Помощь студентам в учебе
Разработка и анализ комплексной системы превентивной диагностики узлов гидроагрегата РО140/0942-В-625
|
АННОТАЦИЯ 2
ВВЕДЕНИЕ 8
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 11
1.1 Описание технологического процесса работы объекта 11
1.2 Характеристика и основные параметры исследуемого объекта 11
1.3 Требования к объекту и системе мониторинга 19
1.4 Анализ технических средств автоматизации объекта 22
1.5 Выбор оборудования для реализации системы мониторинга 24
1.5.1 Система высокочастотных датчиков CSI 6500 24
1.5.2 Серверная часть 27
1.5.3 Интерфейсы для связи с внешней средой 27
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 33
2.1 Теоретические основы работы алгоритмов вибромониторинга 33
2.2 Основные дефекты, возникающие в рабочей системе 38
2.3 Реализация алгоритмов в программе 47
2.4 Разработка концепции приложения 59
2.5 Разработка интерфейсов системы 68
2.5.1 Разработка структуры клиент-серверного взаимодействия 69
2.5.2 Разработка структуры взаимодействия сервера с источниками данных . 69
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 72
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 73
ВВЕДЕНИЕ 8
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 11
1.1 Описание технологического процесса работы объекта 11
1.2 Характеристика и основные параметры исследуемого объекта 11
1.3 Требования к объекту и системе мониторинга 19
1.4 Анализ технических средств автоматизации объекта 22
1.5 Выбор оборудования для реализации системы мониторинга 24
1.5.1 Система высокочастотных датчиков CSI 6500 24
1.5.2 Серверная часть 27
1.5.3 Интерфейсы для связи с внешней средой 27
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 33
2.1 Теоретические основы работы алгоритмов вибромониторинга 33
2.2 Основные дефекты, возникающие в рабочей системе 38
2.3 Реализация алгоритмов в программе 47
2.4 Разработка концепции приложения 59
2.5 Разработка интерфейсов системы 68
2.5.1 Разработка структуры клиент-серверного взаимодействия 69
2.5.2 Разработка структуры взаимодействия сервера с источниками данных . 69
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 72
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 73
В современной энергетике широко используется энергия воды, как дешевый и стабильный источник энергии. В Российской федерации использование гидроэлектростанций является одним из самых выгодных способов добычи электрической энергии вследствие обилия водных ресурсов и доступных мест для размещения ГЭС.
Современные технологии в энергетике расширяет спектр доступных для размещения мест благодаря вариации типов станций. Ниже приведены основные типы ГЭС:
1. Плотинные
2. Деривационные
3. Аккумулирующие
4. Волновые
5. Приливные
Самыми распространенными типами ГЭС являются плотинные. Такие ГЭС сооружаются везде - и на равнинных реках (многоводных) и на горных реках. В таких ГЭС напор воды обеспечивается сооружением плотины и водохранилища. Плотина в такой ГЭС перегораживает русло реки полностью. Плотина строится, как правило, в более узком месте реки, там, где русло немного сжато. Плотинные гидроэлектростанции обычно строятся, когда напор воды очень высок. В плотинной ГЭС необходимо также построить плотину, и плотина должна полностью перегородить русло реки. При этом машинный зал (здание гидроэлектростанции) будет размещаться непосредственно за плотиной, внизу.
Деривационные гидроэлектростанции обычно размещаются на тех реках, где очень большой уклон реки. Так как уклон реки там очень большой, то, соответственно, очень большой напор воды. И строить плотину в таком месте нет необходимости. А хороший напор воды получается из-за большого уклона русла реки и деривации. В деривационной ГЭС вода идет по специальным водотокам прямо из русла к самому машинному залу (зданию гидроэлектростанции).
Деривационные ГЭС, в свою очередь, делятся на ГЭС с напорной деривацией или с безнапорной деривацией. Если ГЭС имеет напорную деривацию, то водоток, по которому идет вода к машинному залу, прокладывается с немалым уклоном. Если же ГЭС имеет безнапорную деривацию, то тогда обычно сооружается плотина с водохранилищем. Такой способ строительства ГЭС и ее работы называется смешанная деривация - в этом способе и строится плотина, и используется энергия самой деривации.
Гидроаккумулирующие ГЭС (или ГАЭС) отличаются от других видов и типов ГЭС тем, что способны не просто вырабатывать электрическую энергию, но и накапливать ее, аккумулировать. Накопление (аккумуляция) электроэнергии производится для того, чтобы выдавать ее потребителям в часы пиковых нагрузок. Принцип работы ГАЭС состоит в следующем. В определенные часы (как правило, не в часы пиковых нагрузок) все гидроагрегаты электростанции функционируют как своеобразные насосы: они закачивают воду в особые, специально оборудованные верхние бассейны. При этом эти насосы работают только от внешних источников питания. А когда наступают часы пиковых нагрузок, вода из этих бассейнов поступает в напорные водотоки и начинает вращать гидротурбины.
