СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Российский патент 1995 года по МПК F15B19/00 G01M15/00 

Изобретение относится к энергомашиностроению и может быть использовано в системах диагностики турбин и других энергетических машин.

Известно техническое решение, в котором для диагностики используется нагрузочная характеристика сервомотора, которая сравнивается с эталонной.

Сравнивается с эталонной внутренняя характеристика звена "сервомотор" (внешней называем связь между внешними координатами, т.е. общими с соседними звеньями; для сервомотора это - его ход и управляющий им сигнал; другие характеристики - внутренние). Поэтому многие нарушения остаются незафиксированными - поломки в обратной связи, заедание золотника и пр. Поэтому же невозможно во всех случаях определить, в каком именно звене системы возникло нарушение.

Наиболее близким к изобретению является способ управления и диагностики звена "турбина", принятый за прототип, в котором измеряются ускорение ротора (дифференцированием скорости вращения), мощность генератора, суммированием этих величин определяется мощность турбин. Для диагностики производится регистрация полученного сигнала мощности турбины во времени. Анализ этого сигнала позволяет установить вид неисправности в работе турбины.

Однако работа с полученной таким образом информацией очень трудоемка, требует привлечения специалистов высокой квалификации, ее автоматизация практически невозможна.

Цель изобретения - повышение надежности энергоснабжения за счет повышения качества диагностики.

Это достигается тем, что в способе диагностики паровой турбины, подключенной к электрогенератору, заключающемся в том, что измеряют ускорение ротора и мощность генератора, определяют мощность турбины по мощности генератора и ускорению ротора и определяют техническое состояние турбины, измеряют давление пара в отсеках, дополнительно определяют мощность турбины по давлению пара в ее отсеках, определяют разность значений мощностей, полученных по мощности генератора, ускорению ротора и по давлениям пара в отсеках, дифференцируют полученную разность для получения динамического отклонения, определяют статическое отклонение и техническое состояние турбины по указанным отклонениям, а по изменениям этих отклонений во времени судят о виде неисправности турбины: по отрицательному статическому отклонению - повышенные потери мощности, по периодическим динамическим отклонениям с частотой вращения - задевания (в том числе о воду), с собственной частотой турбины - крутильные колебания, с другой частотой - автоколебания в проточной части турбины, а по ударным (пиковым) динамическим отклонениям - попадание посторонних предметов в проточную часть, при сбросах нагрузки по положительным динамическом и статическом отклонениям - подвод пара от постороннего источника в турбину, по положительному статическому и положительному, затем отрицательному динамическому - наличие воды в турбине и сообщающихся с ней полостях.

Предлагаемый способ существенно отличается от аналога и прототипа, поскольку определяется разность мощностей турбины, полученных разными способами: по мощности генератора и ускорению ротора; по давлениям пара перед отсеками. Все дальнейшие действия также отличаются.

Предлагаемый способ можно рассматривать как непрерывную проверку соответствия внешних координат характеристикам (оператору) звена. Очень важно, что аналогичная диагностика может быть выполнена и для всех остальных звеньев системы. Под системой здесь можно понимать систему регулирования турбины, энергоблок, электростанцию, единую энергосистему (ЕЭС) СССР, ЕЭС СЭВ, ЕЭС вместе с ответственными потребителями и т.п. Записи и сигналы звеньев при достаточной абстракции идентичны и наглядно отражают как последовательность, так и "вклад" каждого звена в развитие сложной аварии при нарушения.

На чертеже показано устройство, реализующее предлагаемый способ.

Датчик 1 скорости через дифференциатор 2 подключен к сумматору 3, к другому входу которого подключен датчик 4 мощности генератора. Датчики 5 и 6 давления перед отсеками турбины подключены к сумматору 7. Сумматоры 3 и 7 подключены к блоку 8 сравнения. За ним включено инерционное (апериодическое) звено 9, за звеньями (8 и 9) - блок 10 сравнения, за звеньями (9 и 10) - логические блоки 11 и 12, за ними буферная память 13, к которой подключены часы 14, далее следует печатающее устройство 15.

