Спосіб ідентифікації пошкоджень обмоток статора турбогенератора

Реферат: UA 68207 U UA 68207 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Корисна модель належить до галузі атомної енергетики і може бути використана при розробці систем контролю і діагностики турбогенератора в процесі експлуатації. На сьогодні одним з найбільш ефективних способів виявлення дефектів у конструкції і аномальних відхилень фізичних процесів, що протікають в технологічному устаткуванні, є контроль і аналіз шумів фізичних і технологічних параметрів. На основі "шумового" аналізу розробляються різні вимірювально-інформаційні системи (ВІС). Типова методика "шумового" контролю і діагностики обладнання установки містить такі основні етапи: складання еталонних спектрів "шумових" сигналів при різних режимах роботи контуру; оперативний "шумовий" контроль і порівняння отримуваних результатів з еталонними даними; аналіз "шумових" сигналів і виявлення їх змін; зіставлення результатів аналізу із структурою обладнання в цілях установлення діагнозу; ухвалення рішення про можливість експлуатації устаткування [1]. Щоб така система контролю була максимально ефективною, вона має працювати безперервно як звичайна система технологічного контролю, не порушуючи нормальної роботи установки в процесі всього періоду експлуатації. Найбільш небезпечним пошкодженням турбогенератора є пошкодження в головках стрижнів статора. Контроль таких пошкоджень в процесі експлуатації неможливий. В даний час відсутні системи контролю і методи ідентифікації порушення контакту під навантаженням, що приводить до пожежі в лобових частинах, після якої потрібна часткова або повна заміна обмоток статора турбогенератора [2]. Суть корисної моделі полягає в підвищенні швидкості ідентифікації стану турбогенератора і поліпшенні якості оцінки пошкоджень турбогенератора за рахунок локалізації пробоїв обмоток статора в процесі його експлуатації. Технічний результат досягається шляхом розробки схеми розташування детекторів шуму ВІС і методу розрахунку за показами ВІС координат проекцій на поверхню турбогенератора зон підвищеної температури. Основний внесок в спектр акустичних шумів дають шуми турбіни і інших конструкцій, які створюють шкідливий фон при спостереженні за шумами обмоток турбогенератора і засмічують статистичну вибірку, збільшуючи середнє значення амплітуди сигналу SA. Температурні шуми, пов'язані з пошкодженнями обмотки турбогенератора (пробиття ізоляції, пошкодження активної сталі в місці пробою), значно збільшують дисперсію  2 амплітуди сигналу. A Отримання інформації про розташування найбільш "гарячих" точок обмоток турбогенератора за показами детекторів шуму поза конструкцією в процесі функціонування дає спосіб, названий методом акустичного аналізу найбільш "гарячих" точок (МАА НГТ) турбогенератора. В МАА НГТ на першому етапі вимірювань використовується n детекторів шуму di i  1; n , схема розташування яких на поверхні турбогенератора утворює координатну сітку. Визначимо цю схему як ненапрямлений граф G. Крок цієї сітки або розмір основної зони отримання інформації детектором визначається його чутливістю. На другому етапі вимірювань за результатами першого для кожного детектора dx, що знаходиться в найбільш "гарячій" точці, розглядаються детектори dxi i  1;8 , розташовані за схемою поділу відрізків основної координатної сітки навпіл. Точність методу визначається розміром цих вторинних ланок. Вимірювання проводять в дискретні моменти часу. Метод акустичного аналізу найбільш "гарячих" точок турбогенератора полягає в наступному: 1. Встановлюємо крок ітерації l=1, значення номера вихідної компоненти зв'язності k=0 графа G, значення номера породженої компоненти зв'язності j=1 графа G. Визначаємо j  початкову схему вимірювань і множину Ml,k  M110 детекторів шуму. ,     2. Визначаємо для теперішнього моменту часу середнє значення амплітуди шумів, що j надходять на детектори множини Ml,k , n S Ai , i1 n SA   50 і дисперсію  SAi  SA  n 2  A 2 i1 n , j де n - потужність множини Ml,k ; 1 UA 68207 U j SAi - амплітуда шуму на і-му детекторі з множини Ml,k . j 3. Визначаємо для кожного детектора множини Ml,k величину відхилення амплітуди шуму від середнього значення  Ai  S Ai  S A 5 і, якщо  Ai  A , то i-й детектор виключається з графа G. 4. Використовуючи алгоритм знаходження компонент зв'язності ненапрямленого графа, j визначаємо в графові G для кожної початкової компоненти зв'язності Ml,k породжені нею 10 15 компоненти зв'язності, тобто зони більш високого рівня шуму, і, отже, підвищеної температури. Переходимо до наступного кроку ітерації, l=l+1. 5. Для кожної породженої компоненти зв'язності повторюємо п. 2-4 до тих пір, поки кожна компонента не міститиме мінімальне число таких детекторів, що виконання для них п. 2-4 приведе до появи нульової компоненти. Результатом аналізу першої схеми розташування детекторів є дерево розв'язань (креслення). Листям дерева вирішень відповідають координати найбільш "гарячих" точок на поверхні турбогенератора. 6. Для кожного листа дерева вирішень із зіставленої йому множини детекторів визначаємо детектор dx, для якого значення амплітуди шуму максимально. Проводимо аналіз інформації, що поступає від детекторів dxi i  1;8 , розташованих за схемами поділу відрізків навпіл. Визначаємо детектор, для якого SA max  maxSAxi , SAx  ,  20  i 25 30 35 40 і заносимо його координати в результативний вектор В найбільш "гарячих" точок. 7. Проходимо дерево розв'язань від кореня до листя, зіставляючи рівень дерева з колірним аналогом від білого до червоного, за ступенем зростання небезпеки аварійної ситуації. Кількість рівнів дерева вирішень відображає ступінь риску, що збільшується з номером рівня. Четвертий рівень відображає плавлення обмотки турбогенератора, оскільки відхилення амплітуди SA від її середнього значення по турбогенератору перевищує 3σА з урахуванням перетворень по дереву вирішень, це означає, що процес некерований. 8. Відображаємо на картограмі поверхні турбогенератора колірну гаму зон і наносимо найбільш "гарячі" точки, відповідно до вектора В. Результатом застосування МАА НГТ є картограма стану турбогенератора і вектор координат найбільш "гарячих" точок на його поверхні. Це дозволяє: підвищити швидкодію отримання інформації про стан турбогенератора за рахунок урахування імовірнісних характеристик процесу і схем розташування детекторів; підвищити якість оцінки пошкоджень за рахунок локалізації пошкоджень обмоток статора турбогенератора в процесі експлуатації, не передбачених в сучасних системах контролю. Джерела інформації: 1. Емельянов И. Я. Управление и безопасность ядерных энергетических установок / И. Я. Емельянов, П. А. Гаврилов, Б. Н. Селиверстов - М.: Атомиздат, 1975.-280 с. 2. Алексеев Б. А. Определение состояния (диагностика) крупных турбогенераторов / Б. А. Алексеев - М.: Из-во НЦ ЭМАС, 2001.-152 с. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 45 Спосіб ідентифікації пошкоджень обмоток статора турбогенератора, яка відрізняється тим, що локалізація пошкоджень проводиться на основі дерева вирішень, побудованого за показами детекторів шуму на поверхні турбогенератора, який одночасно визначає схему використання детекторів шуму. Комп’ютерна верстка Г. Паяльніков Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 2