Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Диагностика вертикальных гидроагрегатов 12
1.1. Основные положения технической диагностики 12
1.2. Диагностика агрегатов гидроэлектростанций 15
1.3. Системный подход к комплексному диагностированию гидроагрегата 29
1.4. Принципы диагностики гидроагрегатов по биениям вала . 39
Выводы 43
ГЛАВА 2. Разработка методики расчета биений вала гидроагрегата при наличии дефектов 45
2.1. Моделирование движения ротора вертикального гидроагрегата 45
2.2. Моделирование дефектов гидроагрегата 63
2.3. Определение биений вала при численном решении уравнений движения ротора 79
2.4. Реализация методики расчета биений вала гидроагрегата 82
Выводы 87
ГЛАВА 3. Разработка методики диагностики гидроагрегата по результатам измерения биений вала 88
3.1. Математическое описание задачи диагностики гидроагрегата и выбор метода решения 88
3.2. Использование генетического алгоритма для решения задачи определения дефектов гидроагрегата 99
3.3. Выбор режимов гидроагрегата, по которым должно производиться диагностирование 110
3.4. Реализация методики диагностики гидроагрегата на ЭВМ 112
Выводы 113
ГЛАВА 4. Прикладные задачи вибрационной диагностики гидроагрегатов по биениям вала и методы их решения 114
4.1. Измерение биений вала гидроагрегата 114
4.2. Измерение динамической формы ротора гидрогенератора 124
4.3. Построение подсистем диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУТП 134
4.4. Разработка подсистемы диагностики по биениям вала для АСУТП Новосибирской ГЭС 142
4.5. Экспериментальная проверка методики диагностики гидроагрегата по биениям вала 154
Выводы 179
Заключение 181
Список использованных источников
- Основные положения технической диагностики
- Моделирование движения ротора вертикального гидроагрегата
- Математическое описание задачи диагностики гидроагрегата и выбор метода решения
- Измерение биений вала гидроагрегата
Введение к работе
В энергетике России доля гидроэлектростанций (ГЭС) в выработке электроэнергии составляет около 20%, по Сибири - более .40%. ГЭС в электроэнергетической системе обеспечивают выработку электроэнергии, покрытие пиков нагрузки, регулирование частоты и напряжения, выполняют роль аварийного и эксплуатационного резерва. Важной задачей является повышение надежности работы основного оборудования ГЭС, в частности, гидроагрегатов. Несмотря на высокий уровень надежности агрегатов ГЭС, вероятность появления и развития в них дефектов достаточно велика. Это обусловлено следующими факторами:
• технологический процесс достаточно сложный;
• гидроагрегат представляет собой сложную пространственную конструкцию, состоящую из большого числа деталей;
• значительная часть гидроагрегатов эксплуатируется за пределами расчетных сроков службы.
Выявление дефектов на ранней стадии развития и своевременное их устранение обеспечивают:
• повышение надежности;
• снижение затрат на ремонты и времени простоя;
• продление срока службы;
• выявление узких мест в конструкции.
Проблема выявления и устранения дефектов гидроагрегатов рассмотрена в работах А.Е. Александрова, С.С. Ананянца, В.И. Брызгалова, Л.А. Владиславлева, Е.В. Гущина, Б.В. Кислицкого, А.А. Клюкача, Л.Г. Мамиконянца, А.Б. Нецеевского, А.Е. Соколова, В.А. Цветкова, Ю.М Элькинда и др. В этих работах детально исследован характер процессов развития дефектов в гидроагрегатах, разработаны методы выявления дефектов при помощи осмотров, испытаний и измерений, контроля вибраций и температур. Исследования в области диагностики гидроагрегатов продолжаются и в настоящее время.
При этом основной проблемой является выявление дефектов на ранней стадии развития. Большинство существующих методов диагностики основаны на наблюдениях за агрегатами в процессе работы (визуальных и с помощью контрольно-измерительных систем и приборов), а также планово-предупредительных профилактических испытаниях и осмотрах. Значительно меньше работ посвящено разработке теоретических моделей процессов в гидроагрегатах, которые позволяли бы рассчитывать состояние агрегата и оценивать уровень его надежности.
Одной из новых задач является диагностика гидроагрегатов при помощи контроля биений вала. Предварительный анализ показывает, что имеется возможность учесть биения вала в теоретической модели электромеханических процессов гидроагрегата. Практически эта задача не исследована, хотя на многих ГЭС применяются системы непрерывного контроля биений с бесконтактными индукционными датчиками.
