Книга адресована специалистам-гидроэнергетикам, персоналу гаэс, проектировщикам, преподавателям и студентам гидроэнергетических специальностей. Может быть полезна также специалистамэнергетикам

Г л а в а 23. СИСтеМа МонИтоРИнГа И аВтоМатИчеСКоГо ДИаГноСтИРоВанИя оСноВноГо ГИДРоЭнеРГетИчеСКоГо оБоРУДоВанИя

Тикающие ходики пробегающих лет эксплуатации электростанции отмеряют одновременно медленный, но неуклонный процесс ее старения. Увидеть вовремя границы возможности дальнейшей работы оборудования, знать, в каком направлении ожидать изменений, последовательно реализовать продолжительный процесс модернизации и укрепления – это вмешиваться в процесс старения и активно влиять на его замедление.
Из рекламы ГАЭС «Zarnowiec», Польша
Одним из основных требований, предъявляемых к обратимым гидроагрегатам, является их надежность. На надежность обратимых гидроагрегатов оказывают влияние различные факторы: особенности конструктивного исполнения; режимы работы (мощность, частота пусков и остановок и т. п.); параметры окружающей среды (температура, загрязненность,
влажность); организационно-эксплуатационные условия, в том числе систе-
ма ППР; квалификация обслуживающего персонала; наличие эффективных средств диагностирования и др.
Обеспечение надежности гидроагрегатов в эксплуатации связано с техническим диагностированием, целью которого является обнаружение отказов и неисправностей на ранних стадиях их развития. Структура технического диагностирования включает в себя два взаимосвязанных направления:
контроль технического состояния и получение диагностической
информации; распознавание неисправностей на основе алгоритмов распозна-
вания.
Техническое диагностирование выполняет три основные функции: получение информации о техническом состоянии гидроагрегата, его узла или детали;
обработка и анализ полученной диагностической информации; подготовка или принятие решения по объемам и срокам ТО
и ремонта узлов и деталей.
Первая функция предназначена для измерения диагностических параметров, оценивающих техническое состояние гидроагрегата, установления качественных и количественных признаков состояния и выработки прогноза; вторая функция – для обработки и сравнения полученных значений параметров с допускаемыми и оценки остаточного ресурса; третья функция – собственно диагностирование, то есть экспертная оценка ситуации и установление места и характера неисправности (повреждения), а также объема и сроков выполнения операции по ТО и ремонту гидроагрегата или его отдельных узлов и деталей.
Опыт эксплуатации гидроагрегатов показывает, что в промежутке между двумя последовательными ППР возможны три состояния оборудования: исправное – отсутствуют какие-либо дефекты оборудования; условно работоспособное – имеются «скрытые» дефекты, не при-
ведшие за этот промежуток времени к аварийному отказу; неработоспособное – выявлен дефект, который исключает возможность дальнейшей эксплуатации без восстановительного ремонта.
При отсутствии контроля в этом промежутке времени проявляются только два состояния: исправное и неработоспособное. В первом случае ТО выполняется по графику ППР, а во втором производится аварийный ремонт.
При использовании мониторинга и диагностирования выявляются все три состояния в зависимости от надежности диагностирования возможных дефектов. Идеальная система диагностирования обеспечивала бы выявление всех имеющихся дефектов и своевременное проведение восстановительного ремонта.
При реальной системе диагностирования в зависимости от средств и объемов контроля, а в конечном счете – в зависимости от затрат на создание системы диагностирования, возможны ошибки либо в виде «пропуска» дефекта (тогда агрегат выводится в аварийный ремонт), либо «ложное» обнаружение дефекта. Поэтому сообщения системы диагностирования следует тщательно анализировать и перепроверять.
По времени развития все дефекты условно можно разбить на три группы:

1. 
   группа – мгновенно развивающиеся дефекты, которые должны устраняться средствами релейной защиты и автоматики (например, КЗ между обмотками ГД, срез пальца);
   
2. 
   группа – быстро развивающиеся дефекты, которые должны выявляться средствами непрерывного контроля (например, местные повышенные нагревы сегментов направляющего подшипника, аварийно низкие уровень или давление в баке-аккумуляторе маслонапорной установки – МНУ);
   
3. 
   группа – медленно развивающиеся дефекты, которые могут выявляться средствами периодического контроля (например, изменение зазора между статором и ротором ГД).
   

