Вибрационный контроль состояния агрегата и интеграция его в систему

Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Саяно-Шушенский филиал

Кафедра «Гидроэнергетики, гидроэлектростанций,
электроэнергетических систем и электрических сетей»





ОТЧЕТ О НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ ПРАКТИКЕ
«Вибрационный контроль состояния агрегата и интеграция его в систему автоматического управления»





Руководитель ________
подпись, дата инициалы, фамилия


Студент ____________________ _________
номер группы, зачетной книжки подпись, дата инициалы, фамилия



Саяногорск 2014 г.
СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3
Глава 1. Задачи и методы эксплуатационного контроля……………………….5
1.1. Причины и последствия повышенной вибрации гидроагрегатов………5
1.2. Задачи и методы эксплуатационного контроля вибрации гидроагрегатов……………………………………………………………..9
1.3. Нормы и критерии оценки вибрационного состояния агрегата……….10
1.4. Средства измерения вибрации…………………………………………...12
1.5. Постановка задачи исследования………………………………………..14
Выводы по главе 1…………………………………………………………
Глава 2. Исследование вибрационных признаков дефектов гидроагрегата и условий их обнаружения……………………………………………………….
2.1. Дефекты конструктивных узлов гидроагрегата и их вибрационные признаки……………………………………………………………………….
2.2. Условия эксплуатации и основные характеристики контролируемых узлов……………………………………………………………………………..
2.3. Особенности вибрации вала и опорных конструкций…………………….
2.4. Требования к виброизмерительной аппаратуре с учетом условий эксплуатации и особенностей конструктивных узлов гидроагрегата…………..
2.5. Разработка метода и средств контроля вибрации стальных конструкций статора гидрогенератора и опорных конструкций.









ВВЕДЕНИЕ
Особенно важное значение для обеспечения эксплуатационной надежности агрегата имеет достижение большого срока службы агрегатов, которое оказывает существенное влияние на эффективность энергетической промышленности. Для повышения эксплуатационной надежности машин необходимо своевременно распознать такие изменения состояния машин, как износ, дефекты, возникающие повреждения и с помощью соответствующих мер во время предупредить разрушение агрегата. Поэтому возникает задача определения технического состояния каждого отдельного агрегата без его разборки.
Основную роль в оценке механического состояния агрегата играет контроль его вибрационных параметров, непосредственно отражающих жесткость крепления и сопряжения механических частей агрегата.
Основная задача вибрационного контроля состояния машин - предоставить необходимую информацию о техническом состоянии работающей машины для последующего технического обслуживания. Составной частью этого процесса является оценка вибрационного состояния машины в период ее работы.
Контроль состояния включает в себя сбор данных на всем периоде эксплуатации машины, что позволяет сопоставлять данные, полученные в разные моменты времени. При этом более важно знать не текущее вибрационное состояние машины, а изменение этого состояния.

Изменения вибрационного состояния обычно бывают вызваны:
- изменением дисбаланса вращающихся частей;
- изменениями взаимного расположения вращающихся валов;
- износом или повреждением подшипников скольжения и качения;
- развитием трещин в ответственных элементах машин;
- работой машины в переходном режиме;
- трением движущихся частей;
- ослаблением механических соединений.

Информация, получаемая в процессе вибрационного контроля состояния машин, может быть использована в целях:
- защиты оборудования;
- повышения безопасности обслуживающего персонала;
- повышения качества технического обслуживания машин;
- обнаружения дефектов на ранней стадии их зарождения;
- предотвращения опасных поломок машин;
- продления срока эксплуатации машин;
- улучшения качества работы машин.

















Глава 1. Задачи и методы эксплуатационного контроля
1.1. Причины и последствия повышенной вибрации гидроагрегатов.
Силы, вызывающие вибрацию опорных конструкций и биение вала агрегата, имеют механическое, гидравлическое и электромагнитное происхождение. Как правило, они воздействуют на узлы агрегата одновременно, но в разной степени[1].
Характерным признаком наличия механических возмущающих сил является наличие вибрации при работе агрегата после отключения из режима синхронного компенсатора или после закрытия направляющего аппарата при останове агрегата[1].
Характерным признаком наличия гидравлических возмущающих сил является исчезновение или значительное снижение вибрации при переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора с освобождением от воды камеры рабочего колеса. [1].
Характерным признаком наличия электромагнитных возмущающих сил является увеличение вибрации при подаче возбуждения на холостом ходу агрегата. [1].