Согласно предлагаемому способу измеряются ускорение ротора дифференцированием сигнала датчика 1 скорости, полученный сигнал складывают с сигналом датчика 4 мощности генератора на сумматоре 3, на выходе которого получают сигнал мощности турбины. Давления в отсеках турбин измеряют датчиками 5 и 6, складывают сумматором 7, на выходе которого получают второй сигнал мощности турбины. Затем оба сигнала по мощности турбины - с сумматоров 3 и 7 - сравнивают в блоке 8 сравнения, на выходе которого получают сигнал отклонения. Далее этот сигнал пропускают через инерционное звено 9 для получения статического отклонения, а динамическое отклонение получают вычитанием из отклонения статического отклонения на блоке 10 сравнения.

При нормальной работе турбины (даже если в соседнем звене авария) отклонения близки к нуля, и если установить достаточный порог, они его не превышают. При нарушении отклонения превышают порог, причем при медленном развитии нарушения преобладает статическое, при быстром - сначала динамическое отклонение. Чтобы для последующего анализа записать изменение отклонения во времени, записывается текущее время при прохождении отклонениями не только порога, но ряда значений, например, кратных порогу (обычная запись с заданным интервалом по времени не годится, так как время развития разных нарушений, частоты сопутствующих колебаний отличаются друг от друга на много порядков).

Пусть, например, величина порога соответствует первому десятичному знаку, остальной ряд - из кратных значений. Тогда при изменении первого десятичного знака статического или динамического отклонения логический блок 11 или 12 дает команду на запоминание в буферной памяти 3 сигнала часов 14 и пр. Содержимое буферной памяти выводится на печатающее устройство 15.

Таким образом, получаем не только сигнал о нарушении в звене "турбина", но и запись развития отклонения во времени. При полной системе звеньев по этим скупым записям можно восстановить все сигналы датчика.

Примеры конкретных нарушений.

Попадание постороннего предмета в проточную часть турбины. Удар об этот предмет вызывает резкое торможение, т.е. отрицательное ускорение, при этом мощность генератора, а тем более давление перед отсеками турбины, сначала еще не успевает измениться. Тогда сигнал на сумматоре 3 уменьшается, а на сумматоре 7 - еще нет, возникает разность на блоке 8 сравнения (отклонение), звено 9 инерционно, следовательно, появляется разность на блоке 10 сравнения (динамическое отклонение), и далее как описано выше.

Повышенные потери мощности, занос солями. Здесь мощность генератора уменьшается при тех же давлениях перед отсеками, небаланс и будет отклонением. Обычно потери нарастают постепенно, динамического отклонения практически нет, только статическое.

Задевания. При регулярных задеваниях преобладают вынужденные колебания, имеющие в случае одного задевания за оборот оборотную частоту. При определении мощностей турбины амплитуда одной из составляющих (ускорения ротора) много выше остальных, поэтому равенства мощностей нет, имеем отклонение оборотной частоты. Эта частота всегда, кроме краткого момента толчка, выше частоты среза фильтра, выделяющего статическую составляющую. Поэтому амплитуда последней близка к нулю, а амплитуда динамической составляющей - к амплитуде отклонения. Все сказанное относится как к задеваниям о воду, так и к задеваниям о металл.

Прочие крутильные колебания. При крутильных колебаниях, не вызванных регулярными задеваниями, преобладают собственные колебания. Собственные частоты тоже высоки, поэтому все сказанное о задеваниях (кроме первой фазы и с заменой "оборотная" на "собственная") справедливо и здесь. По развитию колебаний можно определить и причину, их вызвавшую: самовозбуждение (приведшее к тяжелым авариям в США); короткие замыкания; несинхронные и неполнофазные включения; включения близких ЛЭП; внезапные отключения генератора; механические удары.

Автоколебания в проточной части. Равенства мощностей опять нет - на этот раз больше амплитуда мощности, определяемой по давлениям в отсеках.

В основном встречаются авторезонанс и неустойчивость потока. Первые можно отличить по существованию основной частоты, "привязанной" к собственной частоте колебательного звена. Вычисляя собственные частоты, обычно можно определить, какого именно звена.

