DE102015011890A1

DE102015011890A1 - System zum Kompensieren von Rotorschwingungen

Info

Publication number: DE102015011890A1
Application number: DE102015011890.0A
Authority: DE
Inventors: Joerg Oesterheld; Luca ALBERTI; Giovanni Cataldi
Original assignee: Alstom Technology AG
Current assignee: General Electric Technology GmbH
Priority date: 2014-09-30
Filing date: 2015-09-11
Publication date: 2016-03-31
Also published as: US10020764B2; US20160094172A1; BR102015024578A2; EP3002566A1

Abstract

Die vorliegende Offenbarung bezieht sich auf ein System zum Kompensieren mechanischer Kräfte auf einen sich drehenden Rotor einer elektrischen Maschine, auf ein Verfahren zum Kompensieren mechanischer Kräfte auf einen sich drehenden Rotor einer elektrischen Maschine und auf einen Einsatz eines entsprechenden Systems. Es ist ein System zum Kompensieren von Verdrehungen an einem sich drehenden Rotor offenbart, wobei das System mindestens eine Messvorrichtung zum Messen spezifischer Eigenschaften des Rotors, eine Analyseeinheit zum Analysieren der Messdaten der Messvorrichtung und Kompensationsmittel zum Kompensieren der Verdrehungen an dem Rotor umfasst, wobei die Kompensationsmittel eine Energieversorgungseinheit zum Erzeugen eines Signals, das in Amplitude und Frequenz an die gemessenen Eigenschaften des Rotors angepasst ist, und zum Anwenden des erzeugten Signals auf den Rotor umfassen und die Energieversorgungseinheit ein Frequenzumsetzer ist.

Description

Die vorliegende Offenbarung bezieht sich auf ein System zum Kompensieren mechanischer Kräfte auf einen sich drehenden Rotor einer elektrischen Maschine, auf ein Verfahren zum Kompensieren mechanischer Kräfte auf einen sich drehenden Rotor einer elektrischen Maschine und auf eine Verwendung eines entsprechenden Systems.
Die elektrische Maschine ist insbesondere eine sich drehende elektrische Maschine wie etwa ein Synchrongenerator, der mit einer Gas- oder Dampfturbine (einem Turbogenerator) verbunden werden soll, oder ein Synchrongenerator, der mit einer Wasserturbine (einem Hydrogenerator) verbunden werden soll, oder ein Asynchrongenerator oder ein synchroner oder asynchroner Elektromotor oder auch andere Arten von elektrischen Maschinen.
Die Wellen von landgestützten Gasturbinen und anderer landgestützter Turbomaschineneinrichtungen werden typischerweise mittels Absolutschwingungssensoren, die die absolute Bewegung der tragenden externen Elemente messen, oder mittels Relativschwingungssensoren, die die Bewegung des Rotors eines zugeordneten Generators in Bezug auf die tragenden externen Elemente messen, überwacht. Die von den Sensoren gemessenen Werte, typischerweise eine Verschiebungs-, Geschwindigkeits- oder Beschleunigungs-Schwingungsamplitude, werden in Bezug auf maximale Grenzwerte überwacht. Diese Grenzwerte sind unter Berücksichtigung der mechanischen Integrität der Wellen und der Zwischenräume zwischen einem Rotor und Gehäuseelementen definiert. In einigen Fällen werden die gemessenen Signale ferner im Frequenzbereich analysiert und dann mit anderen geeigneten Grenzwerten verglichen. Falls die Schwingungen zu stark sind, wird der Betrieb der Einrichtung sofort von einem Schutzsystem unterbrochen, das die entsprechenden Befehle sendet. Die Befehle können beispielsweise die Schließung des Kraftstoffleitungsabsperrventils im Fall einer Gasturbine oder das Öffnen eines Leistungsschalters in elektrischen Antriebsanwendungen umfassen. Solche Überwachungs- und Schutzsysteme im Stand der Technik sind bei der Detektion von Rotorbiegeschwingungen sehr zuverlässig, sind aber nicht zum Durchführen einer direkten Detektion von Rotortorsionsschwingungen imstande.
