ДП «Укрметртестстандарт» Науково-технічний семінар-нарада «Проблеми підвищення рівня метрологічного забезпечення вимірювань
- Главная
- Разное
- ДП «Укрметртестстандарт» Науково-технічний семінар-нарада «Проблеми підвищення рівня метрологічного забезпечення вимірювань
Содержание
- 2. ВВЕДЕНИЕ На показатели надежности и безопасности технологического оборудования существенно влияет уровень его вибрации, режим эксплуатации и
- 3. МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ На ТЭС контроль работы паровых турбогенераторов осуществляется: а) штатной стационарной системой управления,
- 4. МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ Вибрация (виброскорость и виброперемещение) турбогенератора: – "без ограничения" – до 4,5 мм/с
- 5. Совершенствование системы мониторинга и оценки состояния турбогенераторов На ТЭС обеспечивается только контроль параметров оборудования, а не
- 6. Совершенствование системы мониторинга и оценки состояния турбогенераторов 3) обеспечить стационарной (штатной) системой вибрационного мониторинга оборудования непрерывный
- 7. Конструкция паровой турбины К200-130 Паровая турбина одновальная, трехцилиндровая, конденсатная, с двумя выхлопами и с промежуточным перегревом
- 8. Результаты обследований турбогенераторов Перед ремонтом турбогенератора ТГ-2 (условное обозначение), который имел проблему с надежностью ОП-1 ЦВД
- 9. Результаты обследований турбогенераторов Основные результаты обследований ТГ представлены: 1) в таблицах 1…3, для оценки турбогенератора по
- 10. Результаты обследований турбогенераторов Основные результаты обследований ТГ представлены: 5) на рисунке 3 – контурная характеристика турбогенераторов
- 11. Таблица 1 – Основные показатели режима работы турбогенераторов
- 12. Таблица 2 – Среднеквадратические значения вибрации подшипников ЦВД агрегата ТГ-2 Условные обозначения: N – активная нагрузка
- 13. Таблица 3 – Общие уровни параметров вибрации турбогенераторов Примечание. Уровень виброскорости ОП-1 при обследовании 6.3 в
- 14. Таблица 4 – Характеристики сигнала виброускорения ЦВД турбогенераторов Примечание: Аср – среднее значение; Аскз – среднеквадратическое
- 15. Интенсивность ВАИ виброскорости ЦВД ЦСД ЦНД Генератор ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 Рисунок
- 16. Интенсивность ВАИ виброускорения ЦВД ЦСД ЦНД Генератор ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 Рисунок
- 17. ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения Точка 1В Точка 1П Точка 1О Рисунок 2 – Сравнительная характеристика ВАИ
- 18. ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения Точка 2В Точка 2П Точка 2О Рисунок 2 – Сравнительная характеристика ВАИ
- 19. ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения Вертикальная составляющая Поперечная составляющая Осевая составляющая Рисунок 4 – Контурная характеристика ТГ-2,
- 20. Виброускорение, м/с2 Время, с Рисунок 5.1 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2 при выбеге ротора Точка
- 21. Виброускорение, м/с2 Время, с Рисунок 5.2 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2 при разгоне ротора Точка
- 22. 480,055 c Рисунок 6.1 - Изменение фигур Лиссажу ОП-1 ЦВД при выбеге ротора Диапазон 10…50 Гц
- 23. Виброускорение, м/с2 Рисунок 6.2 - Спектр виброускорения при потере устойчивости ротора: синий график – пиковые значения
- 24. Виброускорение, м/с2 Рисунок 7 – АФЧХ виброускорения ТГ-2 при выбеге ротора: а – точка 1В –
- 25. Результаты обследований турбогенератора ТГ-2 – по общим значениям виброскорости сложно своевременно обнаружить неисправность составной части турбогенератора
- 26. Выводы 1. Стационарная система вибрационного мониторинга турбогенераторов ТЭС позволяет обеспечить только контроль общих среднеквадратических значений виброскорости
- 28. Скачать презентацию
Слайд 2 ВВЕДЕНИЕ
На показатели надежности и безопасности технологического оборудования существенно влияет уровень его вибрации,
ВВЕДЕНИЕ
На показатели надежности и безопасности технологического оборудования существенно влияет уровень его вибрации,
![ВВЕДЕНИЕ На показатели надежности и безопасности технологического оборудования существенно влияет уровень его](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-1.jpg)
Своевременное выявление дефектных узлов и деталей оборудования обеспечивается при применении методов и средств виброакустической и параметрической диагностики, не прибегая к его разборке. По изменениям вибрационных характеристик и основных показателей назначения оборудования хорошо оценивают качество изготовления и ремонта его составных частей, износ и деформацию деталей, изменение их взаимного расположения, а также неблагоприятный режим работы. Но по ним нельзя оценить запас прочности деталей и концентрацию вредных веществ в воздухе, электробезопасность и другие опасности [7…9].
