RU2253177C1 - Method and device for diagnosing stressed state of large electrical machine rotor shafts in power units - Google Patents
Method and device for diagnosing stressed state of large electrical machine rotor shafts in power units Download PDFInfo
- Publication number
- RU2253177C1 RU2253177C1 RU2003137688/11A RU2003137688A RU2253177C1 RU 2253177 C1 RU2253177 C1 RU 2253177C1 RU 2003137688/11 A RU2003137688/11 A RU 2003137688/11A RU 2003137688 A RU2003137688 A RU 2003137688A RU 2253177 C1 RU2253177 C1 RU 2253177C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electric machine
- rotor
- rotors
- unit
- support
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Turbine Rotor Nozzle Sealing (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к электромашиностроению, в частности к технологии и конструированию крупных электрических машин, например турбогенераторов. Изобретение может быть использовано в теплоэнергетике, в частности в энергоагрегатах тепловых и атомных электростанций.The invention relates to electrical engineering, in particular to the technology and design of large electrical machines, such as turbogenerators. The invention can be used in power engineering, in particular in power units of thermal and nuclear power plants.
При вращении крупной электрической машины, сопряженной с другими агрегатами, в валу ротора возникают изгибные, часто весьма значительные напряжения от воздействия массы собственного ротора, а также масс роторов сопряженных агрегатов, воздействие которых увеличивается по мере расцентровки сопряженных агрегатов в процессе их эксплуатации.When a large electric machine, coupled with other units, rotates, bending, often very significant stresses arise in the rotor shaft from the effects of the mass of its own rotor, as well as the masses of the rotors of the coupled units, the effect of which increases as the paired units are centered during their operation.
Известен способ диагностики напряженного состояния валопровода турбоагрегата и установки высотного положения опор [1], при котором изгибные напряжения в валу выявляются при помощи силоизмерительных домкратов, восстанавливающих исходное положение ротора. При этом измеряют в этом положении нагрузку на опоры. По графику зависимости опорных нагрузок от расцентровок для измеренного значения нагрузки корректируют положение опорных подшипников до нормального уровня расцентровок валопроводов. Такой способ не позволяет контролировать напряженное состояние вала ротора в процессе эксплуатации, а лишь фиксирует величину нагрузок, воздействующих на вал ротора после останова электрической машины и частичной ее разборки.A known method for diagnosing the stress state of the shaft of a turbine unit and setting the altitude position of the supports [1], in which bending stresses in the shaft are detected by means of load jacks, restoring the original position of the rotor. In this case, the load on the supports is measured in this position. According to the graph of the dependence of the supporting loads on the misalignments for the measured load value, the position of the thrust bearings is adjusted to the normal level of misalignment of the shaft lines. This method does not allow to control the stress state of the rotor shaft during operation, but only fixes the magnitude of the loads acting on the rotor shaft after the electric machine is stopped and partially disassembled.
Наиболее близким к предложенному является другой известный способ диагностики напряженного состояния валов роторов [2], заключающийся в том, что измеряют изгибные напряжения в консолях с помощью тензометрии и принимают за косвенный параметр, характеризующий расцентровку, определяют последнюю, исходя из разности между заданным и измеренным напряжением. Затем при помощи гидроцилиндров перемещают подшипники таким образом, чтобы изгибные напряжения в консолях были равны заданным. Однако такое решение неточно в случае установки тензодатчиков на консольных участках вала ротора, так как тензодатчики работают в области малых приращений деформации. Кроме того, как показывает практика, в таких крупных энергоблоках, как, например, турбогенератор Т3В-800-2 - турбина К-800-240, мощностью 800 МВт максимальное отклонение вертикального положения опор валопровода от исходного положения при пуске происходит после набора номинальной нагрузки через 10-15 суток, что при отсутствии возможности диагностики напряженного состояния вала в процессе эксплуатации [2] теряет смысл.Closest to the proposed one is another known method for diagnosing the stress state of rotor shafts [2], which consists in measuring bending stresses in the consoles using tensometry and taking it as an indirect parameter characterizing the alignment, determining the latter based on the difference between the set and measured voltage . Then, with the help of hydraulic cylinders, the bearings are moved so that the bending stresses in the consoles are equal to the specified ones. However, this solution is inaccurate in the case of installing strain gauges on the cantilever sections of the rotor shaft, since the strain gauges work in the region of small strain increments. In addition, as practice shows, in such large power units as, for example, a T3V-800-2 turbogenerator - a K-800-240 turbine with a capacity of 800 MW, the maximum deviation of the vertical position of the shaft support from the initial position during start-up occurs after the rated load is reached through 10-15 days, which in the absence of the possibility of diagnosing the stress state of the shaft during operation [2] loses its meaning.
