Режим работы:
ПН-ПТ: 9:00-18:00
Телефон:
8(8453) 32-00-05
E-mail:
office@viks.su
Режим работы:
ПН-ПТ: 9:00-18:00
Телефон:
8(8453) 32-00-05
E-mail:
office@viks.su
Метод лазерной диагностики динамической формы ротора гидрогенератора
Т.Н.Круглова
И.В.Ярошенко
М.А.Мельников
Н.Н. Работалов
И.В.Ярошенко
М.А.Мельников
Н.Н. Работалов
1 Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск
2 ООО «Диагностические комплексы и системы (ДИАКС)», г. Москва
3 ООО "Высоковольтные измерительные комплексы и системы" (ООО "ВИКС") г. Балаково
Аннотация: Предложен метод лазерной диагностики динамической формы ротора гидрогенератора для измерения биения вала с определением траектории оси вращения вала, позволяющий проводить прямые измерения геометрии быстро движущейся поверхности ротора гидроагрегата в реальном времени с высокой точностью без внесения изменений в конструкцию генератора.
Ключевые слова: лазерная диагностика, биение вала, гидрогенератор, триангулярный датчик, траектория оси вращения, геометрия поверхности ротора.
Динамический зазор между статором и вращающимся ротором является важнейшим параметром, определяющим безопасность режима работы агрегата в целом [1]. Изменение динамического зазора между статором и ротором возникает под действием различных гидравлических, механических и электрических сил. Отклонение от нормы величины зазора свидетельствует о децентрированности ротора на валу, соединяющего ротор и турбину, об износе механической части гидроагрегата или об опасном режиме работы гидроагрегата [2].
На сегодняшний день ведется активный поиск технологий измерения динамического зазора между статором и ротором работающего агрегата. Емкостные и индукционные методы имеют в своей основе ряд целый погрешностей, борьба с которыми приводит к значительному усложнению конструкции и проблемам с надежностью измерений [3].
При ремонте агрегата в статическом положении производится замер формы ротора и статора с помощью механических индикаторов и щупов.
Таким образом, оценивают и прогнозируют величину динамического зазора агрегата в работе. Недостатками такого подхода являются низкая достоверность оценки, высокие требования к квалификации персонала, необходимость остановки гидроагрегата для процедуры контроля. Такое положение дел существует на подавляющем большинстве энергогенерирующих предприятий России и ближайшего зарубежья [4,5]. Предлагаемый метод относится к классу новых лазерных технологий, повышающих степень надежности и безопасности работы гидрогенераторов электростанций и позволяющих осуществлять бесконтактное дистанционное измерения координат ротора нагруженного работающего гидроагрегата на основе принципа триангуляции [6].
Преимущество разработанного измерительного устройства заключается в возможности быстрых и точных дистанционных измерений через узкий протяженный канал и использовании одного объектива для излучения лазерного луча и приема отраженного света, не требующих изменения конструкции измеряемых машин.
Для измерения геометрии вращающегося объекта (ротора) лазерный датчик закрепляют неподвижно в вентиляционный канал сердечника статора генератора (то есть направляют к поверхности ротора по нормали (рис.1)).
2 ООО «Диагностические комплексы и системы (ДИАКС)», г. Москва
3 ООО "Высоковольтные измерительные комплексы и системы" (ООО "ВИКС") г. Балаково
Аннотация: Предложен метод лазерной диагностики динамической формы ротора гидрогенератора для измерения биения вала с определением траектории оси вращения вала, позволяющий проводить прямые измерения геометрии быстро движущейся поверхности ротора гидроагрегата в реальном времени с высокой точностью без внесения изменений в конструкцию генератора.
Ключевые слова: лазерная диагностика, биение вала, гидрогенератор, триангулярный датчик, траектория оси вращения, геометрия поверхности ротора.
