Руководящий документ РД 34.30.601-84 Методические указания по определению расцентровок подшипников валопроводов турбоагрегатов тепловых электростанций.

РД 34.30.601-84*

____________________

* Измененная редакция,

Изм. N 1.

Группа Е23

 Методические указания по определению расцентровок подшипников

 валопроводов турбоагрегатов тепловых электростанций*

______________

* Измененная редакция, Изм. N 1.

ОКСТУ 3111

Срок действия с 01.07.86

до 01.07.2001

Разработаны: Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом им.Ф.Э.Дзержинского

Исполнитель: Э.А.Дон

Согласованы: ВПО "Союзэнергоремонт" Министерства энергетики и электрификации СССР Главный инженер Ю.И.Тимофеев

Утверждены: Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 07.12.84 Заместитель начальника Д.Я.Шамараков

Введены впервые

ВНЕСЕНО Изменение N 1, введенное в действие Заместителем начальника Главтехуправления с 01.07.91       

Настоящие Методические указания распространяются на стационарные паро- и газотурбинные агрегаты с синхронными генераторами мощностью 60 МВт и более с синхронной частотой вращения 1500 и 3000 об/мин.

Методические указания устанавливают предельные значения относительных перемещений опорных подшипников в вертикальной плоскости, происходящих в процессе эксплуатации, способы определения типовых расцентровок.

      1. Допустимые уровни расцентровок

1.1. В качестве нормируемого параметра расцентровки подшипников валопровода устанавливается раскрытие фланцев полумуфт или расстояние между осями соседних роторов (мм), измеренное на разобранных фланцах полумуфт, либо полученное расчетом на основании геометрических построений смещений линий валов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.2. Приемка турбоагрегата в эксплуатацию после монтажа допускается с отклонениями по расцентровкам подшипников от рекомендаций завода-изготовителя не более ±0,05 мм.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.3. Приемка турбоагрегата в эксплуатацию после ремонта допускается с отклонениями от формуляра, учитывающего эксплуатационные расцентровки, не более ±0,05 мм.

1.4. Нормальная длительная эксплуатация турбоагрегатов мощностью 60 МВт и более допускается при отклонениях расцентровок от формуляра не более, чем на ±0,1 мм при условии, что вибрационное состояние турбоагрегата отвечает требованиям действующих Правил технической эксплуатации.

1.5. При эксплуатации турбоагрегатов с расцентровками, выше указанных в п.1.4, должны быть приняты меры к их устранению.

1.6. Не допускается эксплуатация турбоагрегатов с расцентровками свыше ±0,5 мм от номинальных значений.

1.7. Не допускается эксплуатация турбоагрегатов при разнице температуры саббита опорных подшипников, находящихся в общем картере, свыше 20 °С. Преобразователи температуры должны быть установлены под углом 10-12° от вертикали в направлении вращения.

1.8. Состояние центровки оценивается по наибольшему отклонению от допустимой одной из расцентровок - торцевой

или радиальной

любой муфты валопровода (рис.1).

Рис.1. Расцентровка роторов в результате раскрытия фланцев (

) и смещения линии валов (

), измеряемая на разобранных фланцах полумуфт

1.9. При расхождениях поправок на расцентровку, имеющих сезонный характер, превышающих допустимые значения (например, у некоторых типов теплофикационных машин), должны быть предусмотрены кратковременные остановы турбоагрегата перед осенне-зимней и летней кампанией для подцентровки соответствующих роторов.

1.10. Нормальная длительная эксплуатация роторов генераторов возбудителей допускается при отклонениях центровки от рекомендаций завода-изготовителя не более ±0,03 мм.

1.11. Не допускается эксплуатация роторов генераторов и возбудителей с расцентровками, отличающимися от рекомендаций заводов-изготовителей более чем на ±0,05 мм.

      2. Методы измерений

2.1.Объектом измерения являются все подшипниковые опоры турбоагрегата.

2.2. Расцентровки валопровода на вскрытой машине измеряются в двух взаимно-перпендикулярных направлениях: вертикальном и поперечном; на работающей машине - в вертикальном направлении.

2.3. Высотной основой для измерения относительных вертикальных смещений опорных подшипников турбоагрегатов служат реперные площадки (марки) - долговременные геодезические знаки, жестко связанные со статорными узлами (рис.2), установленные на высоте горизонтального разъема.

