ГОСТ 27165-86 Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации валопроводов и общие требования к проведению измерений

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

АГРЕГАТЫ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ

НОРМЫ ВИБРАЦИИ ВАЛОПРОВОДОВ И ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

ГОСТ 27165-86

Издание официальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ

Москва

УДК 621.165:534.1.08:006.354 Группа Е29

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

АГРЕГАТЫ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ

Нормы вибрации валопроводов и общие требования к проведению измерений

Stationary steam-turbine aggregates.

Vibration norms of coupled rotor systems and general requirements for carrying out measurements

O\n 42 7724

Срок действия с 01.01.83 до 01.01.93 Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт распространяется на стационарные энергетические паротурбинные агрегаты (далее - турбоагрегаты), состоящие из паровой турбины, синхронного генератора и возбудителя мощностью 500 МВт и более рабочей частотой вращения 50 и 25 с^-1, укомплектованные аппаратурой для контроля вибрации роторов.

Стандарт устанавливает допустимый уровень вибрации валопроводов турбоагрегатов, находящихся в эксплуатации и принимаемых в эксплуатацию после монтажа, а также общие требования к проведению измерений.

• 1. НОРМЫ ВИБРАЦИИ

!В качестве нормируемых параметров допускается исполь-зовз [ ь:

максимальное пиковое значение размаха относительных виброперемещений шеек валопровода, выбранное из результатов измерений в двух взаимно перпендикулярных направлениях У и X в контролируемых сечениях S_py и S_px;

максимальное значение модуля относительных виброперемещений шеек валопровода турбоагрегата в контролируемых сечениях S,_n,_x=_max К SyO i-SVO > где S_f/(t) и S_x(t) — мгновенные значения относительных виброперемещений шейки ротора в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

С. 2 ГОСТ 27165—86

• 1.2. Максимальное пиковое значение размаха относительных внброперемещений шеек валопровода в сечениях, расположенных у торцов вкладышей каждого опорного и опорно-упорного подшипника со стороны цилиндров турбины или статоров генератора и возбудителя при рабочей частоте вращения и любых режимах эксплуатации, не должно превышать ¹:

150 мкм — для турбоагрегатов номинальной частотой вращения 50 с^-1;

200 мкм — для турбоагрегатов номинальной частотой вращения 25 С”¹.

• 1.3. Максимальное значение модуля относительных виброперемещений шеек валопровода в указанных в п. 1.2 местах и условиях эксплуатации не должно превышать¹:

75 мкм — для турбоагрегатов номинальной частотой вращения 50 с-¹;

100 мкм — для турбоагрегатов поминальной частотой вращения 25 с"¹.

• 1.4. Оценку вибрационного состояния турбоагрегата осуществляют на основании одновременного выполнения требований пп. 1.2 или 1.3 настоящего стандарта и ГОСТ 25364—82 (нормирующего вибрацию опор подшипников).

• 2. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЕ

• 2.1. Вибрацию валопровода следует измерять при помощи многоканальной стационарной аппаратуры для непрерывного одновременного контроля максимального пикового значения размаха относительных виброперемещений или максимального значения модуля внброперемещений всех шеек валопровода относительно вкладышей подшипников в контролируемых сечениях.

• 2.2. Показания аппаратуры следует регистрировать многоточечными самописцами, а также индикацией по вызову значений на указателе. Измерительная аппаратура должна обеспечивать предупредительную и аварийную сигнализацию и защиту на отключение турбоагрегата при превышении допустимого уровня вибрации валопровода или его внезапном изменении, а также иметь аналоговые выходы.

Примечание. Под внезапным изменением значения уровня вибрации понимают его изменение не менее чем на 30—40 мкм за время не более 5 с и длительностью не менее 10 с.

• 2.3. Аппаратура должна обеспечивать измерение максимального значения относительных внброперемещений валопровода в диапазоне частот 10—500 Гц.

• 2.4. Пределы измерений максимальных значений модули относительных виброперемещепий валопровода: 25—250 мкм и 50— 500 мкм.

• 2.5. Аппаратура должна измерять статическое смещение валопровода в диапазоне ±0,5 мм при установочном зазоре 2,0—0,5 мм.

