ГОСТ 27165-97. Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации валопроводов и общие требования к проведению измерений (76888)

ГОСТ 27165—97

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

АГРЕГАТЫ ПАРОТУРБИННЫЕ
СТАЦИОНАРНЫЕ

НОРМЫ ВИБРАЦИИ ВАЛОПРОВОДОВ

И ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

Издание официальное

БЗ 3—98/538

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
Минск

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН Российской Федерацией

ВНЕСЕН Техническим секретариатом Межгосударственного Совета по стандартизации, мет­рологии и сертификации

2. ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 11—97 от 25 апреля 1997 г.)

За принятие проголосовали:

3. Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 17 сентября 1998 г. № 355 межгосударственный стандарт ГОСТ 27165—97 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Россий­ской Федерации с 1 июля 1999 г.

4. ВЗАМЕН ГОСТ 27165-86

© ИПК Издательство стандартов, 1998

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания на территории Российской Федерации без разре­шения Госстандарта России

I

IВведение

Пересмотр ГОСТ 27165—86 осуществлен в связи с накоплением опыта измерений и обобще­нием наблюдений за вибрационным состоянием стационарных паротурбинных агрегатов различных типов.

Настоящим стандартом устанавливаются технически обоснованные допустимые значения вибрации, измеренной на вращающихся валах стационарных паротурбинных агрегатов, в соответ­ствии с возможностями их дальнейшей эксплуатации. Окончательное заключение о возможностях дальнейшей эксплуатации турбоагрегатов целесообразно принимать на основе совместного рассмот­рения данных в соответствии с положениями настоящего стандарта, а также ГОСТ 25364, в котором установлен альтернативный метод контроля и оценки состояния на основе измерения вибрации на неподвижных опорах.

Объект стандартизации, установленные параметры измеряемой вибрации и требования к проведению измерений соответствуют международному стандарту ИСО 7919-2 [I]. Значения допус­тимой вибрации, приведенные в таблице 1 настоящего стандарта, совпадают с зонами А, В, С и D вибрации, установленными в ИСО 7919-2, но, в отличие от последнего, в настоящем стандарте предписан определенный порядок действий при попадании значения измеряемого параметра вибрации в каждую из указанных зон

.Содержание

1. Область применения 1

2. Нормативные ссылки 1

3. Определения 1

4. Измеряемый параметр и контролируемые величины 1

5. Общие требования к проведению измерений 1

6. Общие требования к средствам измерений 2

7. Условия проведения измерений и порядок оформления их результатов 2

8. Допустимые значения вибрации 3

Приложение А Параметры относительной вибрации ротора 4

Приложение Б Библиография 6МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

АГРЕГАТЫ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ

Нормы вибрации валопроводов и обшиє требования к проведению измерений

Large land-based steam turbine-generator sets.
Evaluation of machine vibration by measurement on rotating shafts and general requirements
for the measurement of vibration

Дата введения 1999—07—01

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий стандарт распространяется на стационарные энергетические паротурбинные агрегаты (далее — турбоагрегаты) мощностью 100 МВт и более с рабочими скоростями вращения 50 (60) с*¹ и 25 (30) с^-!, включающие в себя паровую турбину и синхронный генератор.

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

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

8. настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты;

ГОСТ 24346—80 (СТ СЭВ 1926—79) Вибрация, Термины и определения

ГОСТ 25364—97 Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений

3. ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем стандарте использованы термины по ГОСТ 24346.

3. ИЗМЕРЯЕМЫЙ ПАРАМЕТР И КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

   1. В качестве измеряемого параметра приняты относительные виброперемещения шеек роторов валопровода (далее — шейки роторов), характеризующие колебания валопровода относи­тельно опор подшипников.

   2. Контролируемой величиной является размах относительных виброперемещений центров сечений шеек роторов в двух взаимно перпендикулярных направлениях в контролируемых сечениях либо максимальное перемещение центра сечения 5_тах от среднего положения (см. приложение А).

4. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

   1. Измерения вибрации валопровода следует проводить относительно опор подшипников в сечениях, расположенных у торцов вкладышей со стороны цилиндров турбины или статора генера­тора.

   2. Для турбоагрегатов мощностью до 500 МВт контроль вибрации валопровода осуществляют относительно опор ротора высокого давления, а для турбоагрегатов мощностью 500 МВт и выше — относительно всех подшипников турбины и генератора.

   3. В каждом контролируемом сечении валопровода устанавливают два бесконтактных пер­вичных измерительных преобразователя вибрации (датчика). Датчики располагают радиально в одной поперечной плоскости перпендикулярно друг к другу. При установке допускается отклонение

Издание официальное

2* 1от взаимно перпендикулярного положения в пределах! 5°. Датчики устанавливают, по возможности, на верхних половинах вкладышей, ориентируя их в вертикальном и горизонтальном направлениях.