Рисунок 1- Диаграмма возмущающих сил, вызывающих вибрацию гидроагрегата.
Многочисленные случаи поломок и повреждений деталей гидроагрегатов являлись следствием повышенной вибрации. В ряде случаев излом носил усталостный характер, что свидетельствует о работе детали в условиях переменных напряжений. Ниже приведем несколько характерных случаев неполадок с агрегатами и повреждений отдельных узлов, вызванных повышенной вибрацией и действием переменных возмущающих сил.
1) В январе 1952 г на агрегате №2 Фархадской ГЭС, имеющем ПЛ гидротурбину фирмы Эшер-Висс с диаметром рабочего колеса 4000 мм, мощностью 24 тыс кВт при напоре Н=30,5 м и частотой вращения 187,5 об/мин, было отмечено увеличенное биение вала.
Осмотр подшипника турбины показала, что произошло ослабление крепления корпуса подшипника. Это заставило остановить агрегат. Две контрольные шпиль подшипника оказались срезанными. Шпильки были заменены новыми, а ослабленные болты закреплены. После этого агрегат был пущен и включен в систему. Однако во время работы агрегата в камере рабочего колеса возник сильный необычный звук, уменьшавшийся при снижении нагрузки и исчезавший совсем при работе агрегата на холостом ходу. Авторитетная комиссия пришла к заключению, что причиной аварии явилась усталость металла лопастей рабочего колеса, вызванная неблагоприятными гидравлическими условиями их работы.
2) Повреждение рабочего колеса произошло на двух турбинах Польеозерской ГЭС. Турбины фирмы Нохаб (Швеция) мощностью 40 тыс кВт проработали около 7 тыс ч. Эксплуатация с нагрузками от 2 до 8 тыс кВт была запрещена ввиду сильной вибрации агрегатов при этих нагрузках. На агрегате было замечено увеличенное биение вала, которое достигало 1 мм против ранее имевшего место 01, мм. Осмотр рабочих колес турбин показал, что в местах сопряжения лопаток с ободами рабочего колеса имеются поперечные трещины, достигающие величин у верхнего обода – 60 мм, у нижнего -120 мм.
У верхнего обода трещины начинались со стороны выходной, а у нижнего обода – со стороны входной кромки лопасти. Начало образования трещин лежало в пределах 10-20 мм от места сварки рабочих лопастей и ободов.
3) Еще пример повышенной вибрации агрегата на одной ГЭС агрегат №1 в диапазоне нагрузок от 0 до 3 тыс кВт работал спокойно. В пределах нагрузок от 4 до 12 тыс кВт появились сильно выраженные пульсации давления в напорном трубопроводе и спиральной камере и вибрации отдельных частей агрегата. При напоре 76 м величина колебания давления воды в напорном трубопроводе и спиральной камере достигала 50 м вод ст при нагрузках 9-12 тыс кВт. Эти колебания давления сопровождались глухими гидравлическими ударами в крышке турбины , которые хорошо прослушивались у люка отсасывающей трубы. В этих режимах эксплуатация агрегата была признана недопустимой.
4) В ряде случаев повышенная вибрация агрегата приводит к ослаблению болтов, крепящих направляющие подшипники, ослаблению крепления крестовин генератора, а также к быстрому износу направляющих подшипников.
Увеличенная вибрация агрегата и бой вала приводят к дополнительной динамической нагрузке на направляющие подшипники, а следовательно, к повышению их температуры и повышению механических потерь в агрегате.
5) Большая вибрация агрегата способствует также ухудшению работы лабиринтных и сальниковых уплотнений вала турбины. Многочисленные случаи повреждения лабиринтных уплотнений приводят к обводнению направляющих подшипников турбины (баббитовых) и быстрому их износу.
6) Наличие переменных возмущающих сил на статоре генератора приводит к отрыву клиньев крепления активной стали от корпуса статора. Так, на одном гидрогенераторе мощностью 15,6 тыс кВт в 1951 г произошел разрыв сварных швов в уголках, крепящих клинья активной стали к корпусу статора.