Цель изобретения состоит в повышении надежности и технологичности крупной электрической машины в составе энергоагрегата путем своевременного диагностирования в процессе эксплуатации чрезмерных изгибных напряжений в валах роторов, которые могут привести к их разрушению.The purpose of the invention is to increase the reliability and manufacturability of a large electric machine as part of a power plant by timely diagnosis during operation of excessive bending stresses in the rotor shafts, which can lead to their destruction.
На фиг.1 изображен ротор 1 крупной электрической машины, с консольными 2 и массивной срединной 3 частями, опорные подшипники 4 со стульями 5, крышками (обоймами) 6 и вкладышами 7 с колодками 8, сопряженный с помощью муфт 9 с роторами 10 других агрегатов, установленными в собственных опорных подшипниках 11.Figure 1 shows the rotor 1 of a large electric machine, with
На фиг.2 изображен поперечный разрез Б-Б по опорному подшипнику, в котором показана установка датчиков давления (тензодатчиков) 12 в колодках 8. Буквами Р1, Р2 и Р3 обозначены реакции опоры от воздействия массы ротора, причем реакции опоры Р1 и Р2 действуют на нижнюю часть вкладыша под углом α (угол расположения колодок в нижней половине вкладыша) относительно вертикальной оси.Figure 2 shows a cross-section BB on the support bearing, which shows the installation of pressure sensors (strain gauges) 12 in the
Известно, что одним из наиболее нагруженным в механическом отношении узлом энергоблоков является валопровод, через который передается вырабатываемая мощность, он подвержен крутильным и изгибным колебаниям. Особенно опасны знакопеременные изгибные колебания роторов турбогенератора и сопряженных агрегатов под действием собственной массы, т.к. практически только эти изгибные напряжения вызывают со временем появление поперечных трещин усталостного характера, приводящих к разрушению роторов. Возникновению усталостных трещин в значительной степени способствует имеющее место перераспределение массовых нагрузок роторов соседних агрегатов при изменении высотных положений рядом расположенных опорных подшипников, когда часть, а иногда и вся нагрузка перераспределяются так, что один из опорных подшипников воспринимает ее в большей степени или полностью, а на участке вала ротора, опирающемся на этот подшипник, возникают значительные, часто недопустимые знакопеременные изгибные напряжения, определение которых производится известным расчетным методом - путем деления изгибающего момента в опасном сечении вала на момент сопротивления этого сечения. Изменение же вертикального положения опорного подшипника часто непредсказуемое, происходит при эксплуатации энергоагрегата периодически в процессе изменения нагрузки за счет деформации фундамента, изменения теплового режима, набора вакуума в турбоагрегате, а также в зависимости от многих других факторов. Поэтому техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является организация диагностики напряженного состояния валов роторов энергоблоков с крупной электрической машиной в процессе их эксплуатации, своевременная фиксация появления недопустимо высоких знакопеременных изгибных напряжений в консольной 2 и срединной 3 (фиг.1) частях роторов, а также создание устройства, которое позволяет производить эту диагностику.It is known that one of the most mechanically loaded unit of power units is the shafting through which the generated power is transmitted, it is subject to torsional and bending vibrations. Especially dangerous alternating bending vibrations of the turbogenerator rotors and associated units under the action of their own mass, because practically only these bending stresses cause, over time, the appearance of transverse cracks of a fatigue nature, leading to the destruction of rotors. The occurrence of fatigue cracks is greatly facilitated by the existing redistribution of the mass loads of the rotors of adjacent units when the altitude positions of adjacent support bearings are changed, when part, and sometimes the entire load is redistributed so that one of the support bearings perceives it to a greater extent or completely, and on a portion of the rotor