Совершенствование программного обеспечения системы вибромониторинга паровых турбин

Шарифуллин В.Н.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ СИСТЕМЫ ВИБРОМОНИТОРИНГА ПАРОВЫХ ТУРБИН

Предложена классификация программного обеспечения системы вибромониторинга турбоустановок по признаку усложнения решаемых задач контроля и диагностики неполадок и сформулированы основные принципы поэтапного совершенствования программ. Проведены корреляционный и спектральный анализы низкочастотной составляющей вибраций подшипника паровой турбины. Выделение составляющих вибраций определенного частотного диапазона предложено осуществлять за счет выбора времени дискретизации временного ряда.

Ключевые слова: вибромониторинг турбины, контроль и диагностика, программное обеспечение, корреляционный и спектральный анализы.

В последнее время возрастают требования к вибромониторингу турбоагрегатов электрических станций. Важной составной частью системы вибромониторинга является ее программное обеспечение, включая математическое и алгоритмическое обеспечения. Существующие в настоящее время системы вибромониторинга турбоустановок выполняют в основном функции контроля. В то же время наибольший эффект от системы вибромониторинга можно получить за счет раннего обнаружения и диагностики неполадок. На рынке программного обеспечения предлагается широкий спектр программ вибромониторинга с различными возможностями, однако они предназначены для решения разных задач, что не стыкуются между собой, сравнительно дороги и не адаптированы к конкретному оборудованию. В связи с этим возникает потребность как в систематизации существующего программного обеспечения вибромониторинга, так и определении основных направлений их развития. В настоящей работе предлагаются, с одной стороны, вариант классификации программного обеспечения вибромониторинга турбин, а с другой стороны - соответствующая методика обработки вибросигнала, предшествующая разработке методов диагностики неполадок турбоустановок.

Методам мониторинга и диагностики неполадок турбомеханического оборудования посвящено ряд работ [1-4]. К наиболее часто возникающим неполадкам турбоагрегатов относят 1) начальные дисбалансы роторов; 2) постоянную или временную деформацию ротора; 3) расцентровки турбины-генератора; 4) ослабление крепления опорных узлов; 5) заклинивание зубьев гибкой муфты; 6) трение в подшипниках; 7) турбулизацию масла в

подшипниках; 8) разрушение баббита вкладышей; 9) увеличенные зазоры ротор-подшипник; 10) недостаточный натяг подшипника и т.д. Основным измеряемым параметром, используемым в системах вибромониторинга турбоустановок, является виброскорость, поскольку она, в отличие от вибросмещения и виброускорения, является наиболее устойчивым параметром, не зависящим от частоты вращения и вибрации механизма.

Основываясь на анализе существующего опыта в данной работе предлагается следующая классификация программного обеспечения вибромониторинга. В основу систематизации программного обеспечения можно положить последовательное усложнение решаемых системой задач от простого контроля до ранней диагностики неполадок турбоагрегата. Оно должно формироваться по модульному принципу, последовательно наращиваясь по мере накопления знаний о вибрационных характеристиках турбин и усложнения решаемых задач. Предлагаемую классификацию можно также рассматривать как последовательность этапов совершенствования программного обеспечения вибромониторинга. В качестве операционной среды программного обеспечения можно использовать 8СЛБЛ-программы либо такие прикладные пакеты, как ЬаЬ\1ем. Иерархическая структура программного обеспечения мониторинга и диагностики неполадок турбоагрегата представлена в таблице 1.

