Ваш браузер устарел и не обеспечивает полноценную и безопасную работу с сайтом.
Установите актуальную версию вашего браузера или одну из современных альтернатив.
Развиваемые сегодня системы контроля, мониторинга и предиктивной (предсказательной) диагностики технического состояния валопроводов турбоагрегатов АЭС и ТЭС ориентированы на использование поперечных (изгибных) колебаний. В то же время новые возможности контроля и диагностирования валопроводов открывают измерения крутильных колебаний (КК) или угловых вибраций вала. КК не входят в перечень контролируемых штатных параметров АСУТП энергоблоков и поэтому для их оценки требуется установка специализированных средств контроля и диагностики основного динамического тепломеханического оборудования электростанций.
Разрабатываемые у нас в стране и за рубежом системы контроля КК валопроводов турбоагрегатов используют бесконтактные датчики КК (угловых вибраций) вала, включающие в себя установленные на вал информационные и опорные маркеры угловых положений вала и датчики угловых маркеров вала, установленные неподвижно вне вала и регистрирующие моменты прохождения маркеров угловых положений вала [1]. Перед разработчиками таких систем стоят следующие актуальные проблемы:
Проблема повышения точности измерения КК заключается в необходимости устранения методических и инструментальных ошибок восстановления из дискретного сигнала временных интервалов прохождения угловых маркеров вала сигнала угловой вибрации в виде зависимости угла поворота вала и угла закрутки вала от времени во всем спектральном диапазоне частот возбуждения.
Решение этой проблемы опубликовано в [2] и защищено патентом на изобретение РФ [3], в котором предложено устройство и способ мониторинга КК роторных агрегатов, обеспечивающее наилучшую точность измерения КК (угловой вибрации) во всем диапазоне частот возбуждения. Здесь впервые теоретически обоснованы формулы оценка КК в сечении вала и угла закрутки вала между сечениями методом временных интервалов, учитывающие влияние поперечных перемещений вала и/или датчиков КК, инструментальную погрешность расположения маркеров угловых положения вала.
Достоинствами устройства и способа мониторинга КК по патенту [3] являются:
Контроль развитых (больших по размаху) КК не требует прецизионной точности измерения временных интервалов между маркерами углового положения вала, обеспечиваемой оптическими датчиками частоты вращения [4]. Для этих целей в условиях электростанции в качестве датчиков КК достаточно использовать менее точные вихретоковые датчики частоты вращения вала и/или датчики частоты вращения вала на эффекте Холла [1]. Эти датчики имеют расширенный температурный диапазон и устойчивы к агрессивной внешней среде, что позволяет устанавливать их в местах расположения опор подшипников скольжения валопровода, где обычно устанавливают датчики относительной вибрации вала (проксиметры), что удобно так как сигналы штатных проксиметров входят в алгоритм оценки КК вала [2, 3].
Согласно ГОСТ [5] типичными причинами возбуждения КК валопроводов турбоагрегатов являются повреждения в электрической сети, включая срабатывание прерывателя, внутренние повреждения генераторов, приводящие к короткому замыканию токов статора, рассинхронизация генератора с сетью, плановая коммутация линии связи, изменение нагрузки, несимметрия фазовых напряжение в сети, подсинхронный резонанс, пульсирующие моменты при работе паровой турбины и др. Все они приводят к возбуждению гармоник собственных и/или вынужденных частот КК, в том числе гармоники вынужденных КК на удвоенной частоты сети.
Демпфирование КК в турбоагрегатах очень мало по сравнению с демпфированием изгибных колебаний ротора, поэтому возбуждение КК вследствие переходных процессов в электросети приводит к многомодовым долго незатухающим колебаниям валопровода. Подтверждением тому результаты мониторинга собственных частот КК валопровода турбоагрегата 300 МВт, опубликованные в [1].
К другим возможным причинам возбуждения КК следует отнести дефекты задевания опорных шеек о вкладыш подшипника скольжения, вибрацию лопаток турбины, а также аэродинамические возмущения в последних ступенях цилиндра низкого давления. Идентификация дефекта задевания возможна по спектру вынужденных частот КК. Вибрация лопаток турбины выявляется по резонансным частотам изгибных колебаний лопаток турбины в спектре КК вала.
Вынужденные КК на удвоенной частоте сети могут возбуждать моды КК относительно высокого порядка. Такие режимы работы требуют применения сложных моделей для расчета связанных изгибных колебаний лопаток турбины низкого давления и КК валопровода с целью отстройки конструкции валопровода от резонанса.
Для выявления причин возбуждения КК необходимо и достаточно вести измерительной контроль и совместную обработку результатов измерений КК валопровода, электрических параметров работы генератора и технологических параметров работы турбины. При достаточном количестве датчиков КК контроль КК должен заключаться в оперативной оценке НДС валопровода и сравнении максимальных напряжений с пороговыми уровнями значимости для выдачи сигнала аварийной сигнализации оперативному персоналу и/или сигнала аварийного останова турбоагрегата, если это будет предусмотрено заводской инструкцией. При недостаточном для оценки НДС валопровода датчиков КК контроль КК должен заключаться в сравнительной оценке амплитуд собственных и вынужденных частот КК с пороговыми уровнями значимости для выдачи сигнала аварийной сигнализации оперативному персоналу.
Прецизионный контроль спектральных параметров КК с учетом режимных параметров работы турбоагрегата по патентам РФ [6, 7] открывает новые возможности в диагностировании дефектов целостности валопровода в процессе эксплуатации, а именно: трещины (поперечная, продольная, кольцевая) вала, ослабления посадки полумуфт, разрушения болтов полумуфт. Это наиболее опасные дефекты, способные вызвать разрушение работающего в сети турбоагрегата в целом [8].
В [1] показано, что измерения КК с использованием наиболее точного оптического датчика КК без учета влияния режимных параметров турбоагрегата позволяют обнаруживать трещины вала, начиная с 35 % площади сечения вала. Учет влияния режимных параметров по патентам [5, 6] обеспечивает обнаружение трещин усталости, начиная с 2…5 % площади сечения вала.
Диагностическими признаками дефектов целостности валопровода являются уменьшение значений собственных частот КК, особенно по тем формам, к узлам которых ближе расположено место дефекта, увеличение амплитуды и демпфирования гармоник собственных частот КК, статического угла закрутки вала. Процесс диагностирования должен заключаться в построении трендовых характеристик диагностических параметров (собственная частота, амплитуда, демпфирование, угол закрути вала) и сравнение их с пороговыми уровнями значимости для выдачи сигнала аварийной сигнализации оперативному персоналу на ранней стадии развития дефекта.
Использование патентов РФ [3, 6, 7] обеспечивает эффективное решение актуальных проблем создания систем контроля и диагностики валопроводов турбоагрегатов по КК.
