TWORZENIE SYSTEMU SKUTECZNEGO  NADZORU SKUTKÓW WYSTĘPOWANIA I DZIAŁANIA ZJAWISK KAWITACYJNYCH  ZACHODZACYCH ZWŁASZCZA W TURBINACH WODNYCH TYPU KAPLAN

W dotychczasowej praktyce nadzoru diagnostycznego hydrozespołów brak jest informacji na temat powstawania i rozwijania się uszkodzeń maszyn w związku z występującą kawitacją.
Wprawdzie znane są zakresy częstotliwości w jakich można obserwować zjawiska kawitacyjne, ale nikt tych informacji nie wykorzystuje dla praktyki potrzeb oceny i prognozy stanu technicznego hydrozespołu. Wszelkie dotychczas stosowane praktyki pomiarowe ograniczają się jedynie do przedstawienia szerokopasmowego widma drgań które pozwala stwierdzić: ...”w obserwowanym paśmie częstotliwości można zaobserwować wzrost poziomu drgań, który wskazuje że coś się tam dzieje”... a co się tam dzieje dowiemy się dopiero po otwarciu maszyny i przeprowadzeniu oględzin.
VIBROPOMIAR postanowił rozpocząć prace mające na celu stworzenie takiego systemu nadzoru diagnostycznego skutków działania występującego zjawiska kawitacji, aby na podstawie pomiarów drgań, służby utrzymania ruchu w elektrowni wodnej mogły mieć dostęp do następujących informacji:

1. Uwaga! : w turbinie wodnej pojawia się zjawisko kawitacji,
2. Zjawisko kawitacji prawdopodobnie występuje w tym lub innym miejscu turbiny wodnej,
3. Zjawisko występującej kawitacji zaczyna destrukcyjnie wpływać na stan techniczny określonego elementu hydrozespołu,
4. Stan destrukcji osiągnął taki poziom, że należy ograniczyć eksploatację w jakimś ściśle określonym zakresie obciążenia hydrozespołu.

Poniższa praca rozpoczyna cykl działań VIBROPOMIARU, których efektem końcowym ma być możliwość pozyskiwania  przez służby eksploatacyjne elektrowni wodnych wszystkich czterech wyżej podanych informacji.

Obsługa jednej EW zasygnalizowała, że na jednym z hydrozespołów występuje zjawisko silnej kawitacji.
Wykonano oględziny komory i łopat wirnika.
Obraz elementów wyglądał jak poniżej.

Rys.1 . Zniszczona przez kawitację łopata wirnika

Rys.2 . Zniszczona przez kawitację dolna część łopaty wirnika

Rys.3 . Widok zniszczonego przez kawitację wirnika turbiny.

Postanowiono wymienić zużyte łopaty wirnika.

W ramach zdobywania doświadczenia, VIBROPOMIAR jeszcze przed wymianą łopatek tj. w warunkach nadal występującej silnej kawitacji przeprowadził pomiary drgań w różnych punktach pomiarowych i w różnych warunkach pracy hydrozespołu. Podczas kawitacji minimalnej tj. podczas obciążenia hydrozespołu N=0,5 MW, podczas kawitacji „średniej” przy obciążeniu N = 1 MW i w warunkach silnej kawitacji przy obciążeniu N=1,88 MW.

Opis pomiarów.

Pomiar wykonano przy pomocy czujników przyśpieszeń drgań, które mają zakres liniowego przenoszenia sygnału dla częstotliwości od 1 Hz do 12,8 kHz.

Mierzono:

1. Komorę wału wirnika w pobliżu pokrywy komory,
2. na 4 czopach łopat aparatu kierowniczego,
3. w 2 punktach na pokrywie komory wirnika,
4. na pokrywie włazu do spirali,
5. na betonie w pobliżu zamocowania pokrywy komory wirnika,
6. Na kratownicy generatora. 

Należy kliknąć aby zobaczyć schemat

Rys.4. Schemat rozmieszczenia punktów pomiarowych 

Rys.5. Rozmieszczenie czujników na czopach łopat aparatu Kierowniczego i na „betonie”. 

