4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 .

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут.

При вибрации свыше 7,1 не допускается эк­сплуатировать турбоагрегаты более 7 сут, а при вибрации 11,2 турбина должна быть отключена дей­ствием зашиты или вручную.

Турбина должна быть немедленно остановлена, ес­ли при установившемся режиме происходит одновре­менное внезапное изменение вибрации оборотной час­тоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1-3 сут произойдет плавное возраста­ние любого компонента вибрации одной из опор под­шипников на 2 .

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 , должны быть при­няты меры к ее устранению.

Временно, до оснащения необходимой аппарату­рой, разрешается контроль вибрации по размаху виб­роперемещения. При этом длительная эксплуатация до­пускается при размахе колебаний до 30 мкм при час­тоте вращения 3000 об/мин и до 50 мкм при часто­те вращения 1500 об/мин; изменение вибрации на 1-2 эквивалентно изменению размаха колеба­ний на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.

Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля ви­брации подшипниковых опор, соответствующей госу­дарственным стандартам.

До установки стационарной аппаратуры непрерыв­ного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям государственных стандартов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц

Для турбоагрегатов основным источником вибрации являются вращающиеся роторы. Возмущающей силой воздействующей на роторы и вызывающей их вынужденные колебания, является в основном центробежная сила, возникающая из-за их остаточного дисбаланса. Вибрация от ротора через масляный слой передается на вкладыши подшипника, далее на подшипниковые опоры и фун­дамент.

При изготовлении турбин, генераторов и возбудителей на заводах выполняется специальная динамическая балан­сировка роторов, что должно обеспечивать работу агрега­тов на электростанции при номинальной частоте враще­ния и полной нагрузке с вибрацией в пределах допусти­мой. Однако при монтаже турбины могут быть допущены отклонения в сборке и центровке, что предопределяет необходимость проведения тщательного вибрационного обследования агрегата после монтажа и принятия в слу­чае необходимости мер к доведению вибрации до норм, указанных в ПТЭ.

Процесс вибрации характеризуется различными пара­метрами, в числе которых виброперемещение (размах ко­лебаний), частота и виброскорость (скорость перемеще­ния в момент прохождения нейтрального положения).

Для оценки вибрации выбрана виброскорость (ее сред­неквадратичное значение), объединяющая вибропереме­щения и частоту вибрации.

Использование среднеквадратичных значений виброс­корости вместо размаха виброперемещений имеет следу­ющие преимущества:

1. Учет частоты вибрации, что позволяет задавать один норматив для любой частоты вращения, в то время как при

измерении виброперемещений для каждой частоты враще­ния задавался свой норматив, например для 1550 об/мин — 50; 3030 - 30; 5015 - 15 мкм и т.д.

2. Большая устойчивость параметра виброскорости к влиянию конструкции опор подшипников, что обеспечи­вает незначительный разброс значений виброскорости опор подшипников разной конструкции. При измерении виброперемещений условно считалось, что опоры подшип­ников имеют одинаковую динамическую податливость и их виброперемещения в достаточной степени характери­зуют колебания роторов, являющихся источниками виб­рации. Такое допущение не всегда было правомерным. В ряде случаев при жестких металлоемких корпусах под­шипников были случаи разрушения вкладышей из-за виб­рации, в то время как виброперемещения корпусов под­шипников оставались в пределах нормы.

3. Более высокая точность и надежность измерений. Снижение погрешности происходит за счет нечувствитель­ности показаний аппаратуры к случайным помехам и уда­рам, сужения диапазона измерений при переходе от шка­лы 10— 100 мкм к шкале 1 — 10 , отсутствия фазочастотной погрешности.

4. Пригодность параметра виброскорости для контроля вибрации любого гармонического состава. При измерении размаха виброперемещений высокочастотные составляю­щие в спектре вибрации не учитываются, а в ряде случаев именно они являются причиной повреждений. По данным ВТИ, на одной из турбин 300 МВт было зафиксировано повреждение вкладыша подшипника, хотя размах его ко­лебаний не превышал 20 мкм. В другом случае на турбине 100 МВт был обнаружен отрыв опоры от фундамента при размахе виброперемещений до 40 мкм. Виброскорость в указанных случаях составляла соответственно 9 и 12 .