shaft, based on this bearing, there are significant, often unacceptable alternating bending stresses, which are determined by stnym calculation method - by dividing the bending moment in the dangerous section of the shaft at the moment of resistance of the section. The change in the vertical position of the thrust bearing is often unpredictable; it occurs during operation of the power unit periodically in the process of changing the load due to deformation of the foundation, changes in the thermal regime, the set of vacuum in the turbine unit, and also depending on many other factors. Therefore, the technical result to which this invention is directed is the organization of diagnostics of the stress state of the rotor shafts of power units with a large electric machine during their operation, timely fixation of the appearance of unacceptably high alternating bending stresses in the
Для реализации поставленной задачи в процессе эксплуатации энергоагрегата с крупной электрической машиной производят расчетно-экспериментальное определение напряжений в опасных сечениях ротора (А-А, Б-Б, Г-Г, фиг.1) под воздействием изгибающего момента от массы роторов, по выявленным экспериментально отклонениям от нормативных базовых значений реакций соседних опор электрической машины 4 (фиг.1) и сопряженного агрегата 11, путем оценки изменения изгибающего момента, действующего в опасном сечении: в консольной части (сечения А-А и Б-Б), определяемого произведением разности реакции опоры сопряженного агрегата, ближайшей к электрической машине, относительно величин реакции этой опоры при нормативном базовом состоянии центровки валов роторов электрической машины и сопряженного агрегата, на расстояние от опорного подшипника соседнего агрегата до опасного сечения А-А и Б-Б. При диагностировании напряженного состояния срединной части вала прибавляют к этому изменению величины изгибающего момента дополнительный изгибающий момент, определяемый произведением такой же разности реакции соседней к сопряженному агрегату опоры электрической машины также соответственно замеренных в нормативно базовом и диагностируемом состоянии расцентровки валов на расстояние от этой опоры до опасного сечения в срединной части ротора. Математически указанные изменения изгибающих моментов в опасном сечении вала ротора определяются соотношением:To achieve this goal during operation of a power unit with a large electric machine, a calculation-experimental determination of stresses in dangerous sections of the rotor (A-A, BB, G-G, FIG. 1) is performed under the influence of bending moment from the mass of rotors, according to experimentally identified deviations from the normative basic reaction values of the adjacent supports of the electric machine 4 (Fig. 1) and the associated unit 11, by evaluating the change in the bending moment acting in the dangerous section: in the cantilever part (sections A-A and B-B), the reaction product of fissile difference conjugate bearing unit closest to the electrical machine, the quantities of the reaction of the support with the normative base shaft alignment state of the electrical machine rotors and conjugated unit, at a distance from the support bearing assembly adjacent to a dangerous section A-A and B-B. When diagnosing the stress state of the middle part of the shaft, an additional bending moment is added to this change in the magnitude of the bending moment, determined by the product of the same reaction difference of the support of the electric machine adjacent to the conjugate unit, also correspondingly measured in the normative and diagnosed state of the shaft alignment from this support to the dangerous section in the middle part of the rotor. Mathematically indicated changes in bending moments in a dangerous section of the rotor shaft are determined by the ratio:
где Рэ.д. и Рад - соответственно реакции соседних опор роторов электрической машины и сопряженного агрегата в процессе эксплуатации (диагностируемый режим).where R e.d. and P ad - respectively, the reaction of the adjacent supports of the rotors of the electric machine and the associated unit during operation (diagnosed mode).