Актуальность работы состоит в том, что теоретическая модель позволяет провести диагностику на ранних стадиях возникновения дефектов. Использование ее в АСУТП ГЭС с применением компьютерных технологий сбора и обработки информации обеспечивает непрерывность контроля, достоверность оценок и возможность анализа динамики развития процесса.
Целью работы является исследование и разработка моделей и методов диагностики гидроагрегатов по данным контроля биений вала, а также разработка принципов построения подсистем диагностики на основе АСУТП.
Для достижения поставленной цели поставлены и решены следующие задачи:
1. определение теоретических основ моделирования электромеханических процессов в гидроагрегате, на основе которых можно решать задачи вибрационной диагностики по биениям вала;
2. разработка методики расчета биений вала гидроагрегата, основанной на теоретической модели движения ротора, и учитывающей влияние дефектов электрической и механической части;
3. разработка методики диагностики гидроагрегата по результатам измерения биений вала;
4. разработка методов и средств измерения биений вала гидроагрегатов; оценка погрешностей измерения биений штатными средствами контроля;
5. разработка методов и средств измерения динамической формы ротора гидрогенераторов;
6. разработка принципов построения подсистем диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУ ТП;
7. проверка достоверности предлагаемой методики диагностики на реальном гидроагрегате.
Методы исследования. Разработанные в диссертации научные положения используют системный подход к диагностированию гидроагрегатов и основываются на применении теоретических и экспериментальных методов исследования в этой области. Решение поставленных в работе задач базируется на выводах фундаментальных и прикладных наук, таких как математический анализ, теория вероятностей и математическая статистика, теория нечетких множеств, цифровая обработка сигналов, теоретические основы электротехники, теоретическая механика.
Достоверность и обоснованность основных научных положений и выводов работы подтверждается теоретическими обоснованиями, совпадением результатов расчета параметров дефектов для агрегатов Новосибирской ГЭС по предложенной методике и данных послеремонтных измерений и испытаний. Обоснованность результатов работы подтверждает практика их успешного использования в АСУТП Новосибирской ГЭС.
Научная новизна работы.
1. Произведен анализ влияния дефектов гидроагрегата на биения вала.
2. Предложен новый теоретический подход к моделированию биений вала гидроагрегата при известных дефектах механической и электрической части.
3. Предложен метод моделирования движения ротора вертикального гидроагрегата, основанный на рассмотрении ротора как незакрепленного твердого тела. Разработан метод приближенного расчета силы со стороны сегмента подшипника. Предложены методы моделирования дефектов гидроагрегата. Разработана методика расчета биений вала гидроагрегата, обусловленных влиянием следующих дефектов: механических дисбалансов ротора генератора и рабочего колеса турбины; искажений форм ротора и статора генератора; гидравлического дисбаланса рабочего колеса; уклона и искажений линии вала; неперпендикулярности опорного диска подпятника и вала генератора; смещений сегментов подпятника и подшипников от нормального положения; макронеровностей опорного диска подпятника и шеек валов в направляющих подшипниках.
4. Разработана новая методика диагностики (определения дефектов механической и электрической части) гидроагрегата, использующая в качестве исходных данных результаты измерения биений вала. Произведено математическое описание задачи диагностики гидроагрегата как задачи оптимизации параметров дефектов; разработан метод расчета значений целевой функции. Для решения задачи оптимизации использован генетический алгоритм, обеспечивающий высокую вероятность определения глобального максимума целевой функции и нахождение нескольких вариантов решения. Произведен выбор режимов гидроагрегата, по которым должно производиться диагностирование. Даны рекомендации по использованию данных температурного контроля для уточнения результатов диагностирования. 5. Разработана методика определения динамической формы ротора гидроагрегата с учетом биений вала. Разработан метод расчета сил магнитного тяжения в генераторе при известной форме воздушного зазора.
Практическая ценность и реализация результатов оты.
1. Разработаны принципы построения подсистем вибрационной диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУТП, позволяющих повысить надежность работы гидроагрегатов за счет выявления дефектов на ранней стадии развития в процессе эксплуатации.
2. Разработана подсистема вибрационной диагностики по биениям вала для АСУТП Новосибирской ГЭС; подсистема введена в эксплуатацию на агрегате №4.