Гидроэлектростанции как производственные объекты включают в себя несколько необходимых компонентов. Это машинный зал, в котором располагаются гидроагрегаты, трансформаторная и распределительная станции и дополнительные элементы в зависимости от типа ГЭС.
Одним из самых востребованных сфер в современной технике является цифровизация производства. Не обошла эта тенденция и электроэнергетику. Уже с прошлого века развивается автоматизация добычи электроэнергии из энергии воды. Уже широко известны решения в сфере автоматизации систем управления, защит, контроля инженерных сооружений. Широко используются технологии сбора информации, ее аккумуляции и переработки. Среди развивающихся областей - системы верхнего уровня (уровня представления и системного управления), а также системы диагностики.
Касательно гидротехники и гидроэнергетики даже на самых современных станциях остро стоит проблема частоты ремонтов оборудования в связи с большими вибрационными нагрузками на корпуса и несущие узлы.
Игнорирование данных проблем ведет к катастрофическим последствиям. Таким как авария на Саяно-Шушенской ГЭС.
Нагрузка гидроагрегата является не статичной по своей природе и используемые для стабилизации движущихся частей узлы подвержены колоссальным динамическим нагрузкам. К узлам, испытывающим максимальные нагрузки в гидроагрегате относятся:
• Подшипник турбины
• Подшипник генератора
• Подпятник
• Ротор гидроагрегата
Также мы исходим из условности неизменности гидроагрегата. То есть, решаем проблему, не изменяя проектировочных характеристик и узлов машин, используемых на гидроэлектростанции.
Очевидным решением кажется снижение нагрузки на гидроагрегат. Но это также повлечет за собой пропорциональное падение производительности, а значит, экономически не рентабельно.
В связи с фактами, изложенными в предыдущих абзацах, приходим к выводу, что решение будет лежать в области обеспечения корректных данных о состоянии агрегата и более точном измерении характеристик, являющихся критическими для определения запаса хода узлов агрегата, структурной целостности отдельных элементов, а также эффективности работы узлов в целом.
Стандартные решения систем SCADA для управления и мониторинга состояния гидроагрегатов не предоставляют всей полноты сведений о характеристиках вибрации узлов. В связи с этим предлагается расширять существующие системы отдельным комплексом для вибромониторинга.
Современные технологии в энергетике расширяет спектр доступных для размещения мест благодаря вариации типов станций. Ниже приведены основные типы ГЭС:
1. Плотинные
2. Деривационные
3. Аккумулирующие
4. Волновые
5. Приливные
Самыми распространенными типами ГЭС являются плотинные. Такие ГЭС сооружаются везде - и на равнинных реках (многоводных) и на горных реках. В таких ГЭС напор воды обеспечивается сооружением плотины и водохранилища. Плотина в такой ГЭС перегораживает русло реки полностью. Плотина строится, как правило, в более узком месте реки, там, где русло немного сжато. Плотинные гидроэлектростанции обычно строятся, когда напор воды очень высок. В плотинной ГЭС необходимо также построить плотину, и плотина должна полностью перегородить русло реки. При этом машинный зал (здание гидроэлектростанции) будет размещаться непосредственно за плотиной, внизу.
Деривационные гидроэлектростанции обычно размещаются на тех реках, где очень большой уклон реки. Так как уклон реки там очень большой, то, соответственно, очень большой напор воды. И строить плотину в таком месте нет необходимости. А хороший напор воды получается из-за большого уклона русла реки и деривации. В деривационной ГЭС вода идет по специальным водотокам прямо из русла к самому машинному залу (зданию гидроэлектростанции).
Деривационные ГЭС, в свою очередь, делятся на ГЭС с напорной деривацией или с безнапорной деривацией. Если ГЭС имеет напорную деривацию, то водоток, по которому идет вода к машинному залу, прокладывается с немалым уклоном. Если же ГЭС имеет безнапорную деривацию, то тогда обычно сооружается плотина с водохранилищем. Такой способ строительства ГЭС и ее работы называется смешанная деривация - в этом способе и строится плотина, и используется энергия самой деривации.
Гидроаккумулирующие ГЭС (или ГАЭС) отличаются от других видов и типов ГЭС тем, что способны не просто вырабатывать электрическую энергию, но и накапливать ее, аккумулировать. Накопление (аккумуляция) электроэнергии производится для того, чтобы выдавать ее потребителям в часы пиковых нагрузок. Принцип работы ГАЭС состоит в следующем. В определенные часы (как правило, не в часы пиковых нагрузок) все гидроагрегаты электростанции функционируют как своеобразные насосы: они закачивают воду в особые, специально оборудованные верхние бассейны. При этом эти насосы работают только от внешних источников питания. А когда наступают часы пиковых нагрузок, вода из этих бассейнов поступает в напорные водотоки и начинает вращать гидротурбины.
