Стартовая >> Архив >> Генерация >> Разработка и реализация методов вибродиагностики статоров турбогенераторов

Разработка и реализация методов вибродиагностики статоров турбогенераторов

Семенов Д. Ю., Григорьев А. В., Осотов В. Н., Ямпольский Д. А.

В ОАО Свердловэнерго эксплуатируется 38 турбогенераторов (ТГ) мощностью от 100 до 500 МВт, 68% этих ТГ отработали более 25 лет, что больше нормативного срока службы. Замена даже одного ТГ становится сегодня серьезной экономической проблемой, поэтому задачи оценки технического состояния и остаточного ресурса статоров ТГ весьма актуальны.
При оценке технического состояния ТГ важную роль играют методы вибродиагностики. Уже более 5 лет персонал лаборатории диагностики предприятия Свердловэлектроремонт совместно с Уральским государственным техническим университетом (УГТУ-УПИ) выполняет периодические вибрационные обследования статоров 33 ТГ различных типов, применяя метод мониторинга вибрационного состояния и метод модального анализа (анализ параметров собственных колебаний) [1 - 3].
Для вибрационных обследований используются: четырехканальный анализатор типа 2400 фирмы CSI (США) с комплектом необходимых принадлежностей, персональные компьютеры и специализированное программное обеспечение разработки ОП Свердловэлектроремонт.
Одним из направлений проводимых обследований является изучение вибрационных характеристик и параметров статора работающего ТГ во взаимосвязи с теми или иными дефектами, выявляемыми другими способами и методами.
Поскольку большинство ТГ не оснащено датчиками, позволяющими выполнять съем вибросигналов непосредственно с сердечника статора (основной возбуждаемой магнитным потоком и поэтому вибропроизводящей части статора), вибрационные датчики при съеме вибросигналов с работающего ТГ приходится располагать на наружной поверхности корпуса статора в специально выбранных местах (рис. 1).
Схема размещения измерительных точек на корпусе статора
Рис. 1. Схема размещения измерительных точек на корпусе статора

Многократный съем и изучение снятых с корпуса работающих ТГ вибрационных сигналов показали, что обычно спектры вибрации, получаемые после разложения вибрационных сигналов на гармонические составляющие, включают в себя основную гармонику частотой 100 Гц (частота перемагничивания статора); набор гармонических составляющих, кратных частоте основной гармоники и наиболее выраженных в диапазоне до 1000 Гц; лопаточную частоту вентилятора или компрессора, которая, как правило, имеет частоту более 1000 Гц. В спектрограммах корпуса могут присутствовать составляющие с частотой вращения ротора генератора (50 Гц - для двухполюсных ТГ) и ее гармоники, которые проходят к точкам съема вибрационных сигналов от опорных подшипников ротора.
Исхода из представленного обобщенного вибропортрета, для интегральной оценки вибрации корпуса ТГ и для удобства контроля за изменениями вибрации в зависимости от различных эксплуатационных факторов выбраны два выраженных в единицах виброускорения усредненных параметра:
А1 - среднее квадратическое отклонение (СКО) виброускорения на частоте 100 Гц, усредненное для точек съема вибро сигнала;
А2-10 - среднее квадратическое отклонение виброускорения для частот в диапазоне 200 - 1000 Гц, усредненное для точек съема вибросигнала.
Расчет величин А1-2 выполняется по формулам

где а1 - СКО виброускорения в точке № i на частоте 100 Гц, м/с2, аij - СКО виброускорения в точке №i на частоте j100 Гц (например, 200 Гц), м/с2; N- число точек для усреднения.
Выбранная схема расположения точек съема вибрационных сигналов (рис. 1) дает возможность подсчитывать средние значения параметров Ах и А2-10 как для всех точек съема, так и для пары точек с каждой стороны ТГ в отдельности, что позволяет соответственно оценивать состояние ТГ в целом и каждой его стороны в отдельности.