3. Разработаны аппаратные и программные средства осциллографирования биений вала. Выявлены недостатки и определены погрешности измерения биений штатными средствами. Обоснована необходимость учета биений вала при измерении динамических форм ротора и статора гидрогенераторов.
4. Разработанные положения используются в системе измерения формы ротора гидрогенераторов Новосибирской ГЭС и в системах температурного контроля гидрогенераторов Новосибирской, Майнской, Усть-Хантайской и Курейской ГЭС. Эти системы позволяют существенно повысить культуру обслуживания гидроагрегатов и снизить трудозатраты персонала.
Основные положения, выносимые на защиту.
1. Методы расчета биений вала гидроагрегата по предложенной математической модели движения ротора гидроагрегата при известных параметрах дефектов механической и электрической части.
2. Методика определения дефектов механической и электрической части гидроагрегата, построенная на основе генетического алгоритма, использующая в качестве исходных данных результаты измерения биений вала.
3. Методика определения динамической формы ротора гидроагрегата с учетом биений вала.
4. Метод расчета сил магнитного тяжения в генераторе при известной форме воздушного зазора.
5. Принципы построения подсистем вибрационной диагностики гидроагрегатов по биениям вала в АСУТП.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры "Электрические станции" Новосибирского государственного технического университета (НГТУ), на всероссийской научной конференции молодых ученых "Наука, технологии, инновации" в 2001 и 2003 гг. в г. Новосибирске, на конференции "Применение микропроцессорной техники в устройствах вторичной коммутации ГЭС" (Красноярская ГЭС, 2003 г.), на днях науки НГТУ в 2004, 2005 гг. Публикации. По результатам исследований опубликовано 6 печатных работ; из них 4 - статьи в сборниках научных трудов, 2 — тезисы докладов.
Объем и структура работы. Основное содержание диссертации изложено на 196 страницах, содержит 41 рисунок и 17 таблиц. Работа состоит из введения, четырех глав, заключения и восьми приложений. Список использованных источников содержит 115 наименований.
Основные положения технической диагностики
Рассмотрим ряд понятий, являющихся базовыми для настоящего исследования. Согласно ГОСТ 20911-89 [1] под техническим диагностированием понимается определение технического состояния объекта; задачами технического диагностирования являются: контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности); прогнозирование технического состояния.
Термин "техническое диагностирование" может применяться также в более узком смысле [1]. Далее под "техническим диагностированием" (или "диагностированием") будем понимать контроль технического состояния, поиск места и определение причин отказа (неисправности).
Согласно ГОСТ 27.002-89 [2] под неисправностью понимается "состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации". Такую неисправность, которая немедленно или с течением времени может привести к отказу (нарушению работоспособности [2]), условимся называть дефектом [3,4]. Следует отметить, что это определение, принятое в технической диагностике энергетических агрегатов, имеет более узкий смысл, чем определение дефекта по ГОСТ 15467-79 [5].
Признаком дефекта машины будем считать "отклонение от нормированного значения контролируемого параметра процесса в диагностируемом объекте, работающем в заданном режиме" [3].
Развитие дефектов можно рассматривать как причинно-следственные процессы. В таких случаях на определенных стадиях развития причины одних процессов могут стать следствиями других. Дефект, который является "общим и обязательным промежуточным этапом в процессе развития дефектов, приводящих к аварии" [3], будем называть ключевым.
Источниками информации о дефектах являются признаки дефектов, выявляемые с помощью наблюдений (во время работы машины с помощью штатных средств технологического контроля), испытаний и осмотров (при остановках, в частности при ремонтах) [3].
Можно выделить следующие причины возникновения дефектов [3]: недостатки проектирования; недостатки производства, транспортировки, хранения и монтажа машин; неудовлетворительное качество ремонтов, применение недоброкачественных материалов и запасных частей; неразрешенные перегрузки и параметры окружающей среды, а также внезапные, нерасчетные нагрузки во время эксплуатации; естественное старение материалов и конструктивных узлов машины при эксплуатации.
Выявление дефектов на ранней стадии развития и своевременное их устранение обеспечивает: повышение надежности и коэффициента полезного действия; снижение затрат на ремонты; сокращение времени простоя; продление срока службы (для гидроагрегатов до 40% сверх номинального [6]); выявление узких мест в конструкции.
При высокой эффективности такого диагностирования становится возможным переход от ремонтов по расписанию к ремонтам по результатам диагностики, все чаще практикующийся в последнее время для агрегатов ГЭС [6].
