Турбогенераторы вибрация

Например, при наличии у турбогенераторов вибраций, амплитуда которых превышает 0,05—0,08 мм, необходимо принимать меры к выявлению причин вибраций и устранению их. Агрегат, на одном из подшипников которого амплитуда вибрации превышает 0,10—0,15 мм, нельзя пускать в нормальную эксплуатацию (первое число относится к турбогенераторам, работающим при 3000 об/мин, и второе — к турбогенераторам, работающим при 1500 об/мин). [c.309]

Однако не следует применять амортизирующую систему с очень высокой добротностью, ибо такой выбор может привести к опасным последствиям. При высокой добротности амортизаторов в них могут при некоторых условиях возникать опасные вибрации за счет возбуждения паразитных резонансных колебаний. Это обстоятельство хорошо известно из практики работы мощных турбогенераторов и других подобных механизмов. [c.88]

При разработке конструкций турбогенераторов мощностью свыше 100 тыс. кет выяснилось, что простое увеличение геометрических размеров машины не дает положительных результатов. При увеличении длины активной части турбогенератора появляются прогиб ротора в стационарном состоянии и вибрации во время работы турбогенератора. Увеличение диаметра ротора вызывает рост механических напряжений в теле ротора вследствие действия центробежных сил. Повышение мощности турбогенераторов можно бы.чо достичь путем увеличения удельных нагрузок в обмотках и магнитной индукции в активной стали. [c.100]

Уровни вибраций рассматриваемой конструкции турбогенератора могут быть снижены примерно на 10 дБ, если резонансную частоту повысить на 10—12% за счет одновременного увеличения жесткости ослабленных сечений ротора и рамы примерно на 20— 30%. Динамические силы, передающиеся от турбогенератора на фундамент на частоте 50 Гц, можно уменьшить на 10—12 дБ, если все амортизаторы сосредоточить в точках. 2 и 7 рамы, где расположены узлы формы колебаний (см. рис. 51). [c.121]

Нормы вибрации турбогенераторов и возбудителей приведены в ГОСТ 533—68. При 3000 оборотах ротора в минуту значение удвоенной амплитуды смещения не должно превышать 40 мкм. [c.11]

Нормы вибрации турбогенераторов , установленные Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ) [c.12]

Состояние турбогенераторов, находящихся в эксплуатации, оценивается по нормам, содержащимся в Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей (табл. 1.2). Эти нормы установлены для двойной амплитуды вибрационного смещения, измеряемого в трех главных направлениях на крышках подшипников. Для осуществления непрерывного контроля за вибрацией подшипников ПТЭ рекомендуют применение многоканальной виброизмерительной аппаратуры, обеспечивающей дистанционные измерения. Согласно этим же правилам у вертикальных гидрогенераторов вибрация крестовины со встроенными в нее подшипниками, а также вибрация подшипников синхронных компенсаторов не должны превышать следующих значений [c.12]

На турбогенераторах блочных установок мощностью 150 МВт и более вибрация не должна превышать 30 мкм. [c.12]

У роторов двухполюсных турбогенераторов поперечное сечение обладает различными значениями главных моментов инерции из-за больших зубцов в пазовой зоне бочки ротора. Это приводит к вибрациям двойной оборотной частоты. Иногда возникают повышенные колебания двойной частоты консольных участков роторов турбогенераторов. Двоякая жесткость консоли может возникнуть из-за несимметрии токоподвода к контактным кольцам или двух пазов для размещения водопроводов к катушкам обмотки. [c.246]

На рис. 3, а приведены результаты вычислений. Видно, что насос определяет вибрации контрольной точки на частоте 350 гц и вносит незначительный вклад на первых трех гармониках частоты вращения ротора. Вибрации на гармониках частоты вращения в основном возбуждаются силами, действующими со стороны ротора турбогенератора. При изменении формы колебаний ротора меняется и значимость первых трех подшипниковых опор в передаче сил на раму. [c.53]

Колебания измерялись по высоте стоек, длине ригелей и продольных балок на консолях, а также по нижней плите у основания стоек. При наличии дополнительных связей между стойками измерялись вибрации этих связей. На рис. 8 представлен фундамент турбогенератора мощностью 100 тыс. кет, на котором нанесены точки измерения вибрации. [c.16]