Rys.6. Rozmieszczenie czujników na pokrywie komory wirnika 

Rys.7. Usytuowanie czujnika na kratownicy Generatora.

W wytypowanych punktach pomiarowych zainstalowano czujniki drgań. Sygnał drganiowy po wzmocnieniu rejestrowano na taśmie magnetycznej. Następnie zrejestrowane w sposób analogowy sygnały drganiowe analizowano w Laboratorium VIBROPOMIARU. 

Rys.8. Widok zestawu pomiarowego do rejestracji drgań.

W laboratorium VIBROPOMIARU przeprowadzono dokladną analizę czestotliwościową składowych drgań czyli analizę widmową drgań we wszystkich punktach pomiarowych.

Poniżej pokazano widma drgań w każdym punkcie pomiarowym podczas obciążenia N = 1,88 MW. 

Rys.9.   Wnęka komory wału wirnika turbiny – p.p.1 N = 1,88 MW.

Rys.10.   Czop nr 14 – p.p.2 łopaty Aparatu Kierowniczego N = 1,88 MW. 

Rys.11. Czop nr 2 –  p.p.3 łopaty Aparatu Kierowniczego N = 1,88 MW. 

Rys.12.   Pokrywa włazu spirali komory wirnika – p.p.4 N = 1,88 MW. 

Rys.13.  Czop nr 8 łopaty Aparatu Kierowniczego – p.p.5  N = 1,88 MW. 

Rys.14.  Czop nr 20 łopaty Aparatu Kierowniczego  – p.p.6 N = 1,88 MW. 

Rys.15.   Na betonie na obrzeżu komory wirnika turbiny – p.p.7 N = 1,88 MW. 

Rys.16.   Pokrywa koło betonu na obrzeżu komory wirnika turbiny – p.p.8 N = 1,88 MW. 

Rys.17.   Środek pokrywy komory wirnika turbiny – p.p.9 N = 1,88 MW. 

Rys.18.   Kratownica  generatora – p.p.10 N = 1,88 MW.

Z zamieszczonych widm widać, że dla tego hydrozespołu najwrażliwszymi elementami, na których najskuteczniej nożna obserwować zjawiska kawitacyjne okazały się czopy łopat aparatu kierowniczego.

Widma drgań dla wszystkich mierzonych czopów łopat Aparatu kierowniczego 

Obciążenie N=0,5 MW	Obciążenie N=1,0 MW	Obciążenie N=1,88 MW

Rys.19  Wdma drgań czopa nr 14 przy różnym obciążeniu hydrozespołu 

Należy kliknąć aby zobaczyć tablicę

Tablica z wartościami składowych widma drgań czopa nr 14 z rys. 19,  przy różnym obciążeniu hydrozespołu 

Obciążenie N=0,5 MW	Obciążenie N=1,0 MW	Obciążenie N=1,88 MW

Rys.20  Wdma drgań czopa nr 2 przy różnym obciążeniu hydrozespołu

Należy kliknąć aby zobaczyć tablicę

Tablica z wartościami składowych widma drgań czopa nr 2 z rys. 20,  przy różnym obciążeniu hydrozespołu   

Obciążenie N=0,5 MW	Obciążenie N=1,0 MW	Obciążenie N=1,88 MW

Rys.21  Wdma drgań czopa nr 8 przy różnym obciążeniu hydrozespołu

Należy kliknąć aby zobaczyć tablicę

Tablica z wartościami składowych widma drgań czopa nr 8 z rys. 21,  przy różnym obciążeniu hydrozespołu 

Obciążenie N=0,5 MW	Obciążenie N=1,0 MW	Obciążenie N=1,88 MW

Rys.22  Wdma drgań czopa nr 20 przy różnym obciążeniu hydrozespołu

Należy kliknąć aby zobaczyć tablicę

Tablica z wartościami składowych widma drgań czopa nr 20 z rys. 22,  przy różnym obciążeniu hydrozespołu 

Analiza składowych drgań towarzyszących występujacemu zjawiku kawitacji w badanym hydrozespole  pokazała, że najlepszym miejscem do obserwacji rozwoju zjawiska kawitacji w tej turbinie jest górna powierzchnia czopa nr 8 aparatu kierowniczego. 