Рис. 2. Данные вибрационного мониторинга статора генератора ТГВ-300, выраженные усредненными значениями амплитуд виброускорений по четырем контрольным точкам корпуса:

области, обозначенные буквами, - периоды ремонтных простоев генератора (простои по другим причинам не показаны)

Рассмотрим, например, данные вибрационного мониторинга одного из ТГ типа ТГВ-300 (рис. 2), в период наблюдения за которым имелись случаи обрыва концов стяжных призм сердечника статора. На рис. 2 точками в осях “амплитуда виброускорения (А1-2-10)” - “календарное время” обозначены средние для четырех контрольных точек корпуса статора уровни амплитуд, рассчитанные по данным проведенных виброобследований. Прямоугольными зонами, обозначенными буквами, выделены области ремонтных простоев. Известно, что во время простоя а (капитальный ремонт), у ТГ со стороны возбудителя был обнаружен обрыв четырехстяжных призм сердечника статора. Отломившиеся концы стяжных призм во время ремонта были восстановлены по пробной технологии, рекомендованной заводом - изготовителем ТГ. Вибрационными обследованиями статора, проводившимися после восстановления призм, были отмечены высокие значения как параметра А1, так и А2-10. Контрольным осмотром во время останова ТГ был вновь обнаружен обрыв восстановленных и еще пяти стяжных призм, после чего ТГ был выведен: в аварийный ремонт (простой б).
Поскольку максимальные значения параметров А1,2-10 наблюдались в период между простоями а и б, есть основания связывать их высокие (в особенности А2-10) значения с неблагополучным (обрыв стяжных призм) состоянием статора. Однако для уверенных по данным вибрационного мониторинга выводов требуется знать не только предельные значения вибрационных параметров (ВП), например, при обрыве части стяжных призм, но и какие значения могут принимать ВП при работе ТГ без явно выраженных дефектов. Такие знания можно получить путем накопления данных вибрационных обследований, эффективного анализа их специальными математическими приемами и выведения на этой основе средних значений контролируемых ВП, соответствующих состоянию статора без явных дефектов. Например, для каждого
контролируемого ВП за выбранный для анализа промежуток времени можно использовать две характеристики: среднее значение рассматриваемого ВП и величину его отклонения от среднего (с помощью доверительного интервала).
Одной из характерных особенностей проводимых виброобследований является то, что из соображений технологичности они проводятся в текущих эксплуатационных режимах ТГ без специальных изменений параметров режима. Понятно, что при таком подходе режимные параметры новых обследований чаще всего не совпадают с параметрами предыдущих обследований. Но, как известно, вибрация элементов статора существенным образом зависит от режима, в котором работает ТГ. Проведенными исследованиями [4, 5] показано, что уровень основной составляющей вибрации сердечника статора (гармоника 100 Гц) зависит от следующих параметров, характеризующих режим работы ТГ: напряжения на выводах ТГ U, тока статора/, коэффициента мощности cos φ, угла нагрузки 0.
Анализ степени влияния указанных режимных параметров ТГ на основную (100 Гц) составляющую вибрации сердечника статора позволил прийти к выводу, что, если при проведении виброобследований ограничить изменения режимных параметров пределами ± 5% для напряжения U, от 0,8 до 0,95 для коэффициента мощности cos φ, от 30° до 40° угла нагрузки Θ, то влиянием этих изменений в первом приближении можно пренебречь. Тогда изменение величины контролируемого ВП из-за влияния оставшегося режимного параметра (ток статора) и влияния естественно действующего фактора времени эксплуатации в первом приближении можно описать с помощью регрессионной модели следующего вида:

где ВП - вибрационный параметр, м/с2; к, - коэффициент регрессии; tраб - время эксплуатации с даты начала обследований; I - ток статора, кА; е - случайная составляющая, м/с2.

Рис. 3. Данные вибрационного мониторинга статора генератора ТГВ-300:
пунктирные линии - границы доверительных интервалов, полученных по данным, соответствующим работе статора без явно выраженных дефектов