1.2. Задачи и методы эксплуатационного контроля вибрации гидроагрегатов.
Основными задачами эксплуатационного контроля вибрационного состояния гидроагрегатов являются:
• Повышение надежности работы гидроагрегатов
Своевременное выявление дефекта позволяет предупредить возникновение больших последующих потерь и повысить защиту персонала и окружающей среды.
• Повышение готовности оборудования к эксплуатации
В результате непрерывного контроля машины можно ограничить количество ревизий, инспекций, внеплановых отключений машины.
• Ограничение времени ревизий и затрат, связанных с ремонтом
С помощью непрерывного контроля с автоматической диагностикой можно уже в течение эксплуатации определить причины отказов и неисправностей машин и своевременно запланировать меры по текущему ремонту (замену поврежденных деталей, выравнивание муфт и балансировку).
• Увеличение срока службы
Оптимизация пуска, отключения, переходных процессов и предупреждение образования некорректных эксплуатационных состояний.
Методы эксплуатационного контроля вибрации гидроагрегатов:
- периодический контроль;
- непрерывный контроль с использованием стационарных систем.
Периодический контроль может осуществляться как стационарными системами, так и переносными системами. В стационарных системах это может быть реализовано в автоматическом режиме. Периодический контроль предполагает измерения с определенной периодичностью. Регламентирующим документом является СТО. ДОПИСАТЬ!!!
В системах непрерывного контроля датчики вибрации установлены стационарно, а результаты измерений записывают и сохраняют в непрерывном режиме в процессе работы машины. Одним из очевидных преимуществ такой системы является возможность оценки состояния машины в реальном масштабе времени. ДОПИСАТЬ!!!

1.3. Нормы и критерии оценки вибрационного состояния агрегата.

Любая система контроля состоит:

Рисунок 2- Состав системы контроля
1. Аппаратный уровень - первая составляющая диагностической системы, которая контролирует следующие параметры: биения вала агрегата; вибрации корпусов направляющих подшипников и опоры подпятника; вибрации сердечника статора генератора; кавитационный шум в проточной части; режимные параметры агрегата (мощность, напор, высоту отсасывания, открытие направляющего аппарата); отметку положения ротора.
2. Мониторинг - система, которая обеспечивает непрерывный контроль за измеряемыми параметрами и сравнивает их величины с пороговыми значениями. Стержнем такой системы являются возможности средств измерений при минимальных требованиях к оператору, которого в автоматической системе может и не быть.
3. Диагностика - обеспечивает интерпретацию результатов измерений, производимых системой мониторинга, т.е. осуществляет переход к оценке технического состояния оборудования. Эффективность диагноза зависит от квалификации и опыта экспертов, выполняющих анализ результатов измерений.
4. Принятие управления решений -

Требования к порядку выполнения вибрационного контроля и нормы вибрации для оборудования определяются нормативными документами [3,4]. При оценке вибрационного состояния машин применяются два критерия. Первый критерий связан со значениями измеряемых параметров вибрации, а второй - с изменениями этих значений.
Второй критерий основан на оценке изменения значения параметра вибрации по сравнению с предварительно заданным эталонным значением в установившемся режиме работы машины.
1.4. Средства измерения вибрации.

Основные требования к аппаратуре, используемой для измерения вибрации опорных конструкций гидроагрегата и стальных конструкций статора гидрогенератора, приведены в таблице 1.
Таблица 1.

-рабочий диапазон частот 0,7-200 Гц
-рабочий диапазон размаха виброперемещений 5-1000 мкм
-рабочий диапазон температур:
для первичных преобразователей (вибродатчиков) +5-+80 °С
для вторичного прибора +10-+40 °С
-допустимая индукция внешнего магнитного поля 0,1Т
-неравномерность АЧХ в рабочем диапозоне частот 10%

-масса вибродатчика не более 0,5кг

Основные требования к измерителям биения вала приведены в таблице 2.
Таблица 2.

-рабочий диапазон частот 0,4-20 Гц
-рабочий диапазон размаха биений 30-2000 мкм
-рабочий диапазон температур: +5-+40 °С
-допустимая индукция внешнего магнитного поля 0,1Т
-масса датчика не более 0,2 кг

Датчики биения вала должны быть бесконтактными с зазором между датчиком и валом не менее 2 мм, устойчивыми к воздействию воды и масла.
Аппаратура, используемая для измерения вибрации лобовых частей обмотки статора гидрогенератора должна удовлетворять следующим требованиям, которые приведены в таблице 3.
Таблица 3.

-рабочий диапазон частот 40-300 Гц
-рабочий диапазон размаха виброперемещений 5-1000 мкм
-рабочий диапазон температур:
для первичных преобразователей (вибродатчиков) +5-+80 °С
для вторичного прибора +10-+40 °С
-допустимая индукция внешнего магнитного поля 0,3Т
-неравномерность АЧХ в рабочем диапозоне частот 10%

-масса вибродатчика не более 0,2кг

Аппаратура для измерения вибрации и биения вала может иметь на выходе стрелочный прибор, но при этом должна быть обеспечена возможность параллельной записи сигнала на светолучевом осциллографе или ввода в ПЭВМ для автоматического анализа[1].
Аппаратура может иметь встроенный анализатор для выделения и измерения гармонических составляющих вибрации[1].
Виброизмерительная аппаратура должна быть аттестована или подвергаться контрольной тарировке перед испытаниями[1].

