Новые разработки ОАО «НПО ЦКТИ» в области вибродиагностики и наладки турбоагрегатов

Опубликовано в номере:
PDF версия
В статье рассмотрены новые программные модули для алгоритмического обеспечения систем эксплуатационной диагностики, разработанные ОАО «НПО ЦКТИ» и позволяющие решить важные проблемы наладки турбоагрегатов и провести исследования их вибрационного состояния.

При диагностических исследованиях турбоагрегатов чрезвычайно трудно идентифицировать такие дефекты, как прогиб роторов, погрешности стыковки роторов в валопроводе и взаимные смещения опор валопровода (в особенности при наличии их наклонов). Подобные дефекты встречаются довольно часто, их влияние на вибрационное состояние опор и роторов агрегата весьма велико (практически во всем диапазоне частот вращения), причем устранение этих дефектов требует разработки и выполнения специфических и достаточно дорогостоящих мероприятий, связанных с остановкой работы турбоагрегата. Известно, что наличие вышеперечисленных дефектов вызывает появление осевых составляющих вибрации опор, трудно устраняемых методами классической динамической балансировки, что существенно усложняет виброналадку агрегата, нередко делая ее малоэффективной. Более того, наличие взаимных смещений опор обусловливает появление циклических напряжений в элементах валопровода, угрожающих их целостности, что снижает надежность и безаварийность работы агрегата.

Трудность диагностирования указанных дефектов состоит в следующем. Дефекты стыковки роторов в валопроводе (угловой и/или ступенчатый взаимный излом осей роторов, так называемая несоосность) создают картину «вибрационного проявления» дефекта, весьма сходную с той, что получается при наличии дисбаланса по длине роторов. Однако при воздействии на величину дисбаланса методом установки компенсирующих грузов не удается достичь нужных результатов, поскольку система установленных грузов в данном случае не соответствует реальному распределению дисбаланса по длине валопровода. Дело также и в том, что чаще всего дисбаланс и несоосность действуют одновременно и разделить их влияние даже качественно, не говоря о количественном соотношении, достаточно сложно. Задача существенно усложняется и тем, что зачастую действуют одновременно три дефекта: прогиб ротора, дисбаланс по более высоким формам прогиба и погрешность стыковки роторов. Практика показывает, что для успешной вибрационной наладки желательно и во многих случаях необходимо разработать методику и соответствующие программные средства (в случае применения систем автоматической диагностики) для выполнения так называемой дифференциальной диагностики, позволяющей определить каждый дефект при одновременном действии нескольких дефектов [1]. Предложенные разработки позволяют решить проблему дифференциальной диагностики сходных по вибрационному проявлению дефектов.

Относительно взаимных смещений опор следует отметить, что диагностика подобного дефекта также затруднена по ряду объективных причин. Одна из них — отсутствие штатных измерений, которые однозначно пропорциональны величинам смещений. Показания штатных датчиков температуры баббита подшипников дают представление о наличии взаимных смещений (не во всех случаях) без их количественного анализа и определения влияния смещений опор на величины статических нагрузок на подшипники и циклических напряжений в шейках роторов. Таким образом, не оценивается степень опасности данного явления, что делает невозможным долгосрочный прогноз относительно надежной работы турбоагрегата.

В этом контексте более информативными являются штатные бесконтактные токовихревые датчики вибрации вала, позволяющие получать значения всплытия шеек роторов на смазочном слое, напрямую зависящие от статических нагрузок на подшипники, что дает возможность разработать методику определения нагрузок и циклических напряжений в шейках роторов. Однако достоверность диагностики здесь существенно снижается из-за наличия наклонов опор, не измеряемых штатными устройствами, но вносящих нежелательные коррекции в получаемые значения всплытия шеек роторов.

Специалистами ОАО «НПО ЦКТИ» на основании долговременного опыта применения системы диагностики ВИДАС на действующих агрегатах и опыта по наладке и исследованию вибрационного состояния турбоагрегатов проводится дальнейшее совершенствование алгоритмического обеспечения систем эксплуатационной диагностики [2, 3]. В частности, во избежание вышеуказанных диагностических трудностей в НПО ЦКТИ разработаны и апробированы на действующих турбоагрегатах два программных модуля — «Прогиб ротора» и «Мониторинг взаимного перемещения опор».