Таблица 1. Иерархическая структура информационного обеспечения мониторинга и диагностики неполадок турбоагрегата

Уровни развития Основная цель Информационная база Решаемые задачи

1-ый уровень Местный контроль предельных значений вибраций устройства Местные временные виброграммы 1. Тренд вибраций по времени 2. Контроль вибраций устройства по превышению

2-ой уровень Контроль вибраций элементов устройства Местные частотные спектры виброграмм по диапазонам частот Контроль по превышению вибраций отдельных элементов устройства

3-ий уровень Диагностика неполадок устройства Местные взаимные временные и частотные функции Диагностика неполадок устройства в зависимости от режимных параметров

4-ый уровень Системная диагностика неполадок турбоагрегата Частотные функции всего агрегата Установление основной неполадки турбоагрегата

Основная цель системы вибромониторинга первого уровня - аварийная защита оборудования, а цель программного обеспечения - извлечь максимум полезной информации из временных виброграмм. К основным задачам, решаемым на первом этапе, можно отнести: 1) статистическую

обработку временного ряда; 2) определение и сигнализация отклонений вибрационных параметров от нормируемых значений; 3) косвенные измерения вибрационных характеристик (вибросмещения, ускорения и скорости); 4) сглаживание временного ряда; 5) определение тренда вибраций.

Второй уровень системы вибромониторинга помимо аварийной защиты имеет целью контроль за состоянием оборудования. Программное обеспечение второго уровня базируется на методах расчета частотных спектров, автокорреляционных функций и спектральных плотностей (энергетических спектров). Анализ виброграмм основан на том, что вибрации, создаваемые механизмом, содержат большое число дискретных частот, некоторые из которых могут быть связаны непосредственно динамическим действием отдельных элементов внутри механизма. Для удобства анализа частотный диапазон вибраций разбивается на поддиапазоны, например до 1, 50, 100, 125, 200, 250, 500 Гц. Это дает возможность обнаружения дефектов путем сравнения пиков вибраций при собственных частотах элементов устройства с исправным его состоянием [5].

Следует также отметить, что на низких частотах турбина колеблется как единое целое. На средних же частотах машина колеблется уже не как единое целое. Отличительной особенностью вибрации на средних частотах является наличие большого числа собственных форм колебаний не только целой машины, но и отдельных их узлов. В области высоких частот вибрация приобретает волновой характер. Основные силы, действующие в области высоких частот, - это силы трения и микроудары в подшипниках качения, возбуждающие не гармонические колебания, а случайные составляющие вибрации.

На третьем этапе совершенствования системы вибромониторинга она дополняется задачами диагностики неполадок. Для этого ее информационная база расширяется за счет зависимостей вибрации с другими технологическими параметрами (температурой, давлением пара и масла, составом смазки, числом оборотов турбины, электрическими параметрами генератора и т.д.). Программное обеспечение третьего уровня, помимо частотного анализа, базируется на методах анализа взаимокорреляцион-ных функций и взаимоспектральных плотностей и дополняется также словарем диагностических признаков неполадок. Это позволяет увеличить надежность прогноза и диагностики неполадок [6].

Система вибромониторинга и диагностики четвертого уровня и ее программное обеспечение имеют основной целью автоматическую диаг-

ностику неполадок. Она должна входить в единую систему защиты, мониторинга и автоматического управления турбоагрегата и имеет целью поддержание вибрационных характеристик турбины на заданном уровне. Программное обеспечение базируется на математических методах распознавания образов. В будущем оно должно строится на математической модели динамического взаимодействия разных узлов и устройств турбоагрегата. Это позволит учесть взаимодействие между ними и установить наиболее слабый узел системы. Однако таких работ в литературе почти не встречается.

На сегодняшний день в практике вибромониторинга реализованы в основном программные обеспечения первого и второго уровней. Математическая обработка вибраций в них чаще всего ограничена сравнительными операциями во временной области и частотным анализом. В то же время, более широкое применение специальных математических методов обработки измерительной информации должно улучшить качество диагностики.

Для примера рассмотрим систему вибромониторинга паровой турбины теплоэлектростанции в установившемся режиме ее работы. Существующая система выполняет функцию защиты турбины от вибрации при превышении виброскорости двух смежных подшипников свыше 11,2 мм/сек, а свыше 7,1 мм/сек срабатывает предупреждающая сигнализация. Предусмотрен также расчет частотного спектра вибраций, однако диагностика неполадок в какой-либо форме отсутствует.