1.5. Постановка задачи исследования.

Глава 2. Исследование вибрационных признаков дефектов гидроагрегата и условий их обнаружения.
2.1. Дефекты конструктивных узлов гидроагрегата и их вибрационные признаки.

Таблица 4 - Диагностика технического состояния оборудования
№пп Узел Дефект Диагностический параметр Диагностические признаки дефекта
1 Рабочее колесо Механическая неуравновешенность По радиальным вибрациям корпуса турбинного подшипника и биениям вала в его зоне. Выявляется лучше всего на режиме выбега (после отключения агрегата от сети) и на режимах холостого хода с разной частотой вращения. Амплитуда колебаний оборотной частоты возрастает пропорционально квадрату частоты вращения. С изменением мощности агрегата величины вибраций и биений вала не меняются.
Гидравлическая неуравновешен-ность
По радиальным вибрациям корпуса турбинного подшипника и биениям вала в его зоне. Амплитуды вибраций и биения вала оборотной частоты возрастают с увеличением расхода воды (мощности агрегата).
Появление в спектре радиальных вибраций корпусов подшипников и биениях вала собственных частот колебаний ротора агрегата в поперечном направлении. В спектре вертикальных вибраций агрегата наблюдаются собственные частоты колебаний ротора в осевом направлении, а также собственные частоты колебания ротора в поперечном направлении.
Задевание рабочего колеса за камеру По вибрациям опорных узлов и биениям вала.
Износ кинематики механизма поворота лопастей (повышенные зазоры в элементах кинематики механизма). По вибрациям маслоприемника на собственной частоте механизма разворота лопастей. Вибрации отсутствуют при ходе лопастей на открытие и возникают при ходе лопастей на закрытие.
Поломка лопастей осевых турбин. По радиальным вибрациям корпуса турбинного подшипника и биениям вала в его зоне; по акустическому шуму в проточной части работающей турбины. Происходит внезапное возрастание биения вала и вибраций турбинного подшипника на оборотной частоте колебаний. Резкое возрастание кавитационного шума в проточной части.
Нарушение комбинаторной зависимости ПЛ турбин По датчикам открытия направляющего аппарата и угла разворота лопастей Разница между теоретическим и фактическим углом  более 1о при открытии НА ао=const.
2 Камера рабочего колеса осевой турбины Разрушение камеры рабочего колеса (вырывы обечайки, смещение секторов камеры). По акустическому шуму в проточной части работающего агрегата. Резкое усиление кавитационных шумов в проточной части работающего агрегата по сравнению с начальным уровнем шумов.
Искаженная форма камеры рабочего колеса. По вибрациям корпуса турбинного подшипника. На агрегате с искаженной формой камеры наблюдаются в спектре радиальных вибраций турбинного подшипника колебания лопастной частоты и кратные ей гармоники.