Die Patentanmeldung US 2014109720 A1 beschreibt jedoch eine Kraftmaschine, die Torsionsschwingungen unterliegt und einen Torsionsschwingungsdämpfer zum Erzeugen eines Kompensationsdrehmoments mittels Trägheitsmassen über Federn umfasst.
Das Patent US 846537 B2 beschreibt ein Dämpfungssystem zum Beseitigen von Torsionsschwingungen einer Welle einer Maschine mit einem Drehmomentsensor und einem magnetostriktiven Aktor zum Erzeugen einer mechanischen Gegenschwingung.
Es ist eine Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Messen der Torsionsschwingungen eines Rotors einer elektrischen Maschine durch alternative Mittel bereitzustellen.
Diese Aufgabe wird durch ein System, ein Verfahren und eine Verwendung des Systems gemäß den unabhängigen Ansprüchen erreicht.
Weitere Beispiele der Erfindung sind in den abhängigen Ansprüchen offenbart.
Weitere Eigenschaften und Vorteile werden aus der Beschreibung einer bevorzugten, jedoch nicht ausschließlichen, Ausführungsform des Systems und eines Verfahrens zum Kompensieren mechanischer Kräfte ersichtlich, die mittels nicht einschränkender Beispiele in den begleitenden Zeichnungen veranschaulicht sind, wobei:
1 ein schematischer Querschnitt einer Vorderansicht eines Rotors mit einer Rotorwelle und Hohlräumen ist, die in dem Rotor ausgebildet sind, um Sensoren zum Messen der Bewegung des Rotors einzusetzen;
2 eine schematische Seitenansicht eines Lagerträgers eines Generators mit einem Rotor mit ausgebildeten Hohlräumen ist;
3 eine schematische Vorderansicht eines Lagerträgers eines Generators ist, die ähnlich zu 2 ist;
4 eine Blockdarstellung ist, die ein Beispiel des Systems mit einem sich drehenden Rotor, einer Messvorrichtung, die Verdrehungen des Rotors misst, einer Analyseeinheit, die die Messergebnisse analysiert, und einer Rechnereinheit zum Berechnen der Kompensation, die erzeugt werden soll, um sie dem Rotor durch Kompensationsmittel hinzuzufügen, und einer Speichereinheit zum Speichern von Betriebsereignissen und zum Schätzen der Restlebensdauer des Rotors darstellt;
5 eine schematische Blockdarstellung eines Gasturbinenkraftwerks mit einem Frequenzumsetzer, der mit einem elektrischen Netz verbunden ist, als Anwendungsbeispiel des Systems zeigt;
6 eine schematische Seitenansicht eines Rotors für eine direkte Messung einer Wellenverdrehung mit zwei Messbereichen und zwei Telemetrieringen zeigt;
7 eine schematische Seitenansicht eines Rotors für eine indirekte Messung einer Wellenverdrehung mit einem Messbereich und einem Telemetriering zeigt;
8 eine schematische Seitenansicht einer Rotorwelle mit einem Rotorgehäuse zeigt, wobei ein Dehnungsmesser an dem Rotor angebracht ist und ein Telemetriering um die Rotorwelle herum angeschlossen ist, um die Messdaten, die von dem Dehnungsmesser gesammelt werden, an die Analyseeinheit zu senden.
Unter Bezugnahme auf die Figuren sind verschiedene Ansichten gezeigt, wobei gleiche Bezugszeichen in den verschiedenen Ansichten identische oder entsprechende Teile bezeichnen.
1 zeigt einen schematischen Querschnitt einer Vorderansicht eines Rotors 1 mit einer Rotorwelle 12, die von dem Rotor 1 umschlossen ist, gemäß dem Stand der Technik. Der Rotor 1 kann ein Teil einer Turbomaschine, d. h. einer Turbine oder eines Verdichters, oder ein Teil einer elektrischen Maschine, beispielsweise eines Generators, sein. An der oberen linken und rechten Seite des Rotors 1 ist ein gerader Hohlraum 11 ausgebildet, der radial durch die gesamte Breite des Gehäuses des Rotors 1 von innen nach außen ragt. Die Hohlräume 11 sind so geformt, dass sie zum Einsetzen einer Sensorvorrichtung geeignet sind, um die absoluten Lagerschwingungen und relativen Wellenschwingungen des Rotors 1 zu messen. Die Hohlräume 11 weisen einen Abstand von 90° vom Umfangswinkel des Rotors 1 voneinander auf.
