Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

13 страниц

304.00 ₽

Купить ГОСТ 27165-97 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Настоящий стандарт распространяется на стационарные энергетические паротурбинные агрегаты ( далее - турбоагрегаты) мощностью 100 МВт и более с рабочими скоростями вращения 50 (60) с в минус 1 степени и 25 (30) с в минус 1 степени, 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

  Скачать PDF

Рекомендуется использовать ГОСТ Р 55263-2012 (ИУС 6-2014)

Действие завершено 01.12.2013

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Определения

4 Измеряемый параметр и контролируемые величины

5 Общие требования к проведению измерений

6 Общие требования к средствам измерений

7 Условия проведения измерений и порядок оформления их результатов

8 Допустимые значения вибрации

Приложение А Параметры относительной вибрации ротора

Приложение Б Библиография

Показать даты введения Admin

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

АГРЕГАТЫ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ

НОРМЫ ВИБРАЦИИ ВАЛОПРОВОДОВ И ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

БЗ 3-98/538


Издание официальное

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ НО 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:

Наименование государства

Наименование национального органа по стандартизации

Азербайджанская Республика Республика Армения Республика Белоруссия Республика Казахстан Киргизская Республика Республика Молдова Российская Федерация Республика Таджикистан Туркменистан Республика Узбекистан Украина

Азгос стандарт

Арм госстандарт

Госстандарт Белоруссии

Госстандарт Республики Казахстан

Кнргизстандарт

Моллов;! стандарт

Госстандарт России

Таджнкгосстандарт

Главная государственная инспекция Туркменистана

Узгосстандарт

Госстандарт Украины

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 I июля 1999 г.

4    ВЗАМЕН ГОСТ 27165-86

© И ПК 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

ГОСТ 27165-97

Введение

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 |1). Значения допустимой вибрации, приведенные в таблице I настоящего стандарта, совпадают с зонами А, В. С и D вибрации, устано&зенными 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.

Ill

Содержание

1    Область применения........................................................ I

2    Нормативные ссылки....................................................... I

3    Определения.............................................................. I

4    Измеряемый параметр и контролируемые величины................................ I

5    Общие требования к проведению измерений...................................... I

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.................................................. 6

IV

Группа Е23

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

В каком месте

Напечатано

Должно быть

Пункт 8.3

более чем на 1000 мкм

более чем на 100 мкм

(МУС № 4 2000 г.)

ГОСТ 27165-97

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

АГРЕГАТЫ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ

Нормы вибрации водопроводов и общие требования к проведению измерений

Large land-based steam turbine-generator sets.

Evaluation of machine vibration by measurement on rotating shahs 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 НИ) МВт и более с рабочими скоростями вращения 50 (60) с-1 и 25 (30) с-1, 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

В 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.

4    ИЗМЕРЯЕМЫЙ ПАРАМЕТР И КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

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

4.2    Контролируемой величиной яатястся размах относительных внбропсрсмешсннй центров сечений шеек роторов в двух взаимно перпендикулярных направлениях в контролируемых сечениях либо максимальное перемещение центра сечения 5^, от среднего положения (см. приложение А).

5    ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

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

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

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

Издание официальное

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

5.4    Количество дополнительных датчиков относительной вибрации вал о про вода, их ориентация и места расположения не ограничены. В зависимости от целей и задач измерений они могут быть установлены на всех подшипниках, включая подшипники возбудителя, на консольных частях ротора генератора за контактными кольцами, а также в других сечениях. Но контроль вибрации водопровода на соответствие допустимым значениям, приведенным в 8.1. осушествляют только на основании показаний датчиков, установленных в соответствии с 5.1 и 5.2.

5.5    Элементы крепления датчиков нс должны иметь резонансов в рабочей полосе частот (см. 6.3).

Шероховатость поверхности шейки ротора в зоне контроля должна соответствовать 7-у классу (/Циах - 1.25 мкм).

5.6    Относительная погрешность измерений не должна превышать ± 10%.

5.7    Пределы допустимой дополнительной погрешности измерений, обусловленной нскруглос-тью 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.

5.8    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).

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

6    ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1    Средства измерений должны обеспечивать непрерывный контроль относительной вибрации водопровода.

6.2    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.

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

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

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

6.6    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.

7    УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ И ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ

ИХ РЕЗУЛЬТАТОВ

7.1    Оценку вибрационного состояния турбоагрегатов на соответствие допустимым значениям вибрации проводят по результатам измерений, выполняемых при работе в установившемся режиме.

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.

7.2    Результаты измерений вибрации при приемке турбоагрегата в эксплуатацию после монтажа и ремонта оформляют приемо-сдаточным актом, в котором должны быть указаны:

-    наименование электростанции и станционный номер турбоагрегата;

-    дата измерения;

ГОСТ 27165-97

-    фамилии лиц и наименовании организаций, проводивших измерении;

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

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

8 ДОПУСТИМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ВИБРАЦИИ

8.1    Допустимые значении 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 I.

Срок 30 суг допустимой эксплуатации турбоагрегата с повышенной относительной вибрацией валопровода отсчитывают от момента превышении соответствующего допустимого значении. За это время должны быть приниты меры по снижению вибрации.

8.2    При внезапном изменении вибрации (скачке) должны быть приняты оперативные меры по выявлению его причин. При необходимости производят останов турбоагрегата.

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 уровни.

