Системы вибрационного мониторинга энергетического оборудования

Появление на рынке новых участников поставок штатных и мобильных систем вибрационного контроля турбоагрегатов и другого роторного оборудования ТЭС и АЭС создало серьезную конкурентную среду и заставило поставщиков расширять функциональные возможности своих измерительных средств.

Если для мобильных систем вибрационного контроля, предназначенных прежде всего для проведения вибрационных исследований оборудования, является естественным, кроме контроля нормируемой величины, в качестве которой в соответствии со стандартами чаще всего используется среднеквадратичное значение виброскорости, наличие таких функций, как регистрация скоростных, амплитудо-фазо-частотных характеристик, спектров и т.д., то в последнее время и в штатных системах контроля и защиты все чаще реализуются те же или аналогичные функции. При этом ряд указанных функций реализуется либо программно-аппаратным путем, если аппаратура контроля является цифровой и построена на основе современных компьютерных технологий, либо  аналоговая измерительная аппаратура оснащается компьютерными средствами, приспособленными для сбора и цифровой обработки результатов измерений. Все чаще и те и другие системы дополняются средствами представления результатов (средствами расширенного мониторинга) как в динамическом режиме (в темпе обновления информации), так и в статическом режиме (ретроспективном представлении информации).

К сожалению, системы вибрационного контроля, дополненные средствами мониторинга, представляются потребителям не как средства контроля, предназначенные для диагностики оборудования, а как системы вибрационного контроля и технической диагностики (СКТД). Казалось бы, незначительная разница в терминологии (средства или системы) очень принципиальна и является ключевой в проблеме создания систем технической диагностики (СТД), способных реализовывать цели диагностики [1], а именно:

1) обнаружение повреждений или дефектов на начальной стадии их развития; выявление конкретных дефектных узлов или деталей; определение и устранение причин, вызвавших дефект;

2) оценка допустимости и целесообразности дальнейшей эксплуатации оборудования с учетом прогнозирования  его технического состояния  при выявленных дефектах; оптимизация режимов эксплуатации, позволяющая безопасно эксплуатировать агрегат с выявленными дефектами до момента его вывода в плановый ремонт;

3) организация обслуживания и ремонта оборудования по техническому состоянию (вместо регламентного обслуживания и ремонта), обеспечение подготовки и выполнения качественных ремонтов.

Создание систем диагностики или даже просто использование расширенного мониторинга для диагностики любых объектов, а тем более таких сложных, как современные турбоагрегаты, требует не только умения измерять и представлять результаты измерений. Решение этой задачи требует глубоких знаний конструкции объекта, его интегральных свойств и свойств отдельных узлов и деталей, характера рабочих процессов, опыта эксплуатации и наладки и т.д. Кроме того, глубокую диагностику оборудования, как правило, не удается выполнить только на базе вибрационных параметров без регистрации других режимных и тепломеханических параметров, таких, например, как активная и реактивная нагрузки, расходы и параметры рабочего тела, тепловые абсолютные и относительные расширения и перемещения узлов и некоторых других параметров.

Если функции расширенного мониторинга, ориентированного на решение диагностических задач, как правило, понятны и определяются конкретным перечнем дефектов и их диагностических признаков, которые по обоснованному опытом или теоретическими предпосылками мнению разработчика систем диагностики позволяют выявить эти дефекты, то методика накопления и представления информации существенно различны. 

Методика накопления и объем хранящейся информации, способность постфактум восстанавливать информацию о характере протекания процесса, в частности об изменении вибрационных параметров, в значительной степени определяют возможности системы диагностики. Вообще вибрация это не тот параметр, о котором позволительно говорить как о среднем, максимальном или минимальном значении за час, смену или сутки. Может это и отражает некоторое интегральное состояние агрегата, необходимое для отчетной документации, но абсолютно недостаточно, а чаще просто недопустимо для диагностирования. С другой стороны, каждый замер вибрации дает индивидуальные значения, и это вызвано не только погрешностью измерений, но и нестационарностью вибрационных процессов. Поэтому методы накопления и хранения результатов контроля вибрации всегда являются характерной чертой той или иной СТД, поскольку разработчики ищут способы не потерять значимую информацию и одновременно избежать создания слишком громоздких баз данных, не позволяющих оперативно обрабатывать и представлять информацию.