2 zeigt eine schematische Seitenansicht eines Lagerträgers 4 für eine Welle 12 eines Rotors 1 mit ausgebildeten Hohlräumen 11 gemäß dem Stand der Technik. 2 zeigt, dass der Lagerträger 4 an der Unterseite auf dem Boden steht und die Welle 12 des Rotors 1 trägt. Der Sensorhohlraum 11 ist in dem Gehäuse des Rotors 1 hergestellt, um die Sensorvorrichtung aufzunehmen, und ist in einer schematischen Weise dargestellt. Die beiden Pfeile in 2 an der Oberseite und an der linken Seite zeigen die Positionen, an denen die Sensoren angeordnet werden sollen.
3 zeigt eine schematische Vorderansicht eines Generators, ähnlich zu 2. Der massive Lagerträger 4 ist mit einer kreisförmigen Öffnung dargestellt, in der die Welle 12 mit einem bestimmten Abstand zu der Innenseite der Öffnung sitzt. An der linken und rechten Seite ist ein horizontaler und longitudinaler Hohlraum 11 in dem Lagerträger 4 hergestellt. Der Hohlraum 11 ist geeignet, um eine Sensorvorrichtung 5 aufzunehmen, die in den Hohlraum 11 eingesetzt wird, was durch den Pfeil auf der rechten Seite angezeigt ist. Die Lösungen gemäß dem Stand der Technik von 1–3 sind geeignet, um axiale, vertikale und seitliche Schwingungen an der Welle 12 des Rotors 1 zu messen.
4 zeigt eine Blockdarstellung eines Beispiels des Systems 3, das mehrere Einheiten umfasst. Zunächst ist ein sich drehender Rotor 1 eines Generators vorgesehen, der hier in einer Seitenansicht eines Teils der zylindrischen Welle 12 des Rotors 1 in einer vertikalen Position gezeigt ist. Der Rotor 1 dreht sich, und zwar im Betriebsmodus bei der Messung gemäß der Erfindung. In 4 ist die Messvorrichtung 5 als Blockdarstellung gezeigt, die mit einer gestrichelten Linie mit dem Rotor 1 verbunden ist. Dies bedeutet, dass Messdaten aus dem sich drehenden Rotor 1 von der Messvorrichtung 5 gesammelt werden. Die Messdaten sind beispielsweise die Torsionsverformung, Schwingungen der Welle 12 des Rotors 1, Spannungen an der Welle 12 des Rotors 1, und zwar jeweils während des Betriebs in Echtzeit. Die Messvorrichtung 5 kann einen hochauflösenden Drehzahlgeber umfassen, der die Drehzahlschwankungen an dem Rotor 1 des Generators misst. Der hochauflösende Drehzahlgeber ist in einem Beispiel an dem nicht angetriebenen Ende des Generators installiert. Die Messvorrichtung 5 kann ferner mindestens einen Ferraris-Sensor umfassen, der vorzugsweise die relative Beschleunigung des Rotors 1 misst. Aus der Messvorrichtung 5 werden die Daten an eine Analyseeinheit 10 übertragen, in der die Daten im Zeitbereich oder im Frequenzbereich analysiert werden. Abhängig von der Anwendung führt die Analyseeinheit 10 das Bilden des Mittelwerts und das Filtern der Daten aus. Die Analyseeinheit 10 ist dazu ausgelegt, weitere nützliche Variablen wie beispielsweise Torsionsspannungen oder die Geschwindigkeit der Verformung des Rotors 1 aus den Daten zu berechnen. Als nächstes werden die Daten aus der Analyseeinheit 10 an eine Rechnereinheit 15 übertragen. In der Rechnereinheit 15 werden die Daten mit gespeicherten Daten verglichen. Die gespeicherten Daten sind im Wesentlichen vordefinierte Grenzwerte, wie beispielsweise maximal zulässige Torsionsverformungen oder maximal zulässige Belastungen des Rotors 1. In dem Fall, in dem einer oder mehrere der in der Rechnereinheit 15 gespeicherten Grenzwerte überschritten werden, leitet die Rechnereinheit 15 Schutz- oder Steuermaßnahmen ein, um den Rotor 1 zurück in einen sicheren Zustand mit Variablen in einem geeigneten Bereich zu bringen. Zu diesem Zweck ist die Rechnereinheit 15 mit Kompensationsmitteln 20 verbunden, um falls nötig Steuerdaten an die Kompensationsmittel 20 zu übertragen. Die Schutz- oder Steuermaßnahmen, die durch die Rechnereinheit 15 bereit gestellt werden, können beispielsweise das Unterbrechen der Drehung des Rotors 1, das