В ряде опытов измерения производились симметрично по обе стороны от оси турбогенератора. Точки измерения располагались по конструктивным элементам фундамента так, чтобы получить наиболее полное представление о колебательном процессе фундамента. Амплитуды и фазы колебаний измерялись в вертикальном, поперечном и продольном направлениях. Это позволяло выяснить пространственную картину колебаний фундамента. Одновременно по всем указанным направлениям измерялись вибрации подшипников турбины и генератора (на рис. 8 эти точки отмечены цифрами 1 я 6). В отдельных случаях измерения производились на установочных плитах турбоагрегатов. Запись колебаний велась по форме, показанной в табл. 1. [c.16]

Рама приобретала форму, изображенную на рис. 17,г. Резонанс отдельных элементов фундамента обычно незначительно сказывался на вибрации подшипников более сильно отражался на вибрации подшипников резонанс системы элементов фундамента. Так, например, у фундамента турбогенератора № 7 при 2 400 об мин резонировала в вертикальном направлении система продольные балок, двойная амплитуда коле- [c.29]

Элементы верхнего строения фундамента не только совершают поступательные перемещения, но и изгибаются. Динамические прогибы в вертикальной и горизонтальной плоскостях для одной и той же точки фундамента являются величинами одного порядка. Интересно отметить, что при работе конструктивных элементов в рассматриваемой области частот колебаний наблюдаются деформации растяжения и сжатия элементов верхней рамы. Только при колебаниях в резонансной зоне элементы фундаментов ведут себя, как жесткие, не деформируемые конструкции. Так, например, верхняя горизонтальная рама турбогенератора № 2 при первом резонансе (1 500 об мин) колеблется, как жесткий брус на упругих опора х. Консольная часть верхнего строения фундамента обычно вибрирует как самостоятельный элемент, не следуя общей картине вибраций фундамента. [c.30]

Вибрации консоли, особенно в резонансе, бывают столь значительными, что они делают трудным обслуживание турбогенератора эксплуатационным персоналом. Подобные случаи наблюдались нами ири исследовании фундамента турбогенератора № 3 и двух фундаментов турбогенераторов мощностью 100 тыс. кет. У ряда фундаментов отмечается небольшое усиление вибраций при подходе к рабочим числам оборотов турбогенераторов это явление обычно связано с естественным ростом возмущающих (центробежных) сил при увеличении скорости вращения агрегата или подходом к резонансным зонам систем роторы — подшипники. [c.30]

В некоторых случаях, как, например, у фундаментов турбогенераторов № 1 и 5, на колебаниях нижней плиты отражается резонанс роторов и системы элементов фундамента. Вибрации плиты при этом увеличиваются на 3— 5 мк. [c.31]

При дальнейших исследованиях на мощных турбогенераторах описанные явления полностью подтвердились. Поэтому ниже, при описании результатов этих исследований, изложение этой части не приводится. Подробно будут описаны результаты измерения частот собственных колебаний и вибраций элементов фундаментов с частотой вынужденных колебаний 100 гц. [c.31]

Критерием расчета колебаний обычно являются допускаемые величины амплитуд вибраций. Последние, как известно [Л. 9], нельзя назначать исходя из допускаемых напряжений, так как в этом случае получалось бы, что допускаемая аМ Плитуда колебаний в десятки раз больше допускаемой для нормальной эксплуатации турбогенераторов. Нельзя также устанавливать допускаемые амплитуды исходя из отношений прогиба или высоты конструкции к пролету f/l или hll [Л. 7], так ка к требуется, чтобы не от-носи-тельная, а абсолютная величина амплитуд вибраций не превосходила определенного предела. [c.49]

Из сказанного ясно, что установленные на основании этих приемов величины допускаемых амплитуд вибраций не могут служить надежным критерием оценки действительной работы фундаментов. Между тем вопрос этот весьма важный, особенно в тех случаях, когда ведется приемка фундамента или проводятся его испытания с целью выяснения причин повышенной вибрации турбогенератора, одной из которых предполагается неудачная конструкция фундамента. [c.50]

Исходя из сказанного, в натурных условиях при установлении динамической надежности конструкции с точки зрения обеспечения нормальной работы турбогенератора важно не абсолютное значение амплитуд, а отношение амплитуд вибраций подшипников и амплитуд вибраций фундамента А [c.51]

Для нахождения k нами была предложена методика, основанная на многочисленных наблюдениях за вибрациями подшипников турбогенераторов и их фундаментов. С этой целью было проведено исследование ряда турбогенераторов и их фундаментов. Из них 16 мощностью до 25 тыс. кет, 18 мощностью до 50 тыс. кет и 17 мощностью до 100 тыс. кет. В итоге было получено более 6 тыс. измерений двойных амплитуд вибраций на подшипниках и фундаментах. Результаты измерений были разбиты на три группы в зависимости от чисел оборотов и мощности [c.52]

