RU2702923C1 - Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата (варианты) - Google Patents
Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702923C1 RU2702923C1 RU2018118434A RU2018118434A RU2702923C1 RU 2702923 C1 RU2702923 C1 RU 2702923C1 RU 2018118434 A RU2018118434 A RU 2018118434A RU 2018118434 A RU2018118434 A RU 2018118434A RU 2702923 C1 RU2702923 C1 RU 2702923C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shaft
- unit
- torsional vibrations
- damage
- measured
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N19/00—Investigating materials by mechanical methods
- G01N19/08—Detecting presence of flaws or irregularities
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области неразрушающего контроля валов роторных машин, преимущественно турбоагрегатов электростанций, включающих турбину и электрический генератор. Для достижения поставленной цели на работающем роторном агрегате с помощью известных устройств измеряют параметр, характеризующий затухание гармоник собственных крутильных колебаний вала первой и/или второй и последующих форм колебаний, например коэффициент затухания, измеряют параметры режима работы агрегата, например активную мощность турбоагрегата электростанции, определяют эталонную зависимость коэффициента затухания от параметров режима работы роторного агрегата и судят о появлении повреждения вала и уровне повреждений по отклонению измеряемого значения коэффициента затухания собственных крутильных колебаний вала от эталонной зависимости. В другом варианте измеряют амплитуду гармоник собственных форм крутильных колебаний вала, определяют эталонную зависимость амплитуды собственных крутильных колебаний вала от параметров режима работы роторного агрегата и судят о появлении процессов в работе роторного агрегата, приводящих к повреждению вала, и уровне повреждений по отклонению измеряемого значения амплитуды собственных крутильных колебаний вала от эталонной зависимости. Технический результат заключается в обеспечении повышения эффективного обнаружения появления усталостных трещин вала на работающем роторном агрегате на начальном этапе их развития для предотвращения аварийного разрушения агрегата. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к области неразрушающего контроля валов роторных машин, преимущественно турбоагрегатов электростанций, включающих турбину и электрический генератор.
Работа роторных машин сопровождается накоплением повреждений вала в форме зарождения и роста трещин усталости, деградации свойств муфтовых соединений, износа посадочных соединений шеек валов от ударных процессов вала и других процессов.
Наиболее опасным дефектом, который может привести к разрушению роторного агрегат в целом, является дефект усталостной трещины вала. На турбоагрегатах электростанций этот дефект приводит к авариям с тяжелыми последствиями. Например, в журнале Теплоэнергетика, №5, 2004 (статья: Загретдинов И.Ш., Костюк А.Г., Трухний А.Д., Должанский П.Р. Разрушение турбоагрегата 300 МВт Каширской ГРЭС: причины, последствия и выводы.) описан случай практически полного разрушения турбоагрегата 300 МВТ (включая турбину, генератор и фундамент) вследствие образования и развития поперечной усталостной трещины в металле ротора турбогенератора.
Для предотвращения подобных аварий на электростанциях проводятся различные технические мероприятия по контролю технического состояния валов турбоагрегатов.
В соответствии с п. 4.4.26 РД 34.20.501-95 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» на работающем турбогенераторе измеряют вибрацию подшипников и останавливают турбоагрегат, если вибрация превышает заданные предельные значения. Однако, этот способ не достаточно чувствителен к появлению усталостных трещин. Например, перед разрушением турбоагрегата 300 МВт Каширской ГРЭС вибрация его подшипников не превышала технических норм.
Методические указания по оценке технического состояния турбоагрегатов, отработавших нормативный срок службы, М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2008, в п. 3.4 предлагают вести контроль металла ротора на наличие трещин магнитопорошковым методом и методом цветной дефектоскопии. Недостаток этих методов состоит в том, что они могут быть реализованы только во время ремонта турбоагрегата, то есть не обеспечивают обнаружение трещин в течение межремонтного периода эксплуатации. Кроме того, факт разрушения турбоагрегата 300 МВт Каширской ГРЭС непосредственно после капитального ремонта, спустя 11 суток после его завершения, указывает на недостаточную эффективность применяемых ремонтных методов контроля.
