Вибродиагностическое оборудование производства фирмы «ИНКОТЕС» может быть успешно использовано для контроля состояния и диагностирования неисправностей стационарных паровых турбин, применяемых в тепло-, электроснабжении. Контроль и диагностика дефектов узлов паровых турбин и электрических генераторов базируются на анализе вибрационных сигналов, измеряемых на корпусе агрегатов.
В виброанализирующих приборах используются современные методы обработки и анализа вибрационных сигналов, что позволяет выявлять многие дефекты паровых турбин и электрогенераторов.
Специалисты фирмы «ИНКОТЕС», имеющие большой опыт проведения вибродиагностических работ на газотурбинных установках, эксплуатирующихся на магистральных газопроводах, провели экспериментальные исследования вибрации на паровых турбинах мощностью 60 и 100 Мвт Сормовской ТЭЦ г. Нижнего Новгорода.


КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА
Паровые турбины (турбоагрегаты), применяемые на теплоэлектростанциях представляют собой многокаскадные, много вальные установки, работающие на перегретом паре, вырабатываемом паровым котлом. Турбоагрегат осуществляет привод генератора, который вырабатывает электрический ток, поступающий потребителям. В зависимости от мощности, паровые турбины могут быть 2-х или 3-х каскадными. Каждый каскад служит для последовательного срабатывания энергии перегретого пара, поступающего на вход турбоагрегата, необходимой для работы самих каскадов и для привода электрогенератора.
Один из исследуемых агрегатов - теплофикационная паровая турбина Т-100/130 мощностью 100 Мвт, состоит из 3-х каскадной турбины и электрогенератора.
Основные узлы агрегата:

• цилиндр среднего давления (ЦСД);
• цилиндр низкого давления (ЦНД);
• генератор;
• гибкая и жесткая зубчатые передачи.

Роторы паровой турбины - гибкие, опираются на подшипники скольжения.
Конструктивными особенностями агрегата данного типа являются:

• массивные корпуса;
• длинные (гибкие) роторы;
• сложная система крепления к фундаменту;
• высокая чувствительность к задаваемой начальной расцентровке в холодном состоянии;
• заклинивание гибких муфт и деформации корпусов в горячем состоянии.

Указанные особенности являются частыми причинами ненормальной работы опорных подшипников и различных резонансных явлений, которые являются особо опасными, учитывая большие массы вращающихся деталей.
Неисправности имеют достаточно четкие признаки проявления в вибрационных сигналах, которые измеряются на корпусах подшипников в 3-х взаимно перпендикулярных направлениях. При диагностировании неисправностей указанных агрегатов основная проблема связана с разделением вибрации, генерируемой различными роторами, входящими в состав агрегата, т.к. все роторы имеют одинаковую частоту вращения (приблизительно 50 Гц), поэтому в случаях кинематического взаимодействия вибрационных процессов различных роторов возможны ложные срабатывания диагностического алгоритма.


ПРИМЕНЕНИЕ СИСТЕМЫ ДСА-2001 ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ НЕИСПРАВНОСТЕЙ ТУРБОАГРЕГАТОВ
Для исследования вибрационных сигналов применялась портативная вибродиагностическая система ДСА-2001. Система имеет специальное программное обеспечение для диагностирования неисправностей турбоагрегатов различных типов. Алгоритмы диагностирования реализованы в виде программ, которые могут наращиваться и модифицироваться Пользователем по мере накопления им опыта и знаний в диагностировании обслуживаемых агрегатов.
Для диагностирования состояния паровых турбин исследовались следующие вибрационные характеристики:

• спектры виброскорости (ускорения, перемещения) в диапазоне 6-16000 Гц (поддиапазоны до 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000, 8000, 16000 Гц);
• вибрационные характеристики переходных режимов работы агрегата (функция "старт-стоп") в виде диаграмм Боде, Найквиста (векторной диаграммы), а также траекторий, спектров, временных сигнала в каждый момент времени снятия вибрации на переходном режиме;
• траектории колебаний подшипниковых опор в продольной и поперечной в частотном диапазоне до 500 Гц на стационарном режиме с помощью 2-х позиционных вибродатчиков;
• тренды- зависимости вибрационных параметров от времени, которые могут быть представлены в виде 2-х координатных графиков и каскадных спектров.

Указанные характеристики позволяют диагностировать следующие неисправности паровых турбо-агрегатов:

• дисбалансы роторов ЦВД, ЦНД, генератора;
• расцентровки ЦВД - ЦНД, турбины-генератора;
• ослабление крепления (потеря жесткости) опорных узлов;
• коробление корпусов турбины;
• заклинивание зубьев гибкой муфты.