На рис.1 приведен отрезок временной кривой вертикальной виброскорости для одного из подшипников турбины. По своей форме и существу графики изменения виброскорости представляют собой некоторый случайный процесс, поэтому для их анализа можно применять все методы теории случайных процессов [7]. С учетом этого временной ряд виброскорости турбины был представлен суммой трех составляющих: тренда £г(£), полигармонических колебаний с(£) и случайной компоненты /? (£):

х

К тренду относят плавно изменяющуюся компоненту, отражающую влияние долговременных факторов. Наиболее четко тренд отражается прямолинейной зависимостью. С помощью прикладной программы Labview были рассчитаны тренды вибраций подшипника в течение трех последовательных суток (рис. 1). Результаты анализов по тренду говорят о

наличие существенной нестационарности режима работы турбины или его колебательности в масштабах указанного периода. Для установления конкретных причин неисправности и выдачи сообщений необходимо доработать систему диагностическими картами.

Рис. 1. Тренды виброскорости подшипника турбины в течение трех последовательных суток

После удаления из графика виброскорости линии тренда можно анализировать основную составляющую вибраций - полигармоническую.

с

где А - амплитуда; а - частота; ф - сдвиг по фазе гармоник вибраций.

Анализировать колебания во временной форме весьма сложно, поэтому их необходимо предварительно разложить на компоненты разной частоты, то есть провести спектральный анализ. Для этого в большинстве случаев на практике используется только преобразование Фурье [7]. Опыт обработки случайных процессов говорит о том, что более глубокую информацию о временном ряде и его частотных компонентах можно получить с помощью автокорреляционной функции Я(г) и спектральной плотности 8(а)\

где Т- период наблюдения; т - время задержки; ю - частота; х(1), х$+ т) -центрированные значения виброскорости.

Автокорреляционная функция указывает на постоянную составляющую ряда, наличие биений и т.п., а спектральная плотность более четко, чем обычный частотный спектр, выделяет гармонические составляющие. Следует отметить, что для учета всех частот вибраций паровой турбины временные ряды должны быть получены с временем дискретизации порядка 0.004 секунды. Для выделения компонент среднего и низкого диапазона частот можно время дискретизации временного ряда увеличивать.

Для паровых турбин особый интерес представляют низкочастотные компоненты вибраций турбины [8]. В работе получены автокорреляционные функции и спектральные плотности временных рядов, представленных на рис. 1 в частотном диапазоне до 10Гц (рис. 2-3).

енемиая развертка Тренд (аппроксимация) | Стационарный вид Корреляционная функция Частотный спектр Спектральная г

Рис. 2. Автокорреляционные функции виброскорости подшипника турбины для трех

последовательных суток

Рис. 3. Спектральные плотности виброскорости подшипника для трех последовательных суток

Результаты анализа указывают на наличие нескольких низкочастотных гармоник в вибрации подшипника турбины, что и является диагностическим признаком конкретного вида дефекта. Типовой спектр вибрации характеризуется, как правило, большим количеством гармонических составляющих в области низких частот. По мере увеличения частоты гармонических составляющих становится меньше, они практически отсутствуют в области высоких частот, где, в основном, определяющими являются случайные составляющие вибрации.

После удаления из исходного временного ряда тренда и гармоник останется только случайная составляющая в3(1). В настоящее время анализ этой составляющей практически не проводится, хотя известно [1-2], что именно она отражает зарождающиеся неисправности. Анализируя энергетический спектр случайной составляющей в разные моменты времени можно обнаружить появление новой гармоники и соответствующей неисправности. К сожалению, продемонстрировать это в данной работе не удалось.

Для установления взаимосвязи между вибрацией х и параметрами режима у удобно пользоваться взаимокорреляционной функцией Яху(т) и взаимоспектральной плотностью Бху(а).

ПХу(?) = ^!о Т*(0у(* + т)й£;

Т

5*уОО = /_гЯ*у

Для примера нами рассчитана приближенная корреляционная функция взаимосвязи вибраций с температурой подшипника (рис. 4).