Имеется способ определения усталостного повреждения коленчатых валов по Патенту РФ №2337348. Здесь на испытательном стенде возбуждают свободные крутильные колебания вала и измеряют параметры, характеризующие эти свободные крутильные колебания, а именно частоту и скорость затухания свободных крутильных колебаний. Показано, что накопление усталостных повреждений до критического уровня, близкого к разрушению, приводит к изменению (снижению) частоты свободных колебаний на величину около 2%, в то время как время затухания колебаний снижается существенно в большей степени на 80-90%. Поэтому в качестве диагностического параметра выбирают скорость затухания свободных крутильных колебаний и судят об уровне повреждений по скорости затухания. Однако, указанный способ не дает достоверных результатов на работающем агрегате, так как измеренные здесь коэффициенты затухания гармоник собственных частот крутильных колебаний имеют слишком большой разброс, который, например, на работающем турбоагрегате электростанции достигает 40%.
Наиболее близок к заявляемому способ обнаружения усталостного повреждения вала турбоагрегата по Патенту РФ №2579639. Здесь на работающем турбоагрегате измеряют частоту крутильных колебаний вала и параметры режима работы турбоагрегата, определяют эталонную зависимость частоты крутильных колебаний вала от параметров режима работы турбоагрегата и судят о появлении усталостного повреждения вала и уровне повреждений по отклонению измеряемого значения частоты крутильных колебаний вала от эталонной зависимости.
Недостаток способа в том, что достоверность обнаружения начальных этапов усталостных повреждений вала снижена вследствие незначительного их влияния на частоту крутильных колебаний вала. Например, по экспериментальным оценкам (Бовсуновский А.П. Экспериментальное исследование многоцикловой усталости и демпфирующих свойств роторной стали Р2МА при кручении. Проблемы прочности. 2011. №4. С. 124-135) накопление усталостных повреждений до критического уровня, близкого к разрушению, приводит к изменению (снижению) частоты свободных колебаний на величину около 1%
Цель изобретения - обеспечение повышение эффективного обнаружения появления усталостных трещин вала на работающем роторном агрегате на начальном этапе их развития для предотвращения аварийного разрушения агрегата.
Для достижения поставленной цели на работающем роторном агрегате с помощью известных устройств измеряют параметр, характеризующий затухание гармоник собственных крутильных колебаний вала первой и/или второй и последующих форм собственных колебаний, например, коэффициент затухания, измеряют параметры режима работы агрегата, например, активную мощность турбоагрегата электростанции, определяют эталонную зависимость коэффициента затухания от параметров режима работы роторного агрегата и судят о появлении усталостного повреждения вала и уровне повреждений по отклонению измеряемого значения коэффициента затухания собственных крутильных колебаний вала от эталонной зависимости.
Результаты измерений параметров собственных крутильных колебаний вала турбоагрегата электростанции показали, что другой стабильной характеристикой, зависящей от параметров режима работы турбоагрегата, является амплитуда собственных крутильных колебаний вала. В то же время, эта амплитуда увеличивается при появлении процессов в работе роторного агрегата, приводящих к повреждению вала. Поэтому в другом варианте способа измеряют амплитуду гармоник собственных форм крутильных колебаний вала, определяют эталонную зависимость амплитуды собственных крутильных колебаний вала от параметров режима работы роторного агрегата и судят о появлении повреждения вала и уровне повреждения по отклонению измеряемого значения амплитуды собственных крутильных колебаний вала от эталонной зависимости.
