RU2591477C1 - Method of controlling integrity of steam turbine blading platforms - Google Patents
Method of controlling integrity of steam turbine blading platforms Download PDFInfo
- Publication number
- RU2591477C1 RU2591477C1 RU2015118978/06A RU2015118978A RU2591477C1 RU 2591477 C1 RU2591477 C1 RU 2591477C1 RU 2015118978/06 A RU2015118978/06 A RU 2015118978/06A RU 2015118978 A RU2015118978 A RU 2015118978A RU 2591477 C1 RU2591477 C1 RU 2591477C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- blades
- platforms
- shelves
- working
- shroud
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области теплоэнергетики, может быть использовано на тепловых электростанциях (ТЭС) на паровых турбинах низкого давления, имеющих лопатки с бандажными полками, и предназначено для контроля целостности бандажных полок с возможностью контроля количества расцеплений на контролируемой турбинной ступени в процессе эксплуатации.The invention relates to the field of power engineering, can be used in thermal power plants (TPPs) on low pressure steam turbines with blades with retaining shelves, and is intended to control the integrity of retaining shelves with the ability to control the number of releases on a controlled turbine stage during operation.
Известен способ контроля состояния лопаток в период капитального и среднего ремонта лопаток паровых турбин. Контроль проводят на выпуклой поверхности лопатки со стороны входа и выхода пара. Сканирование датчиком прибора - измерителя концентраторов напряжений - проводят от корневого сечения лопатки к периферийному или наоборот. Все операции по контролю лопаток проводят поэтапно для лопаток отдельной ступени. В процессе контроля на экране прибора - измерителя концентраторов напряжений, отображаются графики распределения поля рассеяния напряжений по длине лопатки. По результатам контроля определяют лопатки, работающие в наиболее напряженных условиях. Такими лопатками являются те, у которых линии концентрации напряжений и деформации (линии концентраторов напряжений) расположены поперечно перу лопатки и имеющие максимальный градиент поля напряжений. ("Метод магнитной памяти металла. Обзор методики и техники работ". ЗАО "Диагностика подводных трубопроводов". Москва, 2009 г. Стр. 6, 7.)A known method of monitoring the condition of the blades during the overhaul and secondary repair of the blades of steam turbines. The control is carried out on the convex surface of the scapula from the side of the inlet and outlet of the steam. Scanning by the sensor of the device - a meter of stress concentrators - is carried out from the root section of the scapula to the peripheral or vice versa. All blade control operations are carried out in stages for single stage blades. In the process of control, on the screen of the device - a meter of stress concentrators, the graphs of the distribution of the stress dispersion field along the length of the blade are displayed. According to the results of the control, the blades working in the most stressful conditions are determined. Such blades are those in which the lines of stress concentration and strain (lines of stress concentrators) are located transverse to the blade blade and have a maximum gradient of the stress field. ("The method of magnetic memory of metal. Overview of the methods and techniques of work." ZAO "Diagnostics of underwater pipelines. Moscow, 2009, pp. 6, 7.)
Основной недостаток известного способа - необходимость разборки турбоагрегата и наличие непосредственного доступа к исследуемым лопаткам, а также отсутствие контроля состояния лопаток в период эксплуатации.The main disadvantage of this method is the need to disassemble the turbine unit and the availability of direct access to the studied blades, as well as the lack of monitoring of the condition of the blades during operation.
Известен способ, предназначенный для бесконтактного измерения положения бандажных полок лопаток рабочей ступени паровой турбины. Способ включает установку индукционного датчика над сцепленными между собой бандажными полками в диафрагме над рабочими лопатками, а также установку индукторов в виде магнитов в верхнюю часть полок рабочих лопаток. Индукционный датчик соединяют с предварительным усилителем и блоком обработки информации. В процессе вращения ротора индукторы, закрепленные на бандажных полках лопаток, проходят под индукционным датчиком, генерируя сигнал. По данным, получаемым датчиком от индукторов, закрепленных на лопатках, контроллер получает информацию о расположении бандажных полок во вращающейся системе координат. Наличие дефекта зацепления бандажных полок определяется за счет измерения изменения положения индукторов, закрепленных на соответствующих бандажных полках. (К.Н. Боришанский. "Колебания рабочих лопаток паровых турбин и меры борьбы с ними". Санкт-Петербург, "Art-Xpress", опубл. 2011 г. Стр. 164-170.)A known method designed for non-contact measurement of the position of the retaining shelves of the blades of the blades of the working stage of a steam turbine. The method includes installing an induction sensor over interlocked retaining shelves in the diaphragm above the working blades, as well as installing inductors in the form of magnets in the upper part of the shelves of the working blades. An induction sensor is connected to a preamplifier and an information processing unit. During the rotation of the rotor, the inductors mounted on the shroud shelves of the blades pass under the induction sensor, generating a signal. According to the data received by the sensor from inductors mounted on the blades, the controller receives information about the location of the retaining shelves in a rotating coordinate system. The presence of a meshing defect in the retaining shelves is determined by measuring the change in position of the inductors fixed to the respective retaining shelves. (KN Borishansky. "Fluctuations of the working blades of steam turbines and measures to combat them." St. Petersburg, "Art-Xpress, publ. 2011, pp. 164-170.)