Rys. 23. Drgania sumaryczne czopa nr 8 w p.p.5 przy obciążeniu N = 1,0 MW 

Rys. 24. Drgania sumaryczne czopa nr 8 w p.p.5 przy obciążeniu N = 1,88 MW

Obserwacja wzrostu drgań czopa nr 8 w indywidualnie wybranym dla danego punktu pomiarowego wąskim zakresie częstotliwości .

Obserwowane zmiany wartości składowych drgań w wytypowanych (wg załączonnej tablicy) pasmach podczas zmiany obciążenia z N=1 MW do N=1,88 MW wynoszą ok. 6 dB ( 2 krotny  wzrost drgań ). Dla niektórych składowych ten wzrost wynosi 8,4 – 8,5 dB ( 2,5 krotny wzrost poziomu drgań). Tak też należy ocenić wrażliwość odbioru informacji pomiaru w tych pasmach na zmiany oddziaływania skutków kawitacji występującej w tych elementach.

Obserwacja wzrostu drgań czopa nr 8 w szerokim paśmie częstotliwości .

Na rys. 23 i rys 24 pokazano widma drgań mierzonych w szerokim zakresie częstotliwości tj od 0 Hz do 6 400 Hz. Sumaryczne (zebrane i uśrednione wartości wszystkich składowych drgań występujących w całym paśmie) poziomy wartości tych drgań mierzonych w całym zakresie częstotliwości wynoszą – 25,7 dB podczas obciążenia N=1 MW i - 22,3 podczas obciążenia N=1,88 MW.
Tak więc widać, że mierząc  podczas zmiany obciążenia tylko wartości sumaryczne drgań zauważamy wzrost drgań jedynie o wartość 3,4 dB ( 1,5 krotny wzrost poziomu drgań).

Porównanie widm na rys. 23 i rys.24 pokazuje, że mimo widocznej znacznej i wyraźnej różnicy wzrostów drgań w poszczególnych pasmach,  odczytany wzrost drgań całkowitych tzw. szerokopasmowych drgań sumarycznych wskazuje na niewielkie zmiany zachodzące w maszynie podczas zmian obciążenia hydrozespołu. Stąd wniosek, że pomiar zmiany drgań sumarycznych jest złym wskaźnikiem wzrostu skutków kawitacji w turbinie.

Porównując oba sposoby nadzoru w szerokim i wybranym indywidualnie dla jakiegoś punktu pomiarowego wąskim paśmie drgań lub w kilku pasmach drgań widzimy, że obserwacja w wybranych charakterystycznych dla danego punktu pomiarowego pasmach znacznie podnosi wrażliwość układu nadzoru na obserwowanie destrukcyjnego działania kawitacji.
Tylko w takim przypadku możliwe jest wczesne wykrycie uszkodzeń kawitacyjnych i ostrzeżenie obsługi o przekroczeniu pewnego progu obciążenia powyżej którego nasilają się te zjawiska kawitacyjne.

Uzasadnienie konieczności wyboru właściwych zakresów częstotliwości drgań – charakterystycznych dla danego punktu pomiarowego.

Nie można we wszystkich punktach pomiarowych stosować przyrządów posiadających możliwość pomiaru tylko w takich samych i  nie zmienianych pasmach częstotliwości .

Jako przykład pokazano widma drgań obserwowanych na czopie nr 8 i na znajdującym się po przeciwnej stronie aparatu kierowniczego czopie nr 20. Oba widma drgań zmierzono przy obciążeniu N = 1,88 MW. Pomimo tego, że oba widma niosą bardzo dobrą informację o rozwoju zjawisk kawitacyjnych są one zupełnie inne (patrz pasmo częstotliwości f = 2728 Hz) i dlatego dla poprawnego wnioskowania diagnostycznego podczas pomiarów należy zmieniać nastawy przyrządu pomiarowego w zależności od obserwowanego miejsca drgań. 

Rys. 25. Widmo drgań czopa nr 8 – szczyt pasma kawitacyjnego przy częstotliwości f = 2728 Hz. 