• 2.6. Дагчпки должны нормально работать при температуре окружающей среды до 150°С, влажности до 98%, воздействии магнитного поля частотой 50 Гц до 400 Л/м и быть защищенными ог воздействия турбинного масла и жидкости ОМТИ.

• 2.7. Диаметр датчика не должен превышать 10 мм.

• 2.8. Датчик должен работать без снижения точности измерений при минимальном расстоянии между его корпусом и близлежащей боковой поверхностью вкладыша подшипника или выступом вала 7 мм.

• 2.9. Основная погрешность измерения виброперемещений шеек валопроводов не должна превышать ±10 %.

• 2.10. Основная погрешность измерения зазоров (статических перемещений) не должна превышать ±5%.

• 2.11. Каждый капал виброаппаратуры совместно с датчиком и соединительным кабелем должен быть оснащен устройством сквозного контроля работоспособности и сигнализации повреждения канала без съема с объекта измерения. При повреждении аппаратуры систему защиты не следует включать.

• 3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

• 3.1. Объектом измерения являются вибрации всех шеек валопровода относительно опор подшипников.

• 3.2. Бесконтактные датчики устанавливают на торцах вкладышей всех подшипников валопровода со стороны цилиндров турбин или статоров генераторов и возбудителей.

• 3.3. В каждом контролируемом сечении валопровода устанавливают два датчика, ориентируемые в двух взаимно перпендикулярных направлениях — в вертикальном и в горизонтально поперечном направлениях по отношению к оси валопроводов турбоагрегатов.

Примечание. При установке датчиков допускается отклонение от взаимно перпендикулярного расположения в пределах ±5 %.

• 3.4. ^Максимальное значение модуля относительного виброперемещения шейки ротора S_max получают преобразованием аппаратурой сигналов двух датчиков, пропорциональных S_y(t) и

• 3.5. В процессе эксплуатации турбоагрегатов результаты изме

рений виброперемещений шеек роторов регистрируют при помощи приборов и заносят в эксплуатационную ведомость машиниста. При этом должны быть зафиксированы рабочие параметры турбоагрегатов. ___

О’»

С. 4 ГОСТ 27165—86

ПРИЛОЖЕНИЕ Справочное

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ ВИБРАЦИИ ВАЛОПРОВОДОВ ТУРБОАГРЕГАТОВ

• 1. Контрольное значение для расчетов — максимальное среднее квадратическое значение составляющей 1-й гармоники виброскорости подшипниковых опор на рабочей частоте вращения, устанавливаемое ГОСТ 25466—82 и равное

  • 1.8 мм с^-1; при этом для обеспечения эксплуатации паротурбинных агрегатов со средним квадратическим значением виброскорости опор подшипников не выше

• 2.8 мм-с-’ допускаемые амплитуды 1-й гармоники внброперемещений опор после балансировки должны быть не более:

Д1 = 8 мкм— для турбоагрегатов рабочей частотой вращения 50 с~’; /.= = 16 мкм — для турбоагрегатов рабочей частотой вращения 25 с^-1.

• 2. В качестве исходной величины для определения нормативных значений относительной вибрации валопровода турбоагрегата принимается модуль остаточной динамической реакции опор Q, определяемый по эмпирической зависимости

<2—0,05 А'/Аъ

где 6₀ — масса валопровода, приходящаяся на опору, т; K_t=l,5 — коэффициент, учитывающий увеличение модуля остаточной динамической реакции опор в условиях электростанции, по сравнению с результатом заводской балансировки из-за дефектов соединения роторов в валопровод и влияния режимных факторов.

• 3. В таблице указаны массы роторов турбоагрегатов мощностью 500 и 1000 МВт рабочими частотами вращения 50 с"¹ и 25 С”¹, а также некоторые динамические характеристики опор и масляного слоя.