Хронологически в мировой практике развитие систем мониторинга и диагностирования начиналось с создания автономных систем, контролирующих состояние одного или нескольких связанных между собой параметров: система контроля воздушного зазора, система виброконтроля узлов агрегата, контроль режима исполнительных механизмов и т. д. Однако довольно быстро разработчики систем пришли к тому, что наиболее оптимальной является интегрированная система контроля множества параметров, поскольку в этом случае диагностирование может быть более объективным.
Одной из известных компаний, которые специализируются на разработке и поставке систем мониторинга и диагностирования гидроагрегатов, является канадская компания «VibroSystM», которая поставляет как автономные системы контроля отдельных параметров, так и системы контроля множества параметров. В зависимости от финансовых возможностей и задач, возлагаемых на систему мониторинга и диагностирования, может быть заказана соответствующая конфигурация системы. В мире эксплуатируется около 1000 систем VibroSystM для контроля гидроагрегатов, в том числе в энергокомпаниях «Electricite de France» (Франция), «Hidro-Quebec» и «Ontario Hidro» (Канада), в крупных энергокомпаниях США, Бразилии и др.
Известны разработки в этой области компании «АББ» (фирма «АББ Дженарэйшн АБ»), например, система контроля состояния VIMOS, благодаря которой персонал может своевременно обнаружить возникшие или развивающиеся повреждения и защитить агрегаты от тяжелых аварий.
В основу разработки этой системы контроля состояния были положены предварительные изыскания, отвечающие на вопрос, каким требованиям должна удовлетворять подобная система и какие повреждения возникают чаще всего в гидротурбинах и гидрогенераторах. Не в последнюю очередь усилия концентрировались на том, чтобы найти подходящие места измерения и определить наиболее целесообразный для распознавания соответствующих повреждений метод анализа сигналов. В результате этих изысканий среди наиболее часто встречающихся неисправностей были отмечены следующие:
бой вала;
вибрация подшипников, крышки турбины, подпятника, кресто-
вины генератора; износ направляющих подшипников; деформация ротора;
механический небаланс, неуравновешенность; деформация статора; несимметрия воздушного зазора;
осевые колебания, слишком низкое давление в пакете активной
стали статора генератора; вибрация лобовых частей обмотки статора; превышение температуры в контролируемых точках; эксплуатация в недопустимом диапазоне нагрузки.
Система VIMOS нашла широкое применение на гидростанциях Скандинавии.
На ГАЭС Жарновец (Польша) для непрерывного контроля и прогнозирующего диагностирования динамического состояния агрегатов и вспомогательных механизмов с 1997 г. используется система COMPASS компании «Bruel&Kjaer». Система используется в непрерывном режиме для контроля состояния агрегатов во всех режимах работы, а в периодическом режиме – для контроля состояния насосов, вентиляторов, компрессоров и т. п.
Датчики системы COMPASS установлены на направляющих подшипниках насосотурбины и ГД, а также на подпятнике, датчики перемещений размещены в масляных ваннах подшипников.
Дополнительно в систему вводятся сигналы о величинах активной и реактивной мощности, проценте открытия направляющего аппарата и напоре; пять датчиков на два положения позволяют распознать режим работы агрегата.
Для того чтобы повышенная вибрация определенного уровня не вызывала срабатывания предупредительной сигнализации в периоды перехода из одного режима в другой, применена система адаптации контроля: в течение двух миллисекунд все уставки изменяются в соответствии с переходом в другой режим работы.
Состояния агрегатов оцениваются в ограниченных условиях работы: нулевой – малый ход (0–10 об/мин), разгон (10–165 об/мин), генераторный (турбинный или компенсаторный) режим, насосный (двигательный или компенсаторный) режим, останов машины.
Очень важная функция системы – архивирование данных, позволяющее проводить прогнозирующее диагностирование. Сигнальный интерфейс тремя цветами оповещает о характере неисправности: голубой цвет – неполадки в системе измерений, желтый – переход за норму величин вибрации, красный – сигнал опасности (опасная величина вибрации). Трехцветные полоски находятся на экране дисплея компьютера рядом с указанием точки измерений.
Все измерения попадают в базу данных, что значительно упрощает работу с системой. Обработанные данные анализируются экспертной системой ADVISOR, содержащей базу правил (алгоритм), сформулированных специалистами компании «Bruel&Kjaer» и дополненных в ходе эксплуатации агрегата. Диагноз при помощи экспертной системы содержит перечень возможных неполадок, что значительно помогает принятию решений в ходе ремонта.
Кроме того, на ГАЭС Жарновец в 1996–1997 гг. после консультации с экспертами разных стран мира, специализирующимися в области контроля состояния гидроагрегатов, установлена компьютерная система непрерывного контроля гидрогенераторов HidroScan фирмы «MCM Interprise Ltd» (США).