Trennen des Rotors 1 von anderen Systemen, die die Torsionsschwingungen bewirken, oder andere Maßnahmen, die bezüglich der Sicherheit und der Rotorintegrität relevant sind, veranlassen. Alternativ zu dem in 4 beschriebenen System 3 können die Funktionen der Messvorrichtung 5, der Analyseeinheit 10 und der Rechnereinheit 15 in einer Einheit integriert sein oder in einer Reihe von verschiedenen Einheiten, die verschiedenen Rotoren 1 in einem Netz von verbundenen Generatoren zugeordnet sind, die Daten miteinander austauschen. Die Kompensationsmittel 20 können eine Energieversorgungseinheit zum Zuführen elektrischer Leistung zu der Welle 12 des Rotors 1 umfassen. In einem anderen Beispiel der Erfindung umfassen die Kompensationsmittel 20 einen Massendämpfer zum Bereitstellen einer mechanischen Kraft an die Welle 12 des Rotors 1. Der Massendämpfer ist dazu ausgelegt, Verdrehungen in der Welle 12 durch mechanische Gegenkräfte zu kompensieren. Im Folgenden ist die Kompensation durch eine Energieversorgungseinheit näher beschrieben. Bei Empfangen der Daten aus der Rechnereinheit 15 erstellen die Kompensationsmittel 20 ein Leistungssignal, das der Rotorsteuerung zugeführt wird. Dieses Leistungssignal ist zu den Leistungssignalen phasenverschoben, die von der Messvorrichtung 5 empfangen werden und in der Analyseeinheit 10 und der Rechnereinheit 15 analysiert und berechnet werden. Die Frequenz des erzeugten Signals ist identisch mit der Frequenz der Messdaten. Beim Anwenden dieses durch die Kompensationsmittel 20 erzeugten Leistungssignals auf die Steuerung des Rotors 1 wird der Rotor 1 angeregt. Die Wirkung dieser Anregung ist, dass den Schwingungen des Rotors 1 entgegengewirkt wird. Mit anderen Worten wird eine Art von Dämpfung in die Drehung des Rotors 1 eingebracht. Das phasenverschobene Leistungssignal aus den Kompensationsmitteln 20 sorgt dafür, dass die Störungen in der Drehung des Rotors 1 reduziert werden. Das System 3 kann auf einen Wellenstrang, der mehrere Rotoren 1 umfasst, die entlang einer einzigen Achse installiert sind oder die entlang mehrerer Achsen installiert sind, angewendet werden. Die Rotoren 1 sind miteinander über ein oder mehrere Getriebe verbunden. In einem Beispiel der Erfindung umfasst das System 3 eine Speichereinheit 18, die durch Daten aus der Analyseeinheit 10 gespeist wird. Die Speichereinheit 18 zählt und speichert alle Ereignisse, die aus der Analyseeinheit 10 empfangen werden, insbesondere alle Ereignisse, die durch untolerierbar hohe Torsionsspannungen an dem Rotor 1 gekennzeichnet sind, und die Speichereinheit 18 zeichnet Parameter auf, die repräsentativ für diese Ereignisse sind. Diese Parameter sind beispielsweise die Dauer des Ereignisses und die maximalen Spannungen, die während des Ereignisses erreicht werden. Die Speichereinheit 18 hat die Hauptfunktion, die Restlebenszeit des überwachten Rotors 1 oder der Rotoren oder der mit dem Rotor 1 verbundenen Elemente auf Basis der Ereignisse mit hohen Torsionsspannungen zu schätzen. Die Speichereinheit 18 zählt ferner die Anzahl und die Intensität von möglichen Fehlersynchronisationsereignissen zwischen dem Generator, der in dem überwachten Kraftwerk enthalten ist, und dem Energieversorgungsnetz, an die er Energie liefert. Die Daten der Speichereinheit 18 können aus der Speichereinheit 18 ausgelesen werden bzw. an den Kraftwerkbetreiber übertragen werden. Die Speichereinheit 18 kann auch in der Analyseeinheit 10 und/oder der Rechnereinheit 15 integriert sein oder mit diesen kombiniert sein. Die Speichereinheit 18 kann ferner Informationen mit einem anderen Koordinationssystem des Kraftwerks austauschen, wobei das Koordinationssystem vorzugsweise Teil eines allgemein zur Verfügung gestellten Steuer- oder Schutzsystems der Einheit, die geschützt werden soll, ist.
