Рисунок 4 – форма сигнала от измерительного витка после выпрямления
Производится определение момента времени, соответствующего
прохождению мимо датчика того полюса напротив которого установлен
маркер датчика фазы (это будет первый полюс) и определяется на временном
отрезке соответствующем этому полюсу максимум сигнала.
Величина этого временного отрезка 0,01 сек. Ввиду того, что установка
маркера производится на вал, что не обеспечивает большую точность
установки, начало используемого массива входных данных следует
определить либо поиском локального максимума на отрезке 0,01-0,012 сек,
либо с помощью предварительного осциллографирования сигнала от датчика
воздушного зазора и датчика фазы и привязки переднего или заднего фронта
импульса от датчика фазы к началу обрабатываемого массива.
Время измерения сигнала от датчика воздушного зазора – 2 сек. На
этом временном отрезке имеются по крайней мере два импульса от
отметчика фазы см. приведенный ниже рисунок 5.
25
Рисунок 5 – Сигнал от датчика фазы
На рисунке 5, массив входных данных от отметчика фазы - Mark(k).
Обозначим массив входных данных от датчика воздушного зазора - EMF(k).
Определяется момент времени и номер «к1» в массиве входных данных
от отметчика фазы соответствующий первому прохождению маркера мимо
датчика (т.е. появлению импульса) по превышению сигнала от отметчика его
базового уровня b1= b0+d.
Количество значений параметра «к0» за период времени 0,01 сек (т.е.
за время, соответствующее прохождению мимо датчика одного полюса)
составит:
КТ =0 , 01/dt
(9)
Начало обрабатываемого массива сносим на половину полюса назад:
к 0=к 1−КТ /2
(10)
Вычисляем на отрезках массива входных параметров EMF(k) от к= к0+
(n-1)*КТ до к0 + n*КТ-1, где n = 1,2,…, 104 максимумы сигнала датчика
зазора и формируем массив формы ротора F(n).
На отрезке времени 0,01 сек определяется минимум сигнала датчика
зазора = MEMF. Массив преобразуется по формуле:
F (n)=F (n)−MEMF
(11)
26
В случае установки датчиков снизу и сверху статора для двух датчиков
расположенных один над другим вычисляется средняя величина отклонения
формы ротора от окружности.
Рекомендуемое представление данных в виде лепестковой диаграммы
приведено на рисунке 6.
Рисунок 6 - Формуляр отображения данных формы ротора в программе
просмотра сигналов
При этом отдельно обрабатываются два массива F1(n) и F2(n) (для
верхнего и нижнего датчиков), и вычисляется среднее значение F(n) = (F1(n)
+ F2(n))/2, при n = 1,2,…, 100, а также для него отклонение DF аналогично
приведенной выше процедуре.
Более подробный просмотр данных по полюсам осуществляется в
программе просмотра сигналов, при этом выходными параметрами для
датчиков воздушного зазора является величина отклонения от среднего
значения в процентах (80-120%) или при использовании емкостного датчика
зазора также и в мм.
1.3 Разработка технического задания проектируемой системы
27
Уставки диагностирования всех контролируемых и вычисляемых
параметров определяются по реальным значениям параметров на
работающем агрегате. Определяется наибольшее и наименьшее значение
параметра за длительный период эксплуатации (например, за год) и берется
уставка несколько выше наибольшего и несколько ниже наименьшего
значения. При этом значение диагностической уставки обязательно ниже
верхней уставки на сигнал и выше нижней уставки на сигнал в штатной
системе контроля и автоматики. Таким образом, система диагностирования
работает в более узком диапазоне, чем штатная система контроля.
На разных агрегатах ГЭС значения контролируемых параметров и
параметров диагностирования при нормальной работе и нормальном
состоянии агрегатов могут отличаться.
Например, установившееся значение биения вала на одном агрегате
может быть 0,2мм, а на другом агрегате 0,4мм. Поэтому уставки
диагностирования на разных агрегатах устанавливаются индивидуально,
исходя из реальных значений контролируемых параметров на данном
агрегате.
При переходных режимах (пуски, остановки, переводы из одного
режима в другой и др.) возможны кратковременные всплески измеряемых
параметров, особенно вибраций и биений вала, выше диагностических
уставок. Эти кратковременные повышения параметров являются
неизбежными и не представляют опасности для агрегата. В процессе
наладочных работ по системе диагностирования должны быть проведены
опыты по определению таких режимов и выявлению параметров, которые
выходят за диагностические уставки.
