Реконструкция Новосибирской ТЭЦ-3 с установкой одной турбины Т-116-125-130 ст. № 14, страница 17

q  для каждого вида узла должно определяться ключевое диагностическое решение, снижающее до минимума вероятность пропуска дефекта, если до следующего измерения дефект может стать причиной аварийной остановки машины;

q  основное диагностическое решение должно дополняться, если оно не позволяет идентифицировать вид дефекта с высокой вероятностью;

q  выбранный набор диагностических признаков должен минимизировать вероятность «ложной тревоги», т.е. принятия решения о наличии дефекта при естественных изменениях параметров вибрации во время работы машины и  оборудования;

q  в случае, когда два вида дефектов имеют близкие признаки, не позволяющие их разделить в конкретной диагностической задаче, в окончательных результатах диагноза должен приводиться тот дефект из двух, для которого остаточный ресурс узла минимален;

Для определения диагностических признаков важно знать механизм возникновения колебаний под действием сил, возникающих при появлении дефекта. Для решения этой задачи применяются методы математического моделирования колебаний динамической систему турбоагрегат – фундамент – основание с различными дефектами, проводятся экспериментальные исследования на физических моделях, используется опыт исследования и устранения повышенной вибрации турбоагрегатов.

q  в случае, когда обнаруженные изменения вибрации не позволяют ограничить группу возможных дефектов до трех или менее, должно быть выдано предупреждение о появлении неиндетифицированных изменений вибрации с указанием этих изменений.

Перечень дефектов турбоагрегатов

1.  Повышенный динамический прогиб ротора

1.1. Неуравновешенность валопровода

1.2.  Близость рабочей частоты вращения к критической

1.3.  Ослабление посадки насадных деталей

1.4.  Разрушение вращающихся деталей (дисков, центрирующих колец).

2.  Тепловой прогиб ротора

2.1.    Осевая асимметрия охлаждения ротора генератора

2.2.  Повреждение витковой изоляции в роторе генератора

2.3.  Попадание масла или воды в осевой канал ротора

2.4.  Заброс воды на поверхность ротора

2.5.  Непараллельность торцов насадных деталей

2.6.  Тепловая нестабильность материала ротора

2.7.  Окружная неравномерность сопротивления ползучести материала ротора

3.  Дефекты соединения роторов

3.1. Коленчатость соединения муфт

3.2.  Непараллельность торцов муфт

3.3.  Ослабление посадки полумуфт на вал

3.4.  Обрыв призонных болтов полумуфт

4.  Обрыв рабочей лопатки или части бандажа

5.  Трещина в роторе

6.  Повреждение баббитовой заливки подшипников

6.1. Выкрашивание

6.2.  Выплавление

6.3.  Износ

7.  Нарушение условий опирания и закрепления статорных элементов (механическая неплотность)

7.1.Ослабление крепления вкладыша в опоре подшипника

7.2.  Плохое прилегание опоры подшипника к фундаменту

7.3.  Отрыв опоры подшипника

7.4.  Неравномерная нагрузка на лапы цилиндров

7.5.  Ослабление жесткости опорных элементов

8.Расцентровка опор

      8.1. Тепловая расцентровка выносных опор

      8.2. Деформация встроенных опор

      8.3. Перекос опоры при расширении турбины

      8.4. Осадка фундамента

9.  Низкочастотная вибрация

9.1. Снижение устойчивости валопровода к «паровой» НЧВ

9.2.  Снижение устойчивости валопровода к масляной НЧВ

9.3.  Субгармонический резонанс

9.4.  Влияние постороннего источника

10.  Задевания ротора о статорные элементы

11.  Повышенный уровень ультра гармонических составляющих в спектре колебаний

11.1. Некруглость шеек валов

11.2. Неконцентрическое положение ротора генератора в статоре 

4.2.5.  Порядок проведения измерений при вибродиагностике оборудования

На подготовительном этапе выполнить следующие работы:

-  назначить точки контрольных измерений и сопровождающие параметры, подлежащие к регистрации;

-  разработать задания для проектно-конструкторского отдела и механиков установок на оборудование точек измерения;