Der Sensor ist in einem Beispiel als berührungsloser Drehmomentsensor ausgebildet. Mit diesem berührungslosen Drehmomentsensor werden insbesondere Rotorverformungen aus einer Entfernung von mehr als 0,5 mm von der Oberfläche der Welle des Rotors 1 gemessen. Die Messvorrichtung 5 umfasst in einem Beispiel mindestens einen Dehnungsmesser 7, der an dem Rotor 1 montiert ist. Der Dehnungsmesser 7 ist insbesondere zum Messen der Verformung des Rotors 1 während des Betriebs geeignet. Der Dehnungsmesser 7 kann mit der Messvorrichtung 5 mit Hilfe eines Telemetriesystems verbunden sein, das einen Telemetriering 13 umfasst, oder über Messschleifringe verbunden sein. In einem Beispiel sind mindestens drei Dehnungsmesser 7 an dem Rotor 1 in jeder Messebene montiert. Weiterhin kann jeder Dehnungsmesser 7 aus mindestens zwei Sensorelementen bestehen.
Die Sensorvorrichtung kann mindestens einen hochauflösenden Drehzahlgeber umfassen, der die Drehzahlschwankungen an einem Wellenende misst.
5 zeigt eine schematische Blockdarstellung eines Gasturbinenkraftwerks, bei dem das System 3 gemäß der Erfindung angewendet werden kann. Auf der linken Seite von 5 ist eine Gasturbine 22 oder ein System von Gasturbinen dargestellt. Mit der Gasturbine 22 ist üblicherweise ein Generator 24, insbesondere ein Turbogenerator, verbunden, der von der Turbine 22 angetrieben wird. Der Generator 24 erzeugt eine elektrische Spannung aus der mechanischen Leistung, die von der Turbine 22 geliefert wird. Der Generator 24 umfasst unter anderem den Rotor 1, dem das System 3 zugeordnet ist. Die vom dem Generator 24 erzeugte Spannung hat in Abhängigkeit von der Auslegung des Generators 24 und der Drehzahl der Gasturbine 22 eine bestimmte Frequenz, die durch die Winkelfrequenz ω_G dargestellt ist. Zum Zweck des Einstellens der Frequenz auf eine für ein elektrisches Netz geeignete Frequenz ist ein Frequenzumsetzer 26 mit dem Generator 24 verbunden. Der Frequenzumsetzer 26 setzt die Frequenz ω_G in die Frequenz ω_C um. Der Frequenzumsetzer 26 kann mit dem Frequenzumsetzer 26 identisch sein, der üblicherweise in einem solchen System angewendet wird, alternativ kann ein Zusatz- oder Hilfsfrequenzumsetzer 26 vorgesehen sein. Hierbei sind die Kompensationsmittel 20 als eine Komponente des Systems 3 mit dem gemeinsamen Frequenzumsetzer 26 verbunden. Die Kompensationsmittel 20 erzeugen eine Gegenmomentanregung und/oder eine frequenzselektive Dämpfung des Rotors 1 durch elektrische oder nichtelektrische Mittel. Im Fall der elektrischen Mittel umfassen die Kompensationsmittel 20 eine elektrische Maschine oder eine Energieversorgungseinheit, die elektrische Leistung bei einer anderen Frequenz als das elektrische Netz, mit dem die elektrische Maschine verbunden ist, erzeugt oder verbraucht. Im Fall von nichtelektrischen Mitteln umfassen die Kompensationsmittel 20 einen Massendämpfer, der dazu ausgelegt ist, mechanische Kräfte durch mechanische Gegenkräfte zu kompensieren. Die elektrischen Mittel sind in einem Beispiel die elektrischen Wicklungen der elektrischen Maschine. Alternativ können zusätzliche Wicklungen bereitgestellt sein, um das elektrische Signal den gegebenen Wicklungen der elektrischen Maschine zuzuführen. Das erzeugte Signal zum Kompensieren der mechanischen Kräfte wird den zusätzlichen Wicklungen an