Решение о выводе гидроагрегата в ремонт или продолжении эксплуатации принимается на основе комплексной диагностики его общего состояния, т.е. анализа результатов диагностики по отдельным процессам, протекающим в агрегате [3, 6]. Каждому процессу соответствует определенный метод диагностики (вибрационная, температурная и т.д.), базирующийся на моделировании этого процесса. Комплексная диагностика производится с учетом состава отказов, который определяется при помощи анализа статистики отказов гидроагрегатов данного типа.
При моделировании определенного процесса, протекающего в агрегате, должны учитываться все значимые факторы, влияющие на этот процесс. Некоторые факторы могут быть причиной отказа агрегата, т.е. являются параметрами дефектов; другие характеризуют режим агрегата. Разработка новых методов диагностики требует анализа значимости различных факторов в рассматриваемых процессах.
Каждый фактор должен однозначно определяться из величин, которые могут быть получены путем определенных измерений на гидроагрегате. Поэтому при создании новых методов диагностики может оказаться необходимой разработка принципов оценки некоторых факторов.
Диагностика гидроагрегата может производиться как по результатам измерений и испытаний (в статике), так и по данным непрерывного контроля параметров агрегата (в динамике). В последнем случае возможен анализ изменения во времени факторов, значимых для протекающих в агрегате процессов. Выполнение диагностики по данным непрерывного контроля требует использования системы информационного обеспечения.
Моделирование движения ротора вертикального гидроагрегата
При разработке какой-либо математической модели нецелесообразно описывать все детали процессов в рассматриваемой системе [84]. Необходимо иметь математическое описание, позволяющее воспроизвести на модели те особенности рассматриваемого явления, которые наиболее существенны для решаемой задачи.
В данном случае в качестве моделируемой системы рассматривается вертикальный гидроагрегат, и существенным является процесс движения ротора. Зазоры в направляющих подшипниках обеспечивают отсутствие касания поверхностей трения во время работы агрегата, если имеющиеся излом и уклон линии вала допустимы или близки к допустимым. Поэтому деформации вала при работе гидроагрегата малы по сравнению с его перемещениями за счет зазоров в подшипниках и деформации сегментов подпятника (модуль упругости стали Ест = 200000 МПа [85] примерно на 3 порядка больше модуля упругости фторопласта, погруженного в масло Еф = 3400 кг/см2 = 333.2 МПа [86]). Таким образом, при расчёте биений вала можно рассматривать ротор как незакрепленное твердое тело. При этом движение ротора описывается шестью обыкновенными дифференциальными уравнениями [87, 88], в которые в качестве переменных входят проекции результирующей силы и результирующего момента. Силы, действующие на ротор агрегата, зависят от скоростей его вращения и поступательного движения, а также от положения ротора в пространстве. Поэтому уравнения движения ротора могут быть решены только численным методом.
В работе дано математическое описание движения ротора; рассмотрены и выведены математические преобразования, необходимые для численного решения уравнений этого движения; предложены методы расчета сил, действующих на ротор агрегата.
Для математического описания положения центра масс ротора будем использовать неподвижную прямоугольную систему координат OXYZ (рис.2.2). Ось OZ этой системы координат совпадает с вертикальной осью симметрии статора, и направлена вверх. Точка О совпадает с положением центра тяжести ротора, когда вертикальная ось симметрии ротора совпадает вертикальной осью симметрии статора, и отсутствует зазор между плоскостями трения подпятника. Ось OY перпендикулярна плотине, и направлена от верхнего бьефа к нижнему.
Уравнения вращения твердого тела вокруг центра масс удобно записывать в системе координат, жёстко связанной с ротором ОрХpYpZ (рис.2.2). Примем, что точка Ор совпадает с центром масс ротора; ось ОрХр совпадает с вертикальной главной осью инерции ротора и направлена вверх; оси OpY и OpZ совпадают с двумя другими главными осями инерции.
Для преобразований координат из системы OXYZ в ОрХpYpZр и обратно введем дополнительную систему координат OpX1Y1Z1, оси которой параллельны соответствующим осям системы OXYZ, а начало координат совпадает с центром масс ротора.
