СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЯ ВАЛА РОТОРНОГО АГРЕГАТА (ВАРИАНТЫ)
METHOD OF ROTOR UNIT SHAFT DAMAGE DETECTION (EMBODIMENTS)

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.
1
2
3
1
2
3
1
2
3
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 ƒ=19,304 Гц, вторая - ƒ=29,692 Гц и третья - ƒ=34,336 Гц. Амплитуда гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала первой А=0,678'', второй - А=0,074'' и третьей - А=0,128'' форм колебаний. Ширина полосы гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала на уровне 0,707 от максимума первой Δƒ=0,138 Гц, второй - Δƒ=0,124 Гц и третьей - Δƒ=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.
0
0
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=2ζω, где Δω=2πΔƒ и ζω=β согласно формуле (15) на стр. 15)
i
i
где β коэффициент затухания гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала i-ой формы, Δƒ - ширина полосы гармоники собственной частоты крутильных колебаний вала i-ой формы на уровне 0,707 от максимума.
1
1э
1
1
1
Определяют эталонную зависимость коэффициента затухания β от активной мощности генератора β=F(P). Продолжают периодическое или непрерывное измерение коэффициента затухания β и активной мощности генератора Р в течение эксплуатации энергоблока и определяют отклонение Δβ, измеряемого коэффициента затухания β, от эталонных значений по формуле
1
1э
1
1
1и
1
где: Δβ - отклонение коэффициента затухания первой собственной частоты крутильных колебаний вала от эталонного значения; β - эталонное значение коэффициента затухания β, определяется по эталонной зависимости коэффициента затухания β от активной мощности генератора, установленной первоначально на исправном турбоагрегате; β - текущее значение коэффициента затухания β, измеряемое в течение эксплуатации энергоблока.
1
Определяют появление повреждения вала турбоагрегата, если величина Δβ превышает пороговый уровень, определяемый погрешностью измерений.
1
1
1
Применение рассмотренного выше алгоритма обработки данных к результатам работы упомянутой выше прецизионной системы контроля крутильных колебаний вала обеспечивает погрешность измерения параметра Δβ на уровне 1% от эталонного значения, например, коэффициента затухания β. Согласно данным Патента РФ №2337348 критическое значение параметра Δβ, 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.
1
1э
1
1
1
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 А от активной мощности генератора А=F(P). Продолжают периодическое или непрерывное измерение амплитуды А и активной мощности генератора Р в течение эксплуатации энергоблока и определяют отклонение ΔА, измеряемой амплитуды А от эталонных значений, по формуле
1
1э
1
1
1и
1
где: ΔА - отклонение амплитуды первой собственной частоты крутильных колебаний вала от эталонного значения; А - эталонное значение амплитуды А, определяется по эталонной зависимости амплитуды А от активной мощности генератора, установленной первоначально на исправном турбоагрегате; А - текущее значение амплитуды A, измеряемое в течение эксплуатации энергоблока.
1
Определяют появление повреждения вала турбоагрегата, если величина ΔА превышает пороговый уровень, определяемый погрешностью измерений.
1
1
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 ΔА на уровне 2-5% от эталонного значения, например, амплитуды А, 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.