SYSTEMS FOR ACTIVE MONITORING OF ROTOR BEARING STATE IN TURBINE GENERATOR OF MICRO-TURBINE INSTALLATION
Rubrics: TRANSPORT
Abstract and keywords
Abstract (English):
The paper is dedicated to the increase of reliability, life, resource and decrease of costs for maintenance of micro-turbine installations at the expense of rotor bearing timely maintenance and decrease of total work time of the installation in the mode of catastrophic wear. In the paper there is described a method for the active monitoring of rotor bearing state of the micro-turbine installation allowing timely notification of the workers in charge about essential turbine generator maintenance. The solution offered is fundamentally new in this field of investigations as it was not used earlier for the control of rotor bearing state of turbine generators. In the paper there are enumerated all components essential for the operation of the system and a method for their connection. A process for adjustment and updating the solution offered is described. As a basic component of the system for data collection there is used Arduino Uno controller. As a main software component is chosen Zabbix 5.0 monitoring system. The objects under investigation are described, and there are presented conclusions on effectiveness and economic purposefulness of the solution offered.

Keywords:
energy supply, turbine generator, micro-turbine installation, active monitoring, rotor bearing
Text
Publication text (PDF): Read Download

Введение

 

С начала XX века большинство развитых стран по всему миру производили энергию централизованно. Это обуславливалось географическими, экономическими, экологическими и многими другими факторами. К примеру, гидроэлектростанции не функционировали в местах без природного водотока значительного размера с перепадами в уровнях воды, а угольные станции невозможно было построить рядом с населенными пунктами, т.к. загрязненный воздух слишком сильно влиял на его жителей [1].

С развитием энергетики в 1980-х годах XX века ситуация начала меняться, поскольку появились газотурбинные и парогазовые установки с КПД, достигающим 55-60%. В большинстве случаев использование распределенной генерации увеличило затраты на единицу получаемой энергии, однако такие преимущества как когенерация тепла, высокий уровень отказоустойчивости и др. позволили сделать данный способ получения энергии удобнее и выгоднее, чем централизованная выработка [2].

На данный момент наибольшее распространение среди установок для распределенной генерации получили микротурбины. При утилизации тепла коэффициент их полезного действия варьируется от 60-70%, при этом микротурбинные установки способны работать на различных видах топлива от природного газа до керосина. Учитывая низкое содержание вредных веществ в выхлопных газах современных установок среди прочих преимуществ распределенной генерации можно выделить и ее безопасность для окружающей среды [3].

 

Основная часть

 

Стандартно микротурбинная установка включает в себя следующие компоненты:

  • генератор;
  • компрессор;
  • рекуператор;
  • котлел-утилизатор;
  • микротурбину с обвязкой;
  • систему автоматического управления с пультом;
  • аккумуляторы;
  • систему воздушного охлаждения;
  • другое дополнительное оборудование (по необходимости).

В эксплуатации микротурбинные установки неприхотливы. Физическое присутствие для контроля над их работой не требуется, все действия можно совершать дистанционно [4-5].

Наиболее ответственным и наименее долговечным узлом микротурбинной установки является турбогенератор [6].

 

 

 

Рис. 1. Общий вид турбоагрегата

 

 

Самая важная часть турбогенератора – ротор. Он изготавливается из стали высокой прочности и размещает на себе:

  • втулку высокоскоростного синхронного генератора с 2-мя запрессованными постоянными магнитами;
  • колесо одноступенчатой центростремительной турбины;
  • колесо одноступенчатого центробежного компрессора [7-9].

Ротор турбогенератора располагается на двух опорах: первая - между втулкой генератора и колесом компрессора, а вторая опора со стороны торца втулки генератора.

Первой опорой является гидродинамический подшипник, а второй - упорный керамический подшипник качения, который устанавливается в статорной части через промежуточные плавающие кольца. Оба подшипника смазываются и охлаждаются высококачественным синтетическим маслом [10].

Существуют регламентные сроки по обслуживанию микротурбинных установок, к примеру интервал замены масла в турбогенераторе 24 000 моточаса, а в дожимном компрессоре 8000 моточасов. Однако невозможно спрогнозировать оптимальный интервал обслуживания всех узлов установки в силу определенных особенностей каждого из них. Например, интервал замены подшипников ротора турбогенератора зависит от ряда нюансов, в том числе и от режима эксплуатации микротурбины. В случае работы с постоянной нагрузкой без частных пусков и остановок, быстрее всего из строя выйдет упорный керамический подшипник качения, в противном же случае наибольшему износу будет подвержен гидродинамический подшипник [11].

