RU2451825C2 - Способ и устройство для измерений, проверки и/или непрерывного контроля функционирования турбины - Google Patents

Способ и устройство для измерений, проверки и/или непрерывного контроля функционирования турбины Download PDF

Info

Publication number
RU2451825C2
RU2451825C2 RU2009130362/06A RU2009130362A RU2451825C2 RU 2451825 C2 RU2451825 C2 RU 2451825C2 RU 2009130362/06 A RU2009130362/06 A RU 2009130362/06A RU 2009130362 A RU2009130362 A RU 2009130362A RU 2451825 C2 RU2451825 C2 RU 2451825C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
turbine
absence
characteristic
output power
useful output
Prior art date
Application number
RU2009130362/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009130362A (ru
Inventor
Гилберт Люсьен Гертруд Мария ХАБЕТС (GB)
Гилберт Люсьен Гертруд Мария ХАБЕТС
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2009130362A publication Critical patent/RU2009130362A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2451825C2 publication Critical patent/RU2451825C2/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M15/00—Testing of engines
    • G01M15/14—Testing gas-turbine engines or jet-propulsion engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/335—Output power or torque
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
    • F05B2270/802—Calibration thereof
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Abstract

Изобретения относятся к способу и устройству непрерывного контроля состояния турбины, приводимой в действие текучей средой, например ветром или жидкостью. Измеряют надежно и точно ряд параметров для проверки, управления и/или непрерывного контроля функционирования турбин. Предложено определять рабочие параметры турбины, соответствующие всему ее рабочему диапазону при функционировании с выработкой полезной выходной мощности, путем измерения ее рабочих параметров в режиме без выработки полезной выходной мощности. Такие способ и устройство позволят упростить непрерывный контроль состояния турбины, который приводит к количественной оценке этого состояния. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 16 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способу непрерывного контроля состояния (функционирования) турбины, например, приводимой в действие текучей средой, например ветром или жидкостью. В другом аспекте изобретение относится к турбинной системе.
Регулярный контроль турбины необходим для уменьшения вероятности проявления неожиданного отказа или неисправности. Частота контроля турбины обычно определяется требованием, которое должно соответствовать необходимости сохранения оборудования и обеспечения выполнения им рабочей функции. Как правило, рекомендуемая частота контроля составляет один раз в год.
Гидравлические турбины могут быть использованы для расширения сжиженного природного газа от высокого давления (как правило, в интервале от 40 до 150 бар) приблизительно до атмосферного давления. Поскольку объемные расходы сжиженного природного газа, протекающего через турбину, составляют порядка 500 м3/час, габариты турбин велики.
Контроль таких крупногабаритных турбин является трудоемким процессом, и с таким контролем связано снижение производства сжиженного природного газа. С другой стороны, существуют весьма значительные последствия отказа (повреждения) элемента такой турбины.
Следовательно, существует необходимость в простом способе непрерывного контроля состояния турбины, который приводит к количественной оценке этого состояния. На основе такой оценки можно оценить, является ли проведенный контроль заслуживающим доверие.
Согласно одному аспекту изобретение обеспечивает способ непрерывного контроля состояния турбины, включающий стадии:
определения первоначальной характеристики турбины при отсутствии выработки полезной выходной мощности;
обеспечения функционирования турбины в течение некоторого периода времени;
определения новой характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности; и
сравнения новой характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности и первоначальной исходной характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности, при этом выявленное различие характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности является показателем состояния турбины.
В способе дополнительно определяют эксплуатационную характеристику турбины для режима работы, в котором турбина генерирует полезную мощность, на основании характеристик при отсутствии полезной выходной мощности.
Определение первоначальной характеристики при отсутствии полезной выходной мощности включает:
измерение одного или более характерных рабочих параметров, выбранных из расхода (QO, QN), числа оборотов (NO) турбины и/или величины напора (НO, НN) или комбинации указанных параметров турбины, в режиме работы, в котором турбина не вырабатывает полезную выходную мощность;
получение контрольной характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности на основе измеренного одного или более характерных рабочих параметров.
Определение характеристики при отсутствии полезной выходной мощности турбины включает:
измерение одного или более характерных рабочих параметров, выбранных из расхода (QO, QN), числа оборотов (NO) турбины и/или величины напора (НO, НN) или комбинации указанных параметров турбины, в режиме работы, в котором турбина не вырабатывает полезную выходную мощность;
определение характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности на основе измеренного одного или более характерных рабочих параметров.
В способе дополнительно определяют состояние турбины на основе разности между новой характеристикой при отсутствии полезной выходной мощности и первоначальной характеристикой при отсутствии полезной выходной мощности.
В способе указанный период времени, в течение которого обеспечивается функционирование турбины, представляет собой предварительно заданный период времени.
В способе в определенные интервалы времени определяют новые характеристики при отсутствии полезной выходной мощности, с тем чтобы непрерывно контролировать состояние турбины во времени.
Характеристики при отсутствии полезной выходной мощности определяют во время функционирования турбины в условиях без нагрузки, при известных входных значениях расхода, напора, гидравлической энергии и свойств текучей среды, посредством проведения измерений одного или большего числа рабочих параметров.
Характеристики при отсутствии полезной выходной мощности определяют, во время функционирования турбины в условиях отсутствия вращения турбины, при известных входных значениях расхода, напора, гидравлической энергии и свойств текучей среды, посредством проведения измерений рабочих параметров.
В способе дополнительно определяют точки пересечения измеренной характеристики турбины без нагрузки с кривой постоянной входной мощности; и сравнивают указанные точки пересечения с базовой контрольной точкой пересечения измеренной ранее характеристики турбины с кривой постоянной входной мощности, с тем чтобы определить, увеличиваются или уменьшаются гидравлические потери.
В соответствии с другим аспектом изобретение обеспечивает турбинную систему, содержащую: турбину, приводимую в действие текучей средой, при этом турбина имеет выходной вал, которому во время работы она передает выходную мощность;
средства измерения, установленные на турбине, предназначенные для измерения рабочих параметров турбины;
блок непрерывного контроля, предназначенный для непрерывного контроля состояния турбинного агрегата, при этом блок непрерывного контроля соединен со средствами измерения и включает запоминающее устройство, в котором хранится первоначальная характеристика турбины при отсутствии полезной выходной мощности, а также средства вычисления, предназначенные для вычисления новой характеристики турбогенераторного агрегата, при отсутствии полезной выходной мощности, на основе измеренных рабочих параметров, и блок сравнения, предназначенный для сравнения новой характеристики при отсутствии полезной выходной мощности с первоначальной характеристикой при отсутствии полезной выходной мощности.
Турбинная система дополнительно содержит блок управления турбиной, подключенный к блоку непрерывного контроля, и выполненный с возможностью генерирования управляющих сигналов для управления работой турбины; при этом блок непрерывного контроля выполнен с возможностью генерирования одного или более сигналов, характеризующих рабочие параметры и/или состояние турбины, которые поступают в блок управления.
Турбинная система, в которой турбина включена в состав турбогенераторного агрегата, который, кроме того, содержит генератор, соединенный с выходным валом, служащий для преобразования выходной энергии, вырабатываемой турбиной на выходном валу, в электрическую энергию.
Турбинная система, в которой турбина входит в состав турбогенераторного агрегата, который, кроме того, содержит генератор, соединенный с выходным валом, служащий для преобразования выходной мощности, вырабатываемой турбиной на выходном валу, в электрическую энергию, при этом турбинная система дополнительно содержит
блок управления турбиной, подключенный к блоку непрерывного контроля, и выполненный с возможностью генерирования управляющих сигналов для управления работой турбогенераторного агрегата, при этом блок непрерывного контроля выполнен с возможностью генерирования одного или более сигналов, представляющих характеристику состояния и/или рабочие параметры турбогенераторного агрегата, которые поступают в блок управления.
Турбинная система, в которой указанные рабочие параметры выбирают из расхода (QO, QN), числа оборотов (NO) турбины и напора (НO, НN).
Изобретение ниже будет иллюстрировано более подробно, с помощью примера и со ссылками на воплощения изобретения и чертежи.
Фиг.1 - схематическое изображение графических зависимостей в координатах напор - расход для турбины при отсутствии нагрузки.
Фиг.2 - схематическое изображение эксплуатационной характеристики типичной гидравлической турбины, работающей с регулируемой скоростью.
Фиг.3 - схематическое изображение типичного примера характеристики турбины при отсутствии нагрузки в трех координатах.
Фиг.4 - схематическое изображение характеристики при отсутствии нагрузки, представленной на фиг.3, в двух координатах (расход без нагрузки и давление без нагрузки), пересекающей кривую, характеризующую подводимую мощность.
Фиг.5 - схематическое изображение характеристики турбины при отсутствии нагрузки для определенного отношения числа оборотов и расхода при отсутствии нагрузки.
Фиг.6 - иллюстрация точки наибольшего значения к.п.д. гидравлической турбины по отношении к характеристике без нагрузки.
Фиг.7 - схематическое изображение характеристики турбины при отсутствии нагрузки в двухмерных координатах (зависимость напора от массового расхода) для двухфазной текучей среды и для единственной жидкостной фазы.
Фиг.8 - схематическое изображение характеристики при отсутствии нагрузки (зависимость скорости вращения турбины от массового расхода при отсутствии нагрузки) для двухфазной текучей среды и для единственной жидкостной фазы.
Фиг.9 - иллюстрация определения расчетного напора с использованием характеристики турбины при отсутствии нагрузки и характеристики при отсутствии вращения ротора.
Фиг.10 - схематическое изображение предпочтительного воплощения устройства для измерения момента вращения на валу для определения характеристики турбины при отсутствии ее вращения.
Фиг.11 - схематическое изображение другого предпочтительного воплощения устройства для измерения момента вращения на валу для определения характеристики турбины при отсутствии ее вращения.
Фиг.12а - схематическое изображение еще одного предпочтительного воплощения устройства для измерения момента вращения на валу для определения характеристики турбины при отсутствии вращения, с использованием диска.
Фиг.12b - схематическое изображение диска, вид сверху.
Фиг.13 - блок-схема турбинной системы, соответствующей настоящему изобретению.
Фиг.14 - другая блок-схема турбинной системы, соответствующей настоящему изобретению.
Фиг.15 - схематическое изображение типичного устройства для ветряной турбины.
Фиг.15а - детальное изображение элемента, выделенного на фиг.15.
Фиг.16 - схема оптимизации турбинной системы.
В настоящем описании раскрыты способы и устройства для измерения (надежно и точно) ряда данных, которые могут быть использованы для испытаний, работы и непрерывного контроля характеристик турбин. Оба термина «рабочие параметры» и «состояние» турбины попеременно использованы в описании и пунктах формулы изобретения.
Описанные способы и устройства применимы ко всем типам турбин, приводимым в действие поступающей на вход текучей средой и превращающих энергию этого входящего потока в энергию вращения ротора, которая может быть отобрана от вала, и могут быть использованы для определения рабочих параметров турбины и/или для определения расхода, соответствующего наибольшему к.п.д. турбины.
Согласно одному аспекту предложен способ непрерывного контроля состояния турбины, который включает стадии определения начальной характеристики при отсутствии полезной выходной мощности, приведения турбины в действие в течение некоторого периода времени; определения новой характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности; и сравнения новой характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности и первоначальной характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности, при этом выявленные различия характеристик турбины при отсутствии полезной выходной мощности являются показателями состояния турбины.
На основе указанного различия может быть определено состояние турбины. В результате может быть проведена качественная оценка состояния турбины, которая может быть использована для оценки необходимости физического обследования турбины.
Таким образом, начальная характеристика при отсутствии полезной выходной мощности используется в качестве контрольной или поверочной характеристики рассматриваемой турбины. Преимущество этого способа заключается в том, что какую-либо новую характеристику турбины при отсутствии полезной выходной мощности (далее она может быть названа «графической зависимостью при отсутствии выходной мощности») сравнивают таким образом с заданной контрольной или поверочной характеристикой в виде начальной характеристики при отсутствии полезной выходной мощности (например, при отсутствии нагрузки).
Характеристика при отсутствии полезной выходной мощности может быть получена в виде характеристики при отсутствии нагрузки или при отсутствии вращения турбины. Характеристика при отсутствии нагрузки в идеальном случае относится к такому состоянию, при котором турбина работает при отсутствии момента вращения на валу. Например, начальная характеристика при отсутствии полезной мощности, которая может быть начальной характеристикой при отсутствии нагрузки, может быть характеристикой при отсутствии полезной мощности (например, характеристика без нагрузки), определенной на заводе после завершения сборки турбины или непосредственно после установки турбины, или после капитального ремонта турбины.
Характеристики турбины в принципе определяются тремя параметрами: напором, расходом и числом оборотов (скоростью вращения) турбины, и эти характеристики могут быть представлены графически в виде кривой на графике, отображающей какую-либо функцию параметризации этих трех параметров в зависимости от какой-либо другой функции параметризации этих трех параметров. Обычными примерами являются кривые, представленные на графике, отображающие зависимости напора от расхода, числа оборотов турбины от расхода и числа оборотов турбины от напора. Однако могут быть использованы и другие полученные производные функции параметризации.
На фиг.1 представлена эксплуатационная характеристика типичной гидравлической турбины, работающей с регулируемым числом оборотов. Характеристическая диаграмма образована из различных рабочих характеристик, отображающих взаимосвязь между напором Н, расходом Q и числом оборотов N турбины.
Величина напора Н турбины отложена на графике по вертикальной оси (ось у), а расход Q - по горизонтальной оси (ось х).
Величину напора обычно понимают как разность между удельными энтальпиями текучей среды на входе и выходе турбины соответственно, а под расходом подразумевают расход текучей среды на выходном конце турбины.
В случае несжимаемых жидкостей, Q обозначает объемный расход, например, выраженный в кубических метрах в час, а Н обозначает разностный напор, выраженный, например, в метрах.
В случае сжимаемых текучих сред, в частности парожидкостных смесей, Q обозначает массовый расход, выраженный, например, в килограммах в секунду, а Н - разность давлений, например, в мегапаскалях, между входом и выходом турбины.
Кривая, обозначенная на фигуре номером позиции 1, представляет собой первоначальную характеристику турбины при отсутствии нагрузки, которая в настоящем примере представляет собой зависимость напора Н турбины от расхода Q. Кривая, обозначенная номером позиции 1а, представляет собой новую характеристику турбины при отсутствии нагрузки, полученную после функционирования турбины в течение предварительного заданного периода времени.
Когда состояние турбины ухудшается, новая характеристика 1а без нагрузки располагается с правой стороны от первоначальной характеристики 1 турбины при отсутствии нагрузки. Величина смещения новой характеристики даст качественную оценку состояния турбины, и, таким образом, можно оценить, является ли проведенная проверка надежной.
Хотя графическая кривая при отсутствии нагрузки может быть получена очень легко, на практике необходимость определения всей новой кривой без нагрузки отсутствует. Для получения требуемой информации, возможно, достаточно определить лишь несколько точек этой кривой. Теоретически требуется определить только одну точку этой новой кривой без нагрузки, и, поскольку напор Н пропорционален квадрату расхода Q, может быть построена новая кривая без нагрузки. Однако предпочтительно определить, по меньшей мере, две или три точки новой кривой при отсутствии нагрузки.
В случае соединения турбины с электрическим генератором кривую без нагрузки можно определить, когда электрический генератор не отдает (потребителю) какую-либо электрическую энергию, и поэтому противодействующий момент практически равен нулю.
На фиг.2 характеристика 1 при отсутствии нагрузки представляет собой граничную линию в области рабочих характеристик турбины, соответствующую состоянию турбины при отсутствии нагрузки в области низких расходов. В этом состоянии турбина не вырабатывает никакой полезной выходной мощности, и вся подводимая гидравлическая энергия расходуется на вращение турбины с определенной частотой вращения с соответствующими потерями.
Характеристика 2 при отсутствии нагрузки представляет собой граничную линию области рабочих характеристик турбины, соответствующую состоянию турбины при отсутствии вращения. В этом состоянии турбина находится в неподвижном состоянии и функционирует подобно диафрагме.
Вдоль характеристики 1 турбина не вырабатывает никакого полезного выходного вращающего момента и, следовательно, не вырабатывает полезной мощности. Вдоль характеристики 2 турбина производит максимальный вращающий момент, но не вырабатывает полезной мощности, поскольку число оборотов турбины равно нулю. Рабочая область турбины ограничена и находится между кривыми линиями 1 и 2, и вдоль характеристики 3 с наибольшей эффективностью (к.п.д.) величина наибольшего к.п.д. определяется как отношение выходной мощности к входной мощности.
Типичные кривые 4, 5, 6, представляющие собой рабочие характеристики при постоянной частоте вращения, приблизительно параллельны друг другу и характеристике 2 при отсутствии вращения турбины. С увеличением числа оборотов кривые 4, 5, 6 постоянной частоты вращения смещаются в сторону более высоких величин напора.
Характеристика 3 с наибольшим к.п.д. пересекается с каждой кривой 4, 5, 6 при постоянной частоте вращения в определенной точке пересечения. Эта точка соответствует точке с наибольшим к.п.д. для определенной частоты вращения. Каждой из этих точек соответствуют определенные расход Q, напор Н и число оборотов N турбины, которые называют номинальным расходом QR, номинальным напором HR и номинальным числом оборотов NR, поскольку эта «номинальная» точка обычно также является точкой наибольшего к.п.д. турбины.
Характеристика 1 при отсутствии нагрузки пересекается с каждой линией 4, 5, 6 постоянных оборотов турбины в другой определенной точке пересечения. Каждой из этих точек соответствует определенные расход Q, напор Н и число оборотов N, которые называют расходом QO без нагрузки, напором НО без нагрузки и числом оборотов NO без нагрузки.
Считают, что рабочие параметры турбины, соответствующие области ее рабочих режимов и состоянию, при котором она вырабатывает полезную выходную мощность, могут быть определены только из ее характерных рабочих параметров в режиме, при котором турбина не вырабатывает полезную мощность. Поэтому для этих целей могут быть достаточными лишь измерения характерных рабочих параметров турбины в режиме, при котором она не вырабатывает полезную мощность. Эксплуатационная характеристика турбины в условиях без нагрузки и/или условиях при нулевой частоте вращения может быть измерена при известных величинах подводимого расхода, напора, гидравлической энергии и свойствах текучей среды.
Настоящее изобретение основано на представлении о том, что форму характеристик 1 и 2 определяют механическая конструкция и геометрические параметры турбины, а также теплофизические свойства текучей среды. Обе характеристики 1 и 2 определяют форму характеристики 3, соответствующей наибольшему к.п.д.
Важно отметить, что характеристика 1 без нагрузки и характеристика 2 при отсутствии вращения турбины измерены и записаны в режиме функционирования турбины без какой-либо выработки полезной энергии или без передачи энергии электрогенератору. Обе эти характеристики определяют характеристику 3 с наибольшим к.п.д., для которой мощность вырабатывается с наибольшей эффективностью. Следовательно, какое-либо изменение формы кривой 1 и/или 2 оказывает прямое влияние на форму кривой 3 - эксплуатационной характеристики и на всю эксплуатационную характеристику.
Это означает, что характеристики турбины могут быть полностью определены перед тем, как турбина будет переведена в режим работы с выработкой энергии и, следовательно, с передачей полезной механической энергии на вал. Если турбина установлена на промышленной электростанции или на электростанции местного значения и осуществляют ее капитальный или текущий ремонт, то перед тем, как вновь ввести турбину в эксплуатацию, эксплуатационная характеристика может быть проверена при отсутствии необходимости предварительного приведения ее в действие.
Другой предпочтительный вариант заключается в регулярном осуществлении контроля эксплуатационной характеристики турбины или ее колебаний, что может быть исполнено в какой-либо интервал времени при отсутствии необходимости демонтажа турбины из места ее установки, лишь путем приведения ее в действие в условиях отсутствия нагрузки.
В предпочтительном воплощении предлагается измерять и записывать характеристику без нагрузки и/или характеристику при нулевой частоте вращения турбин, которые работают в указанных условиях в определенные интервалы времени, и сравнивать эту характеристику с одной или большим числом предварительно определенных характеристик. Какое-либо изменение характеристик представляет собой непосредственную меру внутреннего состояния гидравлической турбины, при этом будет исключена необходимость проведения демонтажа турбины и визуального осмотра ее внутренних элементов через равные промежутки времени для оценки состояния турбины.
Измерение и регистрационная запись характеристик при отсутствии нагрузки и при нулевой частоте вращения турбины, работающей в таких условиях, могут быть осуществлены с помощью специального отдельного блока, например блока непрерывного контроля эксплуатационных характеристик. Этот блок может осуществлять сбор данных, анализ данных и вычисления. Блок непрерывного контроля для контроля характеристик и состояния турбины предпочтительно включен в блок управления турбиной.
Способы согласно настоящему изобретению могут обеспечить точную и надежную оценку характеристик и состояния турбины в реальном времени, что позволяет значительно снизить текущие затраты и затраты на техническое обслуживание.
Применение описанных здесь способов и устройств и систем включает, но не как ограничение, все типы водяных (гидравлических) турбин, силовых турбин, приводимых в действие любыми текучими средами, ветросиловых турбин, детандеров и турбодетандеров.
Применение настоящего изобретения может включать, но не как ограничение, все типы оборудования с ротором, который приводится в действие потоком текучей среды, в результате чего на его валу возникает момент вращения. Измеренные характеристики представляют собой конкретные характерные признаки и являются критерием эффективности работы турбины.
Однако применение описанных здесь способов и устройств усложнено, в частности, для турбин, используемых для расширения криогенных текучих сред, таких как сжиженный природный газ или хладагенты, применяемые для охлаждения и производства сжиженного природного газа, а также для турбин, предназначенных для гидроэлектростанций.
На практике турбины, например криогенные турбины, могут иметь электрогенератор, объединенный с валом турбины, т.е. между турбиной и генератором отсутствует отдельный узел соединения. Для таких устройств, для всей сборной конструкции агрегата, включающего установленные на одном валу генератор и турбину, характеристика без нагрузки может быть измерена так, как если бы это было одно устройство, и, следовательно, какие-либо потери будут результирующими от турбины и генератора. Для турбин с узлом соединения отдельных валов, это соединение может быть разъединено, что позволяет получить характеристику без нагрузки только для одной турбины. Однако узел соединения можно сохранять соединенным, и в таком случае измерения для всего агрегата проводятся как для одного устройства.
Характеристика без нагрузки (например, линия 1 на фиг.2) гидравлической турбины обычно представляет собой кривую в трех координатах и с тремя осями: для расхода QO без нагрузки, числа оборотов NO без нагрузки и напора НО без нагрузки.
Фиг.3 иллюстрирует типичный пример такой характеристики турбины без нагрузки в трех координатах (измерениях). В случае несжимаемых текучих сред с низкой вязкостью, наподобие воды, сжиженного воздуха, сжиженного азота, сжиженного кислорода, сжиженной двуокиси углерода и сжиженного природного газа, напор НО без нагрузки пропорционален квадрату расхода QO без нагрузки и пропорционален квадрату числа оборотов NO без нагрузки.
HO=γQO 2
HO=NO 2
Величина отношения расхода без нагрузки к числу оборотов без нагрузки является величиной постоянной и равной λ
QO/NO=λ
Коэффициенты γ, δ и λ являются характерными постоянными для режима без нагрузки. Состояние турбины можно определить путем сравнения этих постоянных в различные моменты времени работы турбины.
Как было отмечено выше, характеристика без нагрузки воспроизводит выходную энергию при отсутствии полезной мощности (в холостом режиме), и вся входная гидравлическая энергия расходуется на поддержание вращения турбины с определенной частотой вращения. Входная гидравлическая энергия пропорциональна произведению Н×Q, а линии постоянной входной энергии являются гиперболами.
На фиг.4 представлена характеристика 1 без нагрузки в двух координатах - Q и Н. Гиперболическая линия 7, соответствующая постоянной входной энергии, пересекается с кривой - характеристикой без нагрузки в первоначальной точке (Q01; N01; H01) характеристики без нагрузки. Если точка пересечения характеристики без нагрузки, соответствующая другому состоянию гидравлической турбины для такого же числа оборотов NO без нагрузки, перемещается в область выше кривой 7, то турбина будет потреблять большую входную энергию. Это является прямым показанием наличия дополнительных гидравлических или механических потерь, например, дополнительных сужений потока, возможного засорения отложениями или закупоривания проточного тракта для текучей среды, или истирания ротора или изнашивания подшипника. Если новые точки пересечения находятся ниже кривой 7, то в этом случае будет потребляться меньшее количество энергии. Это является прямым показанием снижения гидравлических или механических потерь, например, за счет увеличения внутренних или внешних утечек, увеличения величин раскрытия каналов для прохода текучей среды или тому подобного. Изменения каналов для прохода жидкости гидравлической турбины вследствие коррозии, эрозии, абразивного износа или кавитации будут изменять характеристики турбины при отсутствии нагрузки. Такие изменения будут выявлены. В зависимости от того, в каком месте гидравлической турбины происходят такие изменения проходных каналов и в какой степени и на каком протяжении, указанная точка пересечения, соответствующая изменившимся условиям, может перемещаться в том или ином направлении.
На фиг.5 показана характеристика без нагрузки в двух координатах NO и QO. Характеристика представляет собой линию с наклоном λ, где
λ=QO/NO
Величина постоянной λ зависит от конструкции ротора турбины и является мерой разности между угловыми моментами количества движения текучей среды на входе и выходе турбины. Эта разность равна моменту вращения, создаваемому турбиной. Для характеристики без нагрузки с нулевым полезным моментом вращения на выходном валу величина λ равна QO/NO. Какое-либо изменение величины наклона λ непосредственно показывает изменение мощности, генерируемой турбиной.
Путем измерения уровней механической вибрации и соответствующих им частотных спектров подшипниковой системы ротора гидравлической турбины для рабочих условий, соответствующих кривой без нагрузки, и путем сравнения их с предварительно полученными уровнями вибрации и частотными спектрами при подобных условиях, становится возможным точно выявить ранние показатели ухудшения механических параметров подшипиниковой системы ротора гидравлической турбины. Такие ухудшения могут быть установлены по изменениям уровней вибрации и частотных спектров перед приведением турбины в действие, и представляется возможным в процессе работы турбины под нагрузкой избежать более серьезных нарушений. При работе турбины под нагрузкой такие нарушения и их следствия потенциально могут иметь более серьезное воздействие на оборудование и эксплуатационные расходы. Какие-либо изменения в уровне вибрации вызывают также изменение входной энергии, поскольку вибрации являются механическими потерями, и могут быть обнаружены в характеристике без нагрузки, показанной на фиг.4.
В других аспектах изобретение относится, кроме того, к способам определения величин расхода (QR) и, при желании, напора, соответствующих наибольшему к.п.д. турбины при ее функционировании, например гидравлической турбины при определенных оборотах в режиме, в котором она генерирует полезную выходную мощность. Расход, соответствующий наибольшему к.п.д., определяют, используя, по меньшей мере:
вращение ротора турбины;
измерение расхода без нагрузки турбины в режиме работы без нагрузки при определенном числе оборотов турбины;
определение расхода, соответствующего наибольшему к.п.д. для этих оборотов турбины, путем умножения измеренного расхода без нагрузки на (1+r1/r2), где r1 - внешний радиус ротора турбины и r2 - внутренний радиус ротора турбины.
Турбина может приводиться в действие текучей средой, например ветром или жидкостью, и содержать вращающийся ротор.
После определения вышеуказанным образом расхода при наибольшем к.п.д. турбины может быть также определен напор, соответствующий наибольшему к.п.д. для указанного режима, в котором турбина производит полезную выходную мощность. С этой целью:
определяют характеристику турбины, путем приведения турбины в действие без нагрузки, при обеспечении известных входных значений расхода, напора, гидравлической энергии и свойств текучей среды, в процессе измерения рабочих параметров турбины, и путем измерения величин расхода (QO) без нагрузки и напора (HO) без нагрузки для различных чисел оборотов (NO) без нагрузки;
определяют характеристику при отсутствии вращения турбины путем приведения турбины в действие в условиях отсутствия ее вращения, и при обеспечении известных входных значений расхода, напора, гидравлической энергии и свойств текучей среды в процессе измерения расхода и напора при указанном отсутствии вращения турбины,
характеристику при отсутствии вращения ротора турбины смещают вверх до тех пор, пока смещенная характеристика при отсутствии вращения, при величине расхода (QO) при отсутствии нагрузки для соответствующей частоты оборотов, и характеристика при отсутствии нагрузки не пересекутся,
при расходе (QR), соответствующем наибольшему к.п.д., для соответствующей скорости вращения определяют напор (HR) при наибольшем к.п.д. турбины.
На фиг.6 показана номинальная точка R, которая также представляет собой точку наибольшего к.п.д. гидравлической турбины. Уравнение Эйлера для турбины требует, чтобы в точке R наибольшего к.п.д. момент количества движения текучей среды на выходе ротора гидравлической турбины в идеальных условиях был равен нулю, а это означает равенство нулю угловой выходной скорости.
В идеальных условиях, чтобы избежать входных потерь, угловая скорость жидкости на входе ротора турбины должна быть равна окружной скорости (может быть использована окружная скорость концевой кромки лопатки) на выходе ротора гидравлической турбины. Если r1 - внешний радиус ротора гидравлической турбины, r2 - внутренний радиус ротора гидравлической турбины, NR - оптимальное число оборотов, QR - оптимальный расход, NOR - число оборотов при отсутствии нагрузки для расхода без нагрузки QOR=QR, то момент количества движения на входе r1 NR равен моменту количества движения на выходе r2(NOR-NR) в точке характеристики без нагрузки с координатами (QOR; NOR; HOR), т.е.
r1 NR=r2(NOR-NR)
Из вышеприведенного соотношения можно получить соотношение
NOR/NR=1+r1/r2 или NOR=NR(1+r1/r2)
Пересечение эксплуатационной характеристики для оптимального числа оборотов с характеристикой без нагрузки дает параметры в точке без нагрузки (QOR; NOR; HOR), в то же время в этой точке NO=NR. Как показано на фиг.3, известно, что
QR/QO=NOR/NR
Путем измерения расхода QO и числа оборотов NO=NR на характеристике без нагрузки можно определить величину расхода, соответствующего наибольшему к.п.д., или номинального расхода QR в режиме без выработки энергии.
QR=QO(1+r1/r2)
Это обеспечивает возможность работы гидравлической турбины в точке с наибольшим к.п.д., которую определяют в условиях без нагрузки. Это уменьшает трудоемкость и затраты на испытания гидравлической турбины на испытательном стенде изготовителя, поскольку не производится никакой полезной мощности, и в то же время посредством косвенных измерений можно точно определить точки с наибольшим к.п.д. для всего диапазона рабочих чисел оборотов.
С помощью характеристики без нагрузки невозможно определить соответствующее наибольшее значение к.п.д. или оптимальный напор HR. Определение оптимального напора HR возможно путем измерения и, кроме того, графического построения характеристики при отсутствии вращения ротора.
Характеристика при отсутствии вращения ротора, показанная на фиг.2, представляет собой кривую в двух координатах Q и Н, поскольку число оборотов N равно нулю. На фиг.9 представлена типичная характеристика при отсутствии вращения ротора для несжимаемых жидкостей, имеющих низкую вязкость, подобных воде или сжиженному природному газу.
Величины расхода Q и напора Н для характеристики при отсутствии скорости обозначены здесь, как QN и HN. Поскольку не вращающаяся турбина подобна, в частности, диафрагме, размещенной в потоке текучей среды, выполняется следующее соотношение
HN=αQN 2
где α представляет собой константу и коэффициент расхода турбины. Характеристика при отсутствии вращения может быть измерена и представлена на графике путем блокирования ротора с помощью устройства, которое не позволяет ротору турбины вращаться, но допускает, по меньшей мере, лишь незначительные осевые перемещения ротора и весьма незначительные угловые перемещения.
Как показано на фиг.2, кривые 4, 5, 6 постоянной скорости параллельны характеристике 2 при отсутствии вращения. Путем измерения характеристики 2, полученной при отсутствии вращения ротора, и анализа данных вместе с данными по характеристики при отсутствии нагрузки, представленными на фиг.6, может быть определен напор, соответствующий наибольшей величине к.п.д., или номинальный напор HR для номинального расхода QR.
Это может быть достигнуто посредством перемещения характеристики при отсутствии вращения параллельно в направлении увеличения напора Н до пересечения точки без нагрузки, в которой число оборотов NO=NR.
HR представляет собой напор на этой смещенной характеристике, полученной без вращения турбины, которая, следовательно, представляет собой кривую при постоянных номинальных оборотах турбины.
При измерении момента вращения, создаваемого жидкостью, протекающей через турбину во время работы с блокированным ротором, величина момента TN вращения пропорциональна квадрату расхода QN
TN=τQN 2
Зная величину постоянной τ, можно определить момент вращения на валу и мощность на валу для нормальной работы турбины. Зная механическую мощность на валу, можно независимо определить электрическую выходную мощность генератора, гидравлическую входную мощность, к.п.д. электрического генератора и к.п.д. турбины.
Согласно еще одному аспекту изобретение относится к устройствам для измерения момента вращения на валу для определения характеристики турбины при отсутствии вращения.
Для измерения момента вращения гидравлической турбины при отсутствии вращения, т.е. когда турбина находится в неподвижном состоянии, но через нее, однако, протекает жидкость с максимальным гидравлическим расходом, необходимо устройство, которое предотвращает вращение ротора, а именно блокирует вал и одновременно измеряет момент вращения, который передается от вала турбины.
Соответственно, обеспечивается устройство для измерения момента вращения на валу для определения характеристики при отсутствии вращения турбины. В первой группе воплощений указанное устройство включает зубчатое колесо, прикрепленное к валу турбины, и зубчатый элемент, который прикреплен к датчику измерения усилия, при этом указанные зубчатое колесо и зубчатый элемент входят во взаимное сцепление и допускают незначительное осевое перемещение вала турбины.
Зубчатый элемент может быть выполнен, например, в виде шестерни, прикрепленной к датчику измерения момента вращения, или в виде зубчатой рейки, прикрепленной к тензодатчику.
На практике могут иметь место небольшие осевые перемещения сборной конструкции ротора, компенсирующие осевое усилие при различных рабочих условиях. Поэтому предпочтительно иметь устройство, которое допускает небольшое осевое перемещение и весьма незначительные угловые перемещения.
На фиг.10 представлено первое воплощение устройства для измерения момента вращения на валу с целью определения характеристики турбины при отсутствии вращения. На этой фигуре показана часть турбины 14 с выходом 14а для потока и вал 15 турбины. Устройство включает пару зубчатых колес 11, 12, установленных на параллельных валах. На одном конце вала 15 турбины установлено большое зубчатое колесо 11, а на параллельном валу 12а, который снабжен измерительным устройством, установлена шестерня 12 меньшего размера.
Вал 12а, на котором установлена шестерня меньшего размера, соединен с датчиком 13 реактивного вращающего момента, который может быть промышленного типа и/или с фланцевым креплением. Вал 12а с шестерней меньшего размера позволяет ротору турбины 14 совершать осевые перемещения в процессе функционирования турбины без вращения. С помощью механизма дистанционного управления (не показан) вал 12а с шестерней 12 меньшего размера и датчиком 13 момента вращения может перемещаться взад или вперед относительно большого зубчатого колеса 11.
На фиг.11 представлено второе воплощение устройства для измерения момента вращения вала для определения характеристики турбины при отсутствии вращения. В устройстве используют большое реечное зубчатое колесо 16, находящееся в зацеплении с прямолинейной зубчатой рейкой 17. Указанная зубчатая рейка 17 может находиться в зацеплении с большим зубчатым колесом и перемещается взад и вперед с помощью механизма дистанционного управления (не показан). В процессе измерения момент вращения от большого реечного зубчатого колеса 16 преобразуется посредством зубчатой рейки 17 в усилие прямолинейного движения и далее к датчику 18 напряжений.
В другой группе воплощений устройств для измерения момента вращения вала, предназначенных для определения характеристики турбины при отсутствии вращения, это устройство включает диск с внешней частью, центральной частью и элементами наподобие спиц, которые соединяют внешнюю часть с центральной и образуют между ними относительно большие окна. Указанный диск может быть прикреплен его внешней частью к корпусу турбины, а центральной частью к валу турбины, при этом на элементах наподобие спиц размещены тензометрические датчики, предназначенные для измерения тангенциальной деформации элементов наподобие спиц, обусловленной действием момента вращения, приложенного посредством вала турбины.
В качестве примера представлено третье воплощение устройства для измерения момента вращения вала для определения характеристики турбины при отсутствии вращения. В этом воплощении используют плоский диск 20 с очень большими окнами 25 (см. фиг.12а и фиг.12b), которые позволяют потоку проходить через них без существенных стеснений потока. Этот диск 20 может быть прикреплен с помощью болтов 23 или тому подобных средств к корпусу 19 турбины по периметру 21 и к валу 15 турбины в центральной части 22 диска. Окна 25 образованы внешней частью 21, центральной частью и одним или большим количеством радиальных элементов 26 наподобие спиц, соединяющих центральную часть 22 и внешнюю часть 21. Диск 20 снабжен тензометрическими датчиками 24, размещенными на элементах 26 наподобие спиц и тарированными полностью для измерения тангенциальной деформации в определенных предварительно заданных местах. Тарировка может быть проведена в фиксирующем приспособлении, погруженном в текучую среду, которая служит в качестве испытательной и имеет температуру, позволяющую обеспечивать полную температурную компенсацию.
Диск 20 может быть относительно тонким, например приблизительно толщиной 5 мм, и предпочтительно может быть изготовлен из нержавеющей стали (SS) или алюминия (Al). Геометрия диска придает его характеристике значительную жесткость в тангенциальном и радиальном направлениях, при этом осевое направление перпендикулярно поверхности диска. Жесткость в тангенциальном/радиальном направлении и осевом направлении будет показателем разности величин. Устройство будет фиксировать вал в радиальном направлении, безопасным образом предотвращать вращение и не будет препятствовать осевым перемещениям, например, вследствие расширения материала и перемещений упорного подшипника. Оно представляет собой калиброванное измерительное устройство, без гистерезиса, без трения и препятствия прохождению потока. Оно может быть легко установлено перед проведением испытания характеристик и после этого может быть удалено без разборки турбины. Однако для этого необходимо, чтобы турбина была демонтирована с места ее установки.
В другом аспекте изобретение относится к способу выявления наличия в работающей турбине двухфазной текучей среды.
Турбины расширяют жидкости, находящиеся под давлением, и в определенных случаях процесс расширения происходит с пересечением линии насыщения жидкости, и текучая среда начинает частично испаряться. Эти частично испаренные текучие среды называют двухфазными средами. Такие текучие среды обычно являются испаряющимися жидкостями и в них образуются пузырьки пара. При работе турбины двухфазную среду выявить трудно, но ее можно выявить с помощью способа в соответствии с рассматриваемым аспектом изобретения, включающего, по меньшей мере, следующие стадии:
измерения массового расхода потока без нагрузки в турбине в режиме работы, в котором она не вырабатывает полезную выходную мощность при различных оборотах турбины без нагрузки;
определения характеристики турбины при отсутствии выходной полезной мощности;
определения, при каком массовом расходе без нагрузки и при каких оборотах турбины без нагрузки наклон характеристики увеличивается, с тем, чтобы установить начало образования двухфазной среды.
На фиг.7 представлена характеристика для случая двухфазных текучих сред. Для двухфазных текучих сред расход QO может быть измерен в единицах массы в секунду (например, кг/сек), а дифференциальный напор НО в единицах давления (например, Паскаль). Путем сравнения характеристики 1 без нагрузки для жидкостей с характеристиками 10, полученными для парожидкостных смесей, можно установить, при каком расходе QOA, дифференциальном напоре HOA без нагрузки жидкость начинает превращаться в пар.
В точке А начала кипения (на фиг.7) наклон характеристики 10 без нагрузки увеличивается по сравнению с характеристикой 1, поскольку для частичного испарения текучей среды необходимо большее количество подводимой энергии. Наклон характеристики для двухфазного потока без нагрузки увеличивается с увеличением расхода и напора до тех пор, пока он не становится неограниченно большим или пока касательная к характеристике не будет вертикальной линией. В этой точке В удельный объем двухфазной среды достигает максимальной величины для конкретной геометрии турбины, и далее массовый расход увеличить невозможно. Если приложен больший дифференциальный напор HOC, то в этом случае удельный объем дополнительно увеличивается, но уменьшается массовый расход QOC.
На фиг.8 представлена характеристика без нагрузки для двухфазных сред в сравнении с характеристикой без нагрузки для жидкостей только в двух координатах: NO - число оборотов и QO - массовый расход. В точке А наклон меняется, и эта точка представляет собой точку начала образования двухфазной среды.
Удельный объем, разделенный на площадь поперечного выходного сечения ротора турбины и умноженный на массовый расход, равен скорости течения текучей среды. В точке В эта скорость равна скорости звука для конкретной двухфазной среды.
Сравнение характеристик без нагрузки в случае только жидкости и для парожидкостной смеси при одинаковом массовом расходе QO показывает, что числа оборотов NOL и NOB без нагрузки не равны. Благодаря сохранению момента количества движения соотношение оборотов NOL турбины без нагрузки для жидкостей и оборотов NOB без нагрузки для двухфазной среды равно соотношению удельных плотностей жидкости и двухфазной среды. Следовательно, удельная плотность двухфазной смеси может быть определена, если известна удельная плотность жидкости. Удельный объем является обратной величиной удельной плотности, и по известному удельному объему жидкости можно определить удельный объем двухфазной смеси. По вычисленной величине удельного объема двухфазной смеси можно вычислить процентное содержание пара, а также скорость звука так, как указано выше.
На фиг.13 представлена принципиальная схема турбинной системы. В указанную систему входит турбогенераторный агрегат, показанный на фигуре в виде блока, обозначенного позицией 27. Блок 39 непрерывного контроля параметров и рабочей характеристики будет собирать данные от турбинного агрегата 27 и обеспечивать определенный выходной сигнал для блока 28 управления турбинного агрегата 27. Блок 39 непрерывного контроля параметров и рабочей характеристики предпочтительно выполнен с возможностью дистанционного доступа, что показано стрелкой, обозначенной позицией 29. Отмеченная возможность дистанционного доступа позволяет передавать данные другим. Блок 39 непрерывного контроля может быть встроен как отдельный блок в систему, показанную на фиг.13. Альтернативой отдельному блоку 39 непрерывного контроля является включение выполняемых функций непосредственно в блок 28 управления турбины.
Блок 39 непрерывного контроля создает возможность оптимизации работы турбинного агрегата 27 и тем самым мощности, отводимой в виде электрической мощности, или механической энергии, или гидравлической функции турбины, в зависимости от конфигурации турбинного агрегата.
На фиг.14 представлена типичная схема турбинной системы, включающей турбогенераторный агрегат. В состав турбинной системы входит турбина 30 с выходным валом 31. Система, кроме того, содержит электрический генератор 32 для генерирования электрической энергии с использованием входного вала 33. Между выходным валом 31 турбины 30 и входным валом 33 генератора 32 размещен редуктор 34.
Турбина 30 имеет вход 35 турбины и выход 36 турбины. На входе 35 турбины установлен блок датчиков, показанный позицией 37, предназначенный для измерения давления P1, расхода Q1, температуры T1 и молекулярного веса MW1 рабочей жидкости на входе 35 турбины 30. На выходе 36 турбины установлен ряд датчиков, показанных позицией 38, служащих для измерения давления P2, расхода Q2, температуры T2 и молекулярного веса MW2 рабочей жидкости на выходе 36 турбины 30. Блоки 37 и 38 датчиков содержат большое количество датчиков для измерения отдельных параметров.
Блоки 37 и 38 датчиков подключены к блоку 39 непрерывного контроля состояния и рабочих параметров турбогенераторного агрегата для генерирования сигналов, характеризующих измеренные значения параметров агрегата.
На выходном валу 31 турбины 30 размещен блок 40 датчиков для измерения числа оборотов N вала и момента Т вращения на валу. Этот блок 40 датчиков также может иметь большое количество датчиков для измерения отдельных параметров N и Т. Блок 40 датчиков подключен к блоку 39 непрерывного контроля для генерирования сигналов, характеризующих измеренные значения параметров.
Предпочтительно на валу 31 и на генераторе 32 измеряют сигналы, соответствующие вибрации и температуре подшипников, с помощью блока 41 датчиков, включающего большое количество датчиков для измерения отдельных параметров. Предпочтительно в генераторе 32 и блоке управления с помощью блока 42 датчиков измеряют электрические параметры - ток I и напряжение V. Блоки 41 и 42 датчиков подключены к блоку 39 непрерывного контроля для генерирования сигналов, характеризующих измеренные параметры.
Функционирование блока 39 контроля предпочтительно включает сбор данных, анализ данных, алгоритмы для вычисления рабочих характеристик и характеристик состояния турбины, сравнение характеристик, подачу выходных сигналов к блоку управления для оптимизации работы, хранение данных и сохранение архива данных.
Рабочие характеристики и характеристики состояния могут представлять собой качественную информацию по одной или более из нижеследующих характеристик:
гидравлические характеристики, такие как давление, напор, расход, гидравлический к.п.д.;
термодинамические характеристики, такие как давление, напор, температура, расход, молекулярный вес, термодинамический к.п.д.;
аэродинамические характеристики, такие как профиль поля скоростей, скорость текучей среды на лопатках, крыльчатках, роторах и рабочем колесе турбины;
электрические характеристики, такие как токи, напряжения, частотные характеристики, фазовые углы;
механическое состояние, например: характер вибраций, напряжения в материале, моменты вращения на валу, числа оборотов вала, температуры подшипников, параметры вспомогательных систем.
Определение характеристики турбины в условиях отсутствия нагрузки с помощью блока 39 непрерывного контроля предоставит возможность управлять элементами установок и оборудования. Оптимизация работы турбинного агрегата, основанная на данных по рабочим характеристикам и характеристикам состояния в реальном времени, полученным в условиях с нагрузкой и без нагрузки, создаст возможность управления для а) обеспечения работы турбинного агрегата в режимах с наибольшим к.п.д., б) предотвращения опасности неожиданных аварий (достижения максимальной надежности), в) расширения рабочих диапазонов до достижения наибольшей возможности осуществить техническое обслуживание (достижения максимальной надежности), г) обеспечения высокого уровня защиты и безопасности, д) значительного уменьшения эксплуатационных расходов. На фиг.16 представлена схема с функциональными блоками для такой оптимизации.
Фиг.15 иллюстрирует типичную схему для ветряной турбины. На фигуре показан ротор 50 с роторными лопастями 51, обтекатель 52 и выходной вал 53, который соединен с редуктором 34. Давление Р ветра, температура Т и скорости V измеряют на обтекателе 52 с помощью блока 54 датчиков.
На одной или более кромках лопастей установлены датчики 55 (см. фиг.15а) для измерения скорости на кромке лопастей и скорости ветра в тангенциальном направлении Vt, осевом направлении Va и окружном направлении Vp. Скорость турбины можно регулировать и непрерывно контролировать с помощью схемы, подобной показанной на фиг.13.

Claims (15)

1. Способ непрерывного контроля состояния турбины, включающий стадии:
определения первоначальной характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности;
обеспечения функционирования турбины в течение некоторого периода времени;
определения новой характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности; и
сравнение новой характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности и первоначальной характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности, при этом выявленное различие указанных характеристик турбины при отсутствии полезной выходной мощности является показателем состояния турбины.
2. Способ по п.1, в котором дополнительно определяют эксплуатационную характеристику турбины для режима работы, в котором турбина генерирует полезную мощность, на основании характеристик при отсутствии полезной выходной мощности.
3. Способ по п.1 или 2, в котором определение первоначальной характеристики при отсутствии полезной выходной мощности включает:
измерение одного или более характерных рабочих параметров, выбранных из расхода (QO, QN), числа оборотов (NO) турбины и/или величины напора (НO, НN) или комбинации указанных параметров турбины, в режиме работы, в котором турбина не вырабатывает полезную выходную мощность;
получение контрольной характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности на основе измеренного одного или более характерных рабочих параметров.
4. Способ по п.3, в котором определение характеристики при отсутствии полезной выходной мощности турбины включает:
измерение одного или более характерных рабочих параметров, выбранных из расхода (QO, QN), числа оборотов (NO) турбины и/или величины напора (НO, HN) или комбинации указанных параметров турбины, в режиме работы, в котором турбина не вырабатывает полезную выходную мощность;
определение характеристики турбины при отсутствии полезной выходной мощности на основе измеренного одного или более характерных рабочих параметров.
5. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором дополнительно определяют состояние турбины на основе разности между новой характеристикой при отсутствии полезной выходной мощности и первоначальной характеристикой при отсутствии полезной выходной мощности.
6. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором указанный период времени, в течение которого обеспечивается функционирование турбины, представляет собой предварительно заданный период времени.
7. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором в определенные интервалы времени определяют новые характеристики при отсутствии полезной выходной мощности, с тем чтобы непрерывно контролировать состояние турбины во времени.
8. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором характеристики при отсутствии полезной выходной мощности определяют во время функционирования турбины в условиях без нагрузки, при известных входных значениях расхода, напора, гидравлической энергии и свойств текучей среды, посредством проведения измерений одного или большего числа рабочих параметров.
9. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором характеристики при отсутствии полезной выходной мощности определяют, во время функционирования турбины в условиях отсутствия вращения турбины, при известных входных значениях расхода, напора, гидравлической энергии и свойств текучей среды, посредством проведения измерений рабочих параметров.
10. Способ по п.8, в котором дополнительно
определяют точки пересечения измеренной характеристики турбины без нагрузки с кривой постоянной входной мощности; и
сравнивают указанные точки пересечения с базовой контрольной точкой пересечения измеренной ранее характеристики турбины с кривой постоянной входной мощности, с тем чтобы определить, увеличиваются или уменьшаются гидравлические потери.
11. Турбинная система, содержащая:
турбину, приводимую в действие текучей средой, при этом турбина имеет выходной вал, которому во время работы она передает выходную мощность;
средства измерения, установленные на турбине, предназначенные для измерения рабочих параметров турбины;
блок непрерывного контроля, предназначенный для непрерывного контроля состояния турбинного агрегата, при этом блок непрерывного контроля соединен со средствами измерения и включает запоминающее устройство, в котором хранится первоначальная характеристика турбины при отсутствии полезной выходной мощности, а также средства вычисления, предназначенные для вычисления новой характеристики турбогенераторного агрегата, при отсутствии полезной выходной мощности, на основе измеренных рабочих параметров, и блок сравнения, предназначенный для сравнения новой характеристики при отсутствии полезной выходной мощности с первоначальной характеристикой при отсутствии полезной выходной мощности.
12. Турбинная система по п.11, характеризующаяся тем, что дополнительно содержит
блок управления турбиной, подключенный к блоку непрерывного контроля и выполненный с возможностью генерирования управляющих сигналов для управления работой турбины; при этом блок непрерывного контроля выполнен с возможностью генерирования одного или более сигналов, характеризующих рабочие параметры и/или состояние турбины, которые поступают в блок управления.
13. Турбинная система по п.11 или 12, в которой турбина включена в состав турбогенераторного агрегата, который, кроме того, содержит генератор, соединенный с выходным валом, служащий для преобразования выходной энергии, вырабатываемой турбиной на выходном валу, в электрическую энергию.
14. Турбинная система по п.11, в которой турбина входит в состав турбогенераторного агрегата, который, кроме того, содержит генератор, соединенный с выходным валом, служащий для преобразования выходной мощности, вырабатываемой турбиной на выходном валу, в электрическую энергию, при этом турбинная система дополнительно содержит
блок управления турбиной, подключенный к блоку непрерывного контроля и выполненный с возможностью генерирования управляющих сигналов для управления работой турбогенераторного агрегата, при этом блок непрерывного контроля выполнен с возможностью генерирования одного или более сигналов, представляющих характеристику состояния и/или рабочие параметры турбогенераторного агрегата, которые поступают в блок управления.
15. Турбинная система по любому из пп.11, 12, 14, в которой указанные рабочие параметры выбирают из расхода (QO, QN), числа оборотов (NO) турбины и напора (НO, НN).
RU2009130362/06A 2007-01-10 2008-01-09 Способ и устройство для измерений, проверки и/или непрерывного контроля функционирования турбины RU2451825C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP07075020 2007-01-10
EP07075020.3 2007-01-10
EPPCT/EP2007/055945 2007-06-15
EP2007055945 2007-06-15

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009130362A RU2009130362A (ru) 2011-02-20
RU2451825C2 true RU2451825C2 (ru) 2012-05-27

Family

ID=39314392

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009130362/06A RU2451825C2 (ru) 2007-01-10 2008-01-09 Способ и устройство для измерений, проверки и/или непрерывного контроля функционирования турбины

Country Status (7)

Country Link
US (1) US7946157B2 (ru)
EP (1) EP2100031B1 (ru)
AT (1) ATE552484T1 (ru)
AU (1) AU2008202297B2 (ru)
ES (1) ES2381889T3 (ru)
RU (1) RU2451825C2 (ru)
WO (1) WO2008046931A2 (ru)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2105887A1 (de) * 2008-03-28 2009-09-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Diagnose einer Gasturbine
DE102008001307B4 (de) 2008-04-22 2020-10-22 Johann Hauber Verfahren zur Ermittlung der Zündwilligkeit eines Kraftstoffs
US20100140936A1 (en) * 2008-12-23 2010-06-10 General Electric Company Wind turbine with gps load control
DE102009039340A1 (de) * 2009-08-29 2011-03-03 Robert Bosch Gmbh Betriebsführungssystem einer Windenergieanlage und Verfahren unter Verwendung des Betriebsführungssystems
WO2011091081A1 (en) * 2010-01-19 2011-07-28 Modular Wind Energy, Inc. Systems and methods for performing structural tests on wind turbine blades
US20120271593A1 (en) * 2011-04-21 2012-10-25 Honeywell International Inc. Monitoring wind turbine performance
US20120053983A1 (en) * 2011-08-03 2012-03-01 Sameer Vittal Risk management system for use with service agreements
JP2013170566A (ja) * 2012-02-23 2013-09-02 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 風力発電装置の監視方法及びシステム
CN103512738B (zh) * 2013-09-23 2015-04-29 西安交通大学 低温液力透平闭式实验系统和测试方法
DE102013223177B4 (de) * 2013-11-14 2021-08-12 Aktiebolaget Skf Gezeitenströmungskraftanlage
US9459153B2 (en) * 2014-09-17 2016-10-04 General Electric Company Automated analytics systems and methods
US9970325B2 (en) 2015-04-30 2018-05-15 General Electric Company Jacking assembly for rotor
JP6792939B2 (ja) * 2015-10-28 2020-12-02 三菱パワー株式会社 タービン分析装置、タービン分析方法およびプログラム
FR3043774B1 (fr) * 2015-11-17 2019-03-22 Safran Aircraft Engines Montage d'essai pour palier a roulement de turbomachine
US10385828B2 (en) * 2016-04-07 2019-08-20 Jordan University Of Science And Technology Adjustable dual rotor wind turbine
CN107131142B (zh) * 2017-07-07 2018-07-06 中国科学院工程热物理研究所 离心式压缩机的启动控制装置及方法
CN108038594B (zh) * 2017-11-24 2022-03-15 国网北京市电力公司 能源系统可靠性指标的确定方法及装置、存储介质
CN114294144B (zh) * 2021-12-27 2022-09-16 大连理工大学 气动式波浪能发电装置透平综合性能测试系统

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU653421A1 (ru) * 1977-07-17 1979-03-25 Всесоюзный Государственный Трест По Организации И Рационализации Районных Электростанций И Сетей Способ регулировани мощности поворотнолопастной гидротурбины
SU672370A1 (ru) * 1977-11-09 1979-07-05 Научно-Исследовательский Сектор Института "Гидропроект" Имени С.Я.Жука Способ регулировани режимов работы поворотнолопастной гидротурбины
DE4220255C1 (de) * 1992-06-23 1993-12-23 Voith Gmbh J M Verfahren zum Optimieren des Wirkunggrades eines Maschinensatzes mit einer Turbine und einem Generator
RU2069793C1 (ru) * 1993-04-20 1996-11-27 Акционерное общество открытого типа "Ленинградский Металлический завод" Система автоматического управления направляющим аппаратом малой гидротурбины
US5913184A (en) * 1994-07-13 1999-06-15 Siemens Aktiengesellschaft Method and device for diagnosing and predicting the operational performance of a turbine plant
JP2003328919A (ja) * 2002-05-16 2003-11-19 Toshiba Corp 既設水力機械の改修方法
EP1659287A2 (de) * 2004-11-17 2006-05-24 NORDEX ENERGY GmbH Vorrichtung und Verfahren zur Funktionsprüfung einer Windenergieanlage
EP1669549A1 (de) * 2004-12-08 2006-06-14 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Überwachung des Zustandes von Turbinen anhand ihrer Ausrollzeit

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE422055C (de) 1922-07-29 1925-11-24 Daimler Motoren Elektrische Antriebsvorrichtung fuer Kraftfahrzeuge
RO114181B1 (ro) * 1996-02-29 1999-01-29 Razvan Toculescu Dispozitiv automat pentru optimizarea functionarii turbinelor hidraulice cu simplu reglaj
DE10033183C2 (de) 2000-07-07 2002-08-08 Max Planck Gesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung und Vorhersage von Strömungsparametern turbulenter Medien
US7400050B2 (en) 2001-12-12 2008-07-15 Hi-Z Technology, Inc. Quantum well thermoelectric power source
DE10323785B4 (de) * 2003-05-23 2009-09-10 Wobben, Aloys, Dipl.-Ing. Verfahren zum Erkennen eines Eisansatzes an Rotorblättern
US7571057B2 (en) * 2005-09-16 2009-08-04 General Electric Company System and method for monitoring degradation
US20080164698A1 (en) 2007-01-10 2008-07-10 Gilbert Habets Method and device to measure, test and monitor turbine performance and conditions

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU653421A1 (ru) * 1977-07-17 1979-03-25 Всесоюзный Государственный Трест По Организации И Рационализации Районных Электростанций И Сетей Способ регулировани мощности поворотнолопастной гидротурбины
SU672370A1 (ru) * 1977-11-09 1979-07-05 Научно-Исследовательский Сектор Института "Гидропроект" Имени С.Я.Жука Способ регулировани режимов работы поворотнолопастной гидротурбины
DE4220255C1 (de) * 1992-06-23 1993-12-23 Voith Gmbh J M Verfahren zum Optimieren des Wirkunggrades eines Maschinensatzes mit einer Turbine und einem Generator
RU2069793C1 (ru) * 1993-04-20 1996-11-27 Акционерное общество открытого типа "Ленинградский Металлический завод" Система автоматического управления направляющим аппаратом малой гидротурбины
US5913184A (en) * 1994-07-13 1999-06-15 Siemens Aktiengesellschaft Method and device for diagnosing and predicting the operational performance of a turbine plant
JP2003328919A (ja) * 2002-05-16 2003-11-19 Toshiba Corp 既設水力機械の改修方法
EP1659287A2 (de) * 2004-11-17 2006-05-24 NORDEX ENERGY GmbH Vorrichtung und Verfahren zur Funktionsprüfung einer Windenergieanlage
EP1669549A1 (de) * 2004-12-08 2006-06-14 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Überwachung des Zustandes von Turbinen anhand ihrer Ausrollzeit

Also Published As

Publication number Publication date
RU2009130362A (ru) 2011-02-20
US20100050752A1 (en) 2010-03-04
AU2008202297B2 (en) 2011-01-20
ES2381889T3 (es) 2012-06-01
WO2008046931A3 (en) 2008-08-21
EP2100031B1 (en) 2012-04-04
US7946157B2 (en) 2011-05-24
ATE552484T1 (de) 2012-04-15
EP2100031A2 (en) 2009-09-16
AU2008202297A1 (en) 2008-04-24
WO2008046931A2 (en) 2008-04-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2451825C2 (ru) Способ и устройство для измерений, проверки и/или непрерывного контроля функционирования турбины
US20080164698A1 (en) Method and device to measure, test and monitor turbine performance and conditions
Greitzer Surge and rotating stall in axial flow compressors—Part II: experimental results and comparison with theory
US7322794B2 (en) Method and apparatus for condition-based monitoring of wind turbine components
JP6122237B2 (ja) ロータダイナミックシステムの横振動、角振動およびねじり振動監視
US5068800A (en) Crack detection method for shaft at rest
JP2824523B2 (ja) 振動部材の疲れ測定方法および装置
Ransom et al. Mechanical Performance of a Two Stage Centrifugal Compressor Under Wet Gas Conditions
Schwitzke et al. Prediction of high-frequency blade vibration amplitudes in a radial inflow turbine with nozzle guide vanes
Allison et al. Planning for successful transients and trips in a 1 MWe-scale high-temperature sCO2 test loop
CN114018480A (zh) 一种大型旋转机械的转子不平衡故障的实时诊断方法
Barabas et al. Experimental and numerical determination of pressure and velocity distribution inside a rotor-stator cavity at very high circumferential Reynolds numbers
Beard et al. Turbine efficiency measurement system for the QinetiQ Turbine Test Facility
Shirley An experimental investigation of a low Reynolds number, high Mach number centrifugal compressor
Eckert High Cycle Fatigue Cracks at Radial Fan Impellers Caused by Aeroelastic Self-Excited Impeller Vibrations: Part I—Case History, Root Cause Analysis, Vibration Measurements
Żywica et al. Theoretical analysis and experimental tests of tilting pad journal bearings with shoes made of polymer material and low-boiling liquid lubrication
Schettel et al. Rotordynamic Coefficients of Labseals for Turbines: Comparing CFD Results With Experimental Data on a Comb-Grooved Labyrinth
JPS5813221A (ja) テイルテイングパツド軸受監視装置
Vodovozov et al. Sensorless pressure calculation for parallel redundancy in pumping systems
US11022595B2 (en) Determining the phase composition of a fluid flow
Marscher Avoiding failures in centrifugal pumps
Kurz et al. Site Performance Test Evaluation For Gas Turbine And Electric Motor Driven Compressors.
Tanuma et al. A Study of Unsteady Aerodynamic Forces on Last Stage Blades in a Low-Pressure Model Steam Turbine at Very Low Operating Conditions
JP2014206125A (ja) 風力発電装置に設けられる増速機システムおよび方法
Alfandi Experimental and Analytical Study of Steam Turbine Two-Phase Operation in Nuclear Reactor Cooling Systems