Выбор теоретической кривой распределения двойной амплитуды вибрации подшипников в вертикальном направлении турбогенераторов мощностью 50—100 тыс. кет при /г =3 000 об/мин [c.53]

При определении величины Ар, характеризующей динамические нагрузки, приняты более тяжелые условия работы турбогенератора, чем в случае определения коэффициента вибраций. Поэтому при разбивке интервалов вариационного ряда были отброшены величины амплитуд менее 20 мк, значения которых соответствуют отличному состоянию работы агрегата. Вариационный ряд начинался с двойных амплитуд 20 мк и более. [c.62]

Фундамент турбогенератора является конструкцией, к которой предъявляются жесткие требования в части проектирования и сооружения. Фундамент должен быть дешевым, обеспечивать удобство монтажа и эксплуатации машин. Во-первых, он должен гарантировать нормальную работу турбогенератора и не создавать условий для повышенной вибрации. Во-вторых, фундамент должен удовлетворять требованиям прочности при любом режиме работы турбогенератора. [c.3]

Основные методы расчета вибраций машиностроительных конструкций приведены в третьей главе. Метод расчета стержневых систем основан на использовании элемента, состоящего из балки с распределенными параметрами, к концу которой подсоединена двухмассовая система, причем каждая масса обладает тремя степенями свободы. Из таких элементов могут набираться системы типа амортизированных рам, корпусов и многоопорных роторов. В качестве примера рассматриваются колебания турбогенератора с трехопорным ротором. Анализируется влияние на виброактив- [c.5]

В последнее время помимо бетонных фундаментов рамной конструкции и фундаментов в форме плит применяются стальные фундаменты рамной конструкции. В некоторых случаях они комбинируются с бетонной плитой, которая укладывается сверху. Такие фундаменты требуют меньше затрат на. монтаж. Они упругие и занимают меньше места, С другой стороны, они и.меют значительно меньший вес, небольшое поглощение энергии вибраций и требуют применения большего количества стали. Вибрации турбоагрегатов и пх фундаментов вызываются центробежными силами, которые возникают от недостаточной уравновешенности. Величину этих сил можно определить только лишь на основе эксплуатационной статистики и опыта их уравновешивания. В. Макаричев [143] приводит следующие данные эксцентричности турбогенераторов в зависимости от числа оборотов [c.218]

Центробежные силы появляются на валах роторов турбины и генератора в связи с тем, что в условиях эксплуатации всегда имеется небаланс вращающихся деталей. У современных турбогенераторов, работающих при высоких числах оборотов, достаточно малейщего небаланса вращающихся масс, чтобы создалась значительная по величине возмущающая сила. Центробежные силы, возникающие на валах роторов, передаются на подщипники, вызывая их вибрацию. Вибрации возникают также в результате расцентровки осей валов, неудо1влетворительного соединения муфт, недостаточной жесткости стульев подщипников, недостаточных или избыточных зазоров между щейками валов и вкладышами подшипников, дефектов вкладышей и т. п. [c.60]

Исследование работы турбогенераторов показало, что основным фактором, вызывающим вибрацию, а следовательно, и возмущающие силы, или, как их иначе называют, силы динамическото воздействия, является небаланс ротора. Поэтому пелесообразно все дополнительные факторы, вызывающие вибрацию, объединить в одной общей характеристике небаланса ротора. Это положение было впервые сформулировано И. Л. Корчинским [Л. 22]. [c.60]

Для определения величины А методами математической статистики были обработаны результаты измерений двойных амплитуд вибраций подшипников турбогенераторов, полученные по материалам ТНИСГЭИ, треста Союз-Э нерго ремонт , ОРГРЭС и Мосэнерго. [c.62]

Результаты наблюдений вибраций в зависимости от чисел оборотов были разбиты на две группы для турбогенераторов с rt = 3 000 об1мин и для турбогенераторов с л= = 1 500 об/мин. [c.62]

Балансировка роторов обычно яро изводится в случаях, когда подшипники турбогенератора имеют повышенную вибрацию, возникающую от неуравновешенности роторов. Все остальные причины вибраций устраняются перед балансировкой. Результаты балансировки немедлеино подвергаются проверке в натурных условиях после пуска машины. Если вибрация снизилась, то считают, что балансировка (выполнена правильно. Из табл. 9 видно, что величины Л] для машин мощностью до 25 тыс. кет и более неодинаковы, поэтому для таких турбогенераторов можно принять среднее расчетное значение единичного эксцентриситета, [c.64]