3 Турбинный подшипник Ослабление крепежа опорного узла. По вибрациям опорного узла. Колебания частот 0,5fоб. отмечаются на всех режимах работы агрегата, при чем амплитуда вибраций, обычно, нарастает с увеличением мощности агрегата.
В биениях вала относительно корпуса подшипника эти колебания не прослеживаются.
Повышенный зазор вал-вкладыш По биению вала Рост биения вала на оборотной частоте при сохранении уровня вибрации корпуса подшипника.
Повреждение опорного узла сегментного направляющего подшипника По вибрациям корпуса и биениям вала в зоне подшипника. Колебания частотой 2fоб имеют место на всех режимах работы агрегата, включая режим синхронного компенсатора. При большой жесткости корпуса подшипника наблюдаются только в биениях вала.
Неравномерная жесткость корпуса направляющего подшипника по периметру По вибрациям корпуса подшипника Выявляется из построения траектории движения центра вала (годографа) по вибрациям корпуса за оборот турбины. Годографы строятся для различных режимов турбины
Неравномер¬ность жесткости «вал-вкладыш» подшипника по периметру. По биениям вала относительно неподвижных частей агрегата. Выявляется из построения траектории движения центра вала (годографа) по биениям вала за оборот турбины. Годографы строятся для различных режимов турбины.
4 Ротор генератора Механическая неуравновешенность По радиальным вибрациям корпуса генераторного подшипника и биениям вала в его зоне. Дисбаланс ротора обнаруживается на режиме выбега и на холостом ходу без возбуждения (при разных частотах вращения машины) по вибрациям и биениям вала генераторного подшипника.
Радиальные вибрации корпуса генераторного подшипника и биения вала остаются неизменными на мощностных нагрузках.
Электрическая неуравновешенность По радиальным вибрациям корпуса генераторного подшипника и биениям вала в его зоне. Обнаруживается по резкому изменению вибраций корпуса генераторного подшипника и биений вала в его зоне на режиме холостого хода при подаче возбуждения.
Величина вибраций и биений вала от электрической неуравновешенности ротора генератора не зависит от режима работы агрегата.
Ослабление посадки обода на спицы ротора генератора. По вибрациям .корпуса генераторного подшипника. После сброса нагрузки и последующего набора мощности (без останова агрегата) наблюдаются увеличенные вибрации оборотной частоты корпуса генераторного подшипника по сравнению с вибрациями до сброса.
При останове агрегата и последующем наборе той же мощности вибрации генераторного подшипника не превышают величины, предшествующей сбросу нагрузки.
Неточная установка ротора в расточке статора генератора. По биениям вала в зоне генераторного подшипника относительно неподвижной части агрегата (перемещениям) и вибрациям корпуса генераторного подшипника. Выявляется из годографов, построенных по вибрациям корпуса генераторного подшипника и биениям вала.
Ослабление посадки втулки ротора генератора (свойственно подвесным генераторам, трехопорная схема). По биениям вала .в зоне генераторного подшипника. Рост биения вала в зоне верхнего генераторного подшипника (зазора «вал-вкладыш» подшипника) во времени. Вибрации корпуса верхнего генераторного подшипника остаются при этом неизменными.
Рост вибраций нижнего генераторного подшипника и биений вала не наблюдается во времени.
5 Статор генератора Ослаблено крепление стыков железа статора По вибрациям стыков железа статора. Уровень вибраций частотой 50 Гц в стыках железа статора превышает нормативный
Распушенность железа статора. По вибрациям стыков железа статора. Уровень вибраций частотой 100 Гц в стыках железа статора превышает нормативный.
Неудовлетворительная форма статора По перемещениям вала в зоне генераторного подшипника Значительные статические смещения вала в зоне генераторного подшипника
6 Генераторный подшипник Разбит нижний генераторный подшипник в трех опорной схеме агрегата. По радиальным вибрациям подшипников. Отсутствуют вибрации корпуса нижнего генераторного подшипника. Вибрации корпусов верхнего генераторного и турбинного подшипников, имеют повышенный уровень по сравнению с обычной схемой работы агрегата.
Разбит верхний генераторный подшипник в трех опорной схеме агрегата. По радиальным вибрациям подшипников. Отсутствуют вибрации корпуса верхнего генераторного подшипника. Вибрации нижнего генераторного подшипника имеют место.
7 Подпятник Неровность зеркальной поверхности диска подпятника. По осевым вибрациям опоры подпятника. Обнаруживается по высокому уровню колебаний сегментной частоты fсегм. в спектре осевых вибраций агрегата.
Неравномерная нагрузка на сегменты подпятника. По датчикам биения вала, установленным в зоне подшипников. На остановленном агрегате регистрируются зазоры «вал-вкладыш подшипника» для двух случаев:
-ротор агрегата опирается на подпятник;
-ротор агрегата подпятника на тормозах.
При неравномерной нагрузке на сегменты обнаружится разница в зазорах по соответствующим датчикам.
8 Вал турбины Несоосность валов турбины и генератора. По осевым вибрациям агрегата и радиальным вибрациям подшипников. В осевых вибрациях наблюдаются колебания оборотной частоты, а в спектре радиальных вибраций присутствуют колебания двойной оборотной частоты..
Излом линии вала. По радиальным вибрациям и биениям вала в зоне подшипников. В спектрах радиальных вибраций подшипников и биений вала наблюдаются колебания двойной оборотной частоты.
9 Направляющий аппарат Износ уплотнений в направляющем аппарате. По акустическому шуму на остановленном агрегате. Возрастание кавитационных шумов на остановленном агрегате с течением времени. Гидрофон установлен в напорной части турбины.
Попадание постороннего предмета в направляющий аппарат. По вибрациям корпуса турбинного подшипника. Внезапное увеличение вибраций корпуса турбинного подшипника на лопастной частоте.