Рэ.д. и Ра.н - то же, для нормально отцентрованных валов электрической машины и соседнего агрегата (нормированный режим),R e.d. and R a.n - the same for normally centered shafts of an electric machine and an adjacent unit (normalized mode),
Loc - расстояние от опорного подшипника сопряженного агрегата до опасного сечения (на фиг.1 это сечения А-А и Б-Б),L oc is the distance from the support bearing of the coupled unit to a dangerous section (in Fig. 1, these are sections A-A and B-B),
Loc.cp - расстояние от опоры электрической машины до опасного сечения в срединной части вала ротора (на фиг.1 это сечения В-В).L oc.cp is the distance from the support of the electric machine to the dangerous section in the middle part of the rotor shaft (Fig. 1 is a section BB ).
При этом экспериментальная область диагностирования напряженного состояния валов роторов заключается в определении изменения реакции опор электрической машины и сопряженных агрегатов под воздействием массы роторов в процессе эксплуатации. Для чего между наружной поверхностью нижних половин вкладышей (в колодках) и сопряженной поверхностью стульев (обойм) опорных подшипников устанавливают датчики давления, например тензодатчики. Для повышения уровня надежности работы датчиков давления (тензодатчиков) их предпочтительно устанавливать между вкладышем и колодками 12 (фиг.2), которые скреплены болтовым соединением и в процессе эксплуатации энергоагрегата неподвижны друг относительно друга.In this case, the experimental area for diagnosing the stress state of rotor shafts is to determine the change in the reaction of the supports of the electric machine and the associated units under the influence of the mass of the rotors during operation. For this, pressure sensors, for example strain gauges, are installed between the outer surface of the lower halves of the liners (in pads) and the mating surface of the chairs (cages) of the thrust bearings. To improve the reliability of the pressure sensors (strain gauges), it is preferable to install them between the liner and the pads 12 (figure 2), which are fastened by a bolt connection and during operation of the power unit are stationary relative to each other.
В некоторых случаях датчики давлений можно устанавливать в любой зоне тела вкладыша опорного подшипника, например, запаяв их в рабочую баббитовую поверхность. Однако в любом случае число устанавливаемых датчиков давления и площадь, на которые они устанавливаются, должны быть достаточно большими, чтобы обеспечить минимальную погрешность измерения реакции опорных подшипников. В этом плане установка датчиков давления (тензодатчиков) на поверхностях или в углублениях колодок 12, фиг.2 предпочтительна.In some cases, pressure sensors can be installed in any area of the body of the thrust bearing shell, for example, by sealing them into a working babbit surface. However, in any case, the number of pressure sensors to be installed and the area on which they are installed must be large enough to ensure the minimum measurement error of the reaction of the support bearings. In this regard, the installation of pressure sensors (strain gauges) on the surfaces or in the recesses of the
Первоначально на собранном энергоагрегате фиксируются базовые значения реакции опорных подшипников, определяемых воздействием массы роторов при нормально отцентрованных валах электрической машины и сопряженных агрегатов. За базовые реакции опор принимают реакции опор, полученные при нулевой расцентровке валов, либо при заранее выбранной расцентровке, обеспечивающей минимальные изгибные напряжения в валах при наибольшей нагрузке, либо наиболее длительном режиме эксплуатации энергоагрегата.Initially, the assembled power unit records the basic reaction values of the thrust bearings, determined by the effect of the mass of the rotors with normally centered shafts of the electric machine and associated units. For the basic reactions of the supports, the reactions of the supports are taken that are obtained with zero shaft alignment, or with a pre-selected alignment that provides minimal bending stresses in the shafts at the highest load, or the longest operating mode of the power unit.
При использовании предложенного способа диагностики необходимо устранить погрешности, наводимые в датчиках давления и измерительной аппаратуре, определяемые условиями сборки опорных подшипников и силовым воздействием на них неуравновешенного ротора. Так как в процессе сборки подшипников верхняя крышка может быть установлена с некоторым натягом по отношению к вкладышу, который передается на датчики давления в виде дополнительной нагрузки, изменяющейся в процессе эксплуатации турбоагрегата за счет ослабления болтового крепления крышки, то для учета этого дополнительного давления устанавливаются датчики давления (тензодатчики) в верхней части опорного подшипника. Эти датчики давления устанавливаются также между наружной поверхностью верхних половин вкладышей (в колодках) и сопряженной поверхностью верхней части крышек (обойм) опорных подшипников.When using the proposed diagnostic method, it is necessary to eliminate errors induced in the pressure sensors and measuring equipment, determined by the assembly conditions of the thrust bearings and the force action of an unbalanced rotor on them. Since in the process of assembling the bearings the top cover can be installed with some interference with respect to the liner, which is transferred to the pressure sensors in the form of an additional load that changes during operation of the turbine unit by loosening the bolt fastening of the cover, pressure sensors are installed to account for this additional pressure (load cells) at the top of the pillow block bearing. These pressure sensors are also installed between the outer surface of the upper halves of the liners (in the pads) and the mating surface of the upper part of the covers (cages) of the thrust bearings.