 

Описание предложенного решения

 

С целью дополнительного повышения ресурса микротурбинной установки и снижения затрат на ее обслуживание, была разработана система активного мониторинга, контролирующая состояние опор ротора турбогенератора в режиме реального времени.

 
 

Известно, что в процессе работы изношенного подшипника качения наблюдается характерный люфт, биение, в результате чего появляются не характерные звуки – скрежет, хруст и т.п., а также что в процессе работы изношенного гидродинамического подшипника наблюдается контакт вала и вкладыша, в результате чего температура подшипникового узла растет. На основании уровня шума вблизи опор, температуры опор ротора турбогенератора, вибраций ротора выполняется мониторинг его износа в режиме реального времени.

 

Основной задачей системы мониторинга стало своевременное оповещение ответственного о наблюдающихся отклонениях в температурных, вибрационных и шумовых характеристиках, свидетельствующих о вероятном выходе их строя подшипникового узла.

 

Рис. 2. Схема подключения компонентов мониторинга

 

Основными компонентами системы мониторинга стали:

  • Контроллер Arduino Uno.
  • Датчик обнаружения звука
  • Два температурных датчика DS18B20.
  • Датчик вибрации на основе LDT0-028.
  • Wi-Fi маршрутизатор.
  • Арендованный VPS сервер с ОС Debian 10.
  • Программное обеспечение Zabbix 5.0 LTS.

Контроллер Arduino Uno программируется через COM порт с использованием USB интерфейса компьютера. В процессе работы контроллера задействуются готовые библиотеки:

  • ESP8266WiFi для подключения к точке доступа;
  • OneWire для обмена данными с датчиками;
  • DallasTemperature для интерпретации значений, полученных с датчика температуры.

Алгоритм работы контроллера следующий:

  1. Подключение к Wi-Fi сети со статическим IP адресом;
  2. Считывание значений температуры, вибрации и уровня шума;
  3. Вывод значений в виде гипертекстового документа в формате HTML.

 

 

Рис. 3. Полученные с контроллера значения

 

 

Расположенный вблизи контроллера Wi-Fi маршрутизатор, подключенный к сети Internet, перенаправляет все запросы, поступающие на 80 порт по внешнему статическому IP адресу на локальный IP адрес и порт контроллера.

 

 

 
 

Рис. 4. Пример перенаправления запросов

 

 

 

На арендованном VPS сервере с ОС Debian 10 последовательно устанавливаются и настраиваются:

  • Web Server Apache;
  • Необходимые PHP модули;
  • Сервер и клиент баз данных MariaDB;
  • Zabbix Server.

 

 
 
 

 

Рис. 5. Настроенные и запущенные службы сервера мониторинга

 

 

Используя CURL запрос, сервер мониторинга раз в секунду считывает значения температуры, вибрации и шума, после чего сохраняет их в базе данных. На основании накопленных значений встроенными инструментами строятся графики параметров относительно времени. Алгоритм задания триггеров позволяет отправлять ответственному уведомления о превышении пороговых значений, при этом средство оповещения позволяет делать это как в виде звонка, так и в виде сообщения в мессенджере, письма на электронную почту и многими другими способами.

 

 

 

Рис. 6. Примеры полученных графиков температуры

 

 

Известна кривая износа трущихся поверхностей, которую можно условно разделить на три стадии:

  1. Приработка контактных поверхностей;
  2. Установившийся износ покрытия контактных поверхностей;
  3. Катастрофический износ.

Первая стадия отличается резким возрастанием веса материала покрытия, удаленного с трущихся поверхностей. Обычно составляет не более 5–10% от общего ресурса подшипникового узла. Вторая стадия отличается равномерным износом и значительно большим ресурсом работы по сравнению с первой фазой — около 90–95% от общего ресурса подшипникового узла. На последней стадии дальнейшая эксплуатация подшипникового узла становится практически невозможной [12].