2.2. Условия эксплуатации и основные характеристики контролируемых узлов.
2.3. Особенности вибрации вала и опорных конструкций.

Измерение вибрации и биения вала в объеме и в режимах, указанных в п. 3.2. настоящего приложения, позволяет оценить уровень вибрации и установить, какие возмущающие силы - механические, гидравлические или электрические - вызывают повышенную вибрацию.
Оценка вибрации опорных узлов гидроагрегата производится по размаху виброперемещения в зависимости от частоты в диапазоне частот 1 - 30 Гц (рисунок). При частоте более 30 Гц недопустимым считается размах более 40 мкм, при частоте менее 1 Гц - 180 мкм.
При периодической вибрации оценка производится по размаху виброперемещения каждой его гармонической составляющей и по суммарному размаху виброперемещения с использованием зависимостей, приведенных на рисунке. При этом оценка суммарного размаха виброперемещения проводится по нормам для низшей из составляющих частот. Из всех оценок принимается худшая.
Если вибрация имеет непериодический характер, то оценка уровня вибрации производится по среднему размаху и средней частоте. Средний размах определяется как отношение суммы пиковых значений вибрации на выбранном интервале времени к половине числа пиков. Интервал времени должен быть выбран таким, чтобы на нем было не менее 10 периодов оборотной частоты.
Среднюю частоту определяют как отношение половины числа пиков за выбранный интервал времени к этому интервалу.
В протоколе с результатами контроля вибрации кроме среднего должен быть указан также максимальный размах вибрации на выбранном интервале времени.
Типовые решения, принимаемые на основе оценки вибрационного состояния конструктивных узлов гидроагрегата, приведены в таблице 5.

Таблица 5.
Оценка вибрационного состояния
Решение

«Отлично»
Периодичность измерений вибрации не реже одного раза в 6 лет

«Хорошо»
Периодичность измерений вибрации один раз в 3 года

«Удовлетворительно»
Периодичность измерений вибрации один раз в год

«Неудовлетворительно»
Устранение повышенной вибрации при первой возможности. До устранения повышенной вибрации проводить контроль вибрации не реже одного раза в два месяца

«Недопустимо» Эксплуатация агрегата без особого разрешения управляющей компании ОГК (ТГК) не допускается.



Оценку уровня биения вала гидроагрегата следует производить сравнением результатов измерения с предельными значениями, установленных на основе рекомендаций заводов-изготовителей гидротурбины и гидрогенератора и опыта эксплуатации и указанными в стандарте организации ГЭС.

2.4. Требования к виброизмерительной аппаратуре с учетом условий эксплуатации и особенностей конструктивных узлов гидроагрегата.

Места установки вибропреобразователей и датчиков биения вала и режимы испытаний гидроагрегата.
На вертикальном гидроагрегате первичные вибропреобразователи (вибродатчики) следует устанавливать следующим образом:
-на грузонесущей крестовине для измерения вертикальной и горизонтальной вибрации;
-на опоре пяты (при опирании подпятника на крышку турбины через опорный конус) для измерения вертикальной вибрации;
-на негрузонесущей крестовине, имеющей направляющий подшипник, для измерения горизонтальной вибрации;
-на крышке турбины для измерения вертикальной вибрации;
-на корпусе турбинного подшипника для измерения горизонтальной вибрации.
Вибродатчики для измерения вертикальной вибрации грузонесущей крестовины и крышки гидротурбины следует устанавливать возможно ближе к оси гидроагрегата. Вибродатчики для измерения вертикальной вибрации опоры пяты следует устанавливать возможно ближе к основанию подпятника у маслованны.
Вибродатчики для измерения горизонтальной вибрации следует устанавливать таким образом, чтобы вибрация измерялась в радиальном направлении.
Все вибропреобразователи на вертикальном гидроагрегате следует устанавливать в одной вертикальной плоскости, например, со стороны правого берега. В случае крестовины мостового типа, имеющей различную жесткость в разных направлениях, измерения горизонтальной вибрации следует производить в направлении наименьшей жесткости, и в этой плоскости следует устанавливать все вибропреобразователи на гидроагрегате.
Измерение биения вала вертикального гидроагрегата следует производить у всех направляющих подшипников (турбинного, верхнего и нижнего генераторного). Датчики биения вала должны быть установлены в одной вертикальной плоскости с датчиками вибрации.
На горизонтальном гидроагрегате первичные вибропреобразователи следует устанавливать следующим образом:
-на корпусе каждого опорного подшипника сверху для измерения вертикальной вибрации и сбоку (в горизонтальной плоскости, проходящей через ось агрегата) для измерения горизонтальной вибрации в радиальном направлении;
-на корпусе упорного подшипника для измерения горизонтальной вибрации в осевом направлении;
-на ребро капсулы в горизонтальной плоскости, проходящей через ось агрегата, для измерения вертикальной вибрации.
Биение вала горизонтального гидроагрегата следует измерять у каждого опорного подшипника сверху.
Необходимо обеспечить надежный контакт каждого вибропреобразователя с деталью, на которую он устанавливается. При невозможности установки вибропреобразователя непосредственно на деталь, следует применять промежуточные жесткие полки или кронштейны, обеспечивающие передачу вибрации без искажений. Собственная частота полки или кронштейна с вибропреобразователем не должна совпадать с частотой какой-либо составляющей измеряемых колебаний.
Датчики биения вала могут устанавливаться как на корпусах подшипников, так и на специальных кронштейнах, прикрепленных к неподвижным конструкциям (стенкам шахты турбины, опорному конусу, крестовине и др.). В последнем случае кронштейны должны быть достаточно жесткими.
Измерение вибрации и биения вала следует производить при следующих режимах работы гидроагрегата:
-холостой ход без возбуждения с частотами вращения ротора 0,8;0,9;1,0; и 1,1 от номинальной;
-холостой ход с номинальным возбуждением и при номинальной частоте вращения;
-параллельная работа с сетью при нагрузках от нуля до номинальной ступенями по 20% номинальной нагрузки;
-режим синхронного компенсатора с камерой рабочего колеса, освобожденной от воды;
-выбег гидроагрегата после отключения от сети из режима синхронного компенсатора при освобожденной от воды камере рабочего колеса; при отсутствии на ГЭС режима синхронного компенсатора с освобожденной от воды камерой рабочего колеса измерения производят при выбеге из генераторного режима.