Динамический зазор между статором и вращающимся ротором является важнейшим параметром, определяющим безопасность режима работы агрегата в целом [1]. Изменение динамического зазора между статором и ротором возникает под действием различных гидравлических, механических и электрических сил. Отклонение от нормы величины зазора свидетельствует о децентрированности ротора на валу, соединяющего ротор и турбину, об износе механической части гидроагрегата или об опасном режиме работы гидроагрегата [2].
На сегодняшний день ведется активный поиск технологий измерения динамического зазора между статором и ротором работающего агрегата. Емкостные и индукционные методы имеют в своей основе ряд целый погрешностей, борьба с которыми приводит к значительному усложнению конструкции и проблемам с надежностью измерений [3].
При ремонте агрегата в статическом положении производится замер формы ротора и статора с помощью механических индикаторов и щупов.
Таким образом, оценивают и прогнозируют величину динамического зазора агрегата в работе. Недостатками такого подхода являются низкая достоверность оценки, высокие требования к квалификации персонала, необходимость остановки гидроагрегата для процедуры контроля. Такое положение дел существует на подавляющем большинстве энергогенерирующих предприятий России и ближайшего зарубежья [4,5]. Предлагаемый метод относится к классу новых лазерных технологий, повышающих степень надежности и безопасности работы гидрогенераторов электростанций и позволяющих осуществлять бесконтактное дистанционное измерения координат ротора нагруженного работающего гидроагрегата на основе принципа триангуляции [6].
Преимущество разработанного измерительного устройства заключается в возможности быстрых и точных дистанционных измерений через узкий протяженный канал и использовании одного объектива для излучения лазерного луча и приема отраженного света, не требующих изменения конструкции измеряемых машин.
Для измерения геометрии вращающегося объекта (ротора) лазерный датчик закрепляют неподвижно в вентиляционный канал сердечника статора генератора (то есть направляют к поверхности ротора по нормали (рис.1)).
Рис.1 - Схема установки лазерного датчика динамического контроля формы ротора
Лазерный излучатель создает световую метку на поверхности объекта. Изображение световой метки проецируется на линейный КМОП -фотоприемник. При изменении расстояния от датчика до объекта происходит перемещение изображения световой метки в плоскости фотоприемника.
Микропроцессор производит вычисление координат изображения. По координатам изображения точки определяется расстояние до объекта (рис.2).
Микропроцессор производит вычисление координат изображения. По координатам изображения точки определяется расстояние до объекта (рис.2).
Рис.2 - Принцип измерения лазерного датчика
Для реализации осреднения используется сигнал с отметчика, представляющего собой оптический модуль, генерирующий синхросигнал, привязанный к начальной фазе вращения ротора.
Предложенный метод лазерной диагностики динамической формы ротора гидрогенератора реализован в составе лазерной системы для динамического контроля геометрии ротора гидрогенератора и опробован на гидрогенераторах типа СВ-1477/142-104. Получен профиль поверхности ротора генератора в реальном времени без математического пересчета параметров, напрямую в микрометрах. Результаты измерений динамической формы ротора при работе гидрогенератора приведены на рис.3 в полярных координатах (отклонение от среднего значения в мм). Сравнение полученной динамической формы ротора со статической (замер вручную на остановленном гидроагрегате) приведено на рис.4.
Методика измерения данными датчиками включает в себя измерение динамической формы ротора в двух поясах, расположенных напротив верней и нижней части ротора. Эти измерения позволяют построить траектории движения ротора в этих двух плоскостях и при их совмещении сделать вывод об изломе линии «генератор – турбина».
Сравнение измерений динамической формы ротора в двух поясах, снятых с каждой сегментной части статора гидроагрегата дает представление о ходе самих сегментов статора.
С помощью данной системы также возможно быстро и с высокой точностью провести измерение статической формы статора для оценки воздушного зазора [4], закрепив датчики на определенный полюс ротора в двух положениях по высоте и проворачивая ротор.
