Система вибромониторинга или предиктивная (предсказательная) диагностика производственного оборудования на предприятии позволяет предугадать наступление аварийной ситуации на основе анализа и мониторинга его текущего состояния и предсказания сбоев.

На ТЭС и ТЭЦ системами стационарной диагностики должны быть оснащено следующее основное, критически важное оборудование: котельные агрегаты, турбоагрегаты, тягодутьевые механизмы котельных агрегатов и питательные электронасосов (далее ПЭН). Выше перечисленное оборудование это наиболее ответственные механизмы, участвующие в технологическом процессе, так же на предприятии должна быть внедрена мобильная диагностика динамического вспомогательного оборудования турбинных агрегатов и прочего вспомогательного оборудования с функционалом предиктивной диагностики и передачи данных в электронную систему управления эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтом.

Основаниями для реализации проектов внедрения систем предиктивного вибромониторинга, являются требования Минэнерго РФ о развитии систем мониторинга и диагностирования энергетического оборудования.

Основными задачами системы предиктивной диагностики, являются сбор данных о параметрах работы оборудования, аварийных сигналах, расчет ключевых показателей эффективности (KPI), поиск аномалий в отношении заданных диапазонов управления, обеспечение прозрачности данных, контроль эффективности и информирование о необходимости проверки оборудования, выдача причин и прогнозов возникновения дефектов и рекомендаций по их устранению, передача подтвержденных отклонений и дефектов в SAP предприятием.

Этапы создания системы предиктивной диагностики на предприятии:

1. Заключение договора на разработку проектно-сметной документации.
2. Разработка проектно-сметной документации.
3. Согласование проектно-сметной документации.
4. Тендер на поставку оборудования и выполнение строительно-монтажных работ.
5. Заключение договора на поставку оборудования и выполнение строительно-монтажных работ.
6. Изготовление и поставка оборудования и программного обеспечения.
7. Выполнение пусконаладочных работ.

7.1 Сбор сигналов для предиктивной диагностики.

7.2 Пусконаладочные работы верхнего уровня.

8. Ввод объекта в эксплуатацию.

На фото шкаф промежуточных промклеммников системы предсказательной диагностики.

Измерение скорости вращения вала паровой турбины ПТ-65-130/13 осуществляется датчиком токовихревым ИТ12.30.000 с диаметром катушки 8 мм в комплекте с преобразователем тахометрическим — ИТ14.14.000. Датчик и преобразователь – производства НПП «Измерительные Технологии».

Датчик  устанавливается над открытой частью вала шестого подшипника. На валу необходимо сделать паз шириной не менее 12 мм и глубиной 2 мм. Пример установки датчика показан на рисунке сверху.

Расширение корпуса ЦВД и ЦНД турбины ПТ-65-130/13 (цилиндры высокого и низкого давления, соответственно) измеряется датчиком токовихревым контактным ИТ12.36.000.

Конструктивно датчик состоит из корпуса, катушки, выдвижной телескопической трубки и кабеля. На объект контроля датчик крепится с помощью шаровых пальцев с наружной резьбой М6.

Тип преобразователя — ИТ14.12.000.  Диапазон измерения 80 мм. Пример

установки показан на рисунке сверху.

Искривление ротора измеряется датчиком токовихревым ИТ12.30.000 с диаметром катушки  8мм. Тип преобразователя — ИТ14.12.000. Как  правило,  датчик ставится на штатное место с заменой кронштейна или без замены. Кронштейн специализированный – производства НПП «Измерительные Технологии».

Конструктивно токовихревой датчик состоит из корпуса, катушки, кабеля и заглушки.
Датчик выпускается в нескольких модификациях в зависимости от диаметра катушки (5, 8, 10, 16, 32 и 48 мм), типа корпуса (цилиндрический, Т-образный, с электроизоляцией от бронерукава, с удлинителем). Кабель заключен в гибкий рукав из нержавеющей стали. Длина кабеля варьируется от 1 до 10 метров. Степень защиты корпуса датчика с кабелем от внешних воздействий (пыли, воды и т. п.) по ГОСТ14254 – IP 67.

Измерение осевого сдвига ротора в составе системы управления, контроля и диагностики паровой турбины ПТ-65-130/13, осуществляется с помощью токовихревого датчика ИТ12.30.000 с диаметром катушки  10 мм и преобразователя  —  ИТ14.12.000. Оба датчика, производства НПП «Измерительные Технологии». Диапазон  измерения  датчика  4,5 мм. Измерение проводится тремя датчиками. Сигнал аварии вырабатывается по алгоритму 2 из трех.

Пример установки датчиков показан на чертеже сверху.

Относительное расширение ротора ЦВД* и ЦНД** измеряется датчиком токовихревым ИТ12.33.040, который устанавливается в комплекте с преобразователем.

Датчик содержит две линейки токовихревых датчиков в алюминиевом корпусе.

Пример установки датчиков показана на рисунке сверху.

Датчик токовихревой линейный ИТ12.33.000 (ДТЛ) предназначен для бесконтактного измерения относительных расстояний (линейных смещений объекта контроля). Датчик имеет аналоговый выход измеряемых параметров.