При закреплении крышки опорного подшипника на стуле с некоторым натягом возникающие внутренние усилия в одинаковой мере передаются на датчики давления, установленные как в верхних, так и в нижних частях опорного подшипника.When securing the thrust bearing cover on a chair with some interference, the arising internal forces are transmitted equally to pressure sensors installed in both the upper and lower parts of the thrust bearing.
Для очистки величин реакции опор от этой погрешности необходимо вычесть из намеренных давлений датчиков, установленных в нижней зоне опорного подшипника, показания датчиков давления, установленных в верхней части опорного подшипника.To clean the reaction values of the supports from this error, it is necessary to subtract from the intentional pressure of the sensors installed in the lower zone of the support bearing the readings of the pressure sensors installed in the upper part of the support bearing.
Те же действия необходимо производить для очистки замеренных величин опорных реакций от действия на опорные подшипники знакопеременных сил неуравновешенных роторов, периодически одинаково действующих в вертикальной плоскости. Это уточнение необходимо производить, если в измерительных схемах не предусмотрена фильтрация знакопеременных нагрузок.The same actions must be performed to clean the measured values of the support reactions from the action on the support bearings of alternating forces of unbalanced rotors, periodically equally acting in the vertical plane. This refinement must be made if filtering of alternating loads is not provided in the measuring schemes.
Установка датчиков давления (тензодатчиков) в верхней половине опорных подшипников необходима также для измерения изменения реакции опор этого подшипника. когда вертикальные перемещения его или соседнего опорного подшипника в процессе эксплуатации турбоагрегата превзойдут существующий верхний зазор между рабочей внутренней поверхностью вкладыша и валом ротора. В этом случае вал будет воздействовать на верхнюю часть опорного подшипника, приподнимая его и отрывая от фундамента, что иногда имеет место в практике эксплуатации турбоагрегата. В этом случае реакция опоры изменится не только по величине, но и по направлению.The installation of pressure sensors (strain gauges) in the upper half of the thrust bearings is also necessary to measure the change in the reaction of the bearings of this bearing. when the vertical displacements of its or adjacent thrust bearing during operation of the turbine unit exceed the existing upper clearance between the working inner surface of the liner and the rotor shaft. In this case, the shaft will act on the upper part of the support bearing, lifting it and tearing it away from the foundation, which sometimes takes place in the practice of operating a turbine unit. In this case, the reaction of the support will change not only in magnitude, but also in direction.
Предлагаемый способ диагностики напряженного состояния валов роторов энергоагрегата с крупной электрической машиной позволяет корректировать, при необходимости, центровку валов и, что весьма существенно, определять оптимальное значение расцентровок валов для обеспечения минимальных величин изгибающих напряжений валов роторов при наиболее тяжелых режимах работы энергоагрегата.The proposed method for diagnosing the stress state of the shafts of rotors of a power unit with a large electric machine allows you to adjust, if necessary, the alignment of the shafts and, very significantly, determine the optimal value of the shaft alignments to ensure the minimum values of the bending stresses of the shafts of the rotors under the most severe operating conditions of the power unit.