Программный модуль «Прогиб ротора» апробирован на т/а К-800-240. Для получения наиболее точных результатов по бесконтактному измерению прогиба ротора у каждой шейки ротора следует установить по две пары бесконтактных датчиков всплытия роторов в расточке подшипника. В результате осуществляется мониторинг прогиба ротора при его изменении во времени, при нагреве или остывании. Кроме того, появляется возможность выявить погрешности стыковки роторов (радиальной и угловой), значительно уточняя существующие критерии данного дефекта. Приводятся соответствующие графики.

Тренды перемещения вала в подшипнике

Рис. 1. Тренды перемещения вала в подшипнике № 3, расчетного значения прогиба РСД и давления в гидроподъеме:
1. Расчетное значение прогиба РСД в режиме ВПУ, мм.
2. Оборотная составляющая перемещения вала, горизонтальное направление, подшипник № 3 (3L), датчик установлен со стороны муфты РВД-РСД, мкм.
3. Оборотная составляющая перемещения вала, горизонтальное направление, подшипник № 3 (3R), датчик установлен со стороны ЦСД, мкм.
4. Оборотная составляющая перемещения вала, вертикальное направление, подшипник № 3 (3L), датчик установлен со стороны муфты РВД-РСД, мкм.
5. Оборотная составляющая перемещения вала, вертикальное направление, подшипник № 3 (3R), датчик установлен со стороны ЦСД, мкм.
6. Оборотная составляющая перемещения вала, горизонтальное направление, подшипник № 2, мкм.
7. Давление в гидроподъеме подшипника № 3, МПа.
8. Давление в гидроподъеме подшипника № 4, МПа

Тренды перемещения вала в подшипнике № 4, расчетного значения прогиба РСД и давления в гидроподъеме

Рис. 2. Тренды перемещения вала в подшипнике № 4, расчетного значения прогиба РСД и давления в гидроподъеме

На рис. 1, 2 представлены тренды вычисленного значения прогиба РСД и оборотных составляющих перемещения вала в подшипниках № 3, 4. Из анализа трендов следует, что в момент включения ВПУ (рис. 3) система фиксировала максимальный прогиб. С течением времени (приблизительно через 48 ч) расчетное значение прогиба снизилось до 0,02 мм.

Мониторинг взаимного смещения опор К-200

Рис. 3. Мониторинг взаимного смещения опор К-200

Таким образом, наблюдаемый в момент включения ВПУ прогиб является обратимым. Кроме того, анализ трендов оборотных составляющих перемещений вала в подшипнике № 3 (рис. 1) позволяет сделать вывод о наличии несоосности роторов в стыковке полумуфт роторов высокого и среднего давления. Так, тренды оборотной составляющей в горизонтальном направлении подшипника № 3 (измеренные с двух сторон подшипника) после включения ВПУ имеют максимальные значения. Затем (приблизительно через 1,5 ч) данные тренды достигают минимального (нулевого) значения, потом (в течение приблизительно 4 ч) увеличиваются, достигая одинаковых значений, равных примерно 90 мкм. Причем тренды оборотных составляющих коррелируют с трендами пульсации давления в гидроподъеме. Такое поведение оборотной составляющей горизонтального направления вызвано обратимым прогибом ротора и наличием «колена» в муфте РВД–РСД, то есть с течением времени обратимый прогиб уменьшается, при этом изменяются и фазы оборотной составляющей от прогиба, чем и объясняется достижение нулевых значений. Затем, когда вычисленное значение прогиба РСД достигает 0,02 мм, данные тренды отображают только наличие «колена», причем оборотные составляющие горизонтального направления, полученные от датчиков, расположенных с двух сторон подшипника № 3, становятся равными по размаху и фазе (рис. 4).

Тренды удельных нагрузок на опоры К-200

Рис. 4. Тренды удельных нагрузок на опоры К-200

Таким образом, интеграция данного программного модуля в систему ВИДАС позволит не только оценивать необратимый прогиб ротора, но и обнаруживать и оценивать дефекты, связанные с ремонтом и сборкой валопровода. Кроме того, при появлении трещины в роторе система с большой степенью вероятности подтвердит диагностический вывод о ее наличии, полученный по другим параметрам вибрации, повысив тем самым достоверность диагностирования трещины.