Рис.2. Пример установки марок для нивелировки турбины К-300-240 ПО ЛМЗ с генератором ТВВ-320 ЛЭО "Электросила"

1 - ось переднего подшипника ЦВД; 2 - ось заднего подшипника ЦВД; 3 - ось заднего подшипника ЦСД; 4 - ось переднего подшипника ЦНД; 5 - ось заднего подшипника ЦНД; 6 - ось переднего подшипника генератора; 7 - ось заднего подшипника генератора; 8 - генератор; 9 - ЦНД; 10 - ЦСД; 11 - ЦВД; 0 - реперная марка

Марки для измерения расцентровки крепятся к картеру на уровне оси вала против середины опорного вкладыша симметрично слева и справа относительно продольной оси машины устанавливаются либо консольно (рис.3, а), либо на свободных участках разъема турбины (рис.3, б).

Рис.3. Реперная марка

В случае, если марки нельзя разместить у поперечной оси вкладыша, могут быть использованы доступные зоны, а результаты нивелировки пересчитаны с учетом реальных геометрических соотношений.

2.4. Срок начала контрольных измерений определяется продолжительностью остывания фундамента и не должен быть менее 10 сут. с момента отключения генератора от сети.

Во время контрольных измерений массовые нагрузки на подшипники и фундамент не должны существенно отличаться от нагрузок в эксплуатационных условиях. Ротора и крышки корпусов цилиндров должны быть размещены на своих местах, конденсатор заполнен водой по паровому пространству.

2.5. Измерения взаимных смещений опорных подшипников от массы воды в конденсаторе производятся на фланцах разобранных муфт соседних роторов, часовые индикаторы при этом могут быть установлены либо в верхней крышке картера подшипников, либо на одной из полумуфт (рис.4). Заливаемая в конденсатор вода в период измерений не должна вызывать температурные деформации горловины и боковых стенок.

Рис.4. Установка индикаторов при определении радиальной расцентровки подшипников:

а - в верхней крышке; б - на фланце муфты

2.6. Относительные смещения опорных подшипников от вакуума в конденсаторе определяются при включенном валоповоротном устройстве во избежание деформаций роторов от нагрева паром, подаваемым на уплотнения. Фланцы муфты собираются на четырех технологических болтах, уменьшенных по диаметру на 1,5 мм, препятствующих смещению ротора в осевом направлении. Два часовых индикатора, укрепленные в верхней крышке картера подшипника (см.рис.4, а) должны упираться в предварительно проточенные пояски внешней поверхности фланцев муфты. Измерения проводятся при быстром срыве вакуума (за 3-5 мин) во избежание температурных деформаций металлоконструкций.     

2.7. Если конструкция крышки подшипника не позволяет разместить в ней часовые индикаторы, вакуумные просадки могут быть определены с помощью гидростатического нивелира и марок, укрепленных на горизонтальном разъеме выхлопных частей ЦНД рядом с соответствующим вкладышем опорного подшипника.

2.8. Смещение опорного подшипника, встроенного в лобовую часть статора генератора, относительно задней опоры турбины под влиянием давления водорода в статоре определяется в соответствии пп.2.6, 2.7 с дополнением индикаторов, укрепленных в горизонтальной плоскости.

2.9. Основным условием точного измерения гидростатическим уровнем является отсутствие вертикальных столбов жидкости, что обеспечивается укладкой шлангов (или трубопроводов) в одной горизонтальной плоскости с проверяемой поверхностью (непосредственно на проверяемой поверхности или на вспомогательных устройствах - досках, подмостках и др.) и предохранение гидронивелирной системы от воздействия температуры.

Уменьшение температурных воздействий достигается теплоизоляцией асбестовым шнуром шлангов, установкой теплоизолирующей пластины под днище измерительной головке, установкой переносных защитных экранов, сокращением времени пребывания измерительной головки в зоне с повышенной температурой среды до 3-5 мин и последующим охлаждением головки до температуры окружающей среды в течение 10-15 мин после каждого измерения.

2.10. При образовании стоячих волн на поверхности уровня жидкости в измерительном сосуде вследствие вибрации марки рекомендуется установить на микровинт демпфирующую насадку (рис.5). В этом случае к показаниям

нониуса следует добавлять значение амплитуды вибросмещения, то есть

,

где

- высотное положение марки, вносимое в формуляр измерения;

- показание нониуса нивелира в момент отсчета;

- амплитуда вибросмещения марки, равная половине размаха вибросмещения (2А).

