Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Национальный Исследовательский Университет

Московский Энергетический Институт

Кафедра АСУ ТП

Реферат

по курсу «Техническая диагностика»

Вибрационная диагностика на ТЭС. Постоперативная диагностика

Группа: ТФ-06м-11

Студент: Ставцев М.А

Закирьянов Л.И

Преподаватель: Мухин В.С

Москва

2015

Оглавление

• Введение
• Вибрационная диагностика на ТЭЦ. Постоперативная диагностика
• Вывод
• Список источников


Введение

Техническая диагностика - отрасль научно-технических знаний, сущность которой составляют теория, методы и средства поиска и обнаружения дефектов технических объектов. Перед тем, как приступить непосредственно к обсуждению проблем создания систем технической диагностики турбоагрегатов, хотелось бы высказать некоторые общие соображения о назначении и задачах технической диагностики.

Основное назначение технической диагностики состоит в повышении надежности объектов на этапе их эксплуатации. Это иногда вызывает возражение, поскольку многие считают, что надежность есть свойство самого агрегата. Однако вспомним, что и коэффициент готовности и коэффициент технического использования - два основных комплексных показателя надежности - зависят от затрат времени на ремонт в связи с отказами, а последний еще и от затрат времени на планируемый ремонт. Поэтому, если методами технической диагностики удается выявить возникновение дефекта и прогнозировать его развитие, то это позволяет не только сократить количество отказов, но и устранять имеющиеся дефекты во время плановых обслуживаний и ремонтов, сократить объемы и сроки ремонтных работ за счет их правильного планирования и организации.

Конечно, техническая диагностика позволяет выявить и устранить, а часто и предотвратить, производственный брак, возникающий на этапах изготовления и монтажа или в процессе ремонта. Однако дефекты такого рода проще контролировать прямыми методами в процессе производства этих работ и не допускать их, а не констатировать их постфактум.

Все вышесказанное позволяет сформулировать следующие основные цели технической диагностики, определяющие экономическую эффективность диагностики:

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.

электроцентраль вибрационный диагностика

Вибрационная диагностика на ТЭЦ. Постоперативная диагностика

Применение вибродиагностики на ТЭЦ:

- Вибродиагностика турбоагрегатов тепловых электростанций различной мощности (включая 800 МВт) с приведением их к нормативно-техническим требованиям.

- Вибродиагностика тепловых расширений турбин.

- Вибродиагностика деформаций цилиндров низкого давления (ЦНД) паровых турбин, определение аномалий, вызывающих вибрации на подшипниках ЦНД.

- Диагностика "кручения" ригелей фундаментов турбин.

- Определение маневренных характеристик агрегата, улучшение режимов пусков и остановов.

- Вибрационная диагностика турбоагрегатов (валопроводы, роторы турбин, опоры, фундаменты, роторы и статоры генераторов).

- Динамическая балансировка валопроводов в собственных подшипниках и отдельных роторов на балансировочных станках с устранением сложных форм неуравновешенности.

- Проведение сложных вибрационных исследований с применением модального анализа статорных систем (статоры турбоагрегатов, гидроагрегатов, сосудов, поверхностей нагрева и трубных систем). [2]

Одна из основных проблем эксплуатации оборудования на ТЭЦ ДВФО - изношенное до критического состояния и выработавшее свой ресурс оборудование. Эксплуатация оборудования в текущем состоянии приводит к частым поломкам. При этом невозможность замены оборудования вследствие нехватки денег приводит к дополнительным затратам направленные на устранение аварий, возникших в результате эксплуатации критически изношенного оборудования. Выход из строя оборудования заставляет эксплуатировать параллельно работающее оборудование на пределе мощности. Эксплуатация оборудования на более высоких режимах увеличивает вероятность выхода его из строя. Вследствие вышесказанного можно сделать вывод о значительном увеличении числа поломок и удорожании стоимости эксплуатации оборудования и как следствие повышение тарифов тепло- и электроснабжения. Значительно снизить затраты на ремонт оборудования может своевременный ремонт. Снижение сроков работы оборудования между ремонтами вносит дополнительные затраты не внося при этом видимого эффекта. При этом эксплуатация энергетического оборудования при повышенных уровнях вибрации ухудшает эксплуатационные и экономические показатели турбин.

