При перевищенні нормативного значення вібрації повинні бути вжиті заходи до її зниження в термін не більше 30 діб.
При вібрації понад 7,1 не допускається ек-сплуатіровать турбоагрегати більше ніж 7 діб, а при вібрації 11,2 турбіна повинна бути відключена дей-наслідком зашиті або вручну.
Турбіна повинна бути негайно зупинена, ес-ли при сталому режимі відбувається одночасним-менное раптова зміна вібрації зворотному годину-тоти двох опор одного ротора, або суміжних опор, або двох компонентів вібрації однієї опори на 1 і більше від будь-якого початкового рівня.
Турбіна повинна бути розвантажена і зупинена, якщо протягом 1-3 діб відбудеться плавне віку-ня будь-якого компонента вібрації однієї з опор під-шіпніков на 2.
Експлуатація турбоагрегату при нізкочастотнойвібраціі неприпустима. При появі низькочастотної вібрації, що перевищує 1. повинні бути при-няти заходів до її усунення.
Тимчасово, до оснащення необхідною апарату-рою, дозволяється контроль вібрації за розмахом виб-роперемещенія. При цьому тривала експлуатація до-пускається при розмаху коливань до 30 мкм при годину-тоте обертання 3000 об / хв і до 50 мкм при часто-ті обертання 1500 об / хв; зміна вібрації на1-2еквівалентно зміни розмаху колеба-ний на 10-20 мкм при частоті обертання 3000 об / міні 20-40 мкм при частоті обертання 1500 об / хв.
Вібрацію турбоагрегатів потужністю 50 МВт і більш слід вимірювати і реєструвати за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю ві-Брац підшипникових опор, відповідної дер-дарчим стандартам.
До установки стаціонарної апаратури безперервного-ного контролю вібрації турбогенераторів потужністю менше 50 МВт допускається використовувати переносні прилади, метрологічні характеристики яких задовольняють вимогам державних стандартів. Періодичність контролю повинна встановлюватися інструкцією залежно від вібраційного стану турбоагрегату, але не рідше 1 разу на місяць
Для турбоагрегатів основним джерелом вібрації є обертові ротори. Обурює силою впливає на ротори та викликає їх вимушені коливання, є в основному відцентрова сила, що виникає через їх залишкового дисбалансу. Вібрація від ротора через масляний шар передається на вкладиші підшипника, далі на підшипникові опори і фун-даментом.
При виготовленні турбін, генераторів і збудників на заводах виконується спеціальна динамічна балан-сіровка роторів, що має забезпечувати роботу агрегатів-тов на електростанції при номінальній частоті обертаючись-ня і повному навантаженні з вібрацією в межах допусти-мій. Однак при монтажі турбіни можуть бути допущені відхилення в збірці і центрування, що зумовлює необхідність проведення ретельного вібраційного обстеження агрегату після монтажу і прийняття в слу-чаї необхідності заходів до доведення вібрації до норм, зазначених в ПТЕ.
Процес вібрації характеризується різними пара-метрами, в числі яких вібропереміщення (розмах ко-лебанія), частота і віброшвидкість (швидкість переміщень-ня в момент проходження нейтрального положення).
Для оцінки вібрації обрана віброшвидкість (її середовищ-неквадратічное значення), яка об'єднує вібропереме-щення і частоту вібрації.
Використання середньоквадратичних значень Вибросил-короста замість розмаху вібропереміщень має сліду-ющие переваги:
1. Облік частоти вібрації, що дозволяє задавати один норматив для будь-якої частоти обертання, в той час як при
вимірі вібропереміщень для кожної частоти обертаючись-ня задавався свій норматив, наприклад для 1550 об / хв - 50; 3030 - 30; 5015 - 15 мкм і т.д.
2.Большая стійкість параметра віброшвидкості до впливу конструкції опор підшипників, що забезпечують-кість незначний розкид значень віброшвидкості опор підшипників різної конструкції. При вимірі вібропереміщень умовно вважалося, що опори подшип-ників мають однакову динамічну податливість і їх віброперемещенія в достатній мірі характери-товують коливання роторів, що є джерелами виб-рації. Таке припущення не завжди було правомірним. У ряді випадків при жорстких металомістких корпусах під-шіпніков були випадки руйнування вкладишів через виб-рації, в той час як віброперемещенія корпусів під-шіпніков залишалися в межах норми.
3.Более висока точність і надійність вимірювань.
Зниження похибки відбувається за рахунок нечутливий-ності показань апаратури до випадкових перешкод і уда-рам, звуження діапазону вимірювань при переході від шка-ли 10 100 мкм до шкали 1 - 10. відсутності фазочастотной похибки.
4.Прігодность параметра віброшвидкості для контролю
вібрації будь-якого гармонійного складу. При вимірюванні розмаху вібропереміщень високочастотні складаю-щие в спектрі вібрації не враховуються, а в ряді випадків саме вони є причиною пошкоджень. За даними ОТІ, на одній з турбін 300 МВт було зафіксовано пошкодження вкладиша підшипника, хоча розмах його ко-лебанія не перевищував 20 мкм. В іншому випадку на турбіні 100 МВт був виявлений відрив опори від фундаменту при розмаху вібропереміщень до 40 мкм. Віброшвидкість в зазначених випадках становила відповідно 9 і 12.