При эксплуатации паровых турбоагрегатов и др. оборудования энергоблока ТЭС необходимо как можно полнее и достовернее определять уровень риска возникновения аварий и аварийных ситуаций, а также своевременно проводить ТОиР его составных частей и совершенствовать регламентный метод планово-предупредительных обслуживания и ремонтов с их характеристикой (содержанием, периодичностью, нормами материальных затрат) и картами межремонтных мероприятий. Нужно анализировать основные причины и факторы риска, определять их вероятность возникновения и развития [3,5,6].
Слайд 3МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
На ТЭС контроль работы паровых турбогенераторов осуществляется:
а) штатной стационарной системой
МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
На ТЭС контроль работы паровых турбогенераторов осуществляется:
а) штатной стационарной системой
![МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ На ТЭС контроль работы паровых турбогенераторов осуществляется: а)](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-2.jpg)
– показатели режима работы паровой турбины и генератора, предусмотренные технологическим регламентом энергоблока;
– общие среднеквадратические значение виброскорости подшипников агрегата (три или две составляющие вибрации подшипника);
– осевой сдвиг и относительное расширение роторов турбины;
– прогиб (искривление, бой) вала роторов турбины;
– тепловое расширение цилиндров турбины;
– общий относительный размах виброперемещения шеек ротора турбины (осуществляется только для некоторых агрегатов);
б) службой диагностики предприятия, которое с помощью переносных технических средств (виброметры, балансировочные приборы и анализаторы) проводят:
– контроль общих среднеквадратических значений виброскорости или размаха виброперемещения подшипников агрегата и других его частей (опор и корпуса генератора, фундамента, трубопровода и др.);
– анализ изменений составляющих спектра виброскорости или виброперемещения (гармоник оборотной частоты, ее субгармоник и экстремумов, связанных с автоколебаниями ротора в ОП, и других составляющих спектра, которые определяют общий уровень параметра вибрации);
– анализ изменения фазы гармоник оборотной частоты;
– определение значений критических частот валопровода;
– балансировку роторов агрегата в собственных подшипниках [10].
Слайд 4МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
Вибрация (виброскорость и виброперемещение) турбогенератора:
– "без ограничения" – до 4,5
Вибрация (виброскорость и виброперемещение) турбогенератора:
– "без ограничения" – до 4,5
![МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ Вибрация (виброскорость и виброперемещение) турбогенератора: – "без ограничения"](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-3.jpg)
– "не более 7 дней" – более 7,1 мм/с (103 дБ), 65 мкм;
– "недопустимо" – более 11,2 мм/с (107 дБ), 100 мкм.
Пиковое значение виброускорения подшипников промышленных машин в соответствии [1]:
- "опасное" – 80 м/с2 (105 дБ);
- "очень опасное" – 160 м/с2 (113 дБ).
При установившемся режиме работы агрегата и удовлетворительном его состоянии пик-фактор имеет значение
около 4, предельно допустимые значения в диапазоне 12…20
По ДСТУ 3161 – граничное среднеквадратическое значение виброускорения опорных подшипников скольжения турбокомпрессоров для зоны "приемлемо" – 28 м/с2 (99 дБ), которое необходимо уточнять для обеспечения требуемых показателе надежности для конкретного объекта.