По совокупности признаков этот известный способ является наиболее близким к заявленному и принят за прототип.By the totality of the features, this known method is the closest to the claimed and adopted as a prototype.
Недостатком способа, принятого за прототип, является необходимость установки большого количества индукторов, в виде магнитов, в бандажные полки лопаток. Высокая сложность и стоимость данной установки индукторов и не долгий период эксплуатации индукторов из-за эрозионного воздействия влажно-паровой среды на бандажные полки лопаток в процессе эксплуатации делают данный способ не приспособленным для промышленной диагностики паровых турбин. К недостаткам также можно отнести дороговизну оснащения, невозможность оснащения данной системой имеющегося парка оборудования и ослабление фрезеруемыми канавками под индукторы бандажных полок в процессе оснащения. Применение данного способа возможно исключительно для оснащения экспериментальных паротурбинных стендов.The disadvantage of the method adopted for the prototype is the need to install a large number of inductors, in the form of magnets, in the retaining shelves of the blades. The high complexity and cost of this installation of inductors and the short period of operation of the inductors due to the erosive effect of the wet-steam medium on the shroud shelves of the blades during operation make this method not suitable for the industrial diagnostics of steam turbines. The disadvantages also include the high cost of equipment, the inability to equip the existing equipment fleet with this system and the weakening by milling grooves for inductors of retaining shelves in the process of equipping. The application of this method is possible exclusively for equipping experimental steam turbine stands.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации, а также выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленного изобретения, позволили установить, что заявитель не обнаружил технического решения, характеризующегося признаками, тождественными или эквивалентными предлагаемым. При этом предложенное изобретение не вытекает явным образом из известного уровня техники, определенного заявителем. Определение из выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого технического решения по совокупности признаков, позволило установить в заявленном способе совокупность существенных отличительных признаков по отношению к рассматриваемому заявителем техническому результату, изложенную в нижеприведенной формуле изобретения.The analysis of the prior art by the applicant, including a search by patent and scientific and technical sources of information, as well as identification of sources containing information about analogues of the claimed invention, allowed to establish that the applicant did not find a technical solution characterized by signs identical or equivalent to those proposed. However, the proposed invention does not follow explicitly from the prior art, as determined by the applicant. The determination of the prototype analogues identified as the closest technical solution for the totality of features made it possible to establish in the claimed method the totality of significant distinguishing features with respect to the technical result considered by the applicant, as set forth in the following claims.
Заявляемое техническое решение позволяет расширить области его применения за счет простоты реализации процесса измерений на энергетических объектах - паровых турбинах - без установки индукторов в бандажные полки лопаток и повысить надежность системы измерений за счет отсутствия недолговечных элементов измерительной схемы - индукторов, и отсутствия датчика фазы. Работа от датчика фазы компенсируется математической обработкой исходного сигнала.The claimed technical solution allows to expand the scope of its application due to the simplicity of the measurement process at energy facilities - steam turbines - without installing inductors in the shroud shelves of the blades and to increase the reliability of the measurement system due to the absence of short-lived elements of the measuring circuit - inductors, and the absence of a phase sensor. Operation from the phase sensor is compensated by the mathematical processing of the original signal.
Предложен способ для контроля целостности бандажных полок лопаточного аппарата паровых турбин, включающий установку индукционного датчика над сцепленными между собой бандажными полками рабочих лопаток паровой турбины, соединение его с предварительным усилителем, установленным в непосредственной близости от датчика на наружном корпусе паровой турбины, и с измерительным устройством, оцифровывающим сигнал от предварительного усилителя в виде контроллера, при этом дефект зацепления бандажных полок рабочих лопаток определяют по появлению сигнала от расцепленных бандажных полок рабочих лопаток, а величину расцепления бандажных полок лопаток L (мм) рассчитывают по формуле:A method is proposed for monitoring the integrity of the shroud shelves of a steam turbine blade apparatus, including installing an induction sensor over interlocked shroud shelves of steam blades of a steam turbine, connecting it with a pre-amplifier installed in the immediate vicinity of the sensor on the outer casing of the steam turbine, and with a measuring device, digitizing the signal from the pre-amplifier in the form of a controller, while the defect of meshing of the retaining shelves of the working blades is determined by the appearance NIJ signal decoupled from the shroud flanges of rotor blades, and the quantity of shroud flange disengaging blades L (mm) is calculated by the formula:
гдеWhere
Time - временной интервал, замеренный между импульсами разной полярности, вызванный наличием дефекта (сек);Time - the time interval measured between pulses of different polarity caused by the presence of a defect (sec);
Rpm - частота вращения ротора турбины с диагностируемыми лопатками (оборот/сек);Rpm is the rotational speed of the turbine rotor with diagnosed blades (revolution / sec);
D - диаметр диагностируемой ступени, измеренный по бандажным полкам (мм);D is the diameter of the diagnosed step, measured by the retaining shelves (mm);
Pi - число пи;Pi is the number of pi;
1 - единица;1 - unit;
далее полученное значение величины расцепления бандажных полок рабочих лопаток L сравнивают с длиной бандажной полки и определяют степень повреждения рабочей ступени.further, the obtained value of the disengagement of the retaining shelves of the working blades L is compared with the length of the retaining shelves and determine the degree of damage to the working stage.
Предложенный способ осуществляется посредством устройства, изображенного на фиг. 1.The proposed method is carried out by means of the device shown in FIG. one.
Изобретение иллюстрируется чертежами, где изображено:The invention is illustrated by drawings, which depict:
на фиг. 1 - общий вид устройства, иллюстрирующего предлагаемый способ;in FIG. 1 is a general view of a device illustrating the proposed method;
на фиг. 2 - взаимное расположение сцепленных и расцепленных бандажных полок;in FIG. 2 - the relative position of the coupled and disengaged retaining shelves;
на фиг. 3 - вид сигнала, генерируемого индукционным датчиком от сцепленных и расцепленных бандажных полок.in FIG. 3 is a view of a signal generated by an induction sensor from coupled and disengaged retaining shelves.
Устройство содержит индукционный датчик 1, установленный в диафрагму 2 паровой турбины таким образом, что его торцевая часть оказывается над бандажными полками 3 рабочих лопаток 4, и соединенный с предварительным усилителем 5, предназначенным для усиления аналогового сигнала от индукционного датчика 1. Предварительный усилитель 5 установлен на наружном корпусе турбины и соединен с измерительным устройством - контроллером 6 кабельной сетью 7 - по одному кабелю на предварительный усилитель. Контроллер 6 обрабатывает сигналы от предварительного усилителя 5 и регистрирует уровень и время прихода каждого импульса от бандажных полок 3, регистрируемых индукционным датчиком 1 при прохождении под ним бандажных полок 3 лопаток 4. Контроллер 6 обрабатывает данные от датчика 1, вычисляет уровень и длину зафиксированного дефекта бандажных полок 3, отображает получаемые значения выявленных дефектов на экране и информирует обслуживающий персонал.The device comprises an induction sensor 1 installed in the diaphragm 2 of the steam turbine so that its end part is above the
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
При отсутствии дефекта зацепления бандажных полок 3 под индукционным датчиком 1 вращается непрерывная лента, состоящая из сцепленных между собой бандажных полок 3 лопаток 4. Индукционный датчик 1 реагирует только на стыки между бандажными полками 3. Уровень сигнала тарируют на тарировочном стенде. При наличии повреждения бандажных полок 3, например выкрашивание зуба под действием центробежной силы, перо лопатки 4 разворачивается и происходит размыкание соседних бандажных полок 3 (Фиг. 2). При прохождении под датчиком 1 участка с разомкнутыми бандажными полками 3 генерируется сигнал, интенсивность которого значительно выше, чем при регистрации стыков бандажных полок 3 (Фиг. 3), интервал которого соответствует длине повреждения, и его определяют по формуле:In the absence of a defect in the engagement of the
гдеWhere
Time - временной интервал, замеренный между импульсами разной полярности, вызванный наличием дефекта (сек);Time - the time interval measured between pulses of different polarity caused by the presence of a defect (sec);
Rpm - частота вращения ротора турбины с диагностируемыми лопатками (оборот/сек);Rpm is the rotational speed of the turbine rotor with diagnosed blades (revolution / sec);
D - диаметр диагностируемой ступени по бандажным полкам (мм);D is the diameter of the diagnosed step on the retaining shelves (mm);
Pi - число пи;Pi is the number of pi;
1 - единица;1 - unit;
далее полученное значение величины расцепления бандажных полок рабочих лопаток L сравнивают с длиной бандажной полки и определяют степень повреждения рабочей ступени.further, the obtained value of the disengagement of the retaining shelves of the working blades L is compared with the length of the retaining shelves and determine the degree of damage to the working stage.
Величину поврежденного участка L определяем в зависимости от угла повреждения φ в угловых градусах, соответствующего участку с дефектом с расцепленными полками.The value of the damaged area L is determined depending on the angle of damage φ in angular degrees corresponding to the area with a defect with uncoupled shelves.
Угол φ зависит от величины временного интервала Time, соответствующего поврежденному участку.The angle φ depends on the size of the time interval Time corresponding to the damaged area.
Для определения угла φ составляется пропорция:To determine the angle φ, the proportion is made:
Таким образом, угол φ определяется по формуле:Thus, the angle φ is determined by the formula:
Для определения длины поврежденного участка L по определенному выше углу φ составляется пропорция:To determine the length of the damaged area L from the angle φ defined above, the proportion is made:
Таким образом, длина поврежденного участка L определяется по формуле:Thus, the length of the damaged area L is determined by the formula:
Подставляя в формулу, представленную выше, вместо угла φ зависимость угла от величины временного интервала, полученного по формуле:Substituting in the formula presented above, instead of the angle φ, the dependence of the angle on the value of the time interval obtained by the formula:
получаем формулу для определения величины расцепления бандажных полок рабочих лопаток L:we obtain a formula for determining the magnitude of the release of the retaining shelves of the working blades L:
гдеWhere
Time - временной интервал, замеренный между импульсами разной полярности, вызванный наличием дефекта (сек);Time - the time interval measured between pulses of different polarity caused by the presence of a defect (sec);
Rpm - частота вращения ротора турбины с диагностируемыми лопатками (оборот/сек);Rpm is the rotational speed of the turbine rotor with diagnosed blades (revolution / sec);
D - диаметр диагностируемой ступени, измеренный по бандажным полкам (мм);D is the diameter of the diagnosed step, measured by the retaining shelves (mm);
Pi - число пи;Pi is the number of pi;
1 - единица.1 - unit.
Цифра 1 в знаменателе формулы показывает остаток от сокращенного знаменателя при пересчете длины поврежденного участка L в зависимости от угла φ.The number 1 in the denominator of the formula shows the remainder of the abbreviated denominator when recalculating the length of the damaged section L depending on the angle φ.
Claims (1)
где
Time - временной интервал, замеренный между импульсами разной полярности, вызванный наличием дефекта;
Rpm - частота вращения ротора турбины с диагностируемыми лопатками;
D - диаметр диагностируемой ступени по бандажным полкам (мм);
Pi - число пи;
1 - единица;
далее полученное значение величины расцепления бандажных полок рабочих лопаток L сравнивают с длиной бандажной полки и определяют степень повреждения рабочей ступени. A method for controlling the integrity of the shroud shelves of a steam turbine blade apparatus, including installing an induction sensor over the interlocked shroud shelves of the steam turbine blades, connecting it with a pre-amplifier installed in the immediate vicinity of the sensor on the outer casing of the steam turbine, and with a measuring device that digitizes the signal from a pre-amplifier in the form of a controller, characterized in that the defect of meshing of the retaining shelves of the working blades is determined by the appearance of iju signal decoupled from the shroud flanges of rotor blades, wherein the magnitude of the disengaging shroud vane shelves L (mm) is calculated by the formula:
Where
Time - the time interval measured between pulses of different polarity caused by the presence of a defect;
Rpm is the rotational speed of the turbine rotor with diagnosed blades;
D is the diameter of the diagnosed step on the retaining shelves (mm);
Pi is the number of pi;
1 - unit;
Further, the obtained value of the disengagement of the retaining shelves of the working blades L is compared with the length of the retaining shelves and the degree of damage to the working stage is determined.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015118978/06A RU2591477C1 (en) | 2015-05-20 | 2015-05-20 | Method of controlling integrity of steam turbine blading platforms |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015118978/06A RU2591477C1 (en) | 2015-05-20 | 2015-05-20 | Method of controlling integrity of steam turbine blading platforms |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2591477C1 true RU2591477C1 (en) | 2016-07-20 |
