студент
Орел, Орловская область, Россия
УДК 62 Инженерное дело. Техника в целом. Транспорт
ГРНТИ 55.37 Турбостроение
Описан способ ведения активного мониторинга за состоянием опор ротора микротурбинной установки, позволяющий своевременно оповещать ответственных о необходимости обслуживания турбогенератора. Перечислены все компоненты, необходимые для функционирования системы и способ их подключения. Описан процесс настройки и отладки предложенного решения. Выбрана система мониторинга Zabbix 5.0. Описаны исследуемые объекты, представлено решение по повышению надежности, долговечности, увеличению ресурса и снижению затрат на обслуживание микротурбинных установок при своевременном обслуживании опор ротора и сокращении общего времени работы установки в режиме катастрофического износа. Представлены выводы по эффективности и экономической целесообразности предложенного решения.
энергоснабжение, турбогенератор, микротурбинная установка, активный мониторинг, роторная опора
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:
- Подключение к Wi-Fi сети со статическим IP адресом;
- Считывание значений температуры, вибрации и уровня шума;
- 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:
- Приработка контактных поверхностей;
- Установившийся износ покрытия контактных поверхностей;
- 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.
1. Беляев, Л. С. Энергетика XXI века: Условия развития, технологии, прогнозы / Л. С. Беляев, А. В. Лагерев, В.В. Посекалин. – Новосибирск: Наука, 2004, 386 с.
2. Хохлов, А. Распределенная энергетика в России: потенциал развития / А. Хохлов, Ю. Мельников, Ф. Веселов [и др.]. – Москва: Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО, 2017.
3. Иванов, И. В. Перспективы использования газотурбинных технологий в энергетике России / И. В. Иванов, С. А. Струговец, А. Ю. Чечулин. - Уфа: УГАТУ, 2009. – С. 26-31.
4. Безруких, П. П. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии / П. П. Безруких. – Санкт-Петербург: Энергетическая безопасность и малая энергетика. XXI век, 2002. – С. 30-45.
5. Терехин, А. Н. Перспективы развития автономных источников энергоснабжения на базе газопоршневых и газотурбинных двигателей / А. Н. Терехин, И. В. Слесаренко, А. В. Горланов [и др.]. // Двигателестроение. - 2007. - № 1. – С. 30-33.
6. Воропай, Н. И. Требования к противоаварийному управлению ЭЭС с учетом изменения условия их развития и функционирования / Н. И. Воропай, Д. Н. Ефимов // Надежность либерализованных систем энергетики. – 2004. – С. 74-84.
7. Илюшин, С. А. Внедрение систем телемеханики с возобновляемыми источниками электропитания / С. А. Илюшин, С. А. Лавров // Автоматизация в промышленности. — 2015. –— № 11. — С. 8–12.
8. Делков, А. В. Проблемы и перспективы создания установок резервного электроснабжения на базе газотурбинных двигателей / А. В. Делков, М. Г. Мелкозеров // Актуальные проблемы авиации и космонавтики. - 2010. - №6 – С. 80-81.
9. Воропай, Н. И. Тенденции развития централизованной и распределенной энергетики / Н. И. Воропай, А. В. Кейко, Б. Г. Санеев [и др.]. – Иркутск: Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева. – 2005. - №7. – С. 2-11.
10. Мельник, Г. В. Микротурбины / Г. В. Мельник // Двигателестроение. – 2009. - №2 – С. 35-40.
11. Гусаров, В. А. Газотурбинные технологии для автономного электроснабжения / В. А. Гусаров, Я. В. Кулагин // Газотурбинные технологии. - 2012. - № 7 – С. 36-38.
12. Сафонов, А. Электрические прямоугольные соединители. Анализ физических процессов в контактах. / А. Сафонов, Л. Сафонов // Технологии в электронной промышленности. – 2007. – №6 – С. 54-58.