Слайд 5Совершенствование системы мониторинга и оценки состояния турбогенераторов
На ТЭС обеспечивается только контроль параметров
На ТЭС обеспечивается только контроль параметров
![Совершенствование системы мониторинга и оценки состояния турбогенераторов На ТЭС обеспечивается только контроль](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-4.jpg)
1) проводить полную вибродиагностику гибких роторов:
– значение вибрации указывает на серьезность проблем;
– частота вибрации помогает классифицировать причину (источник вибрации);
– фаза определяет направление вибрации;
– форма (орбита вала или фигура Лиссажу подшипника) показывает траекторию движения вала, по форме которой можно судить о боковой нагрузке, о потере устойчивости ротора и др.;
– позиция показывает положение шейки ротора относительно подшипников (зазор между шейкой вала и вкладышами подшипника), по ней можно судить о степени износа подшипника, о касании ротора и др. нарушениях валопровода;
2) осуществлять периодический контроль изменений интенсивности основных ВАИ виброскорости и виброускорения оборудования, а также характеристик вибрационного сигнала [11…13] и по ним выявлять причины отклонения от нормального функционирования;
Слайд 6Совершенствование системы мониторинга и оценки состояния турбогенераторов
3) обеспечить стационарной (штатной) системой вибрационного мониторинга
3) обеспечить стационарной (штатной) системой вибрационного мониторинга
![Совершенствование системы мониторинга и оценки состояния турбогенераторов 3) обеспечить стационарной (штатной) системой](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-5.jpg)
4) применять радиолокационные системы для контроля вибрации составных частей, которые имеют высокую температуру контролируемой поверхности [15], а также анализировать неравномерность температуры с помощью тепловизоров и по ней оценивать коробление элементов цилиндров турбины;
5) анализировать тренды виброускорения и виброскорости на переходных режимах работы (пуск, разгон, нестационарные процессы) для выявления неисправностей опорной системы агрегата, дефектов соединительных муфт, касаний ротора и моментов появления кратковременных существенных динамических нагрузок на составные части оборудования.
Слайд 7Конструкция паровой турбины К200-130
Паровая турбина одновальная, трехцилиндровая, конденсатная, с двумя выхлопами и
Конструкция паровой турбины К200-130
Паровая турбина одновальная, трехцилиндровая, конденсатная, с двумя выхлопами и
![Конструкция паровой турбины К200-130 Паровая турбина одновальная, трехцилиндровая, конденсатная, с двумя выхлопами](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-6.jpg)
Рисунок 1 – Схема точек измерения вибрации турбоагрегата К200-130, по направлениям:
В – вертикальном; О – осевом; П – поперечном
Турбина снабжена приспособлениями для измерения: осевого сдвига роторов,
относительного смещения роторов всех цилиндров и искривления роторов.
Искривление (бой) вала по указателю искривления вала – не более 0,07 мм. Биение
ротора по механическому индикатору, установленного на приливах ОУП–не более0,05 мм.
Критические частоты и вес составных частей турбоагрегата:
а) ротор ЦВД – 1750 об/мин (29,17 Гц), 7 т;
б) ротор ЦСД – 1780 об/мин (29,67 Гц), 16 т;
в) ротор ЦНД – 1610 об/мин (26,83 Гц), 36 т;
г) ротор генератора–1320 об/мин (22,00Гц), 1970об/мин (32,83 Гц), 2490 об/мин (41,50 Гц), 48 т.