Установка вибропреобразователей для стальных конструкций статора.

Вибрация частоты 100 Гц измеряется в радиальном направлении на спинке сердечника статора в среднем сечении по его высоте по обеим сторонам каждого стыка секторов, а также в середине каждого сектора.
Низкочастотная вибрация измеряется в радиальном направлении на спинке сердечника, полках и обшивках корпуса статора в среднем сечении по его высоте в середине каждого сектора, а также в нескольких точках по окружности фланца корпуса и в прилежащих точках фундамента.
Крепление вибропреобразователей к исследуемому конструктивному узлу может осуществляться с помощью болтов, жестких распорок, струбцин, клеев на эпоксидной основе и т.п. Крепление должно обеспечивать жесткий механический контакт , исключающий взаимное перемещение исследуемого узла и вибропреобразователя.

Для лобовых частей обмотки статора.
Вибропреобразователи рекомендуется заключать в изоляционные обоймы, приклеиваемые к лобовым частям обмотки эпоксидным клеем.
Вибропреобразователи устанавливаются не менее чем на десяти стержнях обмотки.
2.5. Разработка метода и средств контроля вибрации стальных конструкций статора гидрогенератора и опорных конструкций.

Причины вибрации.
Вибрация стальных конструкций статора гидрогенератора содержит составляющую частоты 100 Гц и полигармоническую низкочастотную составляющую, которая представляет собой, как правило, сумму четырех-пяти низших гармонических составляющих. Частота первой гармонической составляющей равна частоте вращения вала гидроагрегата, а частоты более высоких порядков кратны первой.
Наиболее вероятной причиной повышенной вибрации частоты 100 Гц являются недостаточная плотность стыковых соединений составного сердечника, которая в процессе эксплуатации может существенно уменьшаться. Вибрация может быть как общей, так и местной, причем ее неравномерность может быть не только вдоль окружности сердечника, но и по его высоте. Ранним признаком ухудшения состояния стыков является повышенный уровень вибрации на «холодном» (до 30С) сердечнике, и ее уменьшение по мере нагрева генератора.
Другими, менее распространенными причинами вибрации сердечника частоты 100 Гц могут быть неудачная схема обмотки статора и уравнительные токи генератора. При неудачном выборе числового ряда обмотки наблюдается рост вибрации сердечника с увеличением нагрузки генератора. Влияние уравнительных токов может быть обнаружено по наличию периодических изменений (типа биений) уровня вибрации.
Низкочастотная вибрация статора, имеющая место при всех режимах работы агрегата, в том числе и при холостом ходе без возбуждения, обусловлена механическими причинами и передается с вращающихся частей агрегата через опорные конструкции. Низкочастотная вибрация, возникающая при подаче возбуждения, является следствием искажения формы ротора или витковых замыканий в обмотках его полюсов.