Программный модуль «Мониторинг взаимного перемещения опор» апробирован на т/а К-200-130. На основании получаемых системой ВИДАС значений всплытия шеек роторов на смазочном слое подшипников вычисляются статические нагрузки на подшипники и далее, исходя из вычисленных величин нагрузок и их распределения по опорам, определяются взаимные смещения (расцентровки) опор, удельные давления на рабочую поверхность подшипников и циклические напряжения в шейках роторов. Для обеспечения большей точности измерений всплытий и достоверности расчетов планируется устанавливать две пары датчиков всплытия шеек роторов по обе стороны подшипника. В результате становятся известными расчетные значения режимных смещений опор, что является крайне полезной информацией при проведении замеров эксплуатационных расцентровок опор турбоагрегата (в период ремонта и в период эксплуатации), поскольку некоторые турбоагрегаты плохо приспособлены для контроля взаимного положения опор методом нивелирования. С другой стороны, результаты замеров эксплуатационных расцентровок могут при необходимости быть использованы для верификации и корректировки алгоритмов расчета режимных смещений опор по всплытиям вала. Таким образом, интеграция данного программного модуля с системой диагностики ВИДАС реализует непрерывный контроль взаимных смещений опор, что позволяет выполнять анализ трендов изменений высотных положений опор, нагрузок, циклических напряжений совместно с различными технологическими и режимными параметрами. Также необходимо отметить, что появление этих дополнительных расчетных параметров (критериев) существенно уточняет алгоритм определения дефекта «сильная расцентровка опор». Полученные результаты представлены на рис. 3, 4.

Естественно, создание новых средств диагностики существенно влияет на ход и содержание сервисных и наладочных работ, выполняемых при вводе турбоагрегата в эксплуатацию и во время текущих и капитальных ремонтов.

Дело в том, что новые алгоритмы и программы диагностики позволяют выполнять стыковку роторов и центровку опор с учетом реальных условий работы агрегата, когда известны нагрузки на рабочие поверхности подшипников (включая удельные нагрузки), режимные расцентровки опор, напряжения в шейках роторов и величины погрешностей стыковки роторов в валопроводе. Указанные параметры традиционно определяются методами чрезвычайно трудоемких процессов по замеру изломов осей соединяемых роторов и взаимных смещений опор на различных режимах работы агрегата. Применение выполненных разработок позволяет определить такие величины по показаниям штатных бесконтактных токовихревых датчиков вибрации и статических смещений шеек роторов в расточках подшипников, что дает возможность оперативно разработать и осуществить программу корректировки выявленных дефектов. Кроме тепловых режимных расцентровок опор, могут быть смещения, вызванные погрешностями установки опор, либо смещения, появившиеся в результате просадок фундамента. Подобные смещения, обнаруживаемые после ремонта и на холодном агрегате, тоже могут быть скорректированы. При этом целесообразно провести внеплановые измерения деформации нижней плиты фундамента турбоагрегата. Необходимо отметить, что все корректировки проводятся «с открытыми глазами» по значениям нагрузок на опоры и величины напряжений в шейках, что существенно повышает надежность турбоагрегата и способствует его безаварийной работе, при этом снижается стоимость и протяженность наладочных работ при повышении их эффективности.

Литература
  1. Ковалев И. А. Разработка алгоритмов функционирования и распознавания дефектов для автоматической системы вибрационной диагностики. Труды ЦКТИ. Вып. 273. 1992.
  2. Ковалев И. А., Раковский В. Г., Исаков Н. Ю., Сандовский А. В. Развитие и совершенствование систем эксплуатационной диагностики производства ОАО НПО ЦКТИ для турбоагрегатов ТЭС и АЭС // Теплоэнергетика. 2016. № 3.
  3. Ковалев И. А., Раковский В. Г. Системы диагностики роторного оборудования: новые возможности и перспективы развития // Газотурбинные технологии. 2021. № 4.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *