|
Стр. 2
¦цепи гашения ¦ ¦мощностей ¦ ¦ ¦
¦поля и АГП ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+----+------------------+-------------+-----------------+
¦10. Концевой ¦П, К¦ТГВ-200, ТГВ-200М ¦31,0 <*>, ¦Испытания ¦
¦вывод обмотки ¦ ¦ ¦34,5 <**> ¦проводятся до ¦
¦статора ¦ ¦ТГВ-300, ТГВ-500 ¦39,0 <*>, ¦установки ¦
¦ ¦ ¦ ¦43,0 <**> ¦концевых выводов ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦на турбогенератор¦
L--------------+----+------------------+-------------+------------------
------------------------------------
<*> Для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с
изоляцией обмотки статора.
<**> Для резервных концевых выводов перед установкой на
турбогенератор.
Продолжительность приложения испытательного напряжения
составляет 1 мин. Изоляцию обмотки статора машин, впервые вводимых
в эксплуатацию, рекомендуется испытывать до ввода ротора в статор.
При капитальных ремонтах и межремонтных испытаниях генераторов
изоляция обмотки статора испытывается после останова генератора и
снятия торцевых щитов до очистки изоляции от загрязнения. Изоляция
генераторов ТГВ-300 до заводского N 02330 включительно (если не
заменялась обмотка) испытывается после очистки ее от загрязнения.
В процессе испытания необходимо вести наблюдение за состоянием
лобовых частей обмоток у турбогенераторов и синхронных
компенсаторов при снятых торцевых щитах, у гидрогенераторов - при
открытых люках.
Изоляция обмотки ротора турбогенераторов, впервые вводимых в
эксплуатацию, испытывается при номинальной частоте вращения
ротора.
У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора
испытывается при циркуляции в системе охлаждения дистиллята с
удельным сопротивлением не менее 100 кОм x см и номинальном
расходе, если в инструкции завода - изготовителя генератора не
указано иначе.
При первом включении генератора и послеремонтных (с частичной
или полной сменой обмотки) испытаниях генераторов с номинальным
напряжением 10 кВ и выше после испытания изоляции обмотки
повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин.
испытательное напряжение снижается до номинального значения и
выдерживается в течение 5 мин. для наблюдения за характером
коронирования лобовых частей обмотки статора. При этом не должны
наблюдаться сосредоточенное в отдельных точках свечение желтого и
красноватого цвета, дым, тление бандажей и тому подобные явления.
Голубое и белое свечение допускается.
Перед включением генератора в работу по окончании монтажа или
ремонта (у турбогенераторов - после ввода ротора в статор и
установки торцевых щитов) необходимо провести контрольное
испытание номинальным напряжением промышленной частоты или
выпрямленным напряжением, равным 1,5Uном. Продолжительность
испытания 1 мин.
Не допускается совмещение испытаний повышенным напряжением
изоляции обмотки статора и других расположенных в нем элементов с
проверкой газоплотности корпуса генератора избыточным давлением
воздуха.
Испытания изоляции генераторов перед включением их в работу (по
окончании монтажа или ремонта после ввода ротора в статор и
установки торцевых щитов, но до установки уплотнений вала и до
заполнения водородом) проводятся в воздушной среде при открытых
люках статора и наличии наблюдателя у этих люков (с соблюдением
всех мер безопасности). При обнаружении наблюдателем запаха
горелой изоляции, дыма, отблесков огня, звуков электрических
разрядов и других признаков повреждения или загораний изоляции
испытательное напряжение должно быть снято, люки быстро закрыты и
в статор подан инертный газ (углекислота, азот).
Контрольные испытания допускается проводить после установки
торцевых щитов и уплотнений при заполнении статора инертным газом
или при номинальном давлении водорода. В этом случае перед
испытанием изоляции повышенным напряжением при заполненном
водородом корпусе генератора необходимо произвести анализ газа,
чтобы убедиться в отсутствии взрывоопасной концентрации.
При испытании повышенным напряжением полностью собранной машины
должно быть обеспечено тщательное наблюдение за изменениями тока и
напряжения в цепи испытуемой обмотки и организовано прослушивание
корпуса машины с соблюдением всех мер безопасности (например, с
помощью изолирующего стетоскопа). В случае обнаружения при
испытаниях отклонений от нормального режима (толчки стрелок
измерительных приборов, повышенные значения токов утечки по
сравнению с ранее наблюдавшимися, щелчки в корпусе машины и т.п.)
испытания должны быть прекращены и повторены при снятых щитах.
Аналогичным образом должны проводиться профилактические
испытания между ремонтами, если они проводятся без снятия торцевых
щитов.
При испытаниях повышенным напряжением изоляции обмоток
генераторов следует соблюдать меры противопожарной безопасности.
3.6. Измерение сопротивления постоянному току
Измерение производится в холодном состоянии генератора. При
сравнении значений сопротивлений они должны быть приведены к
одинаковой температуре.
Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в табл.
3.3.
Таблица 3.3
НОРМЫ
ОТКЛОНЕНИЙ ЗНАЧЕНИЙ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПОСТОЯННОМУ ТОКУ
----------------T------T-----------------T-----------------------¬
¦ Испытуемый ¦Вид ¦ Норма ¦ Примечание ¦
¦ элемент ¦испы- ¦ ¦ ¦
¦ ¦тания ¦ ¦ ¦
+---------------+------+-----------------+-----------------------+
¦1. Обмотка ¦П, К ¦Значения ¦Измеряется ¦
¦статора ¦ ¦сопротивлений ¦сопротивление каждой ¦
¦ ¦ ¦обмотки не ¦фазы или ветви в ¦
¦ ¦ ¦должны ¦отдельности. ¦
¦ ¦ ¦отличаться друг ¦Сопротивления ¦
¦ ¦ ¦от друга более ¦параллельных ветвей ¦
¦ ¦ ¦чем на 2%, ¦измеряются при ¦
¦ ¦ ¦ветвей - на 5%. ¦доступности раздельных ¦
¦ ¦ ¦Результаты ¦выводов. Для отдельных ¦
¦ ¦ ¦измерений ¦видов машин ¦
¦ ¦ ¦сопротивлений ¦(генераторов ¦
¦ ¦ ¦одних и тех же ¦переменного тока, ¦
¦ ¦ ¦ветвей и фаз не ¦систем возбуждения, ¦
¦ ¦ ¦должны ¦малых генераторов и ¦
¦ ¦ ¦отличаться от ¦др.) разница в ¦
¦ ¦ ¦исходных данных ¦сопротивлениях ¦
¦ ¦ ¦более чем на 2% ¦отдельных фаз и ветвей ¦
¦ ¦ ¦ ¦может быть превышена в ¦
¦ ¦ ¦ ¦соответствии с ¦
¦ ¦ ¦ ¦заводскими данными ¦
+---------------+------+-----------------+-----------------------+
¦2. Обмотка ¦П, К ¦Значение ¦У роторов с явными ¦
¦ротора ¦ ¦измеренного ¦полюсами, кроме того, ¦
¦ ¦ ¦сопротивления не ¦измеряются ¦
¦ ¦ ¦должно ¦сопротивления каждого ¦
¦ ¦ ¦отличаться от ¦полюса в отдельности ¦
¦ ¦ ¦исходных данных ¦или попарно и ¦
¦ ¦ ¦более чем на 2% ¦переходного контакта ¦
¦ ¦ ¦ ¦между катушками ¦
+---------------+------+-----------------+-----------------------+
¦3. Обмотки ¦П, К ¦Значение ¦ ¦
¦возбуждения ¦ ¦измеренного ¦ ¦
¦коллекторного ¦ ¦сопротивления не ¦ ¦
¦возбудителя ¦ ¦должно ¦ ¦
¦ ¦ ¦отличаться от ¦ ¦
¦ ¦ ¦исходных данных ¦ ¦
¦ ¦ ¦более чем на 2% ¦ ¦
+---------------+------+-----------------+-----------------------+
¦4. Обмотка ¦П, К ¦Значения ¦ ¦
¦якоря ¦ ¦измеренного ¦ ¦
¦возбудителя ¦ ¦сопротивления не ¦ ¦
¦(между ¦ ¦должны ¦ ¦
¦коллекторными ¦ ¦отличаться друг ¦ ¦
¦пластинами) ¦ ¦от друга более ¦ ¦
¦ ¦ ¦чем на 10%, за ¦ ¦
¦ ¦ ¦исключением ¦ ¦
¦ ¦ ¦случаев, когда ¦ ¦
¦ ¦ ¦это обусловлено ¦ ¦
¦ ¦ ¦схемой соединения¦ ¦
+---------------+------+-----------------+-----------------------+
¦5. Резистор ¦П, К ¦Значение ¦ ¦
¦цепи гашения ¦ ¦измеренного ¦ ¦
¦поля, реостаты ¦ ¦сопротивления не ¦ ¦
¦возбуждения ¦ ¦должно ¦ ¦
¦ ¦ ¦отличаться от ¦ ¦
¦ ¦ ¦исходных данных ¦ ¦
¦ ¦ ¦более чем на 10% ¦ ¦
L---------------+------+-----------------+------------------------
3.7. П, К. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному
току
Измерение производится в целях выявления витковых замыканий в
обмотках ротора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление
всей обмотки, а у явнополюсных - каждого полюса обмотки в
отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует производить
при подводимом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В.
Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на трех-
четырех ступенях частоты вращения, включая номинальную, и в
неподвижном состоянии, поддерживая приложенное напряжение или ток
неизменным. Сопротивление по полюсам или парам полюсов измеряется
только при неподвижном роторе. Для сравнения результатов с данными
предыдущих измерений измерения должны производиться при
аналогичном состоянии генератора (вставленный или вынутый ротор,
разомкнутая или замкнутая накоротко обмотка статора) и одних и тех
же значениях питающего напряжения или тока. Отклонения полученных
результатов от данных предыдущих измерений или от среднего
значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3 - 5%, а
также скачкообразные снижения сопротивления при изменении частоты
вращения могут указывать на возникновение междувитковых замыканий.
Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следует
делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и
сравнения ее с данными предыдущих измерений. Можно использовать
также другие методы (измерение пульсаций индукции в воздушном
зазоре между ротором и статором, оценка распределения переменного
напряжения по виткам соответствующего полюса, применение
специальных импульсных приборов).
3.8. П, К. Измерение воздушного зазора
Воздушные зазоры между статором и ротором генератора в
диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от
друга более чем на +/- 5% среднего значения, равного их полусумме,
у турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным
охлаждением проводников; +/- 10% - у остальных турбогенераторов и
синхронных компенсаторов; +/- 20% - у гидрогенераторов, если
заводскими инструкциями не предусмотрены более жесткие нормы.
Воздушные зазоры между полюсами и якорем возбудителя в
диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от
друга более чем на +/- 5% среднего значения у возбудителей
турбогенераторов мощностью 300 МВт; +/- 10% - у возбудителей
остальных генераторов, если инструкциями не предусмотрены другие
нормы.
Воздушный зазор у вновь вводимых явнополюсных машин
(генераторов и возбудителей) измеряется под всеми полюсами.
При вводе в эксплуатацию и капитальных ремонтах многополюсных
генераторов следует определять форму расточки статора измерением
зазоров под одним и тем же полюсом, поворачивая ротор каждый раз
на полюсное деление с одновременным определением формы ротора -
измерением зазора в одной и той же точке статора при поворотах.
Результаты измерений сравниваются с данными предыдущих испытаний.
При их отклонении более чем на 20% принимаются меры по указаниям
завода - изготовителя машины.
3.9. Определение характеристик генератора
3.9.1. П, К. Снятие характеристики трехфазного короткого
замыкания (КЗ)
Отклонение характеристики КЗ, снятой при испытании, от исходной
должно находиться в пределах допустимых погрешностей измерений.
Если отклонение снятой характеристики превышает пределы,
определяемые допустимой погрешностью измерения, и характеристика
располагается ниже исходной, это свидетельствует о наличии
витковых замыканий в обмотке ротора.
При приемо-сдаточных испытаниях характеристику КЗ собственно
генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не
снимать, если она была снята на заводе-изготовителе и имеется
соответствующий протокол испытания.
У генератора, работающего в блоке с трансформатором, после
монтажа и при каждом капитальном ремонте необходимо снимать
характеристику КЗ всего блока (с установкой закоротки за
трансформатором).
Для сравнения с заводской характеристику генератора допускается
получать пересчетом данных характеристики КЗ блока по ГОСТ 10169-
77.
Характеристика непосредственно генератора снимается у машин,
работающих на шины генераторного напряжения, после монтажа и после
каждого капитального ремонта, а у генераторов, работающих в блоке
с трансформатором, - после ремонта со сменой обмотки статора или
ротора.
У синхронных компенсаторов, не имеющих разгонного
электродвигателя, характеристики трехфазного КЗ снимаются на
выбеге и только при испытаниях после монтажа (если характеристика
не была снята на заводе-изготовителе), а также после капитального
ремонта со сменой обмотки ротора.
3.9.2. П, К. Снятие характеристики холостого хода (ХХ)
Характеристика снимается при убывающем токе возбуждения,
начиная с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,3
номинального для турбогенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5
номинального для гидрогенераторов. Допускается снимать
характеристику ХХ турбо- и гидрогенераторов, начиная от
номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения
генератора при условии, что напряжение на обмотке статора будет не
более 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается
снимать характеристику ХХ на выбеге. У генераторов, работающих в
блоке с трансформаторами, снимается характеристика ХХ блока, при
этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения
(ограничивается трансформаторами).
При вводе в эксплуатацию блока характеристику ХХ собственно
генератора (отсоединенного от трансформатора) допускается не
снимать, если она была снята на заводе-изготовителе и имеются
соответствующие протоколы. При отсутствии на электростанциях таких
протоколов снятие характеристики ХХ генератора обязательно.
В эксплуатации характеристика ХХ собственно генератора,
работающего в блоке с трансформатором, снимается после
капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора.
После определения характеристики ХХ генератора и полного снятия
возбуждения рекомендуется измерить остаточное напряжение и
проверить симметричность линейных напряжений непосредственно на
выводах обмотки статора.
Отклонения значений снятой характеристики ХХ от исходной и
различия в значениях линейных напряжений должны находиться в
пределах точности измерений.
3.10. П, К. Испытание межвитковой изоляции обмотки статора
Производится при вводе в эксплуатацию, за исключением
генераторов и синхронных компенсаторов, испытанных на заводе-
изготовителе, и при наличии соответствующих протоколов.
В эксплуатации производится после ремонтов генераторов и
синхронных компенсаторов с полной или частичной заменой обмотки
статора.
Испытание производится при ХХ машины (у синхронного
компенсатора на выбеге) путем повышения генерируемого напряжения
до значения, равного 130% номинального, для турбогенератора и
синхронного компенсатора и до 150% для гидрогенератора.
Продолжительность испытания при наибольшем напряжении - 5 мин.,
а у гидрогенераторов со стержневой обмоткой - 1 мин. При
проведении испытания допускается повышать частоту вращения машины
до 115% номинальной.
Межвитковую изоляцию рекомендуется испытывать одновременно со
снятием характеристики ХХ.
3.11. П. Определение характеристик коллекторного возбудителя
Характеристика ХХ определяется до наибольшего (потолочного)
значения напряжения или значения, установленного заводом-
изготовителем.
Снятие нагрузочной характеристики производится при нагрузке на
ротор генератора до значения не ниже номинального тока возбуждения
генератора. Отклонения характеристик от заводских или ранее снятых
должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.
3.12. К. Испытание стали статора
Испытание проводится при повреждениях стали, частичной или
полной переклиновке пазов, частичной или полной замене обмотки
статора до укладки и после заклиновки новой обмотки.
Первые испытания активной стали (если они не выполнялись по
указанным ниже причинам) производятся на всех генераторах
мощностью 12 МВт и более, проработавших свыше 15 лет, а затем
через каждые 5 - 8 лет у турбогенераторов и при каждой выемке
ротора - у гидрогенераторов.
У генераторов мощностью менее 12 МВт испытание проводится при
полной замене обмотки и при ремонте стали, по решению главного
инженера энергопредприятия, но не реже чем 1 раз в 10 лет.
Генераторы и синхронные компенсаторы с косвенным охлаждением
обмоток испытываются при значении индукции в спинке статора 1 +/-
0,1 Тл, генераторы с непосредственным охлаждением обмоток и все
турбогенераторы, изготовленные после 01.07.1977, испытываются при
индукции 1,4 +/- 0,1 Тл. Продолжительность испытания при индукции
1,0 Тл - 90 мин., при 1,4 Тл - 45 мин.
Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4
Тл, но не более чем на +/- 0,1 Тл, то длительность испытания
должна соответственно изменяться, а определенные при испытаниях
удельные потери в стали уточняться по формулам:
1,0 2 1,4 2
tисп = 90(----) или tисп = 45(----) ;
Висп Висп
1,0 2 1,4 2
Р1,0 = Рисп (----) или Р1,4 = Рисп (----) ,
Висп Висп
где:
Висп - индукция при испытании, Тл;
tисп - продолжительность испытания, мин.;
Рисп - удельные потери, определенные при Висп, Вт/кг;
Р1,0 и Р1,4 - удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к
индукции 1,0 и 1,4 Тл.
Определяемый с помощью приборов инфракрасной техники или
термопар наибольший перегрев зубцов (повышение температуры за
время испытания относительно начальной) и наибольшая разность
нагревов различных зубцов не должны превышать 25 и 15 -C.
Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных данных
более чем на 10%. Если такие данные отсутствуют, то удельные
потери не должны быть более приведенных в табл. 3.4.
Таблица 3.4
ДОПУСТИМЫЕ УДЕЛЬНЫЕ ПОТЕРИ СЕРДЕЧНИКА
------------------------------T----------------------------------¬
¦ Марка стали ¦ Допустимые удельные потери, ¦
¦ ¦ Вт/кг, при ¦
+--------------T--------------+-----------------T----------------+
¦ новое ¦ старое ¦ В = 1,0 Тл ¦ В = 1,4 Тл ¦
¦ обозначение ¦ обозначение ¦ ¦ ¦
+--------------+--------------+-----------------+----------------+
¦ 1511 ¦ Э41 ¦ 2,0 ¦ 4,0 ¦
¦ 1512 ¦ Э42 ¦ 1,8 ¦ 3,6 ¦
¦ 1513 ¦ Э43 ¦ 1,6 ¦ 3,2 ¦
¦ 1514 ¦ Э43 А ¦ 1,5 ¦ 2,9 ¦
+--------------+--------------+-----------------+----------------+
¦ Направление проката стали сегментов вдоль спинки сердечника ¦
¦ (поперек зубцов) ¦
+--------------T--------------T-----------------T----------------+
¦ 3412 ¦ Э320 ¦ 1,4 ¦ 2,7 ¦
¦ 3413 ¦ Э330 ¦ 1,2 ¦ 2,3 ¦
+--------------+--------------+-----------------+----------------+
¦ Направление проката стали сегментов поперек спинки сердечника ¦
¦ (вдоль зубцов) ¦
+--------------T--------------T-----------------T----------------+
¦ 3412 ¦ Э320 ¦ 1,7 ¦ 3,3 ¦
¦ 3413 ¦ Э330 ¦ 2,0 ¦ 3,9 ¦
L--------------+--------------+-----------------+-----------------
Примечание. Для генераторов, отработавших свыше 30 лет, при
удельных потерях более указанных в п. 3.12 и табл. 3.4 решение о
возможности продолжения эксплуатации машины и необходимых для
этого мерах следует принимать с привлечением специализированных
организаций с учетом данных предыдущих испытаний и результатов
испытаний дополнительными методами.
Если намагничивающая обмотка выполняется с охватом не только
сердечника, но и корпуса машины, допустимые удельные потери могут
быть увеличены на 10% относительно указанных в таблице.
Для более полной оценки состояния сердечника следует применять
в качестве дополнительного электромагнитный метод, основанный на
локации магнитного потока, вытесняемого из активной стали при
образовании местных контуров замыканий.
Измерения производятся также при кольцевом намагничивании, но
малым током (с индукцией в спинке сердечника около 0,01 - 0,05
Тл).
Метод позволяет выявлять замыкания листов на поверхности зубцов
и в глубине сердечника и контролировать состояние активной стали
непосредственно при проведении работ по устранению дефектов.
3.13. П, М. Испытание на нагревание
Испытание производится при температурах охлаждающих сред по
возможности близких к номинальным и нагрузках около 60, 75, 90,
100% номинальной при вводе в эксплуатацию, но не позже чем через 6
мес. после завершения монтажа и включения генератора в сеть.
У турбогенераторов, для которых по ГОСТу и техническим условиям
допускается длительная работа с повышенной против номинальной
мощностью при установленных значениях коэффициента мощности и
параметров охлаждающих сред, нагревы определяются и для этих
условий.
Испытания на нагревание проводятся также после полной замены
обмотки статора или ротора или реконструкции системы охлаждения.
По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию оценивается
соответствие нагревов требованиям ГОСТа и технических условий,
устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры
обмоток и стали генератора, составляются карты допустимых нагрузок
при отклонениях от номинальных значений напряжения на выводах и
температур охлаждающих сред.
Испытания и обработка получаемых материалов должны выполняться
в соответствии с действующими Методическими указаниями по
проведению испытаний генераторов на нагревание (РД 34.45.309-92);
при необходимости следует привлекать специализированные
организации.
В эксплуатации контрольные испытания производятся не реже 1
раза в 10 лет при одной-двух нагрузках, близких к номинальной, а
для машин, отработавших более 25 лет, - не реже 1 раза в 5 лет.
Результаты сравниваются с исходными данными. Отклонения в
нагревах нормально не должны превышать 3 - 5 -C при номинальном
режиме, а температуры не должны быть более допускаемых по ГОСТу,
ТУ или заводской инструкции.
3.14. П, К. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных
времени генератора
Определение производится один раз при вводе в эксплуатацию
головного образца нового типа генератора, если эти параметры не
могли быть получены на заводском стенде (например, для крупных
гидрогенераторов, собираемых на месте установки, и т.п.).
Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются
также один раз при капитальном ремонте после проведения
реконструкции или модернизации, если в результате конструктивных
изменений или применяемых материалов могли измениться эти
параметры.
Полученные значения индуктивных сопротивлений и постоянных
времени оцениваются на соответствие их требованиям ГОСТа и ТУ.
3.15. П, К, Т, М. Проверка качества дистиллята
Система водяного охлаждения обмоток генераторов должна
обеспечивать качество циркулирующего дистиллята в пределах норм,
приведенных ниже, если в инструкции завода-изготовителя не указаны
более жесткие требования:
Показатель pH при температуре 25 -C 8,5 +/- 0,5 (7,0 - 9,2)
Удельное электрическое сопротивление Не менее 200 (100)
при температуре 25 -C, кОм x см
Содержание кислорода, мкг/кг Не более 400
(для закрытых систем)
Содержание меди, мкг/кг Не более 100 (200).
Примечания. 1. В скобках указаны временно допускаемые нормы до
ввода в эксплуатацию ионообменного фильтра смешанного действия
(ФСД). Расход дистиллята на продувки контура свежим дистиллятом
должен составлять не менее 5 куб. м/сут., а при необходимости
снижения содержания меди расход дистиллята может быть увеличен, но
во всех случаях не более 20 куб. м/сут. для закрытых систем.
2. Допускается превышение не более чем на 50% норм содержания
соединений меди и кислорода в течение первых четырех суток при
пуске генератора после ремонта, а также при нахождении в резерве.
3. При аммиачной обработке охлаждающей воды и работе фильтров в
NH4OH-форме для гидрогенераторов содержание кислорода в контуре
допускается не выше 50 мкг/кг.
4. При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОм x
см должна работать сигнализация.
3.16. Измерение вибрации
Вибрация (размах вибросмещений, двойная амплитуда колебаний)
узлов генераторов и их электромашинных возбудителей при работе с
номинальной частотой вращения не должна превышать значений,
указанных в табл. 3.5.
Таблица 3.5
ПРЕДЕЛЬНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ВИБРАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ
И ИХ ВОЗБУДИТЕЛЕЙ
---------------T----T------------------------------------------T--------------¬
¦Контролируемый¦Вид ¦ Вибрация, мкм, при номинальной частоте ¦ Примечание ¦
¦ узел ¦ис- ¦ вращения ротора, об./мин. ¦ ¦
¦ ¦пы- +-------T-------T--------T-------T----T----+ ¦
¦ ¦та- ¦до 100 ¦от 100 ¦от 187,5¦от 375 ¦1500¦3000¦ ¦
¦ ¦ния ¦включи-¦до ¦до 375 ¦до 750 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦тельно ¦187,5 ¦включи- ¦включи-¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦включи-¦тельно ¦тельно ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦тельно ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+--------------+
¦1. Подшипники ¦П, ¦180 ¦150 ¦100 ¦70 ¦50 ¦30 ¦Вибрация ¦
¦турбогенера- ¦К, М¦ ¦ ¦ ¦ ¦<1> ¦<1> ¦подшипников ¦
¦торов и ¦<4> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦турбогенерато-¦
¦возбудителей, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ров, их ¦
¦крестовины со ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦возбудителей и¦
¦встроенными в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦горизонтальных¦
¦них ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гидрогенерато-¦
¦направляющими ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ров измеряется¦
¦подшипниками ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦на верхней ¦
¦у гидрогенера-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦крышке ¦
¦торов верти- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦подшипников в ¦
¦кального ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вертикальном ¦
¦исполнения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлении и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦у разъема - в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦осевом и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦поперечном ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлениях. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Для ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вертикальных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гидрогенерато-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ров ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦приведенные ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦значения ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вибрации ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦относятся к ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦горизонтально-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦му и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вертикальному ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлениям ¦
+--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+--------------+
¦2. Контактные ¦П, К¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦200 ¦Вибрация ¦
¦кольца ¦М ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦300 ¦измеряется в ¦
¦роторов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вертикальном и¦
¦турбогенера- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦горизонтальном¦
¦торов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлениях ¦
+--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+--------------+
¦3. Сердечник ¦П, К¦- ¦- ¦- ¦- ¦40 ¦60 ¦Вибрация ¦
¦статора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сердечника ¦
¦турбогенера- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦определяется ¦
¦тора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦при вводе в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦эксплуатацию ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦головных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦образцов новых¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦типов турбоге-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нераторов. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦В эксплуатации¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вибрация ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦измеряется при¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обнаружении ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неудовлетвори-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тельного ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦состояния ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦стальных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦конструкций ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦статора ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(контактная ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦коррозия, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦повреждения ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦узлов ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦крепления ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сердечника и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦т.п.). ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Вибрация ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦измеряется в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦радиальном ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлении в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сечении, по ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦возможности ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦близком к ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦середине длины¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сердечника ¦
+--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+--------------+
¦4. Корпус ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦статора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦турбогенера- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦тора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- с упругой ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦30 ¦ ¦
¦подвеской ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦сердечника ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦статора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- без упругой ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦40 ¦60 ¦См. примечание¦
¦подвески ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦к п. 3 таблицы¦
+--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+--------------+
¦5. Лобовые ¦П, К¦- ¦- ¦- ¦- ¦125 ¦125 ¦Вибрация ¦
¦части ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лобовых частей¦
¦обмотки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обмотки ¦
¦статора турбо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦определяется ¦
¦генератора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦при вводе в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦эксплуатацию ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦головных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦образцов новых¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦типов турбоге-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нераторов. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦В эксплуатации¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вибрация ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦измеряется ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦при ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обнаружении ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦истирания ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦изоляции или ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ослаблении ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦креплений ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обмотки, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦появлении ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦водорода в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газовой ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ловушке или ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦частых ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦течах в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦головках ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обмотки с ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦водяным охлаж-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦дением и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦соответственно¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦водородным или¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦воздушным ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦заполнением ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦корпуса. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Вибрации ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦измеряются в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦радиальном ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тангенциальном¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлениях ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вблизи ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦головок трех ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦стержней ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обмотки ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦статора ¦
+--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+--------------+
¦6. Сердечник ¦П, К¦30 (50)¦30 (50)¦30 (50) ¦30 (50)¦- ¦- ¦В эксплуатации¦
¦статора ¦ ¦-------¦------ ¦------- ¦-------¦ ¦ ¦вибрация ¦
¦гидрогенера- ¦ ¦ 80 ¦ 80 ¦ 80 ¦ 80 ¦ ¦ ¦измеряется у ¦
¦тора ¦ ¦<2> ¦<2> ¦<2> ¦<2> ¦ ¦ ¦гидрогенерато-¦
+--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+ров мощностью ¦
¦7. Лобовые ¦П, К¦50 <3> ¦50 <3> ¦50 <3> ¦50 <3> ¦- ¦- ¦20 МВт ¦
¦части обмотки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦и более при ¦
¦статора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦выявлении ¦
¦гидрогенера- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неудовлетвори-¦
¦тора ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тельного ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦состояния ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦узлов ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦крепления ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сердечника, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦появлении ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦контактной ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦коррозии и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦т.д., но не ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦реже 1 раза в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦4 - 6 лет. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Вибрация ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦измеряется ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦на спинке ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦секторов ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сердечников в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦радиальном ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлении по¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обе стороны ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦стыковых ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦соединений и в¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦4 - 6 точках ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦по окружности ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦- при ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кольцевом ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(бесстыковом) ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сердечнике. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Вибрация ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обмотки ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦определяется ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦при вводе в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦эксплуатацию ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦головных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦образцов новых¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦типов ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гидрогенерато-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ров мощностью ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦свыше 300 МВ x¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦А и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦генераторов- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦двигателей ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦мощностью ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦свыше 100 МВ x¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦А. В ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦эксплуатации ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вибрация ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦измеряется у ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гидрогенерато-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ров мощностью ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦50 МВт и более¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦при выявлении ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ослаблений ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦расклиновки и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бандажных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вязок, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦истирания ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦изоляции, ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦частых течей ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦воды в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦головках ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦стержней ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(машин с ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦водяным ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦охлаждением ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обмотки) и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦т.д., но не ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦реже 1 раза в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦4 - 6 лет. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Вибрацию ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦измеряют в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦радиальном и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тангенциальном¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦направлениях ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦на головках и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вблизи выхода ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦из паза не ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦менее чем у 10¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦стержней ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦обмотки ¦
L--------------+----+-------+-------+--------+-------+----+----+---------------
------------------------------------
<1> Временно до оснащения турбоагрегатов аппаратурой контроля
виброскорости. При наличии соответствующей аппаратуры
среднеквадратическое значение виброскорости при вводе в
эксплуатацию турбогенераторов после монтажа и капитальных ремонтов
-1
не должно превышать 2,8 мм x с по вертикальной и поперечной осям
-1
и 4,5 мм x с - по продольной оси. В межремонтный период вибрация
-1
не должна быть более 4,5 мм x с .