Как правило, величины биений вала измеряются либо механическими индикаторами, либо бесконтактными индукционными датчиками [7-10]. По опыту эксплуатации гидроагрегатов результаты измерений этими двумя способами могут существенно отличаться из-за заложенных в основе погрешностей.
Обычно величина биения вала замеряется механическими индикаторами, которые устанавливаются на неподвижных опорах (брусьях, балках и пр.), а штифт упирается в вал агрегата. Измерение биения вала вертикального гидроагрегата производится у всех направляющих подшипников (турбинного, верхнего и нижнего генераторного) в двух вертикальных плоскостях, расположенных под углом 90о друг к другу. Для непрерывного контроля биений вала в процессе эксплуатации обычно применяются бесконтактные индукционные датчики. Оценка погрешности приведена в [6].
Предложенный лазерный бесконтактный способ измерения боя вала реализован в составе лазерной системы для контроля боя вала и опробован на гидрогенераторах типа ВГСМ 1525/135-120 УХЛ4. Полученные данные боя вала в районе генераторного и турбинного подшипников при различных режимах работы гидроагрегата приведены на рис.5
Предлагаемая бесконтактная система контроля боя вала на основе 2-х лазерных триангуляционных датчиков положения, расположенных в одной плоскости под углом 90°., со встроенной микропроцессорной системой управления, позволяет не только контролировать величину боя вала гидроагрегата, но и построить траекторию передвижения оси вала.
Предложен метод лазерной диагностики динамической формы ротора гидроагрегата для измерения боя вала с определением траектории оси вращения вала с использованием лазерных триангуляционных датчиков, позволяющих проводить прямые измерения геометрии быстро движущейся поверхности ротора гидроагрегата через узкий протяженный
вентиляционный канал пакета активной стали сердечника статора в реальном времени с высокой точностью без вмешательства в конструкцию генератора.
Благодаря лазерным триангуляционным датчикам положения со встроенной микропроцессорной системой управления, расположенных в одной плоскости под углом 90°, имеется возможность не только измерения боя вала гидроагрегата, но и траектории перемещения оси вала.
Опытные образцы опробованы на действующих гидроагрегатах, испытания показали применимость и эффективность использования созданной технологии в условиях мощных полей, создаваемых высоковольтным оборудованием.
Литература
1. Ярошенко И.В. математическая модель и метод классификации технического состояния высоковольтных мехатронных модулей // Инженерный вестник Дона, 2014, №2 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n2y2014/2330
2. Е.А. Абидова. Применение опорной маски спектра сигнала электродвигателя арматуры для диагностирования неисправностей // Инженерный вестник Дона, 2009, №1 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n1y2009/110
3. Скворцов О.Б., Трунин Е.С «Синхронный динамический анализ формы ротора и магнитного поля для генераторов ГЭС и ГАЭС» URL: pennwell.websds.net/2013/Moscow/rp-hvr/papers/T3S6O5-paper-ru.pdf
4. СТО РУСГИДРО 70238424.27.140.001-2011. «Гидроэлектростанции, методика оценки технического состояния основного оборудования». Москва 2011. – 45 c.
5. ЛевицкийА.С., НовикА.И. Оценка погрешности измерения емкостными датчиками биений валов электрических машин. − Киев: ISSN 0204-3599. Техн. електродинамiка. 2010. №4. – С. 66-70
6. Куликов Д.В., Миледин В.Г. и другие. ФГУБН «Институт теплофизики им. Кутателадзе СО РАН» «Метод лазерной диагностики динамической формы вращающихся объектов». // Современные проблемы науки и образования. 2013. №2. – С. 12-19.
7. IEEE Std 1434-2000 "Trial Use Guide t o the Measurement of Partial Discharges in Rotating Machinery" – 2000, №8. 64 р.
8. Ю.П. Аксенов, В.И. Завидей, Р.Я. Захаркин, А.В. Мухортов (ДИАКС, концерн «РОСЭНЕРГОАТОМ», Москва). Контроль разрядных явлений в активной части электрических машин. // Инженерная физика, 2003, №3. – С.37-44.
