5 Синхронні генератори, компенсатори і колекторні збудники
Періодичність вимірювань і випробувань турбо- і гідрогенераторів у процесі експлуатації, як правило, визначається періодичністю проведення ремонту турбін, регламентованого РД 34.20.501.
Обсяг вимірювань і випробувань генераторів повинен відповідати:
- під час приймально-здавального випробування (першого увімкнення)(П)-5.1-5.10,5.13-5.35;
- під час капітального ремонту генератора (турбіни) (К)- 5.1-5.9, 5.11, 5.15-5.35;
- під час поточного ремонту генераторів (турбін) (Т) - 5.2, 5.16, 5.22 - 5.24, 5.27-5.30, 5.32, 5.34, 5.35;
- під час поточної експлуатації за РД 34.20.501 та в строки, визначені технічним керівником енергопідприємства, - 5.2, 5.4, 5.12, 5.13, 5.16, 5.17, 5.22, 5.24, 5.27-5.29, 5.35.
Примітка 1. Генератори на напругу вище 1 кВ, потужністю менше як 1 МВт, допускається випробувати за 5.1, 5.2, 5.4, 5.5, 5.7 - 5.9, 5.17, 5.18, 5.35.
Примітка 2. Генератори на напругу до 1 кВ, незалежно від потужності, допускається випробувати за 5.1, 5.2, 5.4, 5.5, 5.7, 5.9, 5.17, 5.18.
Обсяг і періодичність вимірювань і випробувань синхронних компенсаторів мають відповідати зведеним нижче:
- під час приймально-здавального випробування (першого увімкнення)(П)- 5.1-5.5, 5.8, 5.9, 5.13, 5.17, 5.20-5.24, 5.27, 5.35.
- в експлуатації не менше одного разу в чотири - п'ять років - 5.2 - 5.5, 5.17, 5.20-5.24, 5.27, 5.35.
5.1 Оцінення стану ізоляції обмоток синхронних генераторів і компенсаторів
Після монтажу і капітального ремонту генератори, як правило, вводяться в роботу без сушіння.
Під час вирішення питання про необхідність сушіння компаундованої, термореактивної та гільзової ізоляції обмотки статора генератора слід керуватись вказівками, наведеними в додатку А.
Для генераторів з паперово-масляною ізоляцією необхідність сушіння визначається інструкцією заводу-виготовлювача.
Після перепаювання з'єднань у генераторів з гільзовою ізоляцією підсушування обов'язкове.
У випадку попадання води на обмотку під час роботи генератора (внаслідок течі газоохолоджувачів або за інших причин), а також великої кількості води за особливих обставин (гасіння пожежі, затоплення тощо) допустимість включення генератора до роботи визначається згідно з А.1; А.6 (додаток А). Норми та умови проведення профілактичних випробувань між ремонтами зазначено в А.6 (додаток А).
5.2 Вимірювання опору ізоляції
Опір ізоляції вимірюється мегаомметром. Допустимі значення опору ізоляції наведено в таблиці 1.
Таблиця 1 - Допустимі значення опору ізоляції
Випробний елемент | Періодич- | Напруга мегаоммет- | Допустимі значення опору ізоляції, МОм | Примітка |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Обмотка статора | П, К, Т *) | 2,5/1/0,5 **) | Для генераторів, що вводяться до експлуатації, граничне значення опору ізоляції однієї фази або вітки обмотки і відношення R60''/R15'', регламентуються вказівками додатка А. Для генераторів, що знаходяться в експлуатації, граничне значення опору ізоляції і відношення R60''/R15'' не нормується, але воно повинне враховуватись під час вирішення питань про необхідність сушіння машини | Кожна фаза або вітка окремо відносно корпуса та інших заземлених фаз або гілок. Опір ізоляції у генераторах з водяним охолодженням обмотки статора вимірюється без води в обмотці при з'єднаннях з екраном мегаомметра водозбірних колекторах, ізольованих від зовнішньої системи охолодження |
Обмотка ротора | П, К, Т *) | 1 (допускається 0,5) | Не менше ніж 0,5 | При температурі від 10 до 30оС. Дозволяється введення в експлуатацію генераторів потужністю не вище 300 МВт з неявнополюсними роторами, що мають опір ізоляції не нижче 20 кОм при температурі 20оС. При більшій потужності введення генератора в експлуатацію з опором обмотки ротора нижче 0,5 МОм при температурі від 10 до 30оС дозволяється лише за узгодженням із заводом-виготовлювачем |
Кола збудження генератора і колекторного збудника з усією приєднаною апаратурою (без обмоток ротора і збудника) | П, К, Т *) | 1 (допускається 0,5) | Не менше ніж 1,0 |
|
Продовження таблиці 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Обмотка колекторних збудника і підзбудника | П, К, Т *) | 1 | Не менше ніж 0,5 |
|
Бандажі якоря та колектора збудника і підзбудника | П, К | 1 | Не менше ніж 1,0 | При заземленій обмотці якоря |
Ізольовані стяжні болти сталі статора (доступні для вимірювання) | П, К | 1 | Те саме |
|
Підшипники | П, К | 1 | Не менше ніж 0,3 для гідрогенераторів і 1 для турбогенераторів і компенсаторів | Для гідрогенераторів вимірювання провадиться, якщо дозволяє конструкція генератора і якщо в заводській інструкції не зазначено більш жорстких норм |
Водневі ущільнення вала | П, К | 1 | Не менше ніж 1,0 |
|
Щити вентиляторів турбогенераторів серії ТВВ | П, К | 1 | Не менше ніж 0,5 | Вимірюється відносно внутрішнього щита та між напівщитами вентиляторів |
Щити вентиляторів турбогенераторів серії ТГВ | П, К | 1 | Не менше ніж 1,0 |
|
Дифузор і обтікач турбогенераторів серії ТГВ | П, К | 0,5 | Не менше ніж 1,0 | Вимірюється між ущільненням і заднім диском дифузора, дифузором і внутрішнім щитом, між половинками обтікача |
Закінчення таблиці 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Термоіндикатори із з'єднувальними проводами, з урахуванням з'єднувальних проводів, прокладених усередині генераторів: | П, К |
|
|
|
- з непрямим охолодженням обмоток статора; |
| 0,25 | Не менш ніж 1,0 |
|
- з безпосереднім охолодженням обмоток статора |
| 0,5 | Не менш ніж 0,5 |
|
Кінцевий вивід обмотки статора турбогенераторів серії ТГВ | П, К | 2,5 | 1000 | Норму дано при температурі від 10 до 30 °С. Вимірювання провадиться до з'єднання виводу з обмоткою статора |
*) Опір ізоляції обмоток статора, ротора та систем збудження з безпосереднім водяним охолодженням вимірюється під час поточних ремонтів лише в тих випадках, коли не потрібно провадити спеціально для цієї мети демонтажні роботи; за необхідності допускається провадити вимірювання разом з ошиновкою
**) Опір ізоляції вимірюється за номінальної напруги обмотки до 0,5 кВ мегаомметром на 0,5 кВ; понад 0,5 кВ до 1 кВ - мегаомметром не менше як на 1 кВ; понад 1 кВ - мегаомметром на 2,5 кВ
5.3 Випробування ізоляції обмотки статора підвищеною випрямною напругою з вимірюванням струму витоку
Випробуванню підлягає кожна фаза або вітка окремо при інших фазах або вітках, з'єднаних з корпусом.
Для випробування обмоток статорів генераторів, що вперше вводяться до експлуатації, залежність випробної випрямної напруги приймається згідно з таблицею 2.
В експлуатації ізоляція обмотки статора випробується випрямною напругою в генераторах, починаючи з потужності 5000 кВт.
Для генераторів, що знаходяться в експлуатації, значення випробної випрямної напруги приймається 1,6 випробної напруги промислової частоти, але не вище напруги, якою випробувався генератор при введенні в експлуатацію.
Струми витоку для побудови кривих залежності їх від напруги необхідно вимірювати не менше як при п'яти рівних ступенях напруги. На кожному ступені напруга витримується протягом 1 хв, при цьому провадиться відлік струмів витоку при 15 і 60 с. За характером змінювання залежності струму витоку від випробної напруги, асиметрії струмів по фазах і за характером змінювання струму протягом однохвилинної витримки згідно з А.1 (додаток А) можна робити висновок про ступінь вологості ізоляції та наявності дефектів.
Примітка 1. У генераторах з водяним охолодженням ізоляція обмотки статора випробується підвищеною випрямною напругою, якщо це дозволяє конструкція.
Примітка 2. У тих випадках, коли ізоляція обмотки випробується підвищеною напругою промислової частоти і підвищеною випрямною напругою, випробування випрямною напругою провадиться до випробування підвищеною напругою промислової частоти.
Зворотний порядок випробування допускається лише для генераторів з водяним охолодженням.
Таблиця 2 - Випробна випрямна напруга для обмоток статорів генераторів
Номінальна напруга генератора, кВ | Випробна випрямна напруга, кВ |
До 3,3 | 1,28(2Uном+1) |
Вище 3,3 до 6,6 | 1,28•2,5Uном |
Вище 6,6 до 20 | 1,28(2Uном+3) *) |
Вище 20 до 24 | 1,28(2Uном+1) |
*) Значення випробної випрямної напруги для турбогенераторів ТГВ-200 і ТГВ-300 відповідно приймаються 40 і 50 кВ.
5.4 Випробування ізоляції підвищеною напругою промислової частоти
Значення випробної напруги приймається згідно з таблицею 3. Тривалість прикладення випробної напруги - 1 хв. Випробуванню підлягає кожна фаза або гілка окремо при інших фазах або гілках, з'єднаних з корпусом. Випробування ізоляції обмоток на електричну міцність практично слід провадити синусоїдальною напругою промислової частоти. Щоб уникнути спотворення синусоїдальності трансформованої напруги, до випробуваного трансформатора подають лінійну напругу трифазної системи.
Вимірювання випробної напруги виконують на стороні трансформованої напруги з допомогою електростатичного вольтметра або вимірювального трансформатора напруги.
Ізоляцію обмотки статора машин, що вперше вводяться до експлуатації, рекомендується випробувати до введення ротора в статор, а для гідрогенераторів - після стикання частин статора.
Під час капітальних ремонтів і міжремонтних профілактичних випробувань генераторів ізоляція обмотки статора випробується після зупинки генератора і зняття торцевих щитів, до очищення ізоляції від забруднення. Ізоляція генераторів ТГВ-300 (до заводського 02330 включно) випробується після очищення її від забруднення (провадиться після виймання ротора).
У процесі випробування необхідно провадити нагляд за станом лобових частин обмоток у турбогенераторах і синхронних компесаторах при знятих торцевих щитах, у гідрогенераторах - при відчинених вентиляційних люках. У генераторах з водяним охолодженням обмоток ізоляція обмотки статора випробується при циркуляції в системі охолодження дистиляту з питомим опором не менше як 100 кОм•см і номінальній витраті.