Слайд 8Результаты обследований турбогенераторов
Перед ремонтом турбогенератора ТГ-2 (условное обозначение), который имел проблему с
Результаты обследований турбогенераторов
Перед ремонтом турбогенератора ТГ-2 (условное обозначение), который имел проблему с
![Результаты обследований турбогенераторов Перед ремонтом турбогенератора ТГ-2 (условное обозначение), который имел проблему](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-7.jpg)
Расширенные обследования турбогенераторов ТГ-1 и ТГ-2 проведены 23…26 сентября 2010 г.: обследования 1.1…1.3 и 2.1…2.7, а также специальное обследование агрегата ТГ-2 при его выбеге и разгоне – проводили специалисты ООО "НТЦ "Диагностика". Другие обследования ТГ-2 проводил обученный специалист ТЭС и по электронной почте направлял в ООО "НТЦ "Диагностика" для обработки спектры виброускорения и виброскорости. При обследовании использовались технические средства ООО "ИТЦ "Вибродиагностика" (Северодонецк, Украина) – двухканальный анализатор вибрации АС 6400 и двухканальный – ВД 1852, и сопутствующее программное обеспечение [17,18].
Обследования ТГ-2, которые дополнительно внесены в базу программы "Спектр": 3.1 – 27.11.2010 г. (после ремонта; установили новый ОП-1, устраняли конусность его постелей, улучшили качество прилегания вкладышей и обеспечили требуемый натяг; проверили состояние опор ЦВД и ЦСД, а также жесткой муфты), 4.1 – 27.12.2010 г., 5.1 – 10.02.2011 г., 6.1…6.3 – 30.03.2011 г., 7.1 – 19.12. 2011 г. (после обследования конструкции фундамента агрегата специализированной организацией и проведения второго ремонта); 8.1 – 11.01.2012 г. (после ревизии ОП-1 и проведения балансировки ротора ЦВД в собственных подшипниках).
Слайд 9Результаты обследований турбогенераторов
Основные результаты обследований ТГ представлены:
1) в таблицах 1…3, для оценки турбогенератора
Результаты обследований турбогенераторов
Основные результаты обследований ТГ представлены:
1) в таблицах 1…3, для оценки турбогенератора
![Результаты обследований турбогенераторов Основные результаты обследований ТГ представлены: 1) в таблицах 1…3,](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-8.jpg)
2) в таблице 4, для выявления существенных изменений характеристик вибросигнала виброускорения ЦВД турбогенератора ТГ-2 относительно ТГ-1 (жирным шрифтом выделены значения, которые отличаются более чем 2 раза – 6 дБ);
3) на рисунке 1 – схема точек контроля параметров вибрации турбогенератора;
4) на рисунке 2 – сравнительная характеристика ВАИ переднего ОП ЦВД, по которой хорошо видно изменение уровней основных ВАИ виброскорости и виброускорения (два деления ординаты – изменение 4 дБ). На диаграмме - рисунке цветом обозначены уровни ВАИ (дБ): общее значение – белый цвет; суммарный уровень оборотных частот – розовый; уровень первой гармоники оборотной частоты – красный; уровень второй гармоники оборотной частоты – желтый; уровень третьей гармоники оборотной частоты – зеленый (для спектра виброускорения – суммарный уровень спектра основных зубцовых гармоник – зеленый; суммарный уровень боковых зубцовых гармоник – салатный); суммарный уровень полуторных гармоник оборотной частоты – сиреневый; суммарный уровень субгармоник оборотной частоты – коричневый; суммарный уровень основных лопаточный частот – синий; суммарный уровень боковых лопаточных частот – голубой; суммарный уровень локального экстремума – бирюзовый и уровень сплошного спектра – черный).