Рис. 4. Нормированная корреляционная функция взаимосвязи вибраций с температурой подшипника

Из полученного графика следует, что вибрации подшипника зависят от его температуры.

Еще одной задачей, которая решается программным обеспечением первого уровня, является косвенное измерение вибрационных характеристик. Многие системы вибромониторинга турбин построены только на информации о виброскорости, получаемой с достаточно надежных датчиков и приборов. Однако для диагностики неисправностей турбины важно знать не только виброскорости, но и вибросмещения. Действительно, даже при невысоких скоростях вибрации вибросмещения могут быть достаточно большими. Измерители вибросмещений (например, приборы ИП-6) имеют много нареканий за недостаточные точность и надежность. В то же время измерения виброскорости х можно использовать для расчета вибросмещения Если считать вибрацию неограниченным движением, то связь между этими параметрами выражается следующей зависимостью:

y = S-S0 = J*xdt,

где t - текущее время, y - отклонения от начального состояния, S0 - начальное вибросмещение (для центрированной кривой процесса S0=0).

Процесс преобразования скорости в смещение, а также ускорения в скорость эквивалентен математической операции интегрирования. Преобразование смещения в скорость или скорости в ускорение осуществляется с помощью дифференцирования. Сегодня эти операции можно проводить с помощью программ и легко переходить от одних параметров измерения к другим. Однако следует добавить, что дифференцирование приводит к росту шумовой составляющей сигнала и алгоритм преобразования резко усложняется.

При расчете виброотклонения по формуле (3) необходимо учитывать два очень важных обстоятельства. Во-первых, непосредственное преобразование измеряемой виброскорости, представленной на рис.1, в вибросмещение оказывается невозможным. Причина в том, что график виброскорости находится в положительной полуплоскости, хотя очевидно, что скорость вибраций не может быть всегда положительной. По сути дела график виброскорости является смещенным в положительную область. Привести виброскорость к натуральному виду можно, если вычесть из виброграммы линию тренда, и только после этого пользоваться формулой (3). Во-вторых, вибрация - это фактически ограниченное движение. Точность расчета вибросмещения будет тем выше, чем меньше время дискретизации. В работе опробована формула (5) для разных времен дискретизации временного ряда. Расчет виброотклонений по графику рисунка 1 дает абсолютные значения вибросмещения до 5-7 мм, что явно является ошибкой. Если же время дискретизации уменьшить до 0.1 секунды, то вибросмещения падают до 10-20 мкм. Лучшие результаты можно получить интегрируя аналоговый сигнал измерения.

Таким образом, в работе на конкретном примере продемонстрирована методика корреляционного и спектрального анализов вибраций, позволяющая усилить контроль состояния оборудования.

Источники

1. Максимов В.П., Степанов А.В. Вибрационная диагностика флаттера рабочих лопаток осевых компрессоров // Контроль. Диагностика. 2010. № 9. С. 33-38.

2. Барков А.В., Баркова Н.А., Азовцев А.Ю. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации. СПб.: Изд. центр СПбГМТУ, 2000, 256 с.

3. Барков А.В. Диагностика и прогнозирование технического состояния подшипников качения по сигналу вибрации // Судостроение. 1985. № 3. С. 21-23..

4. Губанов В.Ф. Применение вибродиагностики для обеспечения качества отделочно-упрочняющей обработки ответственных деталей//Контроль. Диагностика. 2010. № 5. С. 57-60.

5. . Химмельблау Д. Обнаружение и диагностика неполадок в химических и нефтехимических процессах. Л.: Химия, 1983. 352 с.

6. Шарифуллин В.Н. Основы математического моделирования и оптимизации технологических процессов: учеб. пособие. Казань: КГЭУ, 2008. 118 с.

7. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. М.: Высш. шк., 2005. 487 с.

8. Хакимов Х.Ф., Салахутдинов Р.Р. Вибрационная надежность турбоагрегатов // Энергетика Татарстана. 2007. № 1. С. 124-126.

Зарегистрирована 17.02.2011 г.