На основе проверенных опытов должны быть разработаны
мероприятия по предотвращению срабатывания сигнализации о превышении
уставок. Это может быть введение выдержки времени или отключение
системы диагностирования в определенных переходных режимах.
28
Поскольку уставки диагностирования назначаются, исходя из реальных
значений контролируемых параметров, а эти значения в процессе
эксплуатации могут изменяться, например, после ремонтов или в результате
замены элементов оборудования, может возникнуть необходимость
корректировки уставок. Необходимость таких корректировок определяется
эксплуатационным персоналом ГЭС на основе замеров или испытаний после
проведения ремонтов оборудования или после замены элементов
оборудования. При этом следует руководствоваться вышеизложенными
рекомендациями.
1.3.1 Требования к диагностированию температурных параметров
В системе диагностирования должно производиться измерение
температуры всех сегментов подпятника, всех сегментов направляющего
генераторного подшипника, температуры масла в ваннах подпятника и
направляющего подшипника, температуры масла в сливном баке МНУ.
Диагностическими параметрами являются средняя температура
сегментов подпятника, средняя температура сегментов направляющего
подшипника (вычисляемых по температуре отдельных сегментов), разброс
температуры сегментов подпятника и направляющего подшипника (также
вычисляемый), а также температура масла в ваннах подпятника,
направляющего подшипника и сливного бака МНУ.
Значения температуры зависят от режимов работы агрегата
(генераторный режим, режим СК) и от времени года (зима, лето).
Подпятник имеет более высокую температуру в генераторном режиме
на 8-100С выше, чем в режиме СК. В летнее время (июль-август)
температура сегментов подпятника на 10-12
0
С выше, чем зимой (декабрь-
январь).
В силу вышеизложенного, диагностические уставки средней
температуры сегментов подпятника и масла в ванне подпятника выбираются
по летним температурам и отдельно для генераторного режима и режима СК
29
и устанавливаются на 30С выше этих температур. В дальнейшем, с
накоплением опыта эксплуатации системы диагностирования возможно
применение «плавающих» температурных уставок в зависимости от времени
года или от температуры охлаждающей воды, которая меняется в течение
года.
Направляющий подшипник генератора также имеет более высокую
температуру летом, однако, от режимов работы агрегата температура
направляющего подшипника зависит значительно меньше. Диагностические
уставки средней температуры сегментов направляющего подшипника и
масла в маслованнах определяются по летним температурам и
устанавливаются на 30С выше максимальных значений температуры. При
различии температуры в разных режимах работы более, чем на 50С уставки
ставятся индивидуально для каждого режима работы.
Разброс температуры сегментов подпятника и направляющего
подшипника определяется по фактическому значению разброса на
работающем агрегате. Уставки выставляются на 30С выше наибольших
измеренных значений разброса. В случае большой разницы разброса
температуры сегментов в различных режимах работы (генераторный режим
или режим СК) уставки в этих режимах ставятся индивидуальные.
1.3.2 Требования к диагностированию биений зеркальной
поверхности диска подпятника
Параметрами диагностирования являются: полный размах биения
зеркальной поверхности диска подпятника и оборотная составляющая
биения.
Диагностическая уставка полного биения зеркальной поверхности
диска подпятника и оборотной составляющей биения определяется по
30
фактической величине биения и устанавливается на 0,05мм выше
наибольшей измеренной величины биения.
В системе диагностирования производятся измерения биения вала
генератора в двух взаимно перпендикулярных направлениях (со стороны ВБ
и ЛБ) и вала турбины в направлении бьефов. Диагностическими параметрами
являются размах биения в направлении бьефов и размах биения в
направлении берегов. Уставки определяются по фактическим значениям
биения и устанавливаются на 0,2мм больше максимального отмеченного
значения биения.
Первоначальные уставки можно выбирать, исходя из предельных
значений, указываемых заводами изготовителями. Если в процессе
эксплуатации выяснится, что уровни вибрации и биения вала существенно
ниже, следует их уменьшить так, чтобы уставка превышала максимальный
уровень наблюдаемой вибрации не более чем в 1,5 раза.
Для системы диагностирования используются результаты измерения
вибрации в следующих местах:
верхней крестовины в горизонтальном направлении со стороны
верхнего бьефа и левого берега;
корпуса турбинного подшипника в горизонтальном направлении со
стороны верхнего бьефа и левого берега; нижней крестовины и крышки
турбины в вертикальном направлении.