Коэффициенты регрессии определяются методом наименьших квадратов. Очевидно, что для получения коэффициентов регрессии, соответствующих нормальному (без явно выраженных дефектов) состоянию статора, должны быть использованы данные, собранные в соответствующий период работы ТГ. Для рассматриваемого ТГ этот период выбран между ремонтами д и е (см. рис. 2).
Использование регрессионной модели (1) позволяет описать нормальное состояние статора тремя коэффициентами регрессии и размером доверительного интервала. Расчет этих характеристик требует наличия, по крайней мере, трех обследований, поэтому на начальных этапах вибрационного мониторинга описание нормального состояния по среднему значению и размеру доверительного интервала неизбежно.
Опыт регрессионного моделирования, в частности, применительно к ТГ ТВФ-110, ТГВ-300 и ТГВ-500, показал, что зависимость (1) позволяет значительно (до 90%) компенсировать влияние тока статора на контролируемый ВП, показать изменения, происходящие с течением времени эксплуатации, и оценить величину случайной составляющей.
Качество модели оценивается с помощью коэффициента корреляции R2, Если R2 близок к нулю, то связь между изменением выходного ВП и входных параметров t, I модели отсутствует или является существенно нелинейной. Если к стремится к 1, то связь между входом и выходом существует и является линейной. На практике, в частности, под влиянием погрешностей измерения входов и выхода, R2 не достигает 1. В данном случае принято считать, что при R2 > 0,75 качество модели удовлетворительное. Интуитивно понятно, что, чем лучше модель, тем меньше размер доверительного интервала (т.е. случайный разброс данных). Размер доверительного интервала при R2 > 0,75 в 2 раза меньше, чем при его оценке без учета влияния входных параметров.
Измеренное значение вибрационного параметра можно рассматривать в виде
где i - порядковый номер обследования; “н” - индекс, обозначающий значение параметра, соответствующее номинальному режиму.
К сожалению, в практической эксплуатации не представляется возможным получить, так сказать, эталонные значения контролируемых ВП в номинальном режиме работы ТГ (из-за технологических трудностей выдержать достаточно длительно режим со всеми номинальными параметрами). Между тем, для анализа изменений ВП с течением времени логично было бы приводить данные обследований именно к номинальному режиму работы ТГ. Такое приведение на каждый момент обследования можно осуществить, основываясь на формуле (2). Для этого требуется знать номинальный ток статора Iн, который является паспортной характеристикой ТГ. Приведение выполняется следующим образом:

где- приведенное к номинальному току, но не освобожденное от влияния фактора времени tpa6; значение ВП.
Для учета влияния изменений состояния статора, произошедших с момента первого измерения ВП, на значение ВП, полученное при очередном контроле, и определения приведенного значения, учитывающего и эти изменения, необходимо воспользоваться следующей зависимостью:

Если бы зависимость ВП от времени эксплуатации ТГ (1) оказалась значимой (к1 не равен нулю), то линии доверительного интервала (рис. 3) имели бы наклон.
Для рассмотренного ТГ эта зависимость не является значимой, поэтому линии доверительного интервала расположены горизонтально (техническое состояние ТГ не меняется).
Рис. 3 по сравнению с рис. 2 резко отличается тем, что данные виброизмерений расположены: на графиках гораздо ближе друг к другу, так как исключены промежутки простоя. В данном случае это не влияет на оценку скорости изменения технического состояния, однако, если бы на рис. 2 наблюдался бы рост ВП с течением времени, то при переходе к рис. 3 оценка скорости изменения выросла бы резко.


Рис. 4. Влияние режима работы на вибрацию корпуса статора генератора ТВФ-110-2ЕУЗ
Поскольку вибропараметр ВП  имеет случайную составляющую е, то разброс значений BП/(tраб) неизбежен. Однако можно рассчитать границы доверительного интервала для значения ВП. Если состояние ТГ не изменяется, то вибропараметр BП(tpаб, I) будет попадать в определенный интервал с выбранной степенью вероятности. В данном случае степень вероятности выбрана равной 95%.
Аналогичным путем можно получить зависимость ВП от квадрата тока статора. Для этого необходимо разновременные значения контролируемых ВП освободить от влияния составляющей, обусловленной временем эксплуатации. Это условие выразится равенством