Сбросы нагрузки. Происходит по разным причинам: срабатывание тепловой защиты (ККР); сигнал на электрогидравлическом входе (ЭЧСР); асинхронный ход (ГС); повышение частоты в системе или после развала в ее части (ГС); потеря напорного давления (СП, ККР); разрыв трубы управляющей линии (ККР, СП); заедание золотника (ККР или СП); разрыв главного паропровода (ПП).

Этот список можно продолжить, поэтому рассматриваем только простейший пример: сброс из-за внезапного отключения генератора (следующие абзацы справедливы для любых сбросов). Отклонение после сброса равно нулю, поскольку место сброшенной электрической мощности замещает ускорение, которое исчезает одновременно с давлениями пара перед отсеками. Это правильно: нарушение не в турбине, а в другом звене ("генератор - сеть").

При других сбросах отклонения также нуль, если нарушение в другом звене. Выше в скобках за каждой причиной указана абревиатура звена (сегодняюшей системы), где записывается отклонение:
ККР - колонка и коробка регулирования; ЭЧСР - электрическая часть системы регулирования; ГС - генератор - сеть; СП - сервомоторы и перераспределение; ПП - паропровод-парогенератор.

Но, если в это время происходит задевание или крутильные колебания, оказывается вода в проточной части, подвод от постороннего источника, иные нарушения в звене "турбина" - немедленно возникает отклонение.

Последние два нарушения.

После сброса нагрузки возникает подвод пара от постороннего источника. Такой грозящий разгром ротора режим бывает, например, если общий коллектор для бесперебойности запитан от нескольких турбин, а сброс происходит на турбине, где на отборе в коллектор не поставлен или не закрылся обратный клапан. После закрытия клапана давления перед отсеками почти исчезают, тогда как мощность исчезает не полностью, возникает отклонение, динамическое отклонение и затем - статическое. Если пар от постороннего источника попадает не в турбину, а перед ней, как и при зависании, неплотном закрытии клапанов, то отклонения не будет, поскольку давления тоже не исчезают полностью. Это правильно - такое нарушение уже относится не к "турбине", а к СП. При сбросе с отключением от сети при большом подводе растут обороты, тогда будет дополнительное отклонение и в звене ГС.

Наличие воды в турбине при сбросе. Сначала, как и в предыдущем случае, мощность генератора в сумме с ускорением сбрасывается меньше, чем давления перед отсеками, возникает отклонение, динамическое отклонение, затем статическое. По мере испарения и охлаждения воды отклонение уменьшается, динамическое отклонение меняет знак. После полного испарения все отклонения исчезают.

Использование: энергомашиностроение, системы диагностики турбин и других энергетических машин. Сущность изобретения: определяют разность значений мощностей, полученных по мощности генератора, ускорению ротора и по давлениям пара в отсеках турбины. По статическому и динамическому отклонениям зтой разности определяют техническое состояние турбины. 1 ил.

СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ, подключенный к электрогенератору, заключающийся в том, что измеряют ускорение ротора и мощность генератора, определяют мощность турбины по мощности генератора и ускорению ротора и техническое состояние турбины, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, измеряют давление пара в отсеках, дополнительно определяют мощность турбины по давлению пара в ее отсеках, определяют разность значений мощностей, полученных по мощности генератора, ускорению ротора и по давлениям пара в отсеках, дифференцируют полученную разность для получения динамического отклонения, определяют статическое отклонение и техническое состояние турбины по указанным отклонениям, а по изменениям этих отклонений во времени судят о виде неисправности турбины: по отрицательному статическому отклонению - повышенные потери и мощности, по периодическим динамическим отклонениям с частотой вращения - задевания (в том числе о воду), с собственной частотой турбины - крутильные колебания, с другой частотой - автоколебания в проточной части турбины, а по ударным (пиковым) динамическим отклонениям - попадание посторонних предметов в проточную часть, при сбросах нагрузки по положительным динамическом и статическом отклонениям - подвод пара от постороннего источника в турбину, по положительному статическому и положительному, затем отрицательному динамическому - наличие воды в турбине и сообщающихся с ней полостях.