Ізоляція обмотки ротора турбогенератора, що вперше вводиться до експлуатації, випробується при номінальній частоті обертання ротора.
При приймально-здавальних і післяремонтних (з частковою або повною заміною обмотки) випробуваннях у генераторах номінальною напругою 10 кВ і вище після випробування ізоляції обмотки підвищеною напругою промислової частоти протягом 1 хв випробна напруга знижується до номінального значення і тримається протягом 5 хв для нагляду за характером коронування лобових частин обмотки статора. При цьому не повинно бути скупченого в окремих точках свічення жовтого і червоного кольорів, появи диму, тління бандажів та тому подібних явищ. Голубе і біле свічення дозволяється.
Таблиця 3 - Випробна напруга промислової частоти для обмотки генераторів
Випробний елемент | Періодичність випробування | Характеристика або тип генератора | Випробна напруга, кВ | Схема вимірювання, примітка | ||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||||||||||
1 Обмотка статора генератора | П |
|
|
| ||||||||||
2 Обмотка статора гідрогенератора, стикання частин якого виконується на місці монтажу після закінчення повного збирання обмотки та ізолювання з'єднань | П |
|
| Якщо збирання статора виконують на місці монтажу, але не на фундаменті, то до встановлення статора на фундамент випробування його виконуються за переліком 2, а після установлення - за переліком 1 таблиці 3 |
Продовження таблиці 3
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
3 Обмотка статора генератора | K | Генератори усіх потужностей | (1,5-1,7)Uном, але не вище випробної напруги при введенні генератора до експлуатації і не нижче 1 кВ | Випробна напруга приймається 1,5Uном для турбогенераторів потужністю 150 МВт і вище з безпосереднім охолодженням обмотки статора. |
4 Обмотка явнополюсного ротора | Т | Те саме | За рішенням технічного керівника енергопід- | Згідно з А.6 додатка А |
| П | - " - | 8Uном збудження генератора, але не нижче ніж 1,2 і не вище ніж 2,8 кВ |
|
| К | - " - | 6Uном збудження генератора, але не нижче 1 кВ |
|
Продовження таблиці 3
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
5 Обмотка неявнополюсного ротора | П | - " - | 1,0 | Випробна напруга приймається 1 кВ у тому випадку, якщо це не суперечить вимогам технічних умов заводу-виготовлювача. Якщо технічними умовами передбачено більш жорсткі норми випробування, випробна напруга має бути вища |
6 Обмотка колекторних збудника і підзбудника | П | - " - | 8Uном збудження генератора, але не нижче 1,2 і не вище 2,8 | Відносно корпуса і бандажів |
| К | - " - | 1,0 | Те саме |
7 Кола збудження генератора з усією приєднаною апаратурою | П, К | - " - | 1,0 |
|
8 Реостат збудження | П, К | - " - | 1,0 |
|
9 Резистор кола гасіння | П, К | - " - | 2,0 |
|
Закінчення таблиці 3
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
10 Кінцевий вивід обмотки статора | П, К | ТГВ-200, ТГВ-200М | 31,0 (для кінцевих виводів, випробуваних на заводі разом з ізоляцією обмотки статора) |
|
ТГВ-300, ТГВ-500 | 39,0 (для кінцевих виводів, випробуваних разом з ізоляцією обмотки статора) |
| ||
ТВВ | Згідно з нормами заводських інструкцій |
|
Перед вмиканням генератора до роботи після закінчення монтажу або ремонту (турбогенераторів - після введення ротора в статор і установлення торцевих щитів) необхідно виконати контрольне випробування номінальною напругою промислової частоти або випрямною напругою 1,5Uном. Тривалість випробування -1 хв.
Не допускається поєднання випробувань підвищеною напругою ізоляції обмотки статора та інших розміщених у ньому елементів з перевіркою газощільності корпуса генератора.
Контрольні випробування ізоляції генераторів перед введенням їх у роботу (після закінчення монтажу або ремонту, після введення ротора в статор і установлення торцевих щитів, але до встановлення ущільнень вала і заповнення воднем) провадяться в повітряному середовищі при відчинених люках статора і наявності спостерігача в цих люків (з дотриманням усіх заходів безпеки). При виявленні спостерігачем запаху горілої ізоляції, диму, відблисків вогню, звуків електричних розрядів та інших ознак пошкодження або загоряння ізоляції випробувальну напругу потрібно зняти, люки швидко зачинити і в статор подати інертний газ (вуглекислота, азот).
Контрольні випробування допускається провадити після встановлення торцевих щитів і ущільнень при заповненні статора інертним газом або при номінальному тиску водню. У цьому випадку перед випробуванням ізоляції підвищеною напругою при заповненому воднем корпусі генератора необхідно виконати аналіз газу, щоб переконатися у відсутності вибухонебезпечної концентрації.
При випробуванні підвищеною напругою повністю зібраної машини повинен бути забезпечений пильний нагляд за змінюванням струму і напруги в колі випробної обмотки і організувати прослуховування корпусу машини з дотриманням усіх заходів безпеки (наприклад, за допомогою ізолюючого стетоскопа). За наявності інших засобів контролю вони також можуть бути використані. У випадку виявлення при випробуваннях відхилень від нормального режиму (поштовхи стрілок вимірювальних приладів, підвищені значення струмів витоку порівняно з тими, що спостерігались Раніше, клацання в корпусі машини тощо) випробування треба припинити і повторити при знятих щитах.