Следует отметить, что учет высокочастотных составля­ющих вибраций путем измерения виброскорости позво-

ляет оценивать качество ремонта турбоагрегата: доведе­ние до нормативных значений зазоров при ревизии вкла­дышей, улучшение прилегания опор подшипников к опор­ным поверхностям фундамента, улучшение центровки ва­лопровода и спаривания полумуфт ведут к снижению среднеквадратичного значения виброскорости опор подшип­ников.

5. Универсальность применения параметра виброско­рости для оценки вибрации всех статорных элементов тур­бины, генератора, фундамента турбоустановки. Параметр виброскорости вошел в санитарные нормы, применяется в зарубежных странах.

Для эксплуатационного контроля вибрации опоры дос­таточно измерить виброскорость в трех направлениях в точке, расположенной возможно ближе к центру вклады­ша подшипника.

Вертикальную составляющую вибрации следует изме­рять на верхней крышке подшипника над серединой дли­ны его вкладыша, горизонтальные (поперечную и осевую) — на уровне оси валопровода против середины длины вкладыша.

Установление нормативных значений вибрации осуще­ствлялось на основании опыта эксплуатации турбоагрега­тов с учетом основной задачи — диагностирования по­вреждений в элементах турбоагрегата (включая фундамент) на ранней стадии их возникновения. Было определено, что наиболее целесообразным нормативным значением, оп­ределяющим условия надежной длительной эксплуатации всех турбоагрегатов, является среднеквадратичное значе­ние виброскорости V_c — 4,5 .

При установлении верхних допустимых границ значе­ний виброскорости проанализированы экспериментальные данные, а также данные опыта эксплуатации и наладки турбоагрегатов. На основании сопоставления этих данных предельно допустимая для эксплуатации всех типов агре-

гатов виброскорость опор установлена равной 11,2 при достижении которой турбоагрегат должен быть не­медленно остановлен защитой или вручную. Интервал зна­чений виброскорости опор от 7,1 до 11,2 должен быть использован персоналом для устранения повышен­ной вибрации в срок, не превышающий 7 сут.

Как показывает опыт эксплуатации, особую опасность для оборудования представляет режим работы с повышен­ной вибрацией при неустановившемся режиме (измене­ние частоты вращения, нагрузки, параметров пара).

Кратковременная работа агрегата в неустановившем­ся режиме с вибрацией выше 7,1 допустима лишь при условии проверенного практикой эксплуатации ее последующего снижения до нормы в установившемся ре­жиме. Однако такая работа допустима лишь с письменно­го разрешения технического руководителя электростан­ции, которое относится к конкретному турбоагрегату. При отсутствии этого документа работа недопустима. Если пос­ле ремонта в неустановившемся режиме возникает неха­рактерная для агрегата повышенная вибрация одной или нескольких опор, это свидетельствует о незавершенности виброналадочных работ либо о наличии серьезного дефек­та, например поломки лопатки, которая может произойти в процессе пуска, и в любом случае требует принятия мер. Поэтому повышенная вибрация в неустановившемся режи­ме должна рассматриваться как один из признаков возмож­ного нарушения нормального технического состояния. В этих условиях решения в обязательном порядке должны прини­маться с учетом заключений специалистов по виброналадке.

Еще более опасным по возможным последствиям явля­ется скачок вибрации.

Под скачком вибрации следует понимать одновремен­ное внезапное и необратимое изменение среднеквадра­тичной виброскорости каких-либо составляющих вибра­ции двухопорного ротора, двух смежных опор или двух

составляющих вибрации одной опоры на 1,0 и бо­лее от любого начального уровня независимо от режима работы турбоагрегата (установившегося или неустано­вившегося).

Если необратимый скачок среднеквадратичной виброс­корости происходит в любом режиме (как установившем­ся, так и неустановившемся), а вероятность ложного сраба­тывания аппаратуры штатного виброконтроля исключена, турбоагрегат должен быть немедленно остановлен, как этого требует ГОСТ 25364-97 [3], независимо от направления скач­ка (в сторону увеличения или уменьшения вибрации).