На фиг. 1 показан фрагмент спектра крутильных колебаний вала турбоагрегата энергоблока 350 МВт, полученный с помощью прецизионной системы мониторинга крутильных колебаний вала, описанной в работе Назолина А.Л. «Предупреждение аварий и катастроф вращающегося оборудования критически и стратегически важных объектов техносферы (на примере мощных турбоагрегатов атомных и тепловых электростанций).» Научный доклад - М.: Издатель-РАН, 2017. - 40 с. Здесь по оси ординат указана амплитуда вариаций угла поворота вала δϕ в угл. сек., по оси абсцисс - частота ƒ вариаций угла поворота вала в Гц. По спектру определяется первая собственная частота крутильных колебаний вала ƒ1=19,304 Гц, вторая - ƒ2=29,692 Гц и третья - ƒ3=34,336 Гц. Амплитуда гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала первой А1=0,678'', второй - А2=0,074'' и третьей - А3=0,128'' форм колебаний. Ширина полосы гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала на уровне 0,707 от максимума первой Δƒ1=0,138 Гц, второй - Δƒ2=0,124 Гц и третьей - Δƒ3=0,168 Гц форм крутильных колебаний.
Первый способ осуществляется следующим образом. На работающем турбоагрегате, включающем в себя паровую турбину и турбогенератор, с помощью прецизионной системы контроля крутильных колебаний вала, упомянутой выше, измеряют по спектральной характеристике фиг. 1 коэффициенты затухания гармоник собственных частот крутильных колебаний вала и активную мощность турбогенератора Р по показаниям штатных приборов энергоблока.
Коэффициент затухания и ширина полосы гармоники собственной частоты связаны соотношением (см. книгу K. ZAVERI "Modal Analysis of Large Structures - Multiple Exciter Systems" Bruel&Kjxr ВТ 0001-12 на стр. 19 формула (15). Здесь Δω=2ζω0, где Δω=2πΔƒ и ζω0=β согласно формуле (15) на стр. 15)
где βi коэффициент затухания гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала i-ой формы, Δƒi - ширина полосы гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала i-ой формы на уровне 0,707 от максимума.
Определяют эталонную зависимость коэффициента затухания β1 от активной мощности генератора β1э=F(P). Продолжают периодическое или непрерывное измерение коэффициента затухания β1 и активной мощности генератора Р в течение эксплуатации энергоблока и определяют отклонение Δβ1, измеряемого коэффициента затухания β1, от эталонных значений по формуле
где: Δβ1 - отклонение коэффициента затухания первой собственной частоты крутильных колебаний вала от эталонного значения; β1э - эталонное значение коэффициента затухания β1, определяется по эталонной зависимости коэффициента затухания β1 от активной мощности генератора, установленной первоначально на исправном турбоагрегате; β1и - текущее значение коэффициента затухания β1, измеряемое в течение эксплуатации энергоблока.
Определяют появление повреждения вала турбоагрегата, если величина Δβ1 превышает пороговый уровень, определяемый погрешностью измерений.
Применение рассмотренного выше алгоритма обработки данных к результатам работы упомянутой выше прецизионной системы контроля крутильных колебаний вала обеспечивает погрешность измерения параметра Δβ1 на уровне 1% от эталонного значения, например, коэффициента затухания β1. Согласно данным Патента РФ №2337348 критическое значение параметра Δβ1, соответствующее разрушению вала, составляет 80-90%. Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет обнаруживать самые ранние стадии зарождения дефекта усталостного повреждения вала при объемах усталостного разрушения порядка 1% от критического уровня возможного разрушения. Что обеспечивает персоналу электростанции достаточное время для принятия и реализации решения о выводе генератора в ремонт в соответствии с действующим регламентом планового останова энергоблока без дефицита мощности в энергосистеме и аварийного разрушения турбоагрегата.