Rys. 26. Widmo drgań czopa nr 20 – szczyt pasma kawitacyjnego na czopie znajdującym się w innym miejscu wcale nie występuje przy częstotliwości f = 2728 Hz. 

Jednak podczas pomiarów mających na celu wytypowanie najlepszego miejsca do nadzoru zjawiska kawitacji może się okazać, że inny czop jest bardziej właściwym miejscem pomiaru.

Wnioski.

Analiza  wyników i zamieszczonych (widm) wskazuje, że różne pomiary drgań przeprowadzone na  różnych czopach tego samego turbozespołu pokazują zupełnie inny obraz drgań układu jako odpowiedzi na zjawisko kawitacji. Jako przykład można pokazać pasmo częstotliwości, w którym dla jednego czopa występuje duży wskaźnik obecności zjawiska kawitacji, a w tym samym paśmie na innym czopie występuje zupełny zanik wskaźnika zjawiska kawitacyjnego.

Zjawisko kawitacji może być skutecznie obserwowane tylko w miejscu starannie wybranym do tego celu i dokładnie przeanalizowanym. Inaczej można popełnić bardzo duże błędy i wyciągnąć zbyt pochopne wnioski, a nawet wbrew oczekiwaniom wcale nie śledzić rozwoju zjawiska kawitacji.

Przed przystąpieniem do budowy systemu nadzoru kawitacji należy przeprowadzić bardzo dokładne pomiary drgań i wyznaczyć punkty w których będą nadzorowane te zjawiska. Uczynić to nażezy po to, aby za pomocą pomiarów drgań jak najdokładniej obserwować minimalne nawet zmiany symptomów świadczących o destrukcyjnym działaniu kawitacji.

W oparciu o przeprowadzone badania należy koniecznie wybrać odpowiednie pasmo pomiarowe lub kilka pasm reprezentatywnych dla śledzenia drgań, aby występujące obok, ti w sąsiednich pasmach widma inne zjawiska nie maskowały zjawiska kawitacyjnego.

Zalecenia dla przyjęcia optymalnej polityki prowadzenia nadzoru drgań i destrukcji zjawiskami kawitacyjnymi.

Poprawna polityka przyjęcia i realizacji śledzenia zjawisk kawitacyjnych w aspekcie kontroli destrukcyjnego ich działania powinna wyglądać następująco:

1. Na zagrożonej kawitacją turbinie należy najpierw przeprowadzić wielopunktowe pomiary drgań. Pomiary powinny być wykonywane we wszystkich punktach pomiarowych w tym samym czasie (pomiar równocześnie w 16 lub 24 punktach pomiarowych. Najlepsza w tym celu jest analogowa rejestracja sygnałów, która potem umożliwi analizę w dowolnym wybranym w zależności od potrzeby zakresie częstotliwości - np. rejestracja sygnałów drgań na magnetofonie pomiarowym). Pomiary należy  przeprowadzić w różnych stanach obciążenia hydrozespołu od mocy min do max.
2. W laboratorium przeprowadzić dokładną analizę widmową każdego punktu pomiarowego. Podczas analiz należy bezwzględnie pilnować powtarzalności wzmocnień dla każdego toru pomiarowego.
3. Na tej podstawie wybrać ten punkt pomiarowy w którym najlepiej obserwowane są wzrosty drgań np. w zakresie częstotliwości od 1 Hz  do 6 500 Hz w całym zakresie zmian obciążenia.
4. Wytypować pasmo częstotliwości lub kilka pasm, w którym najlepiej obserwowane są zmiany wartości drgań wraz ze zmianami obciążenia hydrozespołu.
5. W wytypowanym punkcie oznakować miejsce przyłożenia czujnika drgań i stale w tym samym miejscu prowadzić okresowe pomiary drgań w wybranym i niezmiennym zakresie częstotliwości. Obserwowane zmiany będą informowały o zmianach zachodzących w turbinie wskutek działania zjawiska kawitacji.
6. Istnieje duże prawdopodobieństwo, że tak prowadzony nadzór drganiowy pozwoli dla tego hydrozespołu wytypować poziom drgań, przekroczenie którego będzie wskazywać na rozpoczęcie destrukcyjnego działania kawitacji.