Долгосрочный прогноз состояния роторных машин по сигналу вибрации

Тема номера К.ф.-м.н. Алексей БАРКОВ, Павел ЯКОБСОН

1054

Значительное сокращение затрат на эксплуатацию энергетического оборудования дает его перевод на обслуживание и ремонт по фактическому состоянию. Для этого необходимо точно знать состояние основного и вспомогательного оборудования электростанций и прогнозировать его на время, необходимое на подготовку к ремонту.

Анализ Института исследований энергетической промышленности США за 1998 год показал, что удельные затраты электростанции на техобслуживание составляют 18 долларов США на л. с. – при работе до выхода из строя; 13 долларов на л. с. – при обслуживании по регламенту; 9 долларов на л. с. – при профилактическом обслуживании. Основным условием успешного решения этой задачи является точное знание состояния основного и вспомогательного оборудования станции и его прогнозирование на время, необходимое на подготовку к ремонту.

Методы прогнозирования

В настоящее время существует достаточно большое количество методов диагностики и прогноза состояния узлов и машин. Но их возможности оказываются разными при решении диагностических задач для разных групп оборудования, а следовательно, и используемые технические средства для разных типов машин существенно различаются.

Большинство методик прогнозирования состояния роторного оборудования базируется на двух основных подходах:
•анализ рабочих параметров машины и прогнозирование даты превышения параметров
установленного порогового значения с помощью математического аппарата трендов. Такой подход в основном реализуется в системах АСУ ТП энергоблоков;
•определение текущего состояния и, при наличии статистической базы по скорости развития выявленных дефектов, вычисление безаварийного интервала работы. Этот подход используется, как правило, для превентивной диагностики типовых узлов и машин.

Таким образом, задача диагностики и прогноза состояния для разных групп оборудования решается по‑своему и с разной глубиной.

Опыт длительной эксплуатации, многочисленные теоретические и экспериментальные исследования говорят о том, что для основного оборудования большинства ТЭС – паровых турбоагрегатов – возможности долгосрочного прогноза состояния узлов по вибрации ограничены в связи со сложностью теплофизических процессов, происходящих при работе, и, собственно, самого агрегата.

Прогнозирование в системах мониторинга и диагностики ПТУ производится на основе данных непрерывного измерения функциональных параметров агрегата: параметров пара, температуры и вибрации подшипников, тока (напряжения), мощности (КПД), тепловых расширений и других величин.

Такой комплексный подход к выбору диагностических параметров связан как с общей спецификой турбоагрегатов – сложностью конструкции и большими габаритами машины, наличием переходных режимов работы, так и с индивидуальными особенностями каждой конкретной машины.

Глубокая диагностика

Прогнозирование состояния вспомогательного оборудования ТЭС актуальна по двум причинам. Во-первых, определение и прогноз состояния тягодутьевого и насосного оборудования необходимы для обеспечения надежности, уменьшения простоев. Во-вторых, с целью сокращения затрат станции на ремонт и обслуживание вспомогательного оборудования.

Задача снижения расходов на эксплуатацию вспомогательного оборудования неразрывно связана с диагностикой и прогнозированием состояния узлов машин. Подход, применяемый к турбоагрегатам, малоэффективен для вспомогательного оборудования как в связи с большим парком агрегатов, так и в связи с типовой конструкцией данных машин.
В последние годы эта задача наиболее успешно решается с использованием сигналов вибрации в типовых режимах работы машины, как одного из наиболее информативных.

Системы диагностики ООО «Ассоциация ВАСТ» с 1990 года эксплуатируются на атомных (Балаковская, Смоленская, Курская и др.), тепловых (Ставропольская, Конаковская, Беловская и др.) и гидроэлектростанциях (Воткинская и др.).

Кабельная арматура, Мощность, Напряжение , ТЭС , Электростанция, СРО