Слайд 10Результаты обследований турбогенераторов
Основные результаты обследований ТГ представлены:
5) на рисунке 3 – контурная характеристика
Результаты обследований турбогенераторов
Основные результаты обследований ТГ представлены:
5) на рисунке 3 – контурная характеристика
![Результаты обследований турбогенераторов Основные результаты обследований ТГ представлены: 5) на рисунке 3](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-9.jpg)
6) на рисунке 4 – контурная характеристика турбогенератора ТГ-2, после проведения 2-го ремонта и дополнительной балансировки ротора ЦВД (обследование 8.1);
7) на рисунке 5 – тренды виброскорости и виброускорения ТГ-2 при выбеге и разгоне ротора (точка контроля – 1В и 1П);
8) на рисунке 6 – изменение фигур Лиссажу переднего подшипника ЦВД при выбеге ротора, для выявления момента потери устойчивости ротора и оценки процесса (два частотных диапазона: 10…50 и 10…100 Гц), а также спектр виброускорения (пиковые и среднеквадратические значения в точке 1В) в момент кратковременной потери устойчивости ротора ЦВД при его выбеге;
9) на рисунке 7 – АФЧХ виброускорения ТГ-2 при выбеге ротора (точки контроля – 1В и 1П). По АФЧХ виброскорости при выбеге ротора (не представлена) можно отметить, точка 1В: частота –30,146 Гц, значение – 4,8 мм/с, фаза 176,7° ; точка 1П: частота – 37,4 Гц, значение – 2 мм/с, фаза – 116,2°. По АФЧХ виброскорости при разгоне ротора можно отметить, точка 1В: частота – 30,48 Гц, значение – 5,5 мм/с, фаза – 184,3°; точка 1П: частота – 29,27 Гц, значение – 1,8 мм/с, фаза – 80,4°.
Слайд 11Таблица 1 – Основные показатели режима работы турбогенераторов
Таблица 1 – Основные показатели режима работы турбогенераторов
![Таблица 1 – Основные показатели режима работы турбогенераторов](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-10.jpg)
Слайд 12Таблица 2 – Среднеквадратические значения вибрации
подшипников ЦВД агрегата ТГ-2
Условные обозначения: N
Таблица 2 – Среднеквадратические значения вибрации
подшипников ЦВД агрегата ТГ-2
Условные обозначения: N
![Таблица 2 – Среднеквадратические значения вибрации подшипников ЦВД агрегата ТГ-2 Условные обозначения:](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-11.jpg)
Слайд 13Таблица 3 – Общие уровни параметров вибрации турбогенераторов
Примечание. Уровень виброскорости ОП-1 при
Таблица 3 – Общие уровни параметров вибрации турбогенераторов
Примечание. Уровень виброскорости ОП-1 при
![Таблица 3 – Общие уровни параметров вибрации турбогенераторов Примечание. Уровень виброскорости ОП-1](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-12.jpg)
Слайд 14Таблица 4 – Характеристики сигнала виброускорения
ЦВД турбогенераторов
Примечание: Аср – среднее значение;
Таблица 4 – Характеристики сигнала виброускорения
ЦВД турбогенераторов
Примечание: Аср – среднее значение;
![Таблица 4 – Характеристики сигнала виброускорения ЦВД турбогенераторов Примечание: Аср – среднее](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-13.jpg)
Слайд 15Интенсивность ВАИ виброскорости
ЦВД ЦСД ЦНД Генератор
ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1
Интенсивность ВАИ виброскорости
ЦВД ЦСД ЦНД Генератор ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1
![Интенсивность ВАИ виброскорости ЦВД ЦСД ЦНД Генератор ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-14.jpg)
Рисунок 3 – Контурная характеристика турбогенераторов ТГ-1 и ТГ-2 до их ремонта по точкам измерения вибрации: 1 и 2-я группа столбов диаграммы – 1В, 1П, 1О, 2В, 2П, 2О; 3 и 4-я группа – 2В, 2П, 2О, 3В, 3П, 3О; 5 и 6-я группа – 4В, 4П, 4О, 5В, 5П, 5О; 7 и 8-я группа – 6В, 6П, 6О, 7В, 7П, 7О
Слайд 16Интенсивность ВАИ виброускорения
ЦВД ЦСД ЦНД Генератор
ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2
Интенсивность ВАИ виброускорения
ЦВД ЦСД ЦНД Генератор ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2