Второй способ осуществляется следующим образом. На работающем турбоагрегате, включающем в себя паровую турбину и турбогенератор, с помощью прецизионной системы контроля крутильных колебаний вала, упомянутой выше, измеряют по спектральной характеристике фиг. 1 амплитуды гармоник собственных частот крутильных колебаний вала и активную мощность турбогенератора Р по показаниям штатных приборов энергоблока. Определяют эталонную зависимость амплитуды А1 от активной мощности генератора А1э=F(P). Продолжают периодическое или непрерывное измерение амплитуды А1 и активной мощности генератора Р в течение эксплуатации энергоблока и определяют отклонение ΔА1, измеряемой амплитуды А1 от эталонных значений, по формуле
где: ΔА1 - отклонение амплитуды первой собственной частоты крутильных колебаний вала от эталонного значения; А1э - эталонное значение амплитуды А1, определяется по эталонной зависимости амплитуды А1 от активной мощности генератора, установленной первоначально на исправном турбоагрегате; А1и - текущее значение амплитуды A1, измеряемое в течение эксплуатации энергоблока.
Определяют появление повреждения вала турбоагрегата, если величина ΔА1 превышает пороговый уровень, определяемый погрешностью измерений.
Применение рассмотренного выше алгоритма обработки данных к результатам работы упомянутой выше прецизионной системы контроля крутильных колебаний вала обеспечивает погрешность измерения параметра Применение рассмотренного выше алгоритма обработки данных к результатам работы упомянутой выше прецизионной системы контроля крутильных колебаний вала обеспечивает погрешность измерения параметра ΔА1 на уровне 2-5% от эталонного значения, например, амплитуды А1, что позволяет контролировать отстройку собственных частот от частот вынужденных крутильных колебаний вала, регистрировать режимы, отличные от нормальной работы роторного агрегата, например, в следствие появление ударных процессов вала.
При обнаружении повреждения вала турбоагрегата по первому и/или второму способу в целях предупреждения аварийного разрушения энергоблока согласуют с диспетчером энергосистемы время вывода турбоагрегата в ремонт. В назначенное время диспетчер энергосистемы для обеспечения бесперебойного питания потребителей проводит замещение выводимой в ремонт мощности резервными мощностями энергосистемы, персонал электростанции выполняет разгрузку генератора и вывод его в ремонт в соответствии с установленным регламентом и должностными инструкциями, предотвращая тем самым аварийное разрушение энергоблока.
Claims (2)
1. Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата, в котором на работающем роторном агрегате измеряют значения параметра, характеризующего собственные крутильные колебания вала, измеряют параметры режима работы роторного агрегата, определяют эталонную зависимость параметра собственных крутильных колебаний вала от параметров режима работы турбоагрегата и судят о появлении повреждения вала и уровне повреждений по отклонению измеряемого значения параметра собственных крутильных колебаний вала от эталонной зависимости, отличающийся тем, что измеряют значение параметра, характеризующего затухание собственных крутильных колебаний вала.
2. Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата, в котором на работающем роторном агрегате измеряют значения параметра, характеризующего собственные крутильные колебания вала, измеряют параметры режима работы роторного агрегата, определяют эталонную зависимость параметра собственных крутильных колебаний вала от параметров режима работы турбоагрегата и судят о появлении повреждения вала и уровне повреждений по отклонению измеряемого значения параметра собственных крутильных колебаний вала от эталонной зависимости, отличающийся тем, что измеряют амплитуду собственных крутильных колебаний вала.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118434A RU2702923C1 (ru) | 2018-05-21 | 2018-05-21 | Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118434A RU2702923C1 (ru) | 2018-05-21 | 2018-05-21 | Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2702923C1 true RU2702923C1 (ru) | 2019-10-14 |
Family
ID=68280231