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

Условия работы

Размах относительных кибролеремешений, мкм, для скоростей крашения, с 1

25

30

50

60

При вводе в эксплуатацию (новые турбоагрегаты)

До 100

До 90

До 80

До 75

Без ограничений

От 100

От 90

От 80

От 75

до 200

до 185

до 165

до 150

Нс более 30 сут

От 200

От 185

От 165

От 150

до 320

до 290

до 260

до 240

Не допускается

Св. 320

Св. 290

Св. 260

Св. 240

8.3    При возрастании в сравнимых установившихся режимах вибрации валопровода у одной из опор по любому направлению измерении более чем на 85 мкм за период до 3 сут или возрастании вибрации более чем на 1000 мкм независимо от продолжительности возрастании должны быть приняты меры но выявлению его причин. При необходимости эти мероприятия могут включать в себя останов турбоагрегата.

8.4    Оценку вибрационного состояния турбоагрегата осущсстатяют на основании одновременного выполнения требований 8.1 и требований ГОСТ 25364. нормирующего вибрацию опор подшипников.

3

ПРИЛОЖЕНИЕ А (справочное)

ПАРАМЕТРЫ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ВИКРАЦИИ РОТОРА

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

Вибрация ротора в любом его поперечном сечении определяется траекторией центра этого сечения (рисунок A.I). Форма траектории зависит от динамических характеристик ротора и опорной системы, места измерения вибрации (координаты вдоль оси ротора) и характера возбуждения. При гармонической вынуждающей силе траектория близка к эллиптической, но в определенных условиях она может трансформироваться в окружность или прямую линию. Время обхода центром сечения ротора траектории определяется периодом вынуждающей силы. Основная составляющая вынуждающей силы обусловлена, как правило, неуравновешенностью ротора, а ее частота равна частоте вращения ротора. Существуют и другие причины возбуждения, например нсравножссткость ротора. — в этом случае частота возбуждения кратна частоте вращения. В тех случаях, когда вибрация возникает в результате самовозбуждения, траектория имеет сложную форму. н общем случае изменяющуюся но времени. Вибрация ротора прсдстанляст собой результат действия совокупности различных причин, поэтому траектория центра любого его сечения определяется векторной суммой вибропс-ремешений. вызываемых отдельными составляющими вынуждающей силы.

XOY— система координат.спя минаи с подшипником;

X—f )\р — координаты среднего положения центра сечения ротора; К — мгновенное положение центра Ор сечения ротора;

0 — среднее положение центра Ор сечения ротора;

— мгновенное виброперсмешение центра сечения ротора от среднего положения О^,

5^, — максимальное виброперемешение центра сечения ротора от среднего положения О р;

S *. S* — текущие кибролеремешеиня центра сечения ротора в направлении осей датчиков А и В,

5^—размах внброперемешений центра сечения ротора в направлении осей датчиков А и В

Рисунок АЛ — Динамическая траектория ротора. Определение внброперемешений

Траекторию центра сечения ротора определяют измерением его внброперемешений двумя датчиками, устаноялснными в плоскости рассматриваемого сечения под углом 90* ± 5* относительно друг друга (отклонения от 90’ в ту или иную сторону на угол до 5* нс вызывают значительных ошибок). Этот способ измерения позволяет достаточно точно определить различные параметры прецессионного движения ротора относительно вкладышей его подшипников.

Наибольший интерес представляют переменные величины, определяющие форму траектории центра ротора. В некоторый момент времени центр сечения ротора находится в точке К своей траектории, а перемещение от среднего положения 0 равно 5„. Мгновенные значения вибропсрсмсшсния от среднего положения центра 0, измеренные с помощью датчиков А и Б. равны соответственно и Sf. Тогда

+    (АЛ)

Величины 5К. S*, зависят от времени /, т. с. изменяются по мере того, как центр сечения перемешается по траектории. Как видно из рисунка АЛ. на траектории есть точка А/, где виброперемешение от среднего положения 0 максимально. Вектор внброперемешений. соответствующий точке А/, обозначают 5^,. а его модуль определяют по формуле

(А.2)

max||5i(i)l,*l Jf(Ol,|l*


»un с учетом совмещения осей координат X и Ye осями датчиков А и Б


e n*x \\S, (0I1 + Isy (/)|!


(А.З)


Точка А/ траектории, соответствующая 5^,. нс обязательно совпадает с точками, где S* или S f имеют свои максимумы.

Измерения 5^, требуют знания значений среднего нибропсрсмсшснин центра сечения ротора и Y<f. Эти значения определяют по формулам:


x»mwKxu)d''


(А.4)



(А.5)


где х (г) и у (/) — переменные во времени текущие значения;

(/, — /,) — интервал времени, много больший периода составляющей вибрации наинизшей частоты.

Величины и Г определяют среднее положение центра сечения ротора относительно статорных частей в плоскости измерения. Изменения среднего положения могут быть результатом влияния факторов, которые мало зависят от периодичности переменных величин, например внбропсрсмсшсния подшипниковых опор, изменения характеристик масляного клина и т. д. Координаты среднего положения центр;» сечения ротор;», полученные по формулам (А.4) и (А.5), нс равны полусумме максимального и минимальною значений вибропсрсмсшсния (см. рисунок А.1). кроме случая гармонической вибрации ротора, когда траектория представляет собой эллипс.

Измерение 5^, может быть произведено системами, определяющими как средние, так и мгновенные значения. Расчет 5^ по сигналам двух датчиков является процедурой, требующей специального обеспечения.

Определение относительной вибрации упрощается при измерении размахов виброперемешений вала в направлении измерения, так как они нс зависят от координат среднего положения центра сечения ротора О . что делает излишним измерение как этих координат, так и отклонений от них. Размах вибропсрсмсщснии. измеренный в двух взаимно перпендикулярных направлениях (5$ . SPB ). используют для контроля вибрации валов наиболее часто.


5