Зависимость ВП от квадрата тока статора можно проиллюстрировать на примере одного из ТГ типа ТВФ-110-2ЕУЗ. Сравнение данных мониторинга без применения регрессионных моделей позволяет предположить, что в конце 1996 г. в техническом состоянии ТГ происходили резкие изменения, поскольку собранные данные имеют сильный разброс (рис. 4, а).
Сердечник статора турбогенератора
Рис. 5. Сердечник статора турбогенератора. Точки установки акселерометров и приложения ударного воздействия:
• - точки виброобследования
Применение зависимости (3) показывает, что изменения вибрационного состояния ТГ происходили под влиянием изменения режима его работы. Это проявилось в снижении разброса данных не менее чем в 2 раза (рис. 4, б). Применение зависимости (4) позволяет показать характер изменения параметра А1 в зависимости от тока статора (рис. 4, в). В приведенном случае полученная зависимость соответствует ожидаемой.
Оценка состояния статора по полученным на работающем ТГ данным имеет ориентировочный характер и требует подтверждения с помощью дублирующих и уточняющих методов контроля. В ситуациях, связанных с предполагаемым ухудшением механического состояния сердечника статора, такими методами могут быть тщательный визуальный осмотр сердечника и элементов его крепления, а также вибрационные исследования свойств элементов статора, выполнение которых возможно при разборке ТГ во время его ремонтов.
В настоящее время в ОАО Свердловэнерго используется методика оценки технического состояния сердечника статора путем контроля и анализа его резонансных частот и поглощающих свойств на резонансных частотах [6, 7].
Вибрационные исследования пакета сердечника проводятся посредством импульсного возбуждения его поперечных колебаний с помощью ударного молотка последовательно в нескольких сечениях (2-5 и более в зависимости от длины сердечника) и съема вибрационного отклика по схеме, представленной на рис. 5.
Путем совместной обработки входного сигнала и сигнала отклика получают передаточную функцию, дающую представление о частотных характеристиках сердечника. По характеристикам пиков передаточной функции методом половинной мощности определяется декремент колебаний. Этот вибрационный параметр отражает демпфирующие (поглощающие) свойства сердечника и характеризует степень плотности пакета сердечника. Уменьшение плотности пакета сердечника ведет к увеличению поглощающих свойств конструкции и к увеличению декрементов колебаний.

Рис. 6. Распределения декрементов колебаний по длине сердечника статора, полученные у двух пар турбогенераторов:
1 - старый статор, 1968 г. изготовления; 2 - новый статор, 1944 г. изготовления; 3 - старый статор, 1969 г. изготовления; 4 - новый статор, 1997 г. изготовления

Результаты большого количества проведенных виброобследований позволили заключить, что поглощающие свойства сердечника статора достаточно чувствительны к изменениям плотности прессовки сердечника статора (в том числе локальным). Например, на основании анализа поглощающих свойств сердечника статора была подтверждена объективная обоснованность принятых решений о замене двух статоров турбогенераторов типа ТВВ-320-2, как имеющих значительное ослабление прессовки торцевых зон сердечников (рис. 6).
Описанные методы вибрационного контроля закреплены разработанными предприятием Свердловэлектроремонт Методическими указаниями, которые утверждены и применяются в масштабах ОАО Свердловэнерго.

Выводы

  1. Разработаны и опробованы вибрационные методы контроля технического состояния статоров турбогенераторов.
  2. Изложенные методы позволяют контролировать изменение технического состояния турбогенераторов как в процессе работы, так и при проведении ремонтных мероприятий.
  3. Применение вибрационных методов контроля в периоды плановых ремонтов турбогенераторов позволяет уточнить или скорректировать задачи ремонта и объективно проконтролировать результаты ремонта.
  4. Имеющиеся результаты вибрационного контроля технического состояния статоров турбогенераторов свидетельствуют о реальной полезности применения и перспективности развития вибрационных методов контроля состояния статоров крупных электрических машин.

Список литературы

  1. Григорьев А. В., Осотов В. Н., Ямпольский Д. А. О вибрационном контроле состояния статора турбогенератора. - Электрические станции, 1998, № 4.
  2. Вибродиагностика статоров турбогенераторов в ОАО Свердловэнерго / Григорьев А. В., Осотов В. Н., Семенов Д. Ю., Ямпольский Д. А. - Изв. вузов. Электромеханика, 1998, №2-3.
  3. Григорьев А. В., Осотов В. К, Ямпольский Д. А. О вибрационном контроле технического состояния статоров турбогенераторов ТГВ-300. - Электрические станции, 1998, №8.
  4. Мазин Э. М. Вибрация статора насыщенного турбогенератора при различных режимах его работы. - Сборник “Электросила”, 1976, № 31.
  5. Перчанок Б. X., Руденко В. PI. Вибрация сердечника турбогенератора. - Сб. “Электросила”, 1976, № 31.
  6. Пат, 2113754 (РФ). Способ контроля прессовки сердечника статора электрической машины / ГригорьевА. В., Осотов В. Н., Ямпольский Д. А. Опубл. в Б. И., 1998, № 17.
  7. Пат. 2155429 (РФ). Способ контроля прессовки сердечника статора электрической машины / Григорьев А. В., Осотов В. Н., Ямпольский Д. А. Опубл. в Б. И., 2000, № 24.
 
« Развитие электростанций с поршневыми двигателями за рубежом   Разработка решений при проектировании пароводяного тракта котла с П-образной компоновкой »
электрические сети