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018118434A RU2702923C1 (ru) | 2018-05-21 | 2018-05-21 | Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2702923C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2809309C1 (ru) * | 2023-03-09 | 2023-12-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ НИЖНИЙ НОВГОРОД" | Способ вибродиагностики технического состояния газоперекачивающего агрегата |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2236308C2 (ru) * | 2002-10-14 | 2004-09-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Сибирский химический комбинат" | Способ выявления дефектов (возмущений) в газовых центрифугах изотопно-разделительного каскада и система диагностики для его реализации |
| RU80012U1 (ru) * | 2008-07-08 | 2009-01-20 | Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Челябинский государственный агроинженерный университет" (ФГОУ ВПО ЧГАУ) | Устройство для контроля повреждений изделий |
| RU2579639C2 (ru) * | 2013-05-06 | 2016-04-10 | Андрей Николаевич Морозов | Способ обнаружения усталостного повреждения вала турбоагрегата |
-
2018
- 2018-05-21 RU RU2018118434A patent/RU2702923C1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2236308C2 (ru) * | 2002-10-14 | 2004-09-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Сибирский химический комбинат" | Способ выявления дефектов (возмущений) в газовых центрифугах изотопно-разделительного каскада и система диагностики для его реализации |
| RU80012U1 (ru) * | 2008-07-08 | 2009-01-20 | Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Челябинский государственный агроинженерный университет" (ФГОУ ВПО ЧГАУ) | Устройство для контроля повреждений изделий |
| RU2579639C2 (ru) * | 2013-05-06 | 2016-04-10 | Андрей Николаевич Морозов | Способ обнаружения усталостного повреждения вала турбоагрегата |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2809309C1 (ru) * | 2023-03-09 | 2023-12-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ НИЖНИЙ НОВГОРОД" | Способ вибродиагностики технического состояния газоперекачивающего агрегата |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2721514C1 (ru) | Способ оценки остаточного ресурса рабочего колеса гидротурбины на запроектных сроках эксплуатации | |
| Batzel et al. | Prognostic health management of aircraft power generators | |
| AU2008314694B2 (en) | Method for determining fatigue damage in a power train of a wind turbine | |
| CN112417733B (zh) | 超期服役水轮发电机组剩余寿命的综合评估方法 | |
| Weijtens et al. | Offshore wind turbine foundation monitoring, extrapolating fatigue measurements from fleet leaders to the entire wind farm | |
| CN109944809A (zh) | 一种诊断浆液循环泵故障的方法 | |
| Wang et al. | Torsional natural frequencies: measurement vs. prediction | |
| Moghadam et al. | Natural frequency estimation by using torsional response, and applications for wind turbine drivetrain fault diagnosis | |
| RU2702923C1 (ru) | Способ обнаружения повреждения вала роторного агрегата (варианты) | |
| CN104132806A (zh) | 一种识别汽轮发电机组转子裂纹故障的方法 | |
| Laws et al. | Periodic and continuous vibration monitoring for preventive/predictive maintenance of rotating machinery | |
| RU2579639C2 (ru) | Способ обнаружения усталостного повреждения вала турбоагрегата | |
| Bekchanov et al. | Method of prediction of vibration emissions and transition of the technical state of a centrifugal pumping unit | |
| Taleb et al. | Vibration analysis of rotating machines for an optimal preventive maintenance | |
| Sza´ sz et al. | Using torsional vibration spectra to monitor machinery rotor integrity | |
| Corcoran et al. | Preventing undetected train torsional oscillations | |
| Gopikuttan et al. | Maintenance Initiation Prediction Incorporating Vibrations and System Availability | |
| Standard | Axial and centrifugal compressors and expander-compressors for petroleum, chemical and gas industry services | |
| Bahrin et al. | Investigation of pump and motor healthiness based on vibration analysis at uthm biodiesel plant | |
| Georgievskaia | Vector Diagram: How to Get More Useful Information from Hydraulic Unit Monitoring. Eng 2022, 3, 196–206 | |
| Golebiowski et al. | Train torsional vibrations: monitoring system Based on model result | |
| Tan et al. | Diagnosis of faults in wind power generation systems | |
| Ma et al. | Structural health monitoring of wind turbine support structures: status and applications | |
| Chatterjee | Condition-based maintenance management: enhances reliability | |
| Sidorenkov et al. | Mathematical model for defining peak loads in hydraulic manipulator’s joints |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201110 Effective date: 20201110 |