9. Y.P. Aksenov, G.Noe, I.Arces. Maintenance's Experience of "Double Coordinates Locations Technologies" for turbine generator is on-line Sparking and PD-site location // CWIEME-2003. – Germany, BerlIN, JUNE 17-19, 2003. – pp. 18- 34
10. РД ЭО 018700 Методические рекомендации по диагностике изоляции статорных обмоток вращающихся машин классов напряжения 3,15-24 кВ по характеристикам частичных разрядов, принятых для концерна «Росэнергоатом». М. МРФ по АЭ. 1999 г. – 48 c.
References
1. Jaroshenko I.V. Inženernyj vestnik Dona (Rus), 2014, №2 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n2y2014/2330
2. Abidova E.A. Inženernyj vestnik Dona (Rus), 2009, №1 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n1y2009/110
3. STO RUSGIDRO 70238424.27.140.001-2011. Gidrojelektrostancii, metodika ocenki tehnicheskogo sostojanija osnovnogo oborudovanija. [Hydroelectric power plants, methods for assessing the technical condition of the main equipment] Moskva 2011. – 45 p.
4. LevickijA.S., NovikA.I. Ocenka pogreshnosti izmerenija emkostnymi datchikami bienij valov jelektricheskih mashin. [Evaluation of measurement error capacitive sensors beats shafts of electric cars] Kiev: ISSN 0204-3599. Tehn. elektrodinamika. 2010. №4. – pp. 66-70
5. Skvorcov O.B., Trunin E.S. Sinhronnyj dinamicheskij analiz formy rotora i magnitnogo polja dlja generatorov GJeS i GAJeS [Synchronous dynamic analysis of the shape of the rotor and the magnetic field generator hydro and pumped
storage] URL: pennwell.websds.net/2013/Moscow/rp-hvr/papers/T3S6O5-paperru.pdf
6. Kulikov D.V., Miledin V.G. i drugie. Sovremennye problemy nauki i obrazovanija, 2013, №2. pp. 12-19.
7. IEEE Std 1434-2000 "Trial Use Guide t o the Measurement of Partial Discharges in Rotating Machinery" 2000, №8. 64p.
8. Ju.P. Aksenov, V.I. Zavidej, R.Ja. Zaharkin, A.V. Muhortov nzhenernaja fizika, 2003, №3. pp. 37-44.
9. Y.P. Aksenov, G.Noe, I.Arces. Maintenance's Experience of "Double Coordinates Locations Technologies" for turbine generator is on-line Sparking and PD-site location . CWIEME-2003. Germany, BerlIN, JUNE 17-19, 2003. pp. 18- 34
10. RD JeO 018700 Metodicheskih rekomendacijah po diagnostike izoljacii statornyh obmotok vrashhajushhihsja mashin klassov naprjazhenija 3, 15-24 kV po harakteristikam chastichnyh razrjadov , prinjatyh dlja koncerna «Rosjenergoatom». [Guidelines for the diagnosis insulation stator windings of rotating machines 3,15- 24 kV voltage class characteristics of PD taken to "Rosenergoatom"] M. MRF po
AJe. 1999. – 48 p.
Предложенный метод лазерной диагностики динамической формы ротора гидрогенератора реализован в составе лазерной системы для динамического контроля геометрии ротора гидрогенератора и опробован на гидрогенераторах типа СВ-1477/142-104. Получен профиль поверхности ротора генератора в реальном времени без математического пересчета параметров, напрямую в микрометрах. Результаты измерений динамической формы ротора при работе гидрогенератора приведены на рис.3 в полярных координатах (отклонение от среднего значения в мм). Сравнение полученной динамической формы ротора со статической (замер вручную на остановленном гидроагрегате) приведено на рис.4.