Аналогічно провадяться профілактичні випробування між ремонтами, якщо їх провадять без зняття торцевих щитів (А.6 додатка А).
При випробуваннях підвищеною напругою ізоляції обмоток генераторів слід дотримуватись заходів протипожежної безпеки.
5.5 Вимірювання опору постійного струму
Опір вимірюється в практично холодному стані генератора. Норми допустимих відхилень опору зведено в таблиці 4.
5.6 Вимірювання опору обмотки ротора змінного струму
Опір вимірюється для виявлення виткових замикань у обмотках ротора. У неявнополюсних роторах вимірюється опір усієї обмотки, а в явнопо-люсних кожного полюса обмотки окремо або двох полюсів разом. Вимірювання мають виконуватись при напрузі, що підводиться, З В на виток, але не вище 220 В на трьох - чотирьох ступенях частоти обертання, враховуючи і номінальну, а також і в нерухомому стані. Опір полюсів або пари вимірюється тільки при нерухомому роторі. Для порівняння результатів з даними попередніх вимірювань ці вимірювання мають провадитись при аналогічному стані генератора (вставлено або вийнято ротор, розімкнуто або замкнуто накоротко обмотку статора) та одних і тих значеннях напруги або струму. Відхилення одержаних результатів відданих попередніх вимірювань або середнього значення опору полюсів мають знаходитись у межах точності вимірювання.
5.7 Вимірювання повітряного зазора
5.7.1 Повітряні зазори між статорами і роторами генераторів у діаметрально протилежних точках не повинні відрізнятись один від одного більше ніж на:
±5 % середнього значення (яке дорівнює їх півсумі) - для турбогенераторів потужністю 150 МВт і вище з безпосереднім охолодженням провідників;
±10 % -для решти турбогенераторів і синхронних компенсаторів;
±20 % - для гідрогенераторів, якщо заводськими інструкціями не передбачено більш жорсткі норми.
5.7.2 Повітряні зазори між полюсами і якорем збудника в діаметрально протилежних точках не повинні відрізнятись один від одного більше ніж на:
±5 % середнього значення - для збудників турбогенераторів потужністю 300 МВт;
±10 %-для збудників решти генераторів, якщо інструкціями не передбачено інші норми.
Примітка. Повітряний зазор у явнополюсних машинах (генераторах і збудниках) при приймально-здавальних випробуваннях вимірюється під усіма полюсами.
Таблиця 4 - Норми відхилень значень опору постійного струму
Випробний елемент | Норма | Примітка |
Обмотка | Значення опору обмоток кожної фази не повинні відрізнятись один від одного або від раніше виміряних більше ніж на 2 % | Вимірюється опір кожної фази або вітки окремо. При вимірюванні опору віток для деяких типів генераторів допускається розходження між виміряними з наченнями до 5 % (визначається заводською інструкцією) |
Обмотка ротора | Значення виміряного опору не повинне відрізнятись від заводських даних або від раніше виміряного більше ніж на 2% | У роторах з явними полюсами, крім того, вимірюються опори кожного полюса окремо і перехідного контакту між котушками |
Обмотки збудження колекторного збудника | Значення виміряного опору не повинне відрізнятись від заводських даних або від раніше виміряного більше ніж на 2% |
|
Обмотка якоря збудника (між колекторними пластинками) | Значення виміряного опору не повинні відрізнятись один від одного більше ніж на 10%, за винятком випадків, коли це зумовлено схемою з'єднання обмоток |
|
Резистор кола гасіння поля, реостати будження | Значення виміряного опору не повинне відрізнятись від заводських даних або від раніше виміряного більше ніжна 10% |
|
5.8 Визначення характеристик генератора
5.8.1 Зняття характеристики трифазного короткого замикання (КЗ)
Відхилення значення характеристики, знятої при випробуванні, від заводської, а також від значення характеристики, знятої при попередніх випробуваннях, повинне знаходитись у межах точності вимірювання.
Якщо значення знятої характеристики відрізняється на величину, більшу, ніж межа точності вимірювання та значення характеристики нижче заводських значень або раніше знятої характеристики, то це свідчить про наявність виткових замикань у обмотці ротора.
При приймально-здавальних випробуваннях характеристику КЗ власне генератора, що працює в блоці з трансформатором, допускається не знімати (якщо її було знято на заводі-виготовлювачі і про це існує відповідний протокол випробування).
Для генераторів, що працюють у блоці з трансформатором, під час введення їх у експлуатацію після монтажу і при кожному капітальному ремонті необхідно знімати характеристику КЗ усього блока (з установленням закоротки за трансформатором).
Характеристика КЗ знімається в генераторах, що працюють на шини, після кожного капітального ремонту, а в генераторах, що працюють у блоці з трансформатором, - після капітального ремонту з заміною обмотки статора або ротора.
Для синхронних компенсаторів, що не мають електродвигуна розгону, характеристики трифазного КЗ знімаються під час вибігу та лише при приймально-здавальних випробуваннях (якщо характеристику не було знято на заводі-виготовлювачі), а також після капітального ремонту з заміною обмотки ротора.
5.8.2 Зняття характеристики холостого ходу.
Характеристика XX знімається при струмі збудження, що зменшується, і напрузі до 1,3 номінальної - для турбогенераторів і синхронних компенсаторів; 1,5 номінальної-для гідрогенераторів. Допускається знімати характеристику XX турбо- і гідрогенераторів до номінального струму збудження при зниженій частоті обертання генератора за умови, що напруга на обмотці статора буде не більше ніж 1,3 номінальної. Для синхронних компенсаторів дозволяється знімати характеристику XX на вибігу.
Для генераторів, що працюють у блоці з трансформаторами, знімається характеристика XX блока, при цьому генератор збуджується до 1,15 номінальної напруги (обмежується трансформаторами).
При приймально-здавальних випробуваннях блока характеристику XX власне генератора (відокремленого від трансформатора) можна не знімати, якщо її було знято на заводі-виготовлювачі та існують відповідні протоколи. За відсутності на електростанціях таких протоколів зняття характеристик XX генератора обов'язкове.
При експлуатації характеристики XX генератора знімаються після капітального ремонту з заміною обмотки статора або ротора.
При знятті характеристики XX власне генератора, що працює в блоці з силовим трансформатором, необхідно демонтувати ошиновку генератора, якщо між генератором і трансформатором немає комутаційної апаратури.
Відхилення значення знятої характеристики XX від заводської, а також від знятої під час попередніх випробувань не нормується, але повинне знаходитись у межах точності вимірювання.
5.9 Випробування міжвиткової ізоляції обмотки статора
Провадиться під час приймально-здавальних випробувань, за винятком турбогенераторів, випробуваних на заводі-виготовлювачі, і за наявності відповідних протоколів, а також у експлуатації після ремонтів генераторів з повною або частковою заміною обмотки статора.
Випробування провадиться при XX машини (у синхронному компенсаторі - на вибігу) підвищенням генерованої напруги до значення, що дорівнює 130 % номінального - для турбогенераторів і синхронного компенсатора і до 150 % - для гідрогенератора. Для генераторів, що працюють у блоці з трансформаторами за відсутності між ними комутаційних апаратів, напругу підвищують до 115 % номінального (обмежується трансформатором).
Тривалість випробування за найбільшої напруги - 5 хв. Під час проведення випробувань допускається підвищувати частоту обертання машини до 115 % номінальної.
Міжвиткову ізоляцію рекомендується випробувати одночасно зі зняттям характеристики XX. При випробуванні перевіряється симетричність лінійних напруг.
5.10 Визначення характеристик колекторного збудника
Характеристика XX визначається до найбільшого (максимального) значення напруги або значення, встановленого заводом-виготовлювачем.
Зняття характеристики навантаження провадиться при навантаженні на ротор генератора до значення, не нижчого ніж значення номінального струму збудження. Відхилення значень від заводських даних або раніше знятих характеристик не нормується.
5.11 Випробування сталі осердя статора
При експлуатації випробування провадиться в генераторах потужністю 2 МВт і більше при повному перемотуванні обмотки статора або при пошкодженні сталі статора до і після укладення нової обмотки, а також у всіх зазначених генераторах, що відпрацювали більше 15 років, а потім через кожні п'ять - вісім років у турбогенераторах і при кожному вийманні ротора - у гідрогенераторах.
Випробування сталі генераторів з безпосереднім охолодженням обмоток провадиться при частковій і повній заміні обмотки статора, при пошкодженні сталі статора до укладення обмотки і після заклинювання обмотки та часткового або повного переклинювання пазів.
Випробування провадиться при індукції 1,0 Т протягом 90 хв. Найбільша температура нагріву*) зубців у кінці випробування не повинна перевищувати 25 °С, а найбільша різниця температур нагріву різних зубців - 15 °С.
Для генераторів, виготовлених до 1958 р., найбільша температура нагріву зубців допускається 45 °С, а найбільша різниця температур нагріву різних зубців - 30 °С.
Випробування турбогенераторів, виготовлених після 01.07.1977 р., і генераторів з безпосереднім охолодженням обмоток провадиться при індукції 1,4 Т протягом 45 хв і збереженні граничних температур з нагріву (перелік 7 таблиці Д.2).
У випадку, якщо індукцію 1,4 Т (1,0 Т ) витримати неможливо, то тривалість випробування необхідно змінити пропорційно квадрату відношення нормованого до виміряного значення індукцій.
Зниження індукції нижче 70 % нормованої не допускається.
Питомі втрати в сталі не повинні відрізнятись від заводських даних і попередніх випробувань більше як на 10 %. Якщо відсутні дані попередніх випробувань, то питомі втрати при індукції 1Тдля гарячекатаних сталей не повинні перевищувати 2,5 Вт/кг, а для холоднокатаних -1,7 Вт/кг.
Випробування сталі осердя гідрогенераторів допускається провадити без виймання ротора (при цьому необхідно демонтувати частину полюсів ротора).
5.12 Випробування турбогенератора в асинхронному режимі
Провадяться для перевірки допустимості асинхронних режимів із умов зниження напруги в мережі і розподілу реактивної потужності по турбогенераторах станції, а також під час перевірки спеціальних захистів і пристроїв автоматичного розвантаження блоків.
Випробуванню підлягають тільки турбогенератори з масивними роторами і бандажними кільцями.
*) Під нагрівом розуміють підвищення температури осердя за час випробування порівняно з початковою
На основі проведених випробувань даються рекомендації щодо режиму роботи турбогенераторів у асинхронному режимі.
За наявності на електростанції однотипних турбогенераторів або їх груп, що мають однакові схеми зв'язку з енергосистемою, достатньо провести випробування на одному генераторі групи.
5.13 Випробування на нагрів
Випробування генератора провадиться при введенні його до експлуатації після монтажу не пізніше ніж через шість місяців після увімкнення до мережі, при введенні генератора в експлуатацію після ремонту з повною заміною обмотки статора і ротора, а також після реконструкції системи охолодження.
Випробування провадяться при навантаженнях 60 %, 75 %, 90 %, 100 % номінального і температурі навколишнього середовища не вище номінальної.
Якщо неможливо провадити випробування при номінальному активному навантаженні, то допускається проведення випробувань у таких режимах, за результатами яких можна з достатньою точністю визначити результати випробувань у номінальному режимі, але при цьому струм статора повинен бути не нижче 90 % номінального. Зазначені випробування виконуються спеціалізованими підприємствами.
В експлуатації випробування генераторів при зазначених навантаженнях провадяться спеціалізованими підприємствами один раз у п'ять років, а випробування останніх генераторів - один раз у 10 років при одному-двох навантаженнях, наближених до номінального, силами електростанцій або енергосистем.
Генератори потужністю до 12 МВт допускається не випробувати як при введенні їх в експлуатацію після монтажу, так і під час експлуатації.
Температура статора вимірюється закладеними температурними індикаторами.
Температура ротора визначається за опором міді обмотки.
Дані випробувань порівнюються з даними попередніх випробувань і вимогами державних стандартів.
5.14 Вимірювання залишкової напруги на обмотці статора генератора при вимкнутому АГП у колі ротора
Значення залишкової напруги не нормується.
5.15 Визначення індуктивних опорів і постійних часу генератора
Визначення провадиться тільки для гідрогенераторів один раз під час капітального ремонту, якщо воно не провадилось при першому у ввімкненні генератора.
Значення індуктивного опору і постійних часу нормується.
5.16 Перевірка якості дистиляту
Дистилят, яким заповнюється система охолодження обмотки, повинен мати питомий опір не нижче 200 кОм•см. У період експлуатації допускається зниження питомого опору дистиляту до 100 кОм•см.
У дистиляті допускається: вміст міді - не більше ніж 100 мкг/кг, кисню - не більше ніж 400 мкг/кг (для закритих систем), показник рН (при температурі 25 °С) - не більше ніж 8,5 ± 0,5.
5.17 Вимірювання вібрації*)
Вібрація (подвійна амплітуда коливання) вузлів генераторів та їх електромашинних збудників у всіх режимах роботи при номінальній частоті обертання ротора не повинна перевищувати значень, наведених у таблиці 5.
Вібрація підшипників синхронних компенсаторів з номінальною частотою обертання ротора 750-1000 об/хв не повинна перевищувати 80 мкм за розмахом віброзміщень. Ефективне значення вібраційної швидкості визначається в турбогенераторах, обладнаних спеціальними приладами і не повинне перевищувати 4,5 мм/с2.
5.18 Випробування газоохолоджувачів гідравлічним тиском
Випробний гідравлічний тиск повинен дорівнювати двократному найбільшому робочому тискові, але не менше ніж 294 кПа (3 кгс/см2) для турбо- і гідрогенераторів з повітряним охолодженням; 588 кПа (6 кгс/см2) - для турбогенераторів серіїТГВ і 490 кПа (5 кгс/см2) - для решти турбогенераторів з водневим охолодженням. Тривалість випробування 30 хв.
*) Норми вимірювання вібрації складено з урахуванням досвіду ОРГРЕС, експлуатації вимог заводських інструкцій
Таблиця 5 - Граничні значення вібрації генераторів та їх збудників
Контрольо- | Періо- | Вібрація, мкм, при номінальній частоті обертання ротора, об/хв | Примітка | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 Підшипники турбогенераторів і збудників, у гідрогенераторах вертикального виконання - хрестовина з вбудованими в неї напрямними підшипниками | П, К, Т | 180 | 150 | 100 | 70 | 50 | 30 | Вібрація підшипників турбогенераторів та їх збудників вимірюється на верхній кришці підшипників у вертикальному напрямку і біля роз'єму - в осьовому і поперечному напрямках. Для гідрогенераторів наведені значення вібрації відносяться до горизонтального та вертикального напрямків |
2 Контактні кільця роторів турбогенераторів | П, К, Т | - | - | - | - | - | 200 | Вібрація вимірюється у вертикальному та горизонтальному напрямках |
3 Осердя статора гідрогенератора | П, К | 30(50)*) 180 | 30(50)*) 180 | 30(50)*) 180 | 30(50)*) 180 | - | - | В експлуатації періодичність вимірювання вібрацій визначається станом статора, але не менше ніж один раз у п'ять років. Вібрація вимірюється на спинці секторів осердя з обох боків стикових з'єднань у радіальному напрямку |
4 Лобові частини обмотки статора гідрогенератора | П, К | 30(100)*) 150 | 30(100)*) 150 | 30(100)*) 150 | 30(100)*) 150 | - | - | В експлуатації вібрація вимірюється при виявленні багатьох послаблень елементів кріплення, обмотки, стирання ізоляції, при протіканні води в головках. У навантаженому режимі вібрація вимірюється на шести кульових стрижнях, в усталеному режимі трифазного КЗ - не меншe як на 20 стрижнях. Місця установлення і напрямок вимірювання вібрацій визначається за результатами перших випробувань |
Закінчення таблиці 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
5 Осердя статора турбогенератора | П, К | - | - | - | - | 40 | 60 | В експлуатації вібрація вимірюється при виявленні внаслідок оглядів незадовільного експлуатаційного стану стальних конструкцій статора (контактна корозія, пошкодження вузлів кріплення осердя тощо). Вібрація вимірюється в радіальному напрямку перерізу, за можливістю наближеного до середнього за довжиною осердя |
6 Лобові частини обмотки статора турбогенератора | П, К | - | - | - | - | 125 | 125 | В експлуатації вібрація вимірюється у випадку виявлення стирання ізоляціїабо послаблення кріплення обмотки. Вібрації вимірюються в радіальному і тангенціальному напрямках біля головок трьох нульових стрижнів обмотки статора |
7 Корпус статора турбогенератора: |
П, К |
- |
- |
- |
- |
40 |
60 | Див. примітку до пункту 5 цієї таблиці |
*) У чисельнику наведено значення вібрації з частотою 100 Гц для номінального навантажувального режиму (у дужках для режиму XX зі збудженням), у знаменнику - низькочастотну полігармонічну вібрацію з частотою обертання вала і двома-трьома найближчими гармонічними складовими | ||||||||
Під час випробування не повинно бути зниження випробного тиску або течі води.