В СТД нового поколения [1, 2], прошедших успешную опытно-промышленную эксплуатацию на Кировской ТЭЦ-5 и Ижевской ТЭЦ-2, а затем реализованных на блоках К-800-240 Сургутской ГРЭС-2, мы впервые в своей практике применили принцип опорного параметра, по значению или изменению которого выполняется операция записи информации в базу данных. Таким обобщенным опорным параметром принят результат штатного контроля вибрации агрегата, а именно среднеквадратичные значения виброскорости опор. Точность регистрации значений опорного параметра определяется апертурой, которая учитывает погрешность измерения СКЗ и характерную нестабильность вибрации турбоагрегата. Предполагается, что если в процессе штатного контроля вибрации нет изменений, превышающих апертуру, то нет возникновения новых и развития существующих дефектов.

Таким образом, выявление изменений в вибрационном состоянии и, следовательно, выявление дефектов предлагается осуществлять на основе контроля только эффективной вибрации (СКЗ виброскорости), а конкретное определение характера дефекта (диагностирование) - на основе подробной информации о текущих вибрационных сигналах.   Периодичность обновления значений эффективной вибрации по всем точкам контроля должна быть не более 1 с. При этом полная информация о параметрах вибрации, таких как реализация (осциллограмма сигнала вибрации), спектр, амплитуды и фазовые углы гармонических составляющих и др., обрабатывается ежесекундно и может быть представлена в виде динамических графиков. Но только изменения эффективной вибрации опор по любой точке контроля на величину, превышающую указанную апертуру, рассматриваются как события, требующие регистрации в базе данных всей информации, необходимой для полного описания спектра вибрации в диапазоне регистрируемых частот, фазовых характеристик гармоник, тепломеханических параметров, основных режимных параметров и т.д., что мы называем срезом информации. При отсутствии же указанных изменений вибрации опор, аналогичная информация (срез информации) сохраняется в базе данных только с периодичностью 3 часа. Это позволяет без существенных потерь информации минимизировать базу данных.

Указанная система хранения данных обеспечивает ведение долговременного непрерывного архива всех контролируемых параметров в виде, необходимом для работы в режиме ретроспективного анализа или постоперативной диагностики.

Следует отметить, что первые образцы описанной системы расширенного мониторинга и соответствующее программное обеспечение (ПО) были разработаны в УГТУ-УПИ в середине 90-х годов и прошли успешную апробацию на уже вышеуказанных электростанциях Кировэнерго и Удмуртэнерго. На Сургутской ГРЭС-2 в качестве базового программного обеспечения была использована информационная система «ДЕЛЬТА/8», разработанная специалистами НТЦ "Комплексные системы" (Челябинск), и модернизированная для осуществления диагностического мониторинга. Программное обеспечение включает в себя:

-   системное ПО (операционные системы для сервера и рабочих станций, средства работы с базой данных);

-   специализированное ПО.

В основу анализа положен принцип интерактивного диалога, выполненного в стиле графического интерфейса. Первоначально пользователю предоставляется набор мнемосхем оборудования с текущими значениями опорного параметра, т.е. со среднеквадратическими значениями вибрации для всех каналов. Пользователь может прямо с мнемосхемы назначить набор параметров для каждого графического окна. Если выбрано динамическое окно, то в нем отображается информация от текущего момента на указанную временную глубину. Если выбрано статическое окно, то в нем отображается информация за весь выбранный период. После визуальной оценки ситуации  и выбора временного интервала для более подробного анализа при помощи встроенных средств управления можно изменять масштаб представления информации,  осуществлять спектральный анализ вибрации в любой момент времени в выбранном интервале, связывать вибрационные параметры с режимными параметрами и т. д.  Указанные манипуляции можно проводить неоднократно. 

Описанная система мониторинга позволяет решать практически все задачи диагностики оборудования. Вместе с системами мониторинга опционально могут поставляться системы, расширяющие функциональность базовых программных средств мониторинга, такие как оперативная вибрационная диагностика, постоперативная вибрационная диагностика, формирование отчетов в среде MSExcel, web-мониторинг удаленных объектов.

 Литература:

1.     Урьев Е.В., Агапитова Ю.Н. Проблемы создания систем технической диагностики турбин // Теплоэнергетика.  2001.  №11

2.     Концепция и реализация систем технической диагностики энергетического оборудования / Е.В. Урьев, Ю.Н. Агапитова, А.К. Сбитнев, С.Ю. Евдокимов // Проблемы вибрации и диагностики оборудования электростанций: Сборник докладов. М.: ВТИ, 2001.

 Авторы статьи: Ю.Н. Агапитова, А.А. Ивановский, В.В. Кравчук, Е.В. Урьев

ВНИМАНИЕ: Данная информация получена путем сканирования, цифровой обработки физических носителей или обмена с неравнодушными пользователями. Она не имеет отметок грифа секретности и тайны, если вы считаете, что эта информация нарушает Ваши авторские или другие права. Незамедлительно сообщите администратору для удаления ее из портала.