dem Rotor 1 bzw. an dem Rotor einer Hilfsmaschine zugeführt. Das erzeugte Signal wird auf die in den Wicklungen vorhandene Spannung moduliert, um den Rotor 1 anzuregen. Als eine Alternative zum Modulieren des erzeugten Signals der Rechnereinheit 15 kann eine Hilfsmaschine (nicht dargestellt) bereitgestellt sein. Die Hilfsmaschine, beispielsweise ein Erreger, speist den Rotor 1 mit dem erzeugten Signal. Das erzeugte Signal wird über den gemeinsamen Frequenzumsetzer 26 oder über einen Hilfsfrequenzumsetzer übertragen. Ein Generatorschalter 28 wird auf die Komponenten des Kraftwerks angewendet, um den Generator 24 von dem elektrischen Netz in einer gesteuerten Weise zu trennen. Ferner sind als Komponenten vorgesehen ein Aufwärtstransformator 30 zum Erhöhen der erzeugten Spannung und ein Leistungsschalter 32 zum Trennen. Der Leistungsschalter 32 verbindet, wie in 5 gezeigt ist, die Komponenten mit dem elektrischen Netz auf der rechten Seite mit einer Winkelfrequenz von ω_N. Das so beschriebene System 3 kann in die Hauptsteuersysteme des Kraftwerks integriert sein. Jedoch kann das System 3 auch als eigenständiges Steuersystem 3 des Kraftwerks ausgelegt sein, das nicht in das Hauptsteuersystem integriert ist, sondern separat von diesem hergestellt ist und im Betrieb separat angeordnet ist. Das so beschriebene System 3 ist mit üblichen Standardschwingungsüberwachungssystemen gemäß dem Stand der Technik kombinierbar.
6 zeigt eine schematische Seitenansicht einer Welle 12 eines Rotors 1 für eine direkte Messung der Wellenverdrehung. Hierbei sind zwei Messvorrichtungen 5 vorgesehen, eine nahe dem linken Ende und die andere nahe dem rechten Ende der Welle 12. Die Messvorrichtungen 5 sind Dehnungsmesser 7, die an der Welle des Rotors 1 befestigt sind. In einer alternativen Lösung sind die Messvorrichtungen 5 berührungslose Sensoren, die darauf ausgerichtet sind, Torsionsmessungen von der Welle 12 zu nehmen. Die berührungslosen Sensoren sind in diesem Beispiel induktive Sensoren, die Drehmomente messen. Das Messkonzept basiert auf dem anisotropen magnetorestriktiven Effekt in ferromagnetischen Oberflächen wie der Welle 12 des Rotors 1. Der anisotrope magnetorestriktive Effekt bewirkt eine unterschiedliche magnetische Permeabilität in Richtung der Zugspannungen und Druckspannungen in Abhängigkeit von den mechanischen Torsionsspannungen. Die berührungslosen Sensoren messen die Veränderungen in der Permeabilität, die in einem weiten Bereich proportional zu den Torsionsspannungen an der Wellenoberfläche sind. Die Messung wird hier direkt als absolute oder relative Winkelmessung vorgenommen. Die Messdaten werden von den beiden Telemetrieringen 13 gesammelt, die gemäß 6 jeweils zu den beiden Messvorrichtungen 5 benachbart sind. Die beiden Telemetrieringe 13 übertragen die Messdaten an die Analyseeinheit 10, wie bei 4 beschrieben ist. In der Analyseeinheit 10 werden die gemessenen Differenzen in der magnetischen Permeabilität zwischen der linken Messvorrichtung 5 und der rechten Messvorrichtung 5 entsprechenden Torsionsspannungen zwischen den beiden Messpunkten zugeordnet. In 6 ist eine schematische Torsionsspannungskurve 8 gezeigt, die die verschiedenen Torsionsspannungsbereiche entlang der Welle 12 des Rotors 1 charakterisiert. Die Torsionsspannungskurve 8 gibt eine andere