Если скачок среднеквадратичной виброскорости про­исходит в неустановившемся режиме, причинами его мо­гут быть затрудненные заклиниваниями в шпоночных соединениях рывкообразные перемещения опорных сту­льев и цилиндров, резкие изменения расходов пара че­рез ЦВД и др. В этих случаях вибрация через некоторое время (5—15 мин) восстанавливает доскачковое значение (или близкое к нему), т.е. не имеет необратимого характе­ра. Однако, как правило, скачки вибрации, вызванные этими причинами, не превышают 1 ; тем не менее незамедлительно должны быть приняты меры к выясне­нию причин скачка.

4.4.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расхо­дах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не долж­но превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен

быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

При неудовлетворительном качестве пара, поступаю­щего в турбину, на направляющих и рабочих лопатках образуются солевые отложения, условно клас­сифицируемые (по трудности удаления) как нераствори­мые — кремнекислота, оксиды железа и меди и раствори­мые — соединения натрия и калия. Характер отложений, их распределение по ступеням проточной части зависят от свойств и состава солей, параметров пара, скорости и влажности пара в ступенях.

Занос проточной части солями при одной и той же сте­пени открытия регулирующих клапанов и одинаковых параметрах пара приводит к уменьшению пропуска пара через турбину. В результате максимальная мощность тур­бины уменьшается.

Сужение проходного сечения направляющего аппара­та увеличивает перепад давлений на диафрагмах, вызывая в них дополнительные изгибающие напряжения. Отложе­ние солей на рабочих лопатках может привести к увели­чению степени реакции ступени при относительно боль­шем заносе проходных сечений между рабочими лопатка­ми по сравнению с сопловыми. Это, в свою очередь, при­водит к увеличению перепада давлений на дисках ротора и увеличению осевого усилия на упорный подшипник.

Занос лопаток отдельных ступеней турбины приводит к перераспределению теплового перепада между ступеня­ми, они начинают работать в нерасчетном режиме. Увели­чивается также шероховатость поверхности каналов, т.е. уменьшается внутренний КПД ступеней.

Таким образом, из-за заноса проточной части турбины солями снижаются ее надежность, экономичность и мак­симальная мощность.

Свидетельством уменьшения площади проходного се­чения проточной части из-за отложения солей на лопат­ках является постепенное повышение давления в камерах контрольных ступеней при одном и том же расходе пара. Допустимые 10% повышения давления в контрольных сту­пенях турбины установлены на основании расчетов и опыта эксплуатации.

По условиям надежности проточной части и упорного подшипника заводами — изготовителями турбины устанав­ливаются предельные значения давления в контрольных сту­пенях (как правило, в камере регулирующей ступени). При определении допустимых режимов работы турбины, подвер­гшейся заносу солями, это значение не должно превышаться.

Для оценки степени заноса турбины солями необходи­мо иметь "эталонные" значения давления в контрольных ступенях при различных расходах пара и чистой проточ­ной части. Для этого после монтажа или капитального ре­монта проводятся испытания на различных паровых на­грузках, с включенными и отключенными ПВД. При этом параметры пара должны быть номинальными, а тепловая схема — проектной или той, которая принята в эксплуа­тации. В результате определяется зависимость давления в контрольной ступени (ступенях) от расхода пара при чис­той проточной части. В дальнейшем, при нормальной экс­плуатации турбины, периодически измеряя давление в контрольной ступени, можно будет судить о степени за­носа проточной части.

Если контрольными измерениями будет установлено, что занос турбины достиг установленного предела (10% повышения давления), следует произвести очистку про­точной части от отложений. Существует ряд способов та­кой очистки, включающих промывку влажным паром под

нагрузкой, водную или водно-щелочную промывку при работе на валоповороте, механическую чистку лопаток со вскрытием турбины и разборкой проточной части. Выбор конкретного способа очистки зависит от состава отложе­ний, схемы турбоустановки и опыта персонала.

Следует иметь в виду, что появление отложений в про­точной части турбины является следствием неудовлетво­рительного водно-химического режима и борьба с отло­жениями должна вестись прежде всего в направлении наладки режима. Очистка проточной части турбины не является радикальной мерой и должна применяться в край­них случаях.