Рис.5. Демпфирующая насадка на наконечник микровинта

2.11. Если наблюдатель не имеет доступа к измерительной головке, установленной на марке для отсчета показаний по нониусу, поступают следующим образом:

- устанавливают головку на марку и открывают отсечной кран;

- после стабилизации уровня в измерительном сосуде, продолжительность которого определяют экспериментально для конкретной длины шлангов и избранной измерительной схемы, закрывают отсечной кран;

- устанавливают головку на любую марку с выверенной по горизонтали поверхностью и считывают показания нониуса для записи в формуляр (при закрытом отсечном экране).

2.12. Контрольные измерения производятся ежегодно после проведения капитального, среднего и текущего ремонта до подачи пара на уплотнения; ежеквартально при работе машины с базовой нагрузкой. При этом выполнение условий п.2.4 является обязательным.

2.13. Измерения в объеме пп.2.5-2.8 проводятся один раз для каждого турбоагрегата электростанции.

      3. Измерительные средства

3.1. Нивелирование должно производиться уровнем гидростатическим модели 115-1, состоящим из бака-компенсатора и одной измерительной головки, соединенных между собой гибкими водяными и воздушными шлангами.

3.2. Измерения должны выполняться методом прецизионного нивелирования I класса.

3.3. Точность измерения не должна выходить за следующие пределы, мм:

- 2±0,5 - при измерении стрелы прогиба;

- ±0,02 - при определении разности деформаций между соседними марками.     

3.4. Для измерения взаимных расцентровок подшипников, встроенных в общий картер, недоступных для типовых геодезических наблюдений, следует применять электронные уровни с дистанционным отсчетом показаний, например, ИНКОР, выпускаемый БТК им.Ф.Э.Дзержинского по ТУ ВТИ 35.009-91*.

(Введен дополнительно, Изм. N 1).

      4. Оформление результатов измерений

4.1. Результаты измерения заносятся в таблицу (приложение 1). Первое базовое измерение должно быть выполнено на холодном турбоагрегате с опорожненным конденсатором.

4.2. Разница двух отсчетов, выполненных на холодном и прогретом турбоагрегате, служит основой построения линии валопровода, деформированной в соответствии со смещениями опорных подшипников (аналогичными, например, рис.6).

Рис.6. Примеры эксплуатационных расцентровок некоторых типов турбоагрегатов:

а - ПТ-60-130/13 ЛМЗ;

б - К-200-130 ЛМЗ;

в - К-300-240 ХТГЗ;

г - К-300-240 ЛМЗ;

д - Т-250/300-240 ТМЗ;

е - К-500-240-2 ХТГЗ;

ж - К-800-240 ЛМЗ.

4.3. Расчет угловых раскрытий полумуфт и взаимных смещений осей соседних роторов производится на основании геометрических соотношений между подобными треугольниками.

4.4. Результаты расчета сводятся в формуляр (приложение 2), являющийся основанием для внесения соответствующих поправок с обратным знаком при установке опорных подшипников.

      5. Методы предупреждения некоторых видов расцентровок опорных подшипников

5.1. Расцентровки подшипников, встроенных в общий картер, вызванные затрудненными температурными перемещениями, могут быть устранены восстановлением качества поверхностей скольжения с помощью их очистки от отложений и нанесения противозадирной пасты ВТИ-ЛМЗ либо использования антифрикционных прокладок.

5.2. Расцентровки, вызванные местным нагревом фундамента либо статорных частей, устраняются с помощью местных отражающих либо водоохлаждаемых экранов, ликвидации пропаривания и улучшением теплоизоляции цилиндров турбины и паропроводов.

5.3. Расцентровки подшипников, превосходящие допустимые, вызванные неравномерными осадками фундамента, устраняются перемонтажом опор, или статоров, а если это невыполнимо (устанавливается решением комиссии, назначаемой Главтехуправлением Минэнерго республики) реконструкцией фундамента.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение 1

обязательное

Номер пп	Дата изме- рения	Время измерения		Активная нагрузка блока МВт	Направ- ление обхода	Отсчеты по шкале нивелира (мм), установ- ленного на марке N
		Начало	Окон- чание			1		2
													0
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1					Слева по ходу пара
					Справа по ходу пара
2

Приложение 2

обязательное

Формуляр центровки роторов по полумуфтам турбоагрегата мощностью

МВт

Станционный номер

ГРЭС (ТЭЦ). Турбина, заводской номер

Генератор, заводской номер

Дата

ремонта:

с

199

г. по

199

г.

Центровка полумуфт   (Вид на генератор)

Номер п.п.	Дата изме- рения	Скоба на полу- муфте	Отсчеты по окружности, мм				Отсчеты по торцу, мм				Подписи представителя электростанции и ремонтного предприятия

(Измененная редакция, Изм. N 1).