Характеристика турбогенератора ж о 3 а. е ij о X S 0J о о с о о D, Н Вес ротора Вес балан- Радиус закрепления груза г , мм Двойная амплитуда вибраций, мч Эксцентриситет, вызывающий Усредненное расчетное [c.65]

С величиной декремента затухания тесно связана величина амплитуды колебаний, особенно в условиях работы сооружения в резонансной зоне. Чем больше декремент затухания, тем меньше амплитуды вибраций и наоборот. Следовательно, установление численной величины декремента затухания для фундаментов турбогенераторов имеет существенное значение. Величина декремента затухания определяется по осциллограммам записей частот собствея-ных колебаний фундамента, на которых измеряются величины двух последовательных пиков амплитуд вибраций. [c.99]

В 1942 г. вышли временные указания по расчету фундаментов с учетом динамических нагрузок, в которых была отменена проверка на резонанс. Силы, вводимые в расчет на прочность, принимались равными ib вертикальном направлении QOR и в горизонтальном направлении — 10 (вде R—вес вращающихся частей). Они были завышены по сравнению с проектом технических условий 1939 г., разработанных Фундамеятострое.м, в которых разрешается рассчитывать турбофундаменты на 10- и 5-кратные веса роторов. Проверка на резонанс сводилась к определению запрещенных, вернее нежелательных, зон частот собственных колебаний во избежание резонанса но она не отвечала на прямой вопрос, каковы же будут в действительности амплитуды вибраций, возникающих в фундаменте. Расчет на вынужденные колебания был недоступен из-за отсутствия достаточного количества опытных данных, позволяющих определить величину возмущающих сил. Для определения возмущающих сил Д. Д. Барканом [Л. 20] и В. В. Макаричевым [Л. 21] были поставлены опыты на турбогенераторах, находящихся в эксплуатации. В 1948 г. на основе этих исследований была разра- [c.11]

Фундамент должен обеспечивать нормальную эксплуатацию машины следовательно, он должен быть спроектирован так, чтобы ни отдельные конструктивные элементы, ни в целом он не явился причиной повышения вибрации под воздействием динамической нагрузки. Динамическая надежность фундамента и подшипников, включая и действие нагрузки от момента короткого замыкания, позволяет отрегулировать работу турбоагрегата и довести его вибрацию до. пределов, предуомотренных Правилами технической- экаплуа-тации. В иротивном случае фундамент (работая, например, в зоне резонанса) может легко получить. повышенную вибрацию от неана-чительных но величине динамических сил, в результате чего амплитуды колебаний подшипников могут превышать норму, что приведет к снижению сроков службы турбогенератора, а при больших амплитудах — к аварийному режиму работы. [c.12]

Фундаме,нт турбогенератора должен быть настолько прочным, чтобы OIH выдерживал Bi e режимы работы (пусковой и эксплуатационный). Это значит, что фундамент должен надежно воспринимать усилия, возникающие. при максимально возможных амплитудах вибрации. [c.12]

Для измерения амллитуд, частот и других вибра-ционных характеристик имеется много разнообразных приборов. Наибольшее распространение для измерения вибрации турбогенераторов получили ручной виброграф типа ВР и электрические измерительные приборы. [c.17]

С мало различающимися амплитудами (рис. 2-22,а), что соответствует поперечно-поступательному леремещению рамы в ее плоскости. Двойная амплитуда колебаний рамы при этом достигала 15 мк. При 2 100 об1мин возбуждались резонансные продольные колебания, причем точки левой и правой продольной балок (рис. 2-22,6) колебались синхронно. Максимальная двойная амплитуда продольных колебаний достигает 17 мк. Наконец, при 2400 об/мин возникал резонанс в поперечном направлении рамы № 1 и прилегающих к ней продольных балок (рис. 2-22,б). Вибрации рамы достигали 25 мк. Дальнейшее повышение скорости вращения до 3 000 o6jMUH приводило к снижениям амплитуд колебаний верхнего строения фундамента. Рама приобретала форму, изображенную на рис. 2-22,г. Резонанс отдельных элементов фундамента обычно незначительно сказывался на вибрации подшипников более сильно отражался на вибрации подшипников резонанс системы элементов фундамента. Так, например, у фундамента турбогенератора № 7 при 2 400 об1мин резонировала в вертикальном иаправлении система продольных балок, двойная амплитуда колеба-48 [c.48]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...