С помощью введенных систем координат положение ротора в пространстве может быть задано шестью переменными: координаты центра масс (точки Ор) в системе OXYZ: хр, yp,zp; углы поворота системы координат О XpYpZ р относительно ОрХ 1х (углы Эйлера [87, 88]): Є, \/, ф. При принятых в п.2.1.2 допущениях движение ротора описывается уравнениями движения свободного твёрдого тела [87, 88], и может быть разложено на поступательное движение центра масс и вращение вокруг центра масс как вокруг неподвижной точки. Движение центра масс ротора в системе координат OXYZ описывается системой из трех уравнений:
Математическое описание задачи диагностики гидроагрегата и выбор метода решения
Диагностика гидроагрегата по результатам измерения биений вала является задачей, обратной расчету биений при известном наборе дефектов, рассмотренному в главе 2. Она сводится к определению дефектов, при которых биения совпадают (или практически совпадают) с измеренными.
Введем функцию принимающую конечные значения при любых допустимых значениях ее аргументов, причем большие значения функции соответствуют лучшему совпадению биений вала с измеренными. Тогда задача диагностики гидроагрегата сводится к определению максимума функции Бц, т.е. является задачей оптимизации (или обратной задачей исследования операций) [84, 96]. Введем следующие термины и обозначения, принятые в этом классе задач. Всякую определенную совокупность параметров 2 , »# будем называть решением, а отдельные параметры, входящие в решение - его элементами. Будем обозначать решение одним символом ,. Множество решений Е, для всех элементов которого соблюдаются ограничения Wl,W2,... ,WN , будем называть множеством допустимых решений. Тогда для любого допустимого решения справедливо выражение: є Н. Функцию Рц (%!, \г,..., 4дг ] будем называть целевой функцией.
Однозначное определение всех параметров дефектов, рассмотренных в п.2.2, по известным биениям вала невозможно, так как различные дефекты одного типа могут оказывать одинаковое влияние на биения. Например, смещение одного сегмента подпятника (подшипника) может приводить к такому же эффекту, как и меньшее смещение нескольких соседних сегментов.
Для обеспечения однозначности решения наложим следующие ограничения на параметры дефектов, рассмотренные в п.2.2. Синусоидальная выпуклость зеркального диска подпятника расположена в секторе [аебШ -30;авьш +30] с угловым размером 60, где авыЛ-угол, соответствующий середине сектора. В каждом из направляющих генераторных подшипников могут быть смещены только любые три соседних сегмента, и только на одну и ту же величину.
В подпятнике могут быть смещены только любые три соседних сегмента, и только на одну и ту же величину. Если подпятник двухрядный, будем считать, что смещены три сегмента внешнего ряда и соответствующие им три сегмента внутреннего ряда.
При введенных ограничениях любое решение задачи состоит из следующих элементов: амплитуда синусоидальной выпуклости зеркального диска подпятника (Авып) и угол максимума выпуклости в горизонтальной плоскости относительно оси ОрУр (ав6Ш); уклон оси вала турбины относительно оси вала генератора (R) и угол плоскости уклона в горизонтальной плоскости относительно ОрУр (CLRY, смещение оси вала турбины относительно оси вала генератора в фланцевом соединении ( л) и угол между OpYp и направлением смещения (афчУ, неуравновешенная масса на роторе генератора {М{) и угол в горизонтальной плоскости относительно оси OpYp (aM1) t неуравновешенная масса на рабочем колесе турбины (М2) и угол в горизонтальной плоскости относительно оси OpYp (otM2); величина неподвижной относительно статора силы тяжения, действующей на ротор генератора (Fcl), и ее угол в горизонтальной плоскости относительно оси ОХ(аС1); величина неподвижной относительно статора силы тяжения, действующей на рабочее колесо турбины (FC2), и ее угол в горизонтальной плоскости относительно оси ОХ(ас2У, величина неподвижной относительно ротора силы тяжения, действующей на ротор генератора (FPl), и ее угол в горизонтальной плоскости относительно оси О Yp (арі);
Измерение биений вала гидроагрегата
Недостатки существующих методов и средств измерения биений вала обусловлены, в первую очередь, целью этих измерений. Программа эксплуатационного контроля вибрационного состояния гидроагрегатов [59] предусматривает сравнение результатов измерения амплитуд биений "с предельными значениями, записанными в местных инструкциях, и установленных на основе рекомендаций заводов-изготовителей турбины и генератора и опыта эксплуатации". Такое сравнение не требует высокой точности измерений.