ДЕФЕКТЫ ПОДШИПНИКОВЫХ УЗЛОВ:

• разрушение баббита вкладышей;
• увеличенные зазоры ротор-подшипник;
• недостаточный натяг подшипника.

Программное обеспечение системы ДСА-2001 позволяет расширять перечень указанных неисправностей по мере накопления базы знаний инженерами-диагностами с помощью специального редактора диагностических методик, входящего в состав системы.


ПРАКТИЧЕСКИЙ СЛУЧАЙ
Работы проводились на Сормовской ТЭЦ. Обследовались агрегаты ПТ-60/130 и Т-100/130, станционные номера 1 и 3. Вибрационные измерения проводились на стационарных режимах работы агрегатов.
Вибрация измерялась с помощью 3-х позиционных пьезоакселерометров типа 4321 фирмы «Брюль и Къер» в трех взаимно перпендикулярных направлениях. Обработка полученных вибросигналов заключалась в получении спектров и траекторий колебаний в точках измерения, и осуществлялась с помощью системы ДСА-2001. При исследованиях в качестве вибрационного параметра использовалась виброскорость (среднее квадратичное значение - мм/с).
При исследовании траекторий кроме виброскорости также использовался двойной размах вибро-перемещения (мм), который получали в режиме интегрирования сигнала виброскорости, предусмотренного в системе ДСА-2001.
Схема точек измерения вибрации агрегата Т-100/130 представлена на рис 1.
Датчики устанавливались на корпусах подшипников роторов ЦВД, ЦСД, ЦНД, генератора, возбудителя. В результате спектрального анализа и анализа траекторий колебаний опор выявлено ослабление крепления (разболтанность) переднего подшипника №1 цилиндра высокого давления (ОУП №1) в посадочном месте. Ослабление крепление привел к появлению субгармоник частоты вращения (половинных, полуторных и т.д.), характерный спектр приведен на рис.5.
Кроме того, потеря жесткости ОУП №1 привело к росту вторых роторных гармоник в осевом направлении в точках измерения №№ 2,3 (рис.6), доминирующих над амплитудами первых гармоник.
Этот рост можно также связать с проявлением начальной стадии расцентровки роторов цилиндров высокого и среднего давления, которая не вызывает высокой вибрации в штатных точках.
В процессе измерений выявлена высокая осевая вибрация генератора в районе опорного подшипника №8, превышающая предупредительные уставки. Спектральный анализ (рис.8) и анализ траектории точки измерения опор генератора (рис. 3(а), 4(а)) позволили сделать предположение об ограничении степени свободы вращения ротора генератора в ОУП №7, которое вызывает высокие колебания ротора на его противоположном конце (в плоскости ОП №8).
Также вероятно и то, что динамические усилия от "защемления" ротора в плоскости подшипника №7 вызвали ослабление крепления подшипника №8, что также привело к повышению вибрации опорного подшипника.
Для подтверждения последнего предположения проведен подробного анализа спектра в районе первой роторной гармоники с разрешением 0,063 Гц для разделения сигнала сети переменного тока (50 Гц) и механической составляющей спектра от вращения ротора. На рис. 3(б) и рис. 4(б) представлены траектории колебаний точки опоры генератора ПТ-60/130 который является исправным.
Схема точек измерения вибрации агрегата ПТ-60/130 представлена на рис 2.

Рис.1. Схема точек измерения вибрации турбоагрегата Т-1000/130.



Рис.2. Схема точек измерения вибрации турбоагрегата ПТ-60/130

а)	б)
Рис. 3. Траектории колебаний переднего подшипника генератора в горизонтальной плоскости (синхронное измерение сигналов в осевом и поперечном направлениях).
а) Т-100/130;	б) ПТ-60/130

а)	б)
Рис. 4. Траектория колебаний заднего подшипника турбоагрегатов горизонтальной плоскости плоскости (синхронное измерение сигналов в осевом и поперечном направлениях).
а) Т-100/130;	б) ПТ-60/130

Рис. 5. Характерные спектры виброскорости переднего ОУП №1 ЦВД в поперечном и осевом направлениях.
СКЗ, Log, мм/с, 250 Гц.


Рис. 6. Характерные спектры виброскорости заднего ОП №2 ЦВД и переднего ОУП №3 ЦСД в осевом направлении.
СКЗ, Lin, мм/с, 250 Гц.


Рис. 7. Характерные спектры виброскорости переднего ОУП №7 генератора в поперечном и осевом направлениях.
СКЗ, Lin, мм/с, 250 Гц.


Рис. 8. Характерные спектры виброскорости заднего ОП №8 генератора в поперечном и осевом направлениях.
СКЗ, Lin, мм/с, 250 Гц.

ВЫВОДЫ
Применение вибродиагностической системы ДСА-2001 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.