![Интенсивность ВАИ виброускорения ЦВД ЦСД ЦНД Генератор ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1 ТГ-2 ТГ-1](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-15.jpg)
Рисунок 3 – Контурная характеристика турбогенераторов ТГ-1 и ТГ-2 до их ремонта по точкам измерения вибрации: 1 и 2-я группа столбов диаграммы – 1В, 1П, 1О, 2В, 2П, 2О; 3 и 4-я группа – 2В, 2П, 2О, 3В, 3П, 3О; 5 и 6-я группа – 4В, 4П, 4О, 5В, 5П, 5О; 7 и 8-я группа – 6В, 6П, 6О, 7В, 7П, 7О
Слайд 17ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения
Точка 1В
Точка 1П
Точка 1О
Рисунок 2 – Сравнительная
ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения
Точка 1В
Точка 1П
Точка 1О
Рисунок 2 – Сравнительная
![ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения Точка 1В Точка 1П Точка 1О Рисунок 2](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-16.jpg)
Слайд 18ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения
Точка 2В
Точка 2П
Точка 2О
Рисунок 2 – Сравнительная
ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения
Точка 2В
Точка 2П
Точка 2О
Рисунок 2 – Сравнительная
![ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения Точка 2В Точка 2П Точка 2О Рисунок 2](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-17.jpg)
Слайд 19ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения
Вертикальная составляющая
Поперечная составляющая
Осевая составляющая
Рисунок 4 –
ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения
Вертикальная составляющая
Поперечная составляющая
Осевая составляющая
Рисунок 4 –
![ВАИ виброскорости ВАИ виброускорения Вертикальная составляющая Поперечная составляющая Осевая составляющая Рисунок 4](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-18.jpg)
Слайд 20Виброускорение, м/с2
Время, с
Рисунок 5.1 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2
Виброускорение, м/с2
Время, с
Рисунок 5.1 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2
![Виброускорение, м/с2 Время, с Рисунок 5.1 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-19.jpg)
Точка 1В – 97,9 м/2, 741,44 с
Виброускорение, м/с2
Время, с
Точка 1П – 54,1 м/с2, 741,44 с
Виброскорость, мм/с
Виброскорость, мм/с
Время, с
Время, с
Точка 1В – 8,8 мм/с, 741 c
Точка 1П – 6,4 мм/с, 789,54 с
Слайд 21Виброускорение, м/с2
Время, с
Рисунок 5.2 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2
Виброускорение, м/с2
Время, с
Рисунок 5.2 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2
![Виброускорение, м/с2 Время, с Рисунок 5.2 – Тренд виброускорения и виброскорости ТГ-2](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-20.jpg)
Точка 1В – 27,8 м/с2, 572,583 с
Виброускорение, м/с2
Время, с
Точка 1П – 24,6 м/с2, 504,34 с
Виброскорость, мм/с
Виброскорость, мм/с
Время, с
Время, с
Точка 1В – 9,4 мм/с, 504,894 с
Точка 1П – 5,1 мм/с, 526,533 с
Слайд 22480,055 c
Рисунок 6.1 - Изменение фигур Лиссажу ОП-1 ЦВД при выбеге
480,055 c
Рисунок 6.1 - Изменение фигур Лиссажу ОП-1 ЦВД при выбеге
![480,055 c Рисунок 6.1 - Изменение фигур Лиссажу ОП-1 ЦВД при выбеге](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-21.jpg)
Диапазон 10…50 Гц
743,003 c
744,351 c
479,742 c
743,003 c
775,186 c
Слайд 23Виброускорение, м/с2
Рисунок 6.2 - Спектр виброускорения при потере устойчивости ротора:
синий график
Виброускорение, м/с2
Рисунок 6.2 - Спектр виброускорения при потере устойчивости ротора: синий график
![Виброускорение, м/с2 Рисунок 6.2 - Спектр виброускорения при потере устойчивости ротора: синий](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-22.jpg)
Частота, Гц
Слайд 24Виброускорение, м/с2
Рисунок 7 – АФЧХ виброускорения ТГ-2 при выбеге ротора:
а –
Виброускорение, м/с2
Рисунок 7 – АФЧХ виброускорения ТГ-2 при выбеге ротора: а –
![Виброускорение, м/с2 Рисунок 7 – АФЧХ виброускорения ТГ-2 при выбеге ротора: а](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-23.jpg)