Диагностическими параметрами являются полный размах вибрации в
каждом из измеряемых мест и лопастная составляющая вертикальной
вибрации крышки турбины (частота 5,0 Гц). По мере накопления опыта,
число вибрационных диагностических параметров может расширяться,
например, составляющие вибрации с различными частотами, частотой,
кратной оборотной, собственной частотой колебаний крышки турбины и др.
31
Предельно допустимые значения вибрации определяются
существующими нормами на вибрацию и составляют для агрегата Угличской
ГЭС:
для горизонтальной вибрации опорных частей, происходящей в
основном с оборотной частотой, 180 мкм;
для вертикальной вибрации нижней крестовины и крышки турбины–
100 мкм, для статора генератора 80мкм для низкой частоты и 30мкм – для
полюсной частоты 100Гц.
Уставки диагностирования определяются по фактическим значениям
вибрации при работе агрегата в генераторном режиме и в режиме СК.
Уставки определяются и устанавливаются индивидуально для генераторного
режима и режима СК на 20% выше максимально измеренной вибрации, но не
выше нормативных значений. При определении фактических значений
уставок вибрации следует учитывать зависимость значений вибрации от
напора и нагрузки гидроагрегата.
1.3.3 Требования к диагностированию уровней масла в маслованнах
подпятника и направляющего подшипника
Уставки диагностирования для уровня масла в ванне подпятника
принимаются ±30мм от нормального уровня, принятого по местным нормам.
Уставки диагностирования для уровня масла в ванне направляющего
подшипника генератора принимаются ±20мм от нормального уровня. В
случае значительного различия уровней масла в маслованнах при
остановленном агрегате и при работающем агрегате, возможно установление
различных уставок для этих режимов.
Диагностические уставки давления и расхода воды на смазку
турбинного подшипника определяются, исходя из рабочего диапазона этих
параметров, и составляют: для давления минимальная уставка 0,8 кг/см2,
максимальная уставка 1,8кг/см2; для расхода минимальная уставка 15л/с,
32
максимальная уставка 35л/с. Уставки должны быть уточнены на работающем
агрегате.
Для диагностирования системы регулирования производится
измерение следующих параметров:
уровней масла в сливном баке и в котле МНУ;
скорость изменения уровня масла в лекажном бачке;
время работы насоса МНУ и время, когда насос МНУ остановлен, а
также цикл работы насосов МНУ.
Уставки диагностирования системы регулирования определяются по
фактическим значениям параметров при работе агрегата в установившемся
режиме, т.е. когда не происходит движения направляющего аппарата
турбины и поворота лопастей турбины. Уставки являются одинаковыми для
генераторного режима работы агрегата и для режима СК.
1.4. Выводы по первой главе
В первой главе проведена классификация методов автоматизации.
Выявлено превосходство закрытых систем, реализующих ПИД-правление.
Современные промышленные контроллеры содержат готовые блоки для
реализации ПИД-правления.
Анализ гидроагрегата №2 Угличской ГЭС филиала ОАО «РУСГИДРО»
показал острую потребность в создании системы диагностики, включающую
подсистемы виброконтроля, температурного контроля и контроля уровней
масла. Система должна диагностировать работу агрегата для предотвращения
его разрушения.
Также, в первой главе разработано техническое задание на создание
системы комплексной автоматизации технологических процессов
гидроагрегата №2 Угличской ГЭС филиала ОАО «РУСГИДРО».
Теперь можно переходить к выбору технических решений.
33
ГЛАВА 2. ВЫБОР ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ
2.1 Разработка структурной схемы
Система автоматизации технологических процессов гидроагрегата №2
Угличской ГЭС филиала ОАО «РУСГИДРО» предназначена для определения
неисправностей гидроагрегата в процессе его эксплуатации. Система
включает в себя подсистему сбора информации (аппаратную и программную
части) и программное обеспечение системы диагностирования.
Система автоматизации технологических процессов гидроагрегата №2
Угличской ГЭС филиала ОАО «РУСГИДРО» позволяет:
контролировать техническое состояние агрегата;
осуществлять поиск места неисправности;
определять причину неисправности;
выдавать рекомендаций по устранению неисправностей;
прогнозировать техническое состояние.
Границы оборудования, охватываемые системой, включают основные
узлы гидроагрегата:
подшипники;
подпятник;
крышку турбины;
валопровод гидроагрегата;
корпус статора гидрогенератора;
ротор гидрогенератора;
направляющий аппарат;
рабочее колесо;
проточную часть турбины;
систему регулирования гидротурбины.
В состав системы входят:
34