Настройка триггеров для системы мониторинга основывается на собранных в процессе эксплуатации данных. Значения температуры, вибрации и шума фиксируются на протяжении полного цикла работы каждого из подшипниковых узлов и интерпретируются на основании фаз износа трущихся поверхностей. После получения пороговых значений, характеризующих время оптимального обслуживания подшипникового узла, устанавливается порог срабатывания для триггера, и система мониторинга начинает функционировать. Используемый программный компонент позволяет создать необходимое количество оповещений об остаточном ресурсе роторной опоры, тем самым предоставляя возможность ответственному самостоятельно принимать решение о том, в какой момент времени лучше всего произвести обслуживание установки. В случае работы на серийном производстве, настройку триггеров достаточно сделать один раз и опираться на полученные значения при эксплуатации всех турбоагрегатов данной конфигурации.

 

 

 

Рис. 7. Пример уведомления, поступившего от службы мониторинга

Выводы

 

Предложенная в статье система активного мониторинга позволит повысить надежность, продлить срок службы микротурбинных установок и снизить затраты на их обслуживание за счет своевременного обслуживания опор ротора и сокращения общего времени работы установки в режиме катастрофического износа. На основании данных, собираемых системой мониторинга, пользователь получит возможность оценить остаточный срок службы каждой из опор ротора и необходимость ее замены в любой момент времени.

 

 

References

1. Belyaev, L. S. Energetika XXI veka: Usloviya razvitiya, tehnologii, prognozy / L. S. Belyaev, A. V. Lagerev, V.V. Posekalin. – Novosibirsk: Nauka, 2004, 386 s.

2. Hohlov, A. Raspredelennaya energetika v Rossii: potencial razvitiya / A. Hohlov, Yu. Mel'nikov, F. Veselov [i dr.]. – Moskva: Energeticheskiy centr Moskovskoy shkoly upravleniya SKOLKOVO, 2017.

3. Ivanov, I. V. Perspektivy ispol'zovaniya gazoturbinnyh tehnologiy v energetike Rossii / I. V. Ivanov, S. A. Strugovec, A. Yu. Chechulin. - Ufa: UGATU, 2009. – S. 26-31.

4. Bezrukih, P. P. Netradicionnye vozobnovlyaemye istochniki energii / P. P. Bezrukih. – Sankt-Peterburg: Energeticheskaya bezopasnost' i malaya energetika. XXI vek, 2002. – S. 30-45.

5. Terehin, A. N. Perspektivy razvitiya avtonomnyh istochnikov energosnabzheniya na baze gazoporshnevyh i gazoturbinnyh dvigateley / A. N. Terehin, I. V. Slesarenko, A. V. Gorlanov [i dr.]. // Dvigatelestroenie. - 2007. - № 1. – S. 30-33.

6. Voropay, N. I. Trebovaniya k protivoavariynomu upravleniyu EES s uchetom izmeneniya usloviya ih razvitiya i funkcionirovaniya / N. I. Voropay, D. N. Efimov // Nadezhnost' liberalizovannyh sistem energetiki. – 2004. – S. 74-84.

7. Ilyushin, S. A. Vnedrenie sistem telemehaniki s vozobnovlyaemymi istochnikami elektropitaniya / S. A. Ilyushin, S. A. Lavrov // Avtomatizaciya v promyshlennosti. — 2015. –— № 11. — S. 8–12.

8. Delkov, A. V. Problemy i perspektivy sozdaniya ustanovok rezervnogo elektrosnabzheniya na baze gazoturbinnyh dvigateley / A. V. Delkov, M. G. Melkozerov // Aktual'nye problemy aviacii i kosmonavtiki. - 2010. - №6 – S. 80-81.

9. Voropay, N. I. Tendencii razvitiya centralizovannoy i raspredelennoy energetiki / N. I. Voropay, A. V. Keyko, B. G. Saneev [i dr.]. – Irkutsk: Institut sistem energetiki im. L.A. Melent'eva. – 2005. - №7. – S. 2-11.

10. Mel'nik, G. V. Mikroturbiny / G. V. Mel'nik // Dvigatelestroenie. – 2009. - №2 – S. 35-40.

11. Gusarov, V. A. Gazoturbinnye tehnologii dlya avtonomnogo elektrosnabzheniya / V. A. Gusarov, Ya. V. Kulagin // Gazoturbinnye tehnologii. - 2012. - № 7 – S. 36-38.

12. Safonov, A. Elektricheskie pryamougol'nye soediniteli. Analiz fizicheskih processov v kontaktah. / A. Safonov, L. Safonov // Tehnologii v elektronnoy promyshlennosti. – 2007. – №6 – S. 54-58.