Під час капітальних ремонтів турбогенераторів ТГВ-300 провадяться гідравлічні випробування кожного газоохолоджувача окремо тиском води 2450 кПа (25 кгс/см2) протягом 1 хв. Кількість дефектних трубок, що отглушені, у газоохолоджувачі не повинна перевищувати 5 % загальної кількості.
5.19 Перевірка щільності водяної системи охолодження обмотки статора
Щільність водяної системи разом з колекторами і з'єднувальними шлангами перевіряється гідравлічними випробуваннями конденсатом або знесоленою водою. Попередньо через систему перекачується гаряча вода (60-80 °С) протягом 12-16 год. Щільність вала системи перевіряється надмірним статичним тиском води, який дорівнює 784 кПа (8 кгс/см2), якщо в заводських інструкціях не зазначено інші, більш жорсткі вимоги. Тривалість випробування - 24 год. Витікання води при випробуванні не допускається. Перед закінченням випробування слід ретельно оглянути обмотку, колектори, шланги, місця їх з'єднань і переконатись у відсутності просочування води.
Якщо результати гідравлічних випробувань негативні і визначити місце витоку не вдається, щільність системи охолодження перевіряється іншими способами згідно з діючими методиками та заводськими інструкціями.
5.20 Огляд і перевірка пристрою рідинного охолодження
Огляд і перевірка пристрою рідинного охолодження провадяться відповідно до заводських інструкцій.
5.21 Перевірка газощільності ротора, статора, газомасляної системи та корпуса генератора в зібраному вигляді
Газощільність ротора та статора під час монтажу і ремонту перевіряється відповідно до заводської інструкції, турбогенераторів і синхронних компенсаторів з водневим охолодженням у зібраному вигляді - відповідно до Діючої типової інструкції.
Перед заповненням корпуса генератора воднем після подачі масла на ущільнення вала провадиться контрольна перевірка газощільності генератора разом з газомасляною системою. Перевірка провадиться стисненим повітрям під тиском, який дорівнює номінальному робочому тискові водню. Тривалість випробування - 24 год.
Значення добового витоку кисню ДУ, у відсотках, визначається за формулою:
де Рп і Рк-абсолютний тиску системі водневого охолодження на початку та в кінці випробування, кПа ;
tп і tк - температура повітря в корпусі генератора на початку та в кінці випробування, °С.
Визначений за формулою добовий витік повітря не повинен перевищувати 1,5 %.
5.22 Визначення добового витоку водню
Добовий витік водню при робочому тискові, визначений за формулою (1), не повинен перевищувати 5 %.
5.23 Контрольні аналізи газу при заміні охолоджувального середовища
Контрольні аналізи газу провадяться в генераторах з водневим охолодженням. Перед подачею водню в генератор, при витісненні повітря вуглекислим газом, вміст цього газу повинен бути не менше ніж 85 %. При витісненні повітря азотом вміст азоту повинен бути не менше ніж 97 %.
Перед подачею в генератор повітря після витіснення водню інертним газом вміст вуглекислого газу в пробі, взятій із водневого та вуглекислотного колекторів газового поста, має бути не менше 95 %, незалежно від того, обертається ротор чи ні. При витісненні водню азотом вміст азоту потрібно доводити до 97 %.
5.24 Контрольний аналіз чистоти водню, що потрапляє до генератора
У водні, який потрапляє до генератора, вміст кисню за об'ємом повинен бути не більше ніж 0,5 %.
5.25 Контрольне вимірювання напору, який створюється компресором у турбогенераторах серії ТГВ
Вимірювання провадиться при номінальній частоті обертання, номінальному надмірному тискові водню, який дорівнює 294 кПа, чистоті водню 98 % і температурі охолодженого газу 40 °С.
Напір повинен орієнтовно становити 8,33 кПа (850 мм вод.ст.) для турбогенераторів ТГВ-200 і 8,82 кПа (900 мм вод.ст.)-для турбогенераторів ТГВ-300.
5.26 Перевірка прохідності вентиляційних каналів обмотки ротора турбогенератора
Перевірка провадиться в турбогенераторах з безпосереднім охолодженням обмоток за інструкціями заводів-виготовлювачів.
5.27 Контрольний аналіз вмісту водню та вологості газу в корпусі генератора
Під час аналізу перевіряється вміст водню в газі, який охолоджує генератор.