Torsionsspannung an der linken Seite als an der rechten Seite der Welle 12 des Rotors 1 an. Die Torsionsspannung ändert sich am meisten etwa in der Mitte der Welle 12 des Rotors 1. Die auf solche Weise gewonnenen Messdaten werden mit gespeicherten Daten in der Rechnereinheit 15 verglichen. Die gespeicherten Daten umfassen maximal zulässige Werte für spezifische Eigenschaften des Rotors 1, wie etwa die Torsionsspannung. Falls die aktuelle Messung einen in der Rechnereinheit 15 gespeicherten Maximalwert überschreitet, werden Eingriffe wie Schutzmaßnahmen und/oder Steuermaßnahmen eingeleitet. Diese Eingriffe sind die Erzeugung von elektrischen Signalen, die auf den Rotor 1 angewendet werden, oder die mechanische Dämpfung, wie sie vorstehend beschrieben ist.
7 ist eine schematische Seitenansicht einer Welle 12, die ähnlich zu 6 ist und eine indirekte Messung zeigt. Hierbei ist eine Messvorrichtung 5 in der Nähe des rechten Endes der Welle 12 vorgesehen, wobei ein Telemetriering 13 um die Welle 12 herum der Messvorrichtung 5 zugeordnet ist. Die Bestimmung der Torsionsspannungen erfolgt hierbei indirekt durch die Messung der Drehfrequenz oder der Winkelbeschleunigung.
8 zeigt eine schematische Seitenansicht eines Teils der Rotorwelle 12 mit einem Rotorgehäuse 6. In diesem Beispiel umfasst die Messvorrichtung 5 vier Dehnungsmesser 7, die an der Welle 12 befestigt sind und durch ein Rechteck dargestellt sind. Die Dehnungsmesser 7 umfassen einen Digitalsignalprozessor, der in jedem Dehnungssensor 7 integriert ist, und bilden zusammen ein längliches Band, das flexibel an die gebogene Oberfläche der Welle 12 angepasst werden kann. Die Dehnungsmesser 7 sind an der Welle 12 durch ein Band aus Stoff aus Polyparaphenylenterephthalamid, auch als Kevlar bekannt, fixiert, das die Dehnungsmesser 7 bedeckt und die Dehnungsmesser 7 sicher mit der Welle 12 verbindet. Das Band aus Stoff ist ebenso flexibel wie die Dehnungsmesser 7 mit Digitalsignalprozessor, um sich an die Oberfläche der Welle 12 anzupassen. Der Digitalsignalprozessor kann die Funktion des Telemetrierings 13 übernehmen und die Messdaten an die Analyseeinheit 10 übertragen. Alternativ überträgt der Digitalsignalprozessor die Messdaten des angeschlossenen Dehnungsmessers 7 an den Telemetriering 13.
Obwohl die Erfindung unter Bezugnahme auf beispielhafte Ausführungsformen im Einzelnen beschrieben worden ist, wird für Fachleute auf dem Gebiet ersichtlich sein, dass verschiedene Änderungen vorgenommen werden können und Äquivalente eingesetzt werden können, ohne vom Schutzumfang der Erfindung abzuweichen. Die vorangehende Beschreibung der bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung ist zum Zweck der Darstellung und Beschreibung präsentiert worden. Es ist nicht beabsichtigt, dass sie erschöpfend ist oder die Erfindung auf die genaue offenbarte Form beschränkt, und Abwandlungen und Variationen sind im Hinblick auf die obigen Lehren möglich oder können aus der Umsetzung der Erfindung erhalten werden. Die Ausführungsformen sind ausgewählt und beschrieben worden, um die Prinzipien der Erfindung und ihre praktische Anwendung zu erläutern, um es Fachleuten auf dem Gebiet zu ermöglichen, die Erfindung in verschiedenen Ausführungsformen zu verwenden, die für die bestimmte beabsichtigte Verwendung geeignet sind.