<2> В числителе - значение вибрации с частотой 100 Гц в
нагрузочном режиме (сердечник "горячий") и в скобках - в режиме
холостого хода с возбуждением (сердечник "холодный"), в
знаменателе - низкочастотная полигармоническая вибрация (оборотной
и кратной ей частот) на холостом ходу и при нагрузке.
<3> Вибрация частотой 100 Гц, приведенная к номинальному
режиму.
<4> В межремонтный период размах горизонтальной вибрации
верхней и нижней крестовин вертикального гидрогенератора, если на
них расположены направляющие подшипники, не должен превышать
следующих значений:
Частота вращения ротора 60 и менее 150 300 428 600
гидрогенератора, об./мин.
Допустимое значение 0,18 0,16 0,12 0,10 0,08.
вибрации, мм
Эксплуатационное состояние обмотки статора генераторов и систем
ее крепления, а также сердечника статора оцениваются по
результатам осмотров при текущих и капитальных ремонтах. При
обнаружении дефектов, обусловленных механическим взаимодействием
элементов, как правило, проводятся измерения вибрации лобовых
частей обмотки и сердечника.
У гидрогенераторов осмотры и измерения вибрации опорных
конструкций, стальных конструкций и лобовых частей обмотки статора
должны осуществляться в соответствии с действующими Методическими
указаниями по проведению эксплуатационного контроля вибрационного
состояния конструктивных узлов гидроагрегата (МУ 34-70-059-83).
Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номинальной
частотой вращения ротора 750 - 1000 об./мин. не должна превышать
-1
80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм x с - по
среднеквадратическому значению вибрационной скорости.
Вибрация измеряется при вводе в эксплуатацию компенсатора после
монтажа, а затем - по необходимости.
3.17. П, К. Испытание газоохладителей гидравлическим давлением
Испытательное гидравлическое давление должно быть равно
двукратному наибольшему возможному при работе давлению, но не
менее 0,3 МПа для турбо- и гидрогенераторов с воздушным
охлаждением; 0,6 МПа для турбогенераторов серии ТГВ; 0,8 МПа для
турбогенераторов ТВВ единой серии и 0,5 МПа для остальных
турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным
охлаждением.
Продолжительность испытания - 30 мин.
При испытании не должно наблюдаться снижения испытательного
давления или течи воды.
Во время капитальных ремонтов турбогенераторов ТГВ-300
проводятся гидравлические испытания каждой трубки газоохладителя в
отдельности давлением воды 2,5 МПа в течение 1 мин. Количество
дефектных отглушенных трубок в газоохладителе не должно превышать
5% общего количества.
3.18. П, К. Проверка плотности водяной системы охлаждения
обмотки статора
Плотность системы вместе с коллекторами и соединительными
шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или
обессоленной водой. Предварительно через систему прокачивается
горячая вода (60 - 80 -C) в течение 12 - 16 ч. (Желательно, чтобы
нагрев и остывание составляли 2 - 3 цикла.)
Плотность системы проверяется избыточным статическим давлением
воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соединительными
шлангами наружного диаметра 28 мм (Dвнутр = 21 мм) и 1 МПа при
наружном диаметре шлангов 21 мм (Dвнутр = 15 мм), если в заводских
инструкциях не указаны другие, более жесткие требования.
Продолжительность испытания - 24 ч.
При испытаниях падение давления при неизменной температуре и
утечке воды не должно быть более чем на 0,5%. Перед окончанием
испытания следует тщательно рассмотреть обмотку, коллекторы,
шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания
|