Слід зазначити, що облік високочастотних складаючи-чих вібрацій шляхом вимірювання віброшвидкості позво-
ляє оцінювати якість ремонту турбоагрегату: доведе-ня до нормативних значень зазорів при ревізії вкла-дишей, поліпшення прилягання опор підшипників до опор-ним поверхонь фундаменту, поліпшення центрування ва-лопровода і справно полумуфт ведуть до зниження середньоквадратичного значення віброшвидкості опор підшипників.
5. Універсальність застосування параметра віброско-рости для оцінки вібрації всіх статорних елементів тур-біни, генератора, фундаменту турбоустановки. Параметр виброскорости увійшов в санітарні норми, застосовується в зарубіжних країнах.
Для експлуатаційного контролю вібрації опори дос-таточно виміряти віброшвидкість в трьох напрямках в точці, розташованій можливо ближче до центру вклади-ша підшипника.
Вертикальну складову вібрації слід изме-рять на верхній кришці підшипника над серединою довжини його вкладиша, горизонтальні (поперечну і осьову) - на рівні осі валопровода проти середини довжини вкладиша.
Встановлення нормативних значень вібрації здійс-ствлялось на підставі досвіду експлуатації турбоагрега-тов з урахуванням основного завдання - діагностування по-врежденій в елементах турбоагрегату (включаючи фундамент) на ранній стадії їх виникнення. Було визначено, що найбільш доцільним нормативним значенням, оп-чати умови надійної тривалої експлуатації всіх турбоагрегатів, є середньоквадратичне зна-ня віброшвидкості Vc- 4,5.
При встановленні верхніх допустимих меж зна-ний виброскорости проаналізовані експериментальні дані, а також дані досвіду експлуатації та налагодження турбоагрегатів. На підставі зіставлення цих даних гранично допустима для експлуатації всіх типів агрегатів віброшвидкість опор встановлена рівної 11,2 при досягненні якої турбоагрегат повинен бути не-повільно зупинений захистом або вручну. Інтервал зна-чень виброскорости опор від 7,1 до 11,2 повинен бути використаний персоналом для усунення підвищений-ної вібрації в термін, що не перевищує 7 діб.
Як показує досвід експлуатації, особливу небезпеку для обладнання представляє режим роботи з підвищено-ної вібрацією при несталому режимі (зраді-ня частоти обертання, навантаження, параметрів пари).
Короткочасна робота агрегату в несталий-ся режимі з вібрацією вище 7,1 допустима лише за умови перевіреного практикою експлуатації її подальшого зниження до норми в сталому режимі. Однак така робота допустима лише з письмово-го дозволу технічного керівника електростанц-ції, яке відноситься до конкретного турбоагрегату. При відсутності цього документа робота неприпустима. Якщо пос-ле ремонту в несталому режимі виникає Неха-характерних для агрегату підвищена вібрація однієї або декількох опор, це свідчить про незавершеність віброналадочних робіт або про наявність серйозного дефек-та, наприклад поломки лопатки, яка може статися в процесі пуску, і в будь-якому випадку вимагає вжиття заходів. Тому підвищена вібрація в несталому режи-ме повинна розглядатися як одна з ознак можли-ного порушення нормального технічного стану. У цих умовах рішення в обов'язковому порядку повинні прий-маться з урахуванням висновків фахівців з віброналадка.
Ще більш небезпечним за можливими наслідками є-ється стрибок вібрації.
Під стрибком вібрації слід розуміти одновремен-ве раптове і необоротне зміна среднеквадра-тичний виброскорости будь-яких складових вібрації двухопорного ротора, двох суміжних опор або двухсоставляющіх вібрації однієї опори на 1,0 і бо-леї від будь-якого початкового рівня незалежно від режиму роботи турбоагрегату (усталеного або невпинно-вившись).
Якщо незворотний стрибок середньоквадратичної Вибросил-короста відбувається в будь-якому режимі (як встановила-ся, так і несталому), а ймовірність помилкового сраба-вання апаратури штатного віброконтроля виключена, турбоагрегат повинен бути негайно зупинений, як цього вимагає ГОСТ 25364-97 [3], незалежно від напрямку скач-ка (в бік збільшення або зменшення вібрації).
Якщо стрибок середньоквадратичної виброскорости про-виходить в несталому режимі, причинами його мо-гут бути утруднені заклинювання в шпонкових з'єднаннях ривкоподібно переміщення опорних сту-Льєвен і циліндрів, різкі зміни витрат пара через ЦВД і ін. В цих випадках вібрація через деякий час ( 5-15 хв) відновлює доскачковое значення (або близьке до нього), тобто не має незворотного характе-ра. Однак, як правило, скачки вібрації, викликані цими причинами, не перевищують 1; проте негайно повинні бути вжиті заходи до з'ясували-нию причин стрибка.