Методика измерения данными датчиками включает в себя измерение динамической формы ротора в двух поясах, расположенных напротив верней и нижней части ротора. Эти измерения позволяют построить траектории движения ротора в этих двух плоскостях и при их совмещении сделать вывод об изломе линии «генератор – турбина».
Сравнение измерений динамической формы ротора в двух поясах, снятых с каждой сегментной части статора гидроагрегата дает представление о ходе самих сегментов статора.
С помощью данной системы также возможно быстро и с высокой точностью провести измерение статической формы статора для оценки воздушного зазора [4], закрепив датчики на определенный полюс ротора в двух положениях по высоте и проворачивая ротор.
Как правило, величины биений вала измеряются либо механическими индикаторами, либо бесконтактными индукционными датчиками [7-10]. По опыту эксплуатации гидроагрегатов результаты измерений этими двумя способами могут существенно отличаться из-за заложенных в основе погрешностей.
Обычно величина биения вала замеряется механическими индикаторами, которые устанавливаются на неподвижных опорах (брусьях, балках и пр.), а штифт упирается в вал агрегата. Измерение биения вала вертикального гидроагрегата производится у всех направляющих подшипников (турбинного, верхнего и нижнего генераторного) в двух вертикальных плоскостях, расположенных под углом 90о друг к другу. Для непрерывного контроля биений вала в процессе эксплуатации обычно применяются бесконтактные индукционные датчики. Оценка погрешности приведена в [6].
Предложенный лазерный бесконтактный способ измерения боя вала реализован в составе лазерной системы для контроля боя вала и опробован на гидрогенераторах типа ВГСМ 1525/135-120 УХЛ4. Полученные данные боя вала в районе генераторного и турбинного подшипников при различных режимах работы гидроагрегата приведены на рис.5
Предлагаемая бесконтактная система контроля боя вала на основе 2-х лазерных триангуляционных датчиков положения, расположенных в одной плоскости под углом 90°., со встроенной микропроцессорной системой управления, позволяет не только контролировать величину боя вала гидроагрегата, но и построить траекторию передвижения оси вала.
Предложен метод лазерной диагностики динамической формы ротора гидроагрегата для измерения боя вала с определением траектории оси вращения вала с использованием лазерных триангуляционных датчиков, позволяющих проводить прямые измерения геометрии быстро движущейся поверхности ротора гидроагрегата через узкий протяженный
вентиляционный канал пакета активной стали сердечника статора в реальном времени с высокой точностью без вмешательства в конструкцию генератора.
Благодаря лазерным триангуляционным датчикам положения со встроенной микропроцессорной системой управления, расположенных в одной плоскости под углом 90°, имеется возможность не только измерения боя вала гидроагрегата, но и траектории перемещения оси вала.
Опытные образцы опробованы на действующих гидроагрегатах, испытания показали применимость и эффективность использования созданной технологии в условиях мощных полей, создаваемых высоковольтным оборудованием.
Литература
1. Ярошенко И.В. математическая модель и метод классификации технического состояния высоковольтных мехатронных модулей // Инженерный вестник Дона, 2014, №2 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n2y2014/2330
2. Е.А. Абидова. Применение опорной маски спектра сигнала электродвигателя арматуры для диагностирования неисправностей // Инженерный вестник Дона, 2009, №1 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n1y2009/110
3. Скворцов О.Б., Трунин Е.С «Синхронный динамический анализ формы ротора и магнитного поля для генераторов ГЭС и ГАЭС» URL: pennwell.websds.net/2013/Moscow/rp-hvr/papers/T3S6O5-paper-ru.pdf
4. СТО РУСГИДРО 70238424.27.140.001-2011. «Гидроэлектростанции, методика оценки технического состояния основного оборудования». Москва 2011. – 45 c.
5. ЛевицкийА.С., НовикА.И. Оценка погрешности измерения емкостными датчиками биений валов электрических машин. − Киев: ISSN 0204-3599. Техн. електродинамiка. 2010. №4. – С. 66-70
6. Куликов Д.В., Миледин В.Г. и другие. ФГУБН «Институт теплофизики им. Кутателадзе СО РАН» «Метод лазерной диагностики динамической формы вращающихся объектов». // Современные проблемы науки и образования. 2013. №2. – С. 12-19.