Источники информации:Sources of information:
1. Патент России №RU 2029101, кл. F 01 D 15/00, опубл. 20.02.95 №5 Способ установки опорных подшипников валопровода паровой турбины.1. Patent of Russia No. RU 2029101, cl. F 01 D 15/00, publ. 02/20/95
2. Патент США №4538455 кл. G 01 М 15/00, опубл. 1985.2. US patent No. 4538455 C. G 01 M 15/00, publ. 1985.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003137688/11A RU2253177C1 (en) | 2003-12-29 | 2003-12-29 | Method and device for diagnosing stressed state of large electrical machine rotor shafts in power units |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003137688/11A RU2253177C1 (en) | 2003-12-29 | 2003-12-29 | Method and device for diagnosing stressed state of large electrical machine rotor shafts in power units |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2253177C1 true RU2253177C1 (en) | 2005-05-27 |
Family
ID=35824627
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003137688/11A RU2253177C1 (en) | 2003-12-29 | 2003-12-29 | Method and device for diagnosing stressed state of large electrical machine rotor shafts in power units |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2253177C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102997823A (en) * | 2012-11-29 | 2013-03-27 | 苏州博德自动化科技有限公司 | Lifting mechanism for motor rotor shaft jumping detector |
| RU2579639C2 (en) * | 2013-05-06 | 2016-04-10 | Андрей Николаевич Морозов | Method for detection of fatigue damage of shaft of turbine unit |
-
2003
- 2003-12-29 RU RU2003137688/11A patent/RU2253177C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102997823A (en) * | 2012-11-29 | 2013-03-27 | 苏州博德自动化科技有限公司 | Lifting mechanism for motor rotor shaft jumping detector |
| RU2579639C2 (en) * | 2013-05-06 | 2016-04-10 | Андрей Николаевич Морозов | Method for detection of fatigue damage of shaft of turbine unit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| O’Lmasov Ahadjon Akramjon | New approaches in the diagnosis and monitoring of rotor oscillations using shaft sensors | |
| JPH0351883B2 (en) | ||
| Pennacchi et al. | Diagnosis and model based identification of a coupling misalignment | |
| Chatterton et al. | Analysis of the periodic breathing of a transverse annular crack propagated in a real rotating machine | |
| RU2253177C1 (en) | Method and device for diagnosing stressed state of large electrical machine rotor shafts in power units | |
| KR101859625B1 (en) | An apparatus for simulating abnormal operation of rotator system | |
| Pennacchi et al. | Diagnostics of a crack in a load coupling of a gas turbine using the machine model and the analysis of the shaft vibrations | |
| Pennacchi et al. | Analysis of the Instability Phenomena Caused by Steam in High‐Pressure Turbines | |
| CN111981956B (en) | Device and method for factory testing of parallelism of bearing of steam turbine generator | |
| Kumenko et al. | Development of elements of the condition monitoring system of turbo generators of thermal power stations and nuclear power plants | |
| Janssen et al. | 35-year old splined-disc rotor design for large gas turbines | |
| Kumenko et al. | Shaft sensor based on modeling diagnostic signs of power unit defects | |
| Walter et al. | Diagnosing vibration problems in vertically mounted pumps | |
| RU2248081C1 (en) | Method for condition inspection of electrical machine rotor shaft | |
| JPH0129248B2 (en) | ||
| Sosnovskii et al. | Causes of changes in the slopes of the cross beams of the steam turbine foundation | |
| WO2008049167A1 (en) | Diagnostic system, method and apparatus for rotary machinery | |
| Sinou et al. | Experimental study of a flexible rotor and its dependency on the rolling-bearing temperature | |
| CN113685239B (en) | High-position steam turbine device, fault analysis device and fault analysis method | |
| Endres | Identification of Abnormal Rotor Dynamic Stiffness Using Measured Vibration Information and Analytical Modeling | |
| Petty | Analysis of bearing vibration monitoring | |
| Vania et al. | Analysis of non-linear effects in oil-film journal bearings | |
| Bachschmid et al. | Identification and simulation of faults in rotor systems: experimental results | |
| Jesse et al. | Motor shaft misalignment bearing load analysis | |
| Setiawan et al. | Optimization Gas Turbine Balancing Methods to Increase Availability and Reliability with Case Study Gas Turbine Type MW701D in Gresik Combined Cycle Power Plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071230 |