich, die beiden Skalar- feider als Kontinuen zu betrachten und aus deren Veränderung als Gesamtheit auf das Ausmaß der Alterung der Dampfturbine zu schließen.

Vorteilhafterweise wird der Wirkungsgrad und/oder die Dampf- durchsatzzahl für einen Teilbereich der Dampfturbine berechnet und daraus auf das Ausmaß der Alterung des Teilbereichs geschlossen. Die Messungen der Zustandsgrößen wie Druck, Temperatur und Dampfmengen der Dampfturbine können an räumlich verschiedenen Punkten der Dampfturbine gemessen werden. Es ist somit möglich, den Wirkungsgrad und/oder die Dampfdurchsatzzahl nur für einen Teilbereich, beispielsweise den Turbi- neneinströmbereich oder den Trommelteil zu berechnen. Der Vorteil dieses Verfahrens besteht darin, dass die räumliche Lokalisierung von Alterungserscheinungen innerhalb der Dampf- turbine möglich ist. Um Veränderungen in der Dampfturbine im Rahmen der thermodynamischen Diagnose gut lokalisieren zu können, ist eine möglichst weitgehende Unterteilung der Tur- ω ω M ) I-*^* h-¹ π o Cπ o Cπ o Cπ

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Innerhalb von zwei Jahren wurden Zustandgrößen der Dampfturbine 2 an 100 verschiedenen Zeitpunkten gemessen. Der Begriff Zei tpunkt wird im Folgenden nicht als diskreter Zeitwert auf- gefasst, sondern als Zeitintervall, innerhalb dessen die Zu- standsgrößen in einer Messperiode gemessen wurden. Gemessen wurden der Druck p und die Temperatur T sowie die Menge m des durch die Rohrleitungen 4 strömenden Frischdampfes, die Stellung S der Regelventilkombination 5, der Druck p und die Temperatur T des die Regelstufe 7 verlassenden Dampfes und der Druck p und die Temperatur T des aus dem Trommelteil 9 austretenden Dampfes. Außerdem wurde die Leistung P des Generators gemessen. Innerhalb einer Messperiode wurden die Zustandsgrößen der Dampfturbine jeweils an mehreren Betriebspunkten der Dampfturbine gemessen. Aus den Messungen wurde der Wirkungsgrad W und die Dampfdurchsatzzahl F für jeden Betriebspunkt einer Messperiode errechnet. Der Berechnung lagen folgende Formeln zugrunde:

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Claims

Patentansprüche

1. Diagnoseverfahren zum Erkennen von Alterungserscheinungen einer Dampfturbine (2) , bei dem der Wirkungsgrad (W) und/oder die Dampfdurchsatzzahl (F) der Dampfturbine (2) aus Messungen von Zustandsgrößen der Dampfturbine (2) zu einem ersten (ti) und einem späteren zweiten Zeitpunkt (t₂) an mehreren Betriebspunkten der Dampfturbine (2) berechnet wird, wobei ein Betriebspunkt durch jeweils einen Wert der Parameter Umfangs- machzahl (M_u) , Druckziffer (D) und Einlassventilstellung (S) bestimmt ist, und aus der Veränderung des Wirkungsgrads (W) und/oder der Dampfdurchsatzzahl (F) vom ersten (ti) zum zweiten Zeitpunkt (t₂) in Abhängigkeit vom Betriebspunkt auf das Ausmaß der Alterung der Dampfturbine (2) geschlossen wird.

2. Diagnoseverfahren nach Anspruch 1, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass a) der Wirkungsgrad (W) und/oder die Dampfdurchsatzzahl (F) der Dampfturbine (2) an mehreren ersten Betriebspunkten der Dampfturbine (2) zu einem ersten Zeitpunkt (ti) berechnet wird, b) aus diesen ersten Messwerten durch Interpolation ein erstes Skalarfeld (31) errechnet wird, c) der Wirkungsgrad (W) und/oder die Dampfdurchsatzzahl (F) an mehreren zweiten Betriebspunkten der Dampfturbine (2) zu einem zweiten Zeitpunkt (t₂) berechnet wird, d) aus diesen zweiten Messwerten durch Interpolation ein zweites Skalarfeld (41) errechnet wird, e) und aus der zeitlichen Veränderung vom ersten (31) zum zweiten Skalarfeld (41) auf das Ausmaß der Alterung der

Dampfturbine (2) geschlossen wird.

3. Diagnoseverfahren nach Anspruch 1 oder 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass der Wir- kungsgrad (W) und/oder die Durchsatzzahlen (F) für einen

Teilbereich der Dampfturbine (2) berechnet und daraus auf das Ausmaß der Alterung des Teilbereichs geschlossen wird.