Оценка вибрационного состояния стальных конструкций по уровню вибрации частоты 100 Гц и низкочастотной вибрации проводится раздельно в соответствии с таблицами 6 и 7 , которые в зависимости от результатов измерения вибрации и результатов осмотра сердечника статора и узлов его крепления к корпусу, а также корпуса и его крепления к фундаменту предлагают три оценки состояния генератора: «удовлетворительно», «неудовлетворительно» и «недопустимо».

Таблица 6 – Оценка вибрационного состояния стальных конструкций статора гидрогенератора по составляющей вибрации частоты 100 Гц
Параметры, определяющие состояние гидрогенератора




Оценка
Двойная амплитуда вибрации частоты 100 Гц, мкм


Результаты осмотра
При параллельной работе с системой (сердечник «горячий») При холостом ходе с возбуждением (сердечник «холодный»)
До 30 До 50 Слабые следы контактной коррозии на спинке сердечника. Повреждений узлов крепления сердечника и ослабления затяжки гаек стяжных шпилек - нет Удовлетворительно


Продолжение таблицы 6 - Оценка вибрационного состояния стальных конструкций
Более 30 Более 50 Обильная контактная коррозия на спинке сердечника и клиньях корпуса. Повреждений узлов крепления сердечника и ослабления затяжки гаек стяжных шпилек - нет Неудовлетворительно
Более 30 Более 50 Наличие трещин и изломов в узлах крепления сердечника. Ослабление затяжки гаек стяжных шпилек. Обильная контактная коррозия на спинке сердечника и клиньях корпуса. Недопустимо

Таблица 7 – Оценка вибрационного состояния стальных конструкций статора гидрогенератора по низкочастотным составляющим виброперемещений
Размах низкочастотных гармоник или их суммы на холостом ходу с возбуждением или при параллельной работе с системой, мкм Результаты осмотра Оценка
До 80 Повреждений узлов крепления сердечника, ослабления распорных домкратов, выползания штифтов фланца корпуса - нет Удовлетворительно
Продолжение таблицы 7 - Оценка вибрационного состояния стальных конструкций статора гидрогенератора по низкочастотным составляющим виброперемещений
До 180 Повреждений узлов крепления сердечника нет. Ослабление распорных домкратов. Выползание отдельных штифтов фланца корпуса. Неудовлетворительно
Более 180 Наличие повреждений в узлах крепления сердечника. Ослабление распорных домкратов. Массовое выползание штифтов фланца корпуса Недопустимо


По результатам оценки вибрационного состояния генератора принимается решение о его дальнейшей эксплуатации и срокам обследования. Соответствующие рекомендации приведены в таблице 8.

Таблица 8 – Рекомендации по дальнейшему контролю вибрации и осмотрам и допустимости эксплуатации гидрогенератора
Оценка вибрационного состояния Рекомендуемые решения
Удовлетворительно Эксплуатация без ограничений. Периодичность измерения вибрации и осмотров – один раз в 4-6 лет – до и после капитального ремонта при отсутствии внезапно возникших аномалий
Неудовлетворительно Выяснение причин повышенной вибрации и их устранение при первой возможности вывода гидроагрегата в ремонт. До устранения повышенной вибрации проводить измерения и осмотр один раз в год



Продолжение таблицы 8 – Рекомендации по дальнейшему контролю вибрации и осмотрам и допустимости эксплуатации гидрогенератора
Недопустимо Немедленный вывод генератора в ремонт для устранения повреждений и причин повышенной вибрации. При невозможности немедленного ремонта эксплуатация генератора допускается только по решению технического руководителя ГЭС. При наличии зависимости вибрации от режима работы эксплуатировать гидрогенератор в наиболее «легком» режиме. Контрольные измерения вибрации и осмотры проводить не реже одного раз в полгода

Оценка вибрации опорных узлов гидроагрегата производится по размаху виброперемещения в зависимости от частоты в диапазоне частот 1-30 Гц. При частоте более 30 Гц недопустимым считается размах более 40 мкм, при частоте менее 1 Гц-180 мкм.

Рисунок 1 – Оценка вибрации опорных конструкций гидроагрегата.





Список литературы

1. СТО 17330282.27.140.001-2006. «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций
2. Владиславлев
3. ГОСТ ИСО 10816-1-97. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Ч.1. Общие требования. Введен с 1июля 1999 г.
4. ГОСТ 25364-97. Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений. Введен с 1 августа 1999 г
5.