Bezugszeichenliste

1: Rotor
2: Stator
3: System
4: Lagerträger
5: Messvorrichtung
6: Rotorgehäuse
7: Dehnungsmesser
8: Torsionsspannungskurve
10: Analyseeinheit
11: Hohlraum bzw. Sensorhohlraum
12: Welle
13: Telemetriering
15: Rechnereinheit
18: Speichereinheit
20: Kompensationsmittel
22: Gasturbine
24: Generator
26: Frequenzumsetzer
28: Generatorschalter
30: Aufwärtstransformator
32: Leistungsschalter

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

US 2014109720 A1 [0004]
US 846537 B2 [0005]

Claims

System (3) zum Kompensieren von Verdrehungen an einem sich drehenden Rotor (1), wobei das System (3) mindestens eine Messvorrichtung (5) zum Messen spezifischer Eigenschaften des Rotors (1), eine Analyseeinheit (10) zum Analysieren der Messdaten der Messvorrichtung (5) und Kompensationsmittel (20) zum Kompensieren der Verdrehungen an dem Rotor (1) umfasst, wobei die Kompensationsmittel (20) eine Energieversorgungseinheit zum Erzeugen eines Signals, das in Amplitude und Frequenz an die gemessenen Eigenschaften des Rotors (1) angepasst ist, und zum Beaufschlagen des erzeugten Signals an den Rotor (1) umfassen und die Energieversorgungseinheit ein Frequenzumsetzer (26) ist.
System (3) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumsetzer (26) der Frequenzumsetzer (26) ist, der zwischen einem Generator (24), der den Rotor (1) umfasst, und dem Energieversorgungsnetz implementiert ist, um die Frequenz in eine für das Energieversorgungsnetz geeignete Frequenz umzusetzen.
System (3) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumsetzer (26) ein zusätzlicher Frequenzumsetzer (26) ist.
System (3) nach Anspruch 1, wobei die Kompensationsmittel (20) einen Massendämpfer umfassen, der dazu ausgelegt ist, mechanische Kräfte durch mechanische Gegenkräfte zu kompensieren.
System (3) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die spezifischen Eigenschaften des Rotors (1), die von der Messvorrichtung (5) gemessen werden, eine Torsionsspannung, eine Torsionsverformung und/oder Torsionsschwingungen sind.
System (3) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Messvorrichtung (5) mindestens einen Dehnungsmesser (7) umfasst, der an dem Rotor (1) befestigt ist, wobei der Dehnungsmesser (7) einen Digitalsignalprozessor umfasst.
System (3) nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Dehnungsmesser (7) an dem Rotor durch ein Band aus Stoff aus Polyparaphenylenterephthalamid fixiert ist.
System (3) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Messvorrichtung (5) einen berührungslosen Sensor umfasst.
System (3) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das System (3) in einem Kraftwerk-Hauptsteuersystem integriert ist.
Verfahren zum Kompensieren einer Verdrehung an einem sich drehenden Rotor (1) mit den folgenden Schritten: Messen der spezifischen Eigenschaften des Rotors (1), Analysieren der Messdaten, Erzeugen einer Kompensation, die an die gemessenen spezifischen Eigenschaften des Rotors (1) angepasst ist, und Anwenden der erzeugten Kompensation auf den Rotor (1), um die Verdrehung zu kompensieren, wobei die Kompensation ein Signal ist, das in Amplitude und Frequenz an die gemessenen Eigenschaften des Rotors (1) angepasst ist und durch einen Frequenzumsetzer (26) geliefert wird, und zum Anwenden des erzeugten Signals auf den Rotor (1) angepasst ist.
Verwendung eines Systems (5) nach Anspruch 1 bei einem Rotor (1) einer elektrischen Maschine.