Измерительная часть системы HidroScan монтируется в междуполюсном промежутке на роторе. Контролируются наиболее важные с точки зрения процесса старения ГД воздействия – тепловые, механические и электрические. Система имеет следующие датчики:
инфракрасные датчики температуры, сканирующие поверхность
по всей высоте статора и первые 127 мм лобовых частей обмотки; датчики частичных разрядов – емкостные, работающие во вре-
мя максимума напряжения на обмотке; датчики магнитного поля, действующие на основе эффекта Холла; два датчика формы зазора, размещенные против верхних и ниж-
них точек стали статора; датчики вибрации, используемые для выявления смещения из-
мерительного блока.
Система имеет входы для контроля активной и реактивной мощности ГД, а также температуры охлаждающего воздуха. Данные измерений с ротора передаются оптическим путем, приемные и передающие инфракрасные диоды (ИК-диоды) размещены на периферии ротора и части статора под ротором.
Результаты измерений обрабатываются и выдаются в удобной для анализа форме. Анализ результатов измерений позволяет определить объем и нужную периодичность ремонтов, действие системы позволяет снизить объемы профилактических осмотров.
Примеры возможностей системы:
один из формуляров (окон на экране компьютера) показывает диаграмму формы зазора генератора в верхней части статора. На этом формуляре показаны величины максимальных, минимальных и средних отклонений формы зазора; другое окно показывает распределение температур по расточке статора, графики тенденции изменений температуры, магнитного поля и формы статора.
Система контроля частичных разрядов PDA IV фирмы «IRIS Power Engineering Inc.» (Канада) была установлена на всех ГД ГАЭС Жарновец в 1998–1999 гг. Измерительная часть системы подключается через 12 конденсаторов связи емкостью по 80 пФ к обмотке статора и соединена с обрабатывающим данные измерений компьютером. Измерения производятся периодически не в автоматическом режиме, а по заданию оперативного персонала с помощью переносного измерительного устройства во время нормальной работы агрегата.
Поскольку квалифицированная интерпретация результатов измерения частичных разрядов требует специальных навыков и знаний, эта процедура проводится специализированными фирмами. При измерениях эксплуатационным персоналом главный критерий оценки – сравнение полученных результатов измерений с предыдущими и оценка тенденции к их изменению.
В России разработкой систем мониторинга и диагностирования гидроагрегатов занимаются ВНИИЭ, ОРГРЭС, НПФ «Ракурс» и некоторые другие менее известные региональные фирмы.
Следует отметить, что российские разработки систем контроля и диагностирования гидроагрегатов пока, как правило, имеют статус экспериментальных. Однако их достоинством является то, что они хорошо адаптируются к условиям конкретной станции (в том числе и финансовым) и легко наращиваются дополнительными функциями.
Примером может служить система мониторинга и диагностики обратимого гидроагрегата Загорской ГАЭС, являющаяся совместной разработкой ВНИИЭ – ОРГРЭС – НПП «МЕРА», введенная в 1998 г. в опытно-промышленную эксплуатацию на одном гидро- агрегате.
Автоматизированная система контроля и диагностирования обратимого гидроагрегата Загорской ГАЭС (АСКДГ) предназначена для контроля и отображения параметров, характеризующих работу гидроагрегата: вибрации, частичных разрядов, биения вала гидро- агрегата, проседания упругих камер подпятника, оборотов ротора, давлений, уровней, расходов, линейных перемещений, набора дискретных параметров, а также для выполнения задач диагностирования. Сигналы о неисправностях самой системы и выходе контролируемых параметров за уставки передаются в схему центральной сигнализации станции. В состав системы входят: первичные преобразователи (датчики);
кабельные линии связи от датчиков к модулям ввода данных; станция сбора данных; управляющая ЭВМ;
операторская станция с установленной на ней диагностической
программой; программное обеспечение. Состав первичных преобразователей:
датчики температуры – 80 шт.;
вибропреобразователи инерционного действия для измерения
виброперемещений – 8 шт.; датчики для измерения биения вала и проседания упругих ка-
мер подпятника с выносными преобразователями – 6 шт.; датчики оборотов вала – 1 шт.; датчик частичных разрядов – 1 шт.; датчики уровней, расходов, давлений – 10 шт.; датчики линейных перемещений – 4 шт.; преобразователи дискретных параметров – 6 шт.
Перечень контролируемых параметров: температура: статора ГД (медь, железо); воздухоохладителей (воздух холодный и горячий); направляющих подшипников и подпятника (сегменты, масло); масла в сливном баке МНУ; воды системы охлаждения (на входе и выходе); температура масла главных трансформаторов; вибрация: горизонтальная вибрация верхней крестовины, корпу-
са турбинного подшипника и статора ГД; вертикальная вибрация опоры пяты и крышки турбины; биение вала: турбины и генератора; проседание упругих камер подпятника; обороты вала;