Максимальные значения модуля относительных внброперемещений валопровода в сечениях, расположенных у торцов вкладышей со стороны цилиндров турбины или статоров генератора и возбудителя, могут быть определены из соотношения

Q

A'niux—А ■ Ац ' А | ’ А 5 ’ I

где Аг — коэффициент, учитывающий увеличение амплитуды вибропсремещсвлй для горизонтального направления (Аэ«1 - - - 3);

Аз — коэффициент, учитывающий увеличение модуля радиуса-вектора ио сравнению с максимальным компонентом для направления вдоль большой осн орбиты прецессирующего вала (А'₃^1 ... 1,4);

Ki — коэффициент, учитывающий наличие высших гармоник в спектре колебаний валопровода (/С₄« 1,1 ... 1,3);

As — коэффициент, учитывающий увеличение модуля внброперемещений при переходе от центра вкладыша к его торцу (Аэ^СО • •• 1,2);

C_vv — коэффициент жесткости масляной пленки подшипника в вертикальном направлении.

Принимая для расчета средние значения коэффициентов Ki(nj_tK_tcp = 3,2), получим значения S_max, приведенные в таблице.

• 4. Фактические опытные значения динамической податливости опер б представлены в таблице. Несмотря на значительный разброс внброхарактсрнстлк различных опор, можно констатировать, что для турбоагрегатов ТЭС выполняется условие dmax<0,5 мкм/кН, а для «тихоходных» турбоагрегатов АЭС —

dm ах <0,3 мк.м/кН, при которых обеспечивается удовлетворительное вибрационное состояние турбоагрегатов.

Обозначения основных параметров виброперемещения валопровода в контролируемом сечении приведены на чертеже.

Траектория виброперемещення контролируемого сечения ротора

О — центр траектории; Х_с, Ус—статические смещения оси ротора; К — произвольное положение центра сечения ротора; Р — положение центра сечения ротора при максимальном виброперемещенни; S_max — максимальное значение виброперемещения; S_x(t), S_v(t) — текущие значения виброперемещения центра сечения ротора по направлению осей X и У: S_rx, Spjf — максимальное пиковое значение размаха вибро-перем ешений

Амплитуды основной гармоники виброперсмещсний опор, найденные из выражения /l==Qd, приведены в таблице.

Как видно из таблицы, при выполнении условий:

Smax<50 мкм — для турбоагрегатов рабочей частотой вращения 50 с^-1 и S_max<100 мкм — для турбоагрегатов рабочей частотой вращения 25 с^-1 амплитуды основной гармоники виброперемещений опор не превышают соответственно 8 и 16 мкм, установленных ГОСТ 25466—82.

• 5. Значения Smax (см. таблицу), определенные по предложенной методике, можно отнести к следующим трем группам: S_max = 20—30 мкм ■— роторы массой до 50 т; Smax =35—50 мкм — роторы массой до 100 т; S_max = 70—100 мкм— роторы массой более 100 т.

Поскольку последняя группа роторов относится к «тихоходным» турбоагрегатам АЭС, а «легкие» роторы первой группы подвержены существенному влиянию более массивных роторов валопровода, и отсутствует достаточный опыт эксплуатации турбоагрегатов мощностью 1000 МВт частотой вращения 50 с-¹» предложены следующие нормативные максимальные значения модуля относительного виброперемещения валопровода:

S_max = 75 мкм — для турбоагрегатов номинальной частотой вращения 50 с^-*; Smax = 100 мкм — для турбоагрегатов номинальной частотой вращения 25 с^-1.

Исходя из этого, в соответствии с рекомендациями стандарта ИСО 7919/1, нормативные пиковые значения размаха относительного виброперемещения валопровода в вертикальном S_px и горизонтальном S_Ptf направлениях могут быть определены из выражения

max—

откуда S_pmax:

150 мкм — для турбоагрегатов номинальной частотой вращения 50 с-^:;

200 мкм — для турбоагрегатов номинальной частотой вращения 25 с^- .

Редактор О. К. Абашкова

Технический редактор Г. А. Теребинкина Корректор В. М. Смирнова

Сдано в наб. 12.01.87 Подп. в печ. 10.03.87 0,75 усл. п. л. 0,75 усл. кр.-отт. 0.45 уч.-изд. л. Тир. 10 000 Цена 3 коп.

Ордена «Знак Почета» Издательство стандартов. 123840, Москва, ГСП. Новопресненский пер., 3

Тил «Московский печатник». Москва, Лялнн пер., 6. Зак. 203

ОСНОВНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ

ПРОИЗВОДНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ, ИМЕЮЩИЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ НАИМЕНОВАНИЯ

¹

Методика определения допустимых значении вибрации валопроводов изложена в справочном приложении.