Аппаратные средства для исследования биений вала рассмотрены в [7]. Обычно величины (двойные амплитуды) биений вала измеряются механическими индикаторами, которые устанавливаются на неподвижных опорах (брусья, балки и пр.); при этом штифт индикатора упирается в вал агрегата. Результатом измерения в этом случае является двойная амплитуда биений, равная полному размаху колебаний стрелки прибора. Недостатком использования индикаторов является невозможность определения частоты биений и их характера (отсутствие развертки во времени). Кроме того, индикаторы обладают высокой чувствительностью к неровностям поверхности вала из-за малого диаметра штифта.
Для осциллографирования, а также непрерывного контроля биений вала в процессе эксплуатации обычно применяются бесконтактные индукционные датчики. Оптико-электронные системы измерения биений [58, 64] широкого распространения не получили из-за большой их стоимости. Индукционный датчик представляет собой катушку индуктивности с разомкнутым сердечником (рис.4.1); при увеличении или уменьшении зазора между датчиком и валом изменяется индуктивность катушки. Как правило, датчик подключается к источнику переменного тока; для определения расстояния между датчиком и валом измеряется падение напряжения в обмотке. Сигнал напряжения подается на вход осциллографа или, с целью непрерывного контроля биений, на вход специального преобразователя. Применяемые преобразователи, как правило, выделяют амплитуду биений оборотной частоты, а их калибровка производится в соответствие с показаниями механических индикаторов. Таким образом, все недостатки измерений механическими индикаторами в равной степени относятся к большинству существующих систем непрерывного контроля биений вала.
Для определения погрешностей измерения биений вала существующими системами непрерывного контроля необходима разработка более совершенных средств измерения биений. Наиболее полную информацию можно получить, применяя микропроцессорные устройства, в которых для ввода данных о биениях используются аналого-цифровые преобразователи (АЦП). Собранная информация записывается в память микропроцессорной системы в виде массива данных, представляющих собой осциллограмму. Для анализа полученных данных целесообразно использовать методы цифровой обработки сигналов.
Для приема информации применено устройство ввода, разработанное на кафедре "электрические станции" НГТУ для устройств локальной противоаварийной автоматики [102]. Оно подключается к ЭВМ через шину USB 1.1, и позволяет принимать информацию одновременно по 16 гальванически развязанным каналам с частотой дискретизации до 4 кГц. Структурная схема канала ввода аналогового сигнала приведена на рис.4.3. ид - выходное напряжение датчика; и д - выходное напряжение датчика, преобразованное к диапазону входных напряжений АЦП; CTL , CTL2 -сигналы управления АЦП; DAT — сигнал последовательной передачи данных; CTL[, CTL2, DAT - сигналы, соответствующие CTL , CTL2, DAT, гальванически не связанные с цепями микроконтроллера.
Устройство вывода аналоговых сигналов разработано и реализовано автором специально для задачи осциллографирования биений вала. Оно подключается к LPT-порту ЭВМ и позволяет формировать токовые сигналы произвольной формы с мгновенным значением тока до 20 мА и частотой дискретизации до 2кГц, что достаточно для сбора информации о биениях вала. Для каждого датчика предусмотрен отдельный канал формирования тока. Структурная схема одного канала приведена на рис.4.4, принципиальная схема - в приложении 5. В устройстве вывода применены последовательные цифро-аналоговые преобразователи, что позволяет использовать в каждом канале только три сигнала от LPT-порта: CTL±, CTL2 — управляющие сигналы, DAT - сигнал для передачи данных.
Структурная схема канала вывода аналогового сигнала ивых выходное напряжение цифро-аналогового преобразователя (ЦАП); ід — ток, подаваемый на датчик; CTI , CTL2 -сигналы управления ЦАП (общие для всех каналов); DAT - сигнал последовательной передачи данных; CTL{, CTL 2, DAT - сигналы одного канала, соответствующие CTL , CTL2, DAT, гальванически не связанные с цепями LPT-порта.
ЭВМ работает под управлением операционной системы QNX Neutrino, так как программные средства управления устройством ввода были разработаны ранее для этой операционной системы. Программное обеспечение для осциллографирования биений вала включает драйверы устройств ввода/вывода аналоговых сигналов, а также программы для отображения и обработки осциллограмм.
Эксперименты по осциллографированию биений вала проводились на агрегате №3 Новосибирской ГЭС. При этом на входы датчиков биений вала подавались синусоидальные токи частотой 100 Гц и амплитудой 20 мА, что соответствует номинальным параметрам установленных на агрегате датчиков.