7. IEEE Std 1434-2000 "Trial Use Guide t o the Measurement of Partial Discharges in Rotating Machinery" – 2000, №8. 64 р.
8. Ю.П. Аксенов, В.И. Завидей, Р.Я. Захаркин, А.В. Мухортов (ДИАКС, концерн «РОСЭНЕРГОАТОМ», Москва). Контроль разрядных явлений в активной части электрических машин. // Инженерная физика, 2003, №3. – С.37-44.
9. Y.P. Aksenov, G.Noe, I.Arces. Maintenance's Experience of "Double Coordinates Locations Technologies" for turbine generator is on-line Sparking and PD-site location // CWIEME-2003. – Germany, BerlIN, JUNE 17-19, 2003. – pp. 18- 34
10. РД ЭО 018700 Методические рекомендации по диагностике изоляции статорных обмоток вращающихся машин классов напряжения 3,15-24 кВ по характеристикам частичных разрядов, принятых для концерна «Росэнергоатом». М. МРФ по АЭ. 1999 г. – 48 c.
References
1. Jaroshenko I.V. Inženernyj vestnik Dona (Rus), 2014, №2 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n2y2014/2330
2. Abidova E.A. Inženernyj vestnik Dona (Rus), 2009, №1 URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n1y2009/110
3. STO RUSGIDRO 70238424.27.140.001-2011. Gidrojelektrostancii, metodika ocenki tehnicheskogo sostojanija osnovnogo oborudovanija. [Hydroelectric power plants, methods for assessing the technical condition of the main equipment] Moskva 2011. – 45 p.
4. LevickijA.S., NovikA.I. Ocenka pogreshnosti izmerenija emkostnymi datchikami bienij valov jelektricheskih mashin. [Evaluation of measurement error capacitive sensors beats shafts of electric cars] Kiev: ISSN 0204-3599. Tehn. elektrodinamika. 2010. №4. – pp. 66-70
5. Skvorcov O.B., Trunin E.S. Sinhronnyj dinamicheskij analiz formy rotora i magnitnogo polja dlja generatorov GJeS i GAJeS [Synchronous dynamic analysis of the shape of the rotor and the magnetic field generator hydro and pumped
storage] URL: pennwell.websds.net/2013/Moscow/rp-hvr/papers/T3S6O5-paperru.pdf
6. Kulikov D.V., Miledin V.G. i drugie. Sovremennye problemy nauki i obrazovanija, 2013, №2. pp. 12-19.
7. IEEE Std 1434-2000 "Trial Use Guide t o the Measurement of Partial Discharges in Rotating Machinery" 2000, №8. 64p.
8. Ju.P. Aksenov, V.I. Zavidej, R.Ja. Zaharkin, A.V. Muhortov nzhenernaja fizika, 2003, №3. pp. 37-44.
9. Y.P. Aksenov, G.Noe, I.Arces. Maintenance's Experience of "Double Coordinates Locations Technologies" for turbine generator is on-line Sparking and PD-site location . CWIEME-2003. Germany, BerlIN, JUNE 17-19, 2003. pp. 18- 34
10. RD JeO 018700 Metodicheskih rekomendacijah po diagnostike izoljacii statornyh obmotok vrashhajushhihsja mashin klassov naprjazhenija 3, 15-24 kV po harakteristikam chastichnyh razrjadov , prinjatyh dlja koncerna «Rosjenergoatom». [Guidelines for the diagnosis insulation stator windings of rotating machines 3,15- 24 kV voltage class characteristics of PD taken to "Rosenergoatom"] M. MRF po
AJe. 1999. – 48 p.
ООО "ВИКС"
8(8453) 32-00-05
8(8453) 32-00-05