Family
ID=56412484
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015118978/06A RU2591477C1 (en) | 2015-05-20 | 2015-05-20 | Method of controlling integrity of steam turbine blading platforms |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2591477C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2449508A1 (en) * | 1979-02-23 | 1980-09-19 | United Technologies Corp | PROCESS AND APPARATUS FOR REFINISHING THE AIR TIGHTNESS OF TURBINE BLADES |
| SU1714492A1 (en) * | 1989-11-21 | 1992-02-23 | Омский Институт Инженеров Железнодорожного Транспорта | Method of testing a product for defects |
| RU2143103C1 (en) * | 1996-12-15 | 1999-12-20 | Акционерное общество открытого типа "Ленинградский Металлический завод" | Gear measuring vibration amplitudes of shrouded blades of turbine by discrete-phase method |
| RU2334225C1 (en) * | 2006-12-18 | 2008-09-20 | Игорь Владимирович Ившин | Control method of product defectiveness |
-
2015
- 2015-05-20 RU RU2015118978/06A patent/RU2591477C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2449508A1 (en) * | 1979-02-23 | 1980-09-19 | United Technologies Corp | PROCESS AND APPARATUS FOR REFINISHING THE AIR TIGHTNESS OF TURBINE BLADES |
| SU1714492A1 (en) * | 1989-11-21 | 1992-02-23 | Омский Институт Инженеров Железнодорожного Транспорта | Method of testing a product for defects |
| RU2143103C1 (en) * | 1996-12-15 | 1999-12-20 | Акционерное общество открытого типа "Ленинградский Металлический завод" | Gear measuring vibration amplitudes of shrouded blades of turbine by discrete-phase method |
| RU2334225C1 (en) * | 2006-12-18 | 2008-09-20 | Игорь Владимирович Ившин | Control method of product defectiveness |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БОРИШАНСКИЙ К.Н. Колебания рабочих лопаток паровых турбин и меры борьбы с ними, Санкт-Петербрг, ART-XPRESS, 2011, 164-170. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10605783B2 (en) | System and method for progressive damage monitoring and failure event prediction in a composite structure | |
| US9739167B2 (en) | Method and system for monitoring rotating blade health | |
| Madhavan et al. | Vibration based damage detection of rotor blades in a gas turbine engine | |
| Rigosi et al. | Synchronous vibration parameters identification by tip timing measurements | |
| US7775107B2 (en) | Measuring rotor imbalance via blade clearance sensors | |
| JP2824523B2 (en) | Method and apparatus for measuring fatigue of vibrating member | |
| CN108827567B (en) | Blade vibration monitoring test device with continuously adjustable sensor installation angle | |
| EP3757696A1 (en) | Control of power generation system by visually monitoring valve during operation | |
| Mandache et al. | Aircraft engine blade tip monitoring using pulsed eddy current technology | |
| Vey et al. | Experimental and numerical investigations of a small research wind turbine | |
| EP3623788B1 (en) | Automated distress ranking system | |
| Krause et al. | Asynchronous response analysis of non-contact vibration measurements on compressor rotor blades | |
| CN105829983A (en) | Apparatus and method for detecting the current damaged state of a machine | |
| RU2591477C1 (en) | Method of controlling integrity of steam turbine blading platforms | |
| Jerzy et al. | Multimode tip-timing analysis of steam turbine rotor blades | |
| US20230160837A1 (en) | Method and device for inspecting hydro turbine runner | |
| Chana et al. | The use of eddy current sensor based blade tip timing for FOD detection | |
| Poozesh et al. | A multiple stereo-vision approach using three dimensional digital image correlation for utility-scale wind turbine blades | |
| Grądzki et al. | Rotor blades diagnosis method based on differences in phase shifts | |
| EP3757357A1 (en) | Control of power generation system by visually monitoring component during operation | |
| JPS6243538A (en) | Abnormality monitor for rotating part of rotary machine | |
| JP6283591B2 (en) | Automatic vibration diagnostic equipment for rotating machinery | |
| CN207571158U (en) | A kind of velocity-measuring system for rotary hearth furnace | |
| CN106226395B (en) | A kind of damage detection system and its detection method of elongate composite | |
| Grądzki et al. | Parametric and nonparametric diagnostic models for blades in the rotating machinery with environment elimination |