Шероховатость поверхности шейки ротора в зоне контроля должна соответствовать 7-у классу (Ял_тах = 1Д5 мкм).

3. 6. Относительная погрешность измерений не должна превышать ± 10%.

   7. Пределы допустимой дополнительной погрешности измерений, обусловленной некруглос­тью сечения ротора в месте измерения, неоднородностью материала и локальным остаточным магнетизмом, не должны превышать ± 20 мкм. При необходимости поверхность вала должна быть соответствующим образом обработана.

   8. Измерения вибрации ротора следует проводить при различных скоростях вращения, нагрузках и других условиях, характеризующих режим работы турбоагрегата. Контроль вибрации следует осуществлять после достижения тепловой и режимной стабильности (см. 7.1).

   9. Перед контролем следует измерить вибрацию, генерируемую внешними источниками при неподвижном роторе. Если ее уровень больше */₃ уровня вибрации работающего турбоагрегата, следует принять меры к снижению влияния вибрации от внешних источников.

4. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ

   1. Средства измерений должны обеспечивать непрерывный контроль относительной вибра­ции валопровода.

   2. Средства измерений должны сохранять работоспособность и обеспечивать заданную точ­ность при рабочих условиях, характеризуемых температурой окружающей среды, влажностью и химическими воздействиями. Датчик должен быть герметичным и нечувствительным к акустическим шумам, магнитным полям, близкорасположенным металлическим массам, колебаниям напряжения сети и т. п.

   3. Средства измерений должны обеспечивать измерения относительных перемещений в диапазоне частот 5 ... 500 Гц на всех скоростях вращения валопровода, начиная со скорости его вращения валоповоротным устройством.

   4. Аппаратура должна обеспечивать предупредительную и аварийную сигнализацию и отклю­чение турбоагрегата при превышении допустимого уровня вибрации валопровода, а также предуп­редительную сигнализацию при внезапном изменении измеряемой вибрации (см. 8.2).

   5. Размеры датчиков должны позволять их установку в зазоре между вкладышем подшипника и маслоотбойным кольцом без механической обработки последнего.

   6. Дополнительные функции средств измерений не установлены. В зависимости от целей и задач измерений средство измерений может определять среднее положение центра сечения ротора, гармонический состав вибрации, фазу основной гармоники вибрации и другие параметры.

5. УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ И ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ

ИХ РЕЗУЛЬТАТОВ

Установившимся считают режим, при котором контролируемые эксплуатационные показатели достигают при данной нагрузке постоянных значений, а значения всех параметров режима не выходят при этом за пределы, установленные инструкцией по эксплуатации.

• наименование электростанции и станционный номер турбоагрегата;

• дата измерения;

• фамилии лиц и наименования организаций, проводивших измерения;

• рабочие параметры турбоагрегата, при которых проводили измерения (электрическая нагруз­ка, параметры свежего пара, давление в конденсаторе или на выхлопе турбины, частота вращения, ток в роторе генератора, напряжение на клеммах статора генератора и т. д.).

Акт подписывают руководитель бригады и представитель каждой организации, участвовавшей в испытаниях.

3. ДОПУСТИМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ВИБРАЦИИ

   1. Допустимые значения размаха относительных виброперемещений валопровода турбоагре­гата, измеренного в соответствии с 5.1, 5,2 и 7.1, и оценка возможности дальнейшей эксплуатации турбоагрегата представлены в таблице 1.

Срок 30 сут допустимой эксплуатации турбоагрегата с повышенной относительной вибрацией валопровода отсчитывают от момента превышения соответствующего допустимого значения. За это время должны быть приняты меры по снижению вибрации.

Скачком вибрации считают одновременное, внезапное и необратимое изменение вибрации валопровода у двух опор одного ротора, двух смежных опор или у одной опоры по обоим направлениям измерения на значение более 40 мкм от любого начального уровня.

Таблица!- Допустимые значения вибрации в зависимости от возможностей дальнейшей работы турбоагрегата

Оценку вибрационного состояния турбоагрегата осуществляют на основании одновремен­ного выполнения требований 8.1 и требований ГОСТ 25364, нормирующего вибрацию опор под­шипников.ПРИЛОЖЕНИЕ А
(справочное)

ПАРАМЕТРЫ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ВИБРАЦИИ РОТОРА

В данном приложении рассмотрены параметры вибрации ротора относительно вкладышей подшипников, на которых жестко закреплены датчики. Абсолютная же вибрация ротора определяется путем векторного сложегшя относительной вибрации ротора с абсолютной вибрацией самого вкладыша.