Оптимальным выходом из сложившейся ситуации является диагностика работы оборудования по результатам вибродиагностики. В настоящее время разработано и принято большое количество стандартов регламентирующих и обязывающих проведение вибрационной диагностики оборудования ТЭЦ, например: ГОСТ Р 53564-2009 Контроль состояния и диагностика машин. Мониторинг состояния оборудования опасных производств. ИСО 5348, Вибрация и удар - Оценка состояния машин по результатам измерения вибрации вращающихся валов - Часть 2: Крупные стационарные паровые турбины и генераторымощьностью свыше 50 МВти номинальной скоростью 1500, 1800, 3000 об/мин. ИСО 10816-4 Вибрация - Оценка состояния машин по результатам измерения вибрации на невращающихся частях - Часть 4: Установки с приводом от газовых турбин за исключением авиационныхГОСТ 30576-98 Вибрация. Насосы центробежные питательные тепловых электростанций. Нормы вибрации и общие требования к проведению измерений и др. Вышеозначенные стандарты регулируют порядок проведения, допустимые нормы вибраций и другие действия, необходимые для проведения вибрационной диагностики. Однако при этом руководство ТЭЦ с неохотой идет на установку вибродиагностирующей аппаратуры.

Останавливающим фактором по внедрению вибродиагностики на ТЭЦ являются высокая стоимость, а также сложность монтажа и обслуживания оборудования.для ТЭЦ средней мощности требуется более 1000 различных датчиков и большое количество измерительного, регистрирующего и анализирующего оборудования. Стандарты описывают предельный уровень вибрации по амплитуде, например виброскорости или виброускорения. Данный параметр говорит о наличии неисправности которая в дальнейшем может привести к серьезной поломке оборудования, при этом не указывая на причину и место возникновения этой неисправности. С помощью визуального контроля зачастую не удается также определить вид неисправности, и оборудование продолжает использоваться при повышенных уровнях вибрации, что приводит к серьезной его поломке и длительному выходу из строя.

Определение причины повышения уровня вибрации занимает более длительное время и требует большее количество знаний о вибрационной диагностике и более сложной и чувствительной аппаратуры. Наиболее просты в диагностике неисправности электродвигатели, роторы, насосы, турбины, компрессоры и другие механизмы с вращающимися частями. Основные неисправности таких машин - поломка опор или прогиб вала. Так вибрационный контроль позволяет выявить и месторасположение неисправной опоры, и вид дефекта (трещина сепаратора или дефект ролика или др.) С помощью вибрационной диагностики возможно определение степень накопления повреждений многоцикловой усталости лопаток турбомашин, смещение лопаток микротурбин.

Наиболее сложна, но технически воспроизводима, диагностика поломок не вращающихся частей агрегатов, например котлов или парогенераторов. В данном случае зарождение трещин возникающих в результате неравномерного или излишнего перегрева возможно на основе виброакустического анализа (с более широким частотным диапазонам регистрируемых волн), позволяющего производить локацию (определение местоположения) и идентификацию (определение вида и размера трещин) различных конструкций.

Основным преимуществом вибрационной диагностики является возможность определения состояния оборудования без вывода его из строя. При этом основным сдерживающим фактором является отсутствие программного обеспечения для диагностики поломок оборудования. Программное обеспечение должно создаваться для каждого узла индивидуально исходя из особенностей его конструкции. Данная задача является сложной и наукоемкой, однако при этом дает неоспоримый экономический и социальный эффект.

Применение вибродиагностических систем позволяет определять неисправности паровых турбин, применяемых в системе электроснабжения, в начальной стадии их развития, осуществлять постоянный вибрационный контроль за развитием неисправностей, проводить профилактику неисправностей, определять оптимальные сроки проведения профилактических работ и устранять возможные аварийные ситуации на ТЭЦ. [1]

В настоящее время, используя весь ранее накопленный опыт создания и внедрения СТД, нами обоснована концепция дальнейшего развития системы вибрационного контроля и диагностики, созданы ее прототипы. В процессе разработки новой концепции особое внимание было обращено на решение следующих проблем:

1. Оптимизация алгоритмов, структуры и качества аппаратных средств, используемых при решении задач виброконтроля, сигнализации, сбора информации и оперативной диагностики.

2. Создание специализированной, рациональной базы данных, позволяющей без значительных потерь сохранять информацию при длительном процессе ее накопления и удобную для дальнейшей обработки и визуализации результатов.

3. Совершенствование методов постоперативной диагностики.

В СТД нового поколения мы впервые в своей практике применили принцип опорного параметра. Таким обобщенным опорным параметром являются результаты штатного контроля вибрации агрегата, например среднеквадратичные значения виброскорости опор. Предполагается, что если в процессе штатного контроля вибрации нет изменений, превышающих погрешность измерения и характерную нестабильность вибрации турбоагрегата, то нет возникновения новых и развития существующих дефектов.

При отсутствии указанных изменений вибрации, полная информация о параметрах вибрации (спектр, фазовые углы и т. д.) обрабатывается и сохраняется в базе данных с периодом 2 - 3 часа. Изменения вибрации, превышающие указанную величину, 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. Это позволяет без существенных потерь информации минимизировать базу данных. Одновременно на сервере сети формируется архив данных, необходимый для работы в режиме постоперативной диагностики.