Гидроэлектростанции как производственные объекты включают в себя несколько необходимых компонентов. Это машинный зал, в котором располагаются гидроагрегаты, трансформаторная и распределительная станции и дополнительные элементы в зависимости от типа ГЭС.
Одним из самых востребованных сфер в современной технике является цифровизация производства. Не обошла эта тенденция и электроэнергетику. Уже с прошлого века развивается автоматизация добычи электроэнергии из энергии воды. Уже широко известны решения в сфере автоматизации систем управления, защит, контроля инженерных сооружений. Широко используются технологии сбора информации, ее аккумуляции и переработки. Среди развивающихся областей - системы верхнего уровня (уровня представления и системного управления), а также системы диагностики.
Касательно гидротехники и гидроэнергетики даже на самых современных станциях остро стоит проблема частоты ремонтов оборудования в связи с большими вибрационными нагрузками на корпуса и несущие узлы.
Игнорирование данных проблем ведет к катастрофическим последствиям. Таким как авария на Саяно-Шушенской ГЭС.
Нагрузка гидроагрегата является не статичной по своей природе и используемые для стабилизации движущихся частей узлы подвержены колоссальным динамическим нагрузкам. К узлам, испытывающим максимальные нагрузки в гидроагрегате относятся:
• Подшипник турбины
• Подшипник генератора
• Подпятник
• Ротор гидроагрегата
Также мы исходим из условности неизменности гидроагрегата. То есть, решаем проблему, не изменяя проектировочных характеристик и узлов машин, используемых на гидроэлектростанции.
Очевидным решением кажется снижение нагрузки на гидроагрегат. Но это также повлечет за собой пропорциональное падение производительности, а значит, экономически не рентабельно.
В связи с фактами, изложенными в предыдущих абзацах, приходим к выводу, что решение будет лежать в области обеспечения корректных данных о состоянии агрегата и более точном измерении характеристик, являющихся критическими для определения запаса хода узлов агрегата, структурной целостности отдельных элементов, а также эффективности работы узлов в целом.
Стандартные решения систем SCADA для управления и мониторинга состояния гидроагрегатов не предоставляют всей полноты сведений о характеристиках вибрации узлов. В связи с этим предлагается расширять существующие системы отдельным комплексом для вибромониторинга.
В ходе данной магистерской работы был произведен анализ существующих алгоритмов вибродиагностики узлов гидроагрегатов, выполнен анализ и выработаны технические требования к системе вибродиагностики гидроагрегата номер 7 Нижнекамской гидроэлектростанции, произведен выбор аппаратных компонентов, выполнена интеграция с существующей системой управления, защит и мониторинга гидроагрегата, а также произведена реализация выбранных алгоритмов в виде программного обеспечения.
Аппаратная часть системы реализована на:
1. Система сбора данных L-Card LTR-EU-2 (количество - 1)
2. Система опроса датчиков L-Card LTR11 (количество - 2)
3. Датчик смещения PR 6424 (количество - 15)
4. Преобразователь виброперемещений ИВП-05-0,8/200 (количество - 15)
5. Акселерометр A0322RM (количество - 2)
6. Сервер DELL R710 (количество - 1)
Код данной программы написан на программном языке С# с использованием технологий WCF, WPF, asynchronous programming, ODBC. Имеет объем (в существующей итерации) 168 тысяч строк. Мой вклад в проект составляет приблизительно 40%.
Для одного гидроагрегата было использовано 32 датчика вибросостояния, установлена связь с АСУ ТП по одному каналу связи (протокол Modbus, передача блока значений).
Последствием введение системы в эксплуатацию является увеличение среднего срока работы без вывода агрегата из производственного процесса с 5 лет до 6 лет. Уменьшено число аварийных остановов на 20%, уменьшено время поиска неполадок узловых устройств гидроагрегата на 45%.
Аппаратная часть системы реализована на:
1. Система сбора данных L-Card LTR-EU-2 (количество - 1)
2. Система опроса датчиков L-Card LTR11 (количество - 2)
3. Датчик смещения PR 6424 (количество - 15)
4. Преобразователь виброперемещений ИВП-05-0,8/200 (количество - 15)
5. Акселерометр A0322RM (количество - 2)
6. Сервер DELL R710 (количество - 1)
Код данной программы написан на программном языке С# с использованием технологий WCF, WPF, asynchronous programming, ODBC. Имеет объем (в существующей итерации) 168 тысяч строк. Мой вклад в проект составляет приблизительно 40%.
Для одного гидроагрегата было использовано 32 датчика вибросостояния, установлена связь с АСУ ТП по одному каналу связи (протокол Modbus, передача блока значений).
Последствием введение системы в эксплуатацию является увеличение среднего срока работы без вывода агрегата из производственного процесса с 5 лет до 6 лет. Уменьшено число аварийных остановов на 20%, уменьшено время поиска неполадок узловых устройств гидроагрегата на 45%.