Частота, Гц
а
б
Слайд 25Результаты обследований турбогенератора ТГ-2
– по общим значениям виброскорости сложно своевременно обнаружить неисправность составной
Результаты обследований турбогенератора ТГ-2
– по общим значениям виброскорости сложно своевременно обнаружить неисправность составной
![Результаты обследований турбогенератора ТГ-2 – по общим значениям виброскорости сложно своевременно обнаружить](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-24.jpg)
– по характеристикам сигнала виброускорения и изменениям интенсивности основных ВАИ видна неисправность ЦВД до его ремонта (не обеспечен требуемый натяг и плохое прилегание вкладышей переднего подшипника, а также дефекты сопряжения частей жесткой муфты и центровки валов по полумуфтам) и генератора (проблемы активного железа статора и его обмоток);
– при выбеге ротора ЦВД происходила кратковременная потеря его устойчивости (удар), при которой пиковое значение виброускорения достигало величины – 97,7 м/с2 – "опасно", общий его уровень определялся высокочастотными составляющими спектра, к сожалению, после ремонта турбогенератора оценку по трендам не проводили, т.к. применявшимся анализатором вибрации невозможно это сделать;
– установка грузов на муфте ЦВД и ЦСД позволила снизить общий уровень виброскорости на переднем подшипнике ЦВД до регламентированной нормы (компенсировали дефекты сопряжения полумуфт, дисбаланс ротора ЦВД – консольной части ротора ЦСД переместился на основной его участок, а дисбаланс ротора ЦСД на ротор ЦНД). Проблема полностью не решена. Интенсивность ВАИ спектра виброскорости не достигла значений ТГ-1 и тех, которые были до ремонта ТГ-2, но уровень осевой составляющей ОП-1 снизился. Уровни виброскорости увеличились в других точках агрегата: 3В и 4В, а также возросла нагрузка на проточные части ЦВД и ЦСД;
– после ремонтов турбогенератора значительно улучшилось состояние генератора, но проблемы в нем еще остались;
– при ремонте агрегата необходимо следить за центровкой роторов по полумуфтам и по расточкам статора, качеством их сопряжения и обеспечением жесткости подшипников и опор агрегата;
– после ремонта и проведения балансировки роторов турбины необходимо обязательно оценивать изменения интенсивности ВАИ виброскорости и виброускорения (при оперативном анализе спектров виброскорости виброускорения: общий ее уровень должен определятся уровнем 1-й оборотной, уровень 2-й оборотной должен быть ниже уровня 1-й гармоники оборотной на 4…6 дБ, уровень 3-й оборотной – на 6…9 дБ; уровень боковых лопаточных и зубцовых гармоник должен быть ниже уровней основных гармоник на 6 дБ и др. [5,7 и 13]).
Слайд 26Выводы
1. Стационарная система вибрационного мониторинга турбогенераторов ТЭС позволяет обеспечить только контроль общих среднеквадратических
Выводы
1. Стационарная система вибрационного мониторинга турбогенераторов ТЭС позволяет обеспечить только контроль общих среднеквадратических
![Выводы 1. Стационарная система вибрационного мониторинга турбогенераторов ТЭС позволяет обеспечить только контроль](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/468942/slide-25.jpg)
2. Оценка состояния турбогенераторов контроля по изменениям интенсивности их основных ВАИ и показателей назначения, а также по изменениям характеристик вибрационного сигнала, АФЧХ и трендов позволяет своевременно выявить неисправности турбогенераторов и оперативно принять решение по проведению ТОиР. Этот метод успешно апробирован на нефтеперерабатывающих заводах, химических и газоперекачивающих предприятиях. Оценку состояния турбогенераторов можно проводить на расстоянии, после обучения и приобретения технических средств для проведения вибрационных обследований. На многих ТЭС уже приобретены сборщики данных – одноканальные или двухканальные анализаторы вибрации.