Вміст водню в газі для генератора з безпосереднім або водо-водневим охолодженням провідників, а також для синхронних компенсаторів не повинен перевищувати 98 %. Вміст кисню в газі в генераторах усіх типів і синхронних компенсаторах при чистоті водню 98 %; 97 % і 95 % не повинен перевищувати відповідно 0,8 %; 1,0 % і 1,2 %.
Перевіряється вологість газу в газовій системі генератора (корпус генератора, трубопроводи осушувача, імпульсні трубки газоаналізатора), в якій відбувається постійна циркуляція газу. При цьому температура точки роси (вологість) водню в корпусі турбогенератора при робочому тискові повинна бути нижче, ніж температура води на вході в газоохолоджувач, але не вище ніж 15 °С.
Температура точки роси газу в корпусі генератора з повним водневим охолодженням не повинна перевищувати значень, зазначених у заводській інструкції.
Температура точки роси (вологість) у корпусі синхронних компенсаторів не нормується.
5.28 Контрольний аналіз газу на вміст водню в картерах підшипників, зливних маслопроводах і газовому об'ємі масляного бака
Під час аналізу перевіряється вміст водню в зазначених вузлах. У масляному баці слідів від водню не має бути. У картерах підшипників і злив них маслопроводах вміст водню допускається до 1 %.
5.29 Перевірка витрати масла в бік водню в ущільненнях генератора
Перевірка провадиться в генераторах з водневим охолодженням за допомогою маслоконтрольних патрубків, установлених на зливних маслопроводах ущільнень. У генераторах, в яких не передбачене маслоконтрольні патрубки, перевірка провадиться вимірюванням витрати масла в поплавковому затворі при тимчасово зачиненому вихідному вентилі за певний проміжок часу. Витрата масла в бік водню не повинна перевищувати значень, зазначених у заводських інструкціях.
5.30 Випробування регулятора рівня масла в гідрозатворі для зливання масла з ущільнень в бік генератора
Випробування виконується в генераторах з водневим охолодженням при робочому тискові повітря або водню в корпусі генератора. Рівень масла в гідрозатворі повинен відповідати рівню масла під час відкриття і закриття поплавкового клапана.
5.31 Гідравлічні випробування буферного бака і трубопроводів системи маслопостачання ущільнень
Випробування виконуються в генераторах з водневим охолодженням при тискові масла, який дорівнює 1,5 робочого тиску газу в корпусі генератора.
Трубопроводи системи маслопостачання ущільнень до регулятора перепаду тиску, враховуючи останній, випробуються при тискові масла, який дорівнює 1,25 найбільш допустимого робочого тиску, створеного джерелами маслопостачання.
Тривалість випробувань - 3 хв.
5.32 Перевірка роботи регуляторів тиску масла в схемі маслопостачання ущільнень
Перевірка провадиться в генераторах з водневим охолодженням. Регулятори тиску ущільнювального, компенсувального та притискувального масел перевіряються при різних тисках повітря в корпусі генератора згідно із заводською інструкцією.
5.33 Перевірка стану спайок лобових частин обмотки статора
Перевірка провадиться в генераторах (за виключенням генераторів з водяним охолодженням), де це паяння виконане припоями із олова.
Перевірка стану спайок під час капітального ремонту провадиться за рішенням технічного керівника підприємства.
При погіршенні стану спайок у період між вимірюваннями перевірка його провадиться щорічно.
Перевірка паяння здійснюється відповідно з додатком Д.
5.34 Випробування кінцевих виводів обмотки статора турбогенераторів сери ТГВ
Крім випробувань, зазначених у таблицях 1 і 3, кінцеві виводи з конденсаторною склоепоксидною ізоляцією підлягають випробуванням у такому обсязі.
5.34.1 Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат
Вимірювання провадиться перед установленням кінцевого виводу на турбогенератор при випробній напрузі 10 кВ і температурі навколишнього повітря від 10 до 30 °С.
Значення зібраного кінцевого виводу не повинне перевищувати 130 % значення, одержаного під час вимірювань на заводі. У випадку вимірювання кінцевого виводу без фарфорових покришок значення не повинне перевищувати 3 %. В експлуатації вимірювання кінцевих виводів не обов'язкове, значення не нормується.
5.34.2 Випробування на газощільність
Випробування на газощільність кінцевих виводів, випробуваних на заводі тиском 588 кПа (6 кгс/см2), виконується тиском повітря 490 кПа (5 кгс/см2).
Кінцевий вивід вважається таким, що витримав випробування, якщо при тискові 294 кПа (3 кгс/см2) падіння тиску не перевищує 66,7 Па/год (0,5 мм рт.ст/год).
5.35 Перевірка справності ізоляції підшипника на працюючому генераторі
Виконується в працюючих генераторах, які мають один або два кінці вали ротора, ізольовані від землі. Для визначення справності ізоляції підшипника вимірюється напруга між стояком (корпусом) підшипника і фундаментною плитою при шунтуванні масляних плівок вала ротора, а також напруга між кінцями вала ротора.
При справній ізоляції значення двох виміряних напруг мають бути практично однаковими.
Різниця більше ніж на 10 % свідчить про несправність ізоляції. Перевірка справності ізоляції підшипників і підп'ятників гідрогенераторів виконується, якщо дозволяє їх конструкція.
5.36 Тепловізійний контроль
Тепловізійний контроль виконується згідно з додатком Е.