Таким образом, выявление изменений в вибрационном состоянии и, следовательно, выявление дефектов предлагается осуществлять на основе контроля только эффективной вибрации, а конкретное определение характера дефекта (диагностирование) - на основе подробной информации о текущих вибрационных сигналах. Периодичность опроса эффективной вибрации по всем точкам контроля должна быть не менее 1с.

Система оперативной диагностики опирается на текущее вибрационное состояние и анализ изменений в вибрационном состоянии на глубину трех суток. Экспертная система детерминированного типа предназначена для оперативного анализа состояния агрегата, выработки решения о возможных причинах изменений и рекомендаций по действию оперативного персонала. Система отрабатывает ситуации, при которых эффективная вибрация не только превышает соответствующие уставки, но и наблюдаются скачки вибрации, тренд или нестабильность вибрации, изменение спектрального состава или фазовых характеристик вибрации без превышения уставок. При наличии АСУ блока, информация о текущем вибрационном состоянии, изменениях, которые происходили в течение последних трех суток и их возможных причинах (диагнозы), а также рекомендации оперативному персоналу выдаются на мониторы АСУ в стандартном виде или оформляются в виде специального диагностического окна.

Система ретроспективного анализа вибрационного состояния турбомашин предназначена для просмотра и анализа архива вибрационного состояния турбоагрегата, формируемого СТД на сервере компьютерной сети.

Система устанавливается на любой ЭВМ, имеющей доступ по сети к файлам архива. Архив состоит из отдельных файлов, что позволяет структурировать хранимую информацию по времени, например по месяцам или кварталам. Идеология структурирования информации не навязывается пользователю, и может быть разработана им в соответствии со своими вкусами и задачами.

Система ретроспективного анализа вибрационного состояния выполнена в виде виртуального прибора. В основу работы виртуального прибора, предназначенного для просмотра архивной информации, положен принцип интерактивного диалога, выполненного в стиле графического интерфейса. Первоначально пользователю предоставляется информация о среднеквадратических значениях вибрации для всех каналов 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, выполнять прокрутку, наложение данных, полученных в разные моменты времени, спектральный анализ вибрации, связывать вибрационные параметры с режимными и т. д. Указанные манипуляции можно проводить неоднократно.

Концепция постоперативной диагностики, как и в более ранних наших системах, предусматривает использование вероятностной экспертной системы, основанной на теореме Байеса. Для этого разработана обновленная оболочка экспертной диалоговой системы вероятностного типа с применением принципов нечеткой логики и обоснована структура базы знаний и методика ее наполнения, позволяющие экономно использовать ресурсы ЭВМ и оптимизировать процесс диагностирования оборудования. Экспертная система полностью открыта для пользователя и может в дальнейшем им самим совершенствоваться и развиваться.

В свою очередь, постоперативная система диагностики разделяется на диагностику исходного состояния и эксплуатационную диагностику. Первая позволяет выявить дефекты монтажа и ремонта агрегатов и дает объективную оценку качества выполнения этих работ. На основе этого создается модель исходного состояния агрегата, относительно которой оцениваются изменения в состоянии агрегата в процессе эксплуатации. Вторая позволяет определить дефекты, возникающие и развивающиеся в процессе эксплуатации, оценить степень опасности развития дефектов, прогнозировать темп их развития, выработать рекомендации по мероприятиям, позволяющим устранить дефекты или снизить скорость их развития. При этом предусмотрено использование не только пассивных, но и активных (тестовых) методов диагностирования.

Вывод

Предложенные выше структура СТД и способы ее реализации позволяют создавать комплексные системы диагностики оборудования ТЭС, построенные на единой методологической, аппаратной и системно-программной базе.

В заключение хотелось бы отметить один момент, являющийся ключевым в проблеме создания СТД, способных решать поставленные задачи: создание систем диагностики для любых объектов, а тем более таких сложных, как современные турбоагрегаты, требует не только умения измерять и представлять результаты измерений, но и глубоких знаний конструкции объекта, его интегральных свойств, свойств отдельных узлов и деталей, характера рабочих процессов, опыта эксплуатации и наладки.

Список источников

1. Биргер И.А. Техническая диагностика. -М.: Машиностроение, 1972. -238 с.

2. Аракелян Э.К. Особенности выбора структуры общестанционной автоматизированной системы комплексной диагностики. //Теплоэнергетика. -1994. -N10. -С. 19-22.

3. http://www.diamech.ru

4. http://www.vibrobit.ru

5. Диагностика тепломеханического состояния паровых турбин /В.К.Литвинов, Л.И. Мороз, В.А. Маляренко, А.И. Смирный //Труды ЦКТИ .-1989 .-N 257. -С. 77-85.

Размещено на Allbest.ru