Датчик и преобразователь, производства НПП «Измерительные Технологии».

* — цилиндр высокого давления.

** — цилиндр низкого давления.

Измерение вибрации корпусов подшипников турбоагрегата осуществляется с помощью датчика вибрации ИТ12.35.00, который преобразует механические колебания в электрические сигналы, пропорциональные ускорению вибрирующего объекта.

Измерение происходит в трех направлениях: вертикальном,  поперечном  и  осевом  —  тремя  независимыми  датчиками  вибрации. 

Канал измерения вибрации представляет собой пьезоэлектрический датчик с преобразователем. Тип  используемого  датчика вибрации –  ИТ12.35.000,  тип вторичного  преобразователя  — ИТ14.11.000, оба производства НПП «Измерительные Технологии».

Датчик устанавливается на корпус подшипника с помощью монтажного приспособления —  «кубика». 

Датчик вибрации ИТ12.35.000 предназначен для преобразования механических колебаний в электрические сигналы, пропорциональные ускорению колеблющегося объекта.

 

Состав технических средств (датчиков) для системы контроля, управления и диагностики турбоагрегата ПТ-65-130/13.

Состав оборудования первого уровня:

• канал измерения вибрации корпусов подшипников — 18 канала;
• канал измерения скорости вращения вала — 1 канал;
• канал измерения относительного расширения ротора (ОРР) — 2 канала;
• канал измерения смещения ротора (ОСР) — 3 канала;
• канал измерения искривления ротора (ИР) — 1 канал;
• канал измерения теплового расширения корпуса (ТРК) — 2 канала.

Состав уровня преобразователей:

• преобразователи вибрационные — 18 шт.;
• преобразователь скорости вращения (тахометрический) — 1 шт.;
• преобразователь ОСР — 3 шт.;
• преобразователь ИР — 1 шт.;
• преобразователь ТРК — 2 шт.;
• модуль измерения токов (0-5мА) — 1 шт.;
• модуль реле — 4 шт.;
• модуль защит — 4 шт.;
• индикатор — 1 шт.

Верхний уровень:

• сервер сбора данных — 1 шт.;
• АРМ оператора — 1 шт.

Cистема контроля, управления и диагностики турбоагрегата ПТ-65-130/13 на базе АСУ от  НПП «Измерительные Технологии».

Назначение.

Система предназначена для:

— непрерывного контроля технологических параметров, вибрационного состояния и защиты турбогенератора в стационарных и переходных режимах работы путем измерения вибропараметров, скорости вращения, линейных смещений и искривления ротора;

— повышения безопасности эксплуатации технологического оборудования за счет получения оперативной и объективной информации о техническом состоянии турбоагрегата;

— снижения эксплуатационных расходов за счет предотвращения внеплановых и аварийных остановов агрегата;

— повышения культуры производства ремонтно-технических служб за счет внедрения современных средств мониторинга оборудования и информационных технологий.

Система выполняет следующие функции:

— непрерывный контроль состояния турбоагрегата по параметрам вибрации;

— непрерывный контроль смещения ротора;

— непрерывный контроль теплового расширения ротора ЦВД и ЦНД;

— непрерывный контроль теплового расширения корпуса турбины ЦВД и ЦНД;

— контроль выходной мощности генератора;

— непрерывный контроль скорости вращения вала;

— формирование управляющих сигналов для противоаварийной автоматики в случаях превышения параметров вибрации и осевого смещения ротора заданных предупредительных и аварийных уставок;

— оперативный диагностический контроль (мониторинг) по данным измерений абсолютной вибрации опор подшипников турбогенератора;

— формирование архива по всем измеряемым и вычисляемым параметрам (базы данных), просмотр и анализ архивных данных;

— анализ вибрационного состояния турбоагрегата на различных режимах работы (останов, валоповорот, набор оборотов, работа под нагрузкой, выбег).

Структура.

Система имеет три уровня иерархии. Нижний уровень — датчики и исполнительные механизмы, средний — модули системы ИТ-14, верхний — сервер сбора и обработки данных и операторская станция.

Связь между верхним и средним уровнем осуществляется по линии CAN. Сигналы, участвующие в защитах, от измерительных модулей до модулей защит проводят по выделенным линиям.

Датчики системы устанавливаются, как на поверхности конструктивных элементов турбогенератора так и внутри полостей картеров подшипников. По принципу работы датчики разделяются на пьезоэлектрические и вихретоковые. Индикатор оборотов ротора устанавливается на переднюю опору турбины.

Модули системы предназначены для согласования сигнала от датчика, предварительной обработке и передачи данных по лини CAN на оборудование верхнего уровня в цифровой форме. Модули для измерения поверхностной вибрации и осевого смещения ротора имеют дискретные выходы для модуля защиты, который формирует сигнал на останов турбины по алгоритму защит турбогенератора.

Персональные компьютеры верхнего уровня обеспечивают:

— приём и хранение полученных данных;

— визуализацию полученных данных и архивов;

— управление в пределах разграничения прав;

— анализ полученных данных для прогноза состояния турбины.