Объем и нормы icon

Объем и нормы


Смотрите также:
Объем и нормы испытаний электрооборудования рд 34. 45-51. 300-97 рд 34. 45-51...
1. нормы письменной речи...
Методические указания и практикум по дисциплине “Русский язык и культура речи” для студентов...
№5. Морфологические нормы русского языка Понятие о морфологических нормах...
X. с интаксические нормы: словосочетание...
Закон гражданства...
3. нормы устной и письменной речи подтема грамматические нормы подтема 1 словообразовательные...
№2. Фонетико-орфоэпические нормы или Нормы ударения и произношения...
Нормы оценки знаний, умений, навыков...
Российское акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии" объем и нормы испытаний...
Российское акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии" объем и нормы испытаний...
Коллизионные нормы в международном частном праве...



Загрузка...
страницы: 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   26
вернуться в начало
скачать

^ Таблица 3.1 (окончание).

Испытуемый элемент

Вид изме­рения


^ Напряжение мегаомметра, В


Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм


Примечание


^ 3. Цепи возбуждения гене­ратора и коллекторно­го возбудителя со всей присоединенной аппара­турой (без обмоток рото­ра и возбудителя)


П, К, Т*, М


1000 (допускается 500)


Не менее 1,0




^ 4. Обмотки коллекторных возбудителя и подвозбудителя


П, К, Т*


1000


Не менее 0,5




^ 5. Бандажи якоря и коллектора, коллекторных возбудителя и подвозбудителя


П, К


1000


Не менее 1,0


При заземленной обмотке якоря


^ 6. Изолированные стяжные болты стали статора (до­ступные для измерения)


П, К


1000


Не менее 1,0




^ 7. Подшипники и уплотне­ния вала


П, К


1000


Не менее 0,3 для гидроге­нераторов и 1,0 для турбо­генераторов и компенсато­ров


Для гидрогенераторов измерение про­изводится, если позволяет конструкция генератора и в заводской инструкции не указаны более жесткие нормы


^ 8. Диффузоры, щиты вен­тиляторов и другие узлы статора генераторов

П, К


500-1000


В соответствии с заводски­ми требованиями







^ 9. Термодатчики с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные вну­три генератора

с косвенным охлажде­нием обмоток статора

с непосредственным охлаждением обмоток статора


П, К




250 или 500

500




Не менее 1,0

Не менее 0,5




Напряжение мегаомметра — по завод­ской инструкции


^ 10. Концевой вывод обмот­ки статора турбогенера­торов серии ТГВ


П, К


2500


1000


Измерение производится до соединения вывода с обмоткой статора



* Сопротивление изоляции обмоток статора, ротора и систем возбуждения с непосредственным водяным охлаждением измеряется при текущих ремонтах только в тех случаях, когда не требуется проведение специально для этой цели демонтажных работ. Допускается проводить измерения вместе с ошиновкой.

** Сопротивление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, при номинальном напряжении обмотки свыше 0,5 кВ до 1 кВ — мегаомметром на напряжение 1000 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 1 кВ — мегаомметром на напряжение 2500 В.

Для генераторов, находящихся в эксплуатации, испытательное выпрямлен­ное напряжение принимается равным 1,6 испытательного напряжения промы­шленной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор при вводе в эксплуатацию. Для межремонтных испытаний испытательное выпря­мленное напряжение выбирается по указанию главного инженера энергопред­приятия. Рекомендуется, чтобы снижение испытательного напряжения, если оно предусмотрено, было не более чем на 0,5Uном по сравнению со значением, приня­тым при последнем капитальном ремонте. При оценке результатов токи утечки не нормируются, но по характеру зависимости их от испытательного напряже­ния, асимметрии токов по фазам или ветвям и характеру изменения токов утеч­ки в течение одноминутной выдержки судят о степени увлажнения изоляции и наличии дефектов.

Токи утечки для построения кривых зависимости их от напряжения долж­ны измеряться не менее чем при пяти равных ступенях напряжения. На ка­ждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом отсчет токов утечки производится при 60 с (I60”). Ступени должны быть близкими к 0,5Uном. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональное росту прило­женного напряжения, особенно на последних ступенях напряжения (перегиб в кривой зависимости токов утечки от напряжения) является признаком местно­го дефекта изоляции, если оно происходит при испытании одной фазы обмот­ки, или признаком увлажнения, если оно происходит при испытании каждой фазы.

^ Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности

Iнб U нм

KU = -----------

Iнм Uнб

где Uнб — наибольшее, т.е. полное испытательное напряжение (напряжение по­следней ступени); Uнм — наименьшее напряжение (напряжение первой ступени); Iнб, Iнм — токи утечки (I60”) при напряжениях Uнб и Uнм.

Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение менее 10 мкА, то за Uнм и Iнм допускается принимать напряжение и ток первой из последующих ступеней, на которой ток утечки составляет не менее 10 мкА. Для вновь вводимых генераторов коэффициент нелинейности должен быть не более трех.

Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 50 мкА. Рост тока утечки во время одно­минутной выдержки изоляции под напряжением на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлажнение изоляции) и в том случае, *когда то­ки не превышают 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений, указанных ниже:


^ 16

Кратность испытательного

напряжения по отношению

к Uном 0.5 1,0 1,5 и выше

Ток утечки, мкА 250 500 1000

_______________________________

Примечание. У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки ста­тора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция.

^ 3.5 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Значение испытательного напряжения принимается по табл. 3.2. 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 № 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·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.


17

^ Таблица 3.2. Испытательные напряжения промышленной частоты

^ Испытуемый элемент


Вид испы­тания


Характеристика или тип генератора


Испытательное напряжение, кВ


Примечание


^ 1. Обмотка статора генератора



П


Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 0,1 кВ

Мощность от 1 МВт и вы­ше, номинальное напряже­ние до 3,3 кВ включительно

^ Мощность от 1 МВт и вы­ше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно

Мощность от 1 МВт и вы­ше, номинальное напряже­ние свыше 6,6 до 20 кВ включительно

^ Мощность от 1 МВт и вы­ше, номинальное напряже­ние свыше 20 кВ


0,8(2Uном + 1),

но не менее 1,2

0,8(2Uном + 1)


0,8 х 2,5Uном

0,8(2Uном+3)

0,8(2Uном + 1)




2. Обмотка статора гидрогенерато­ра, шихтовка или стыковка частей статора которого производится на месте монтажа, по окончании полной сборки об­мотки и изолировки соединений


П


Мощность от 1 МВт и вы­ше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно

Мощность от 1 МВт и вы­ше, номинальное напряже­ние свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно

^ Мощность от 1 МВт и вы­ше, номинальное напряже­ние до 20 к В включительно


2Uном + 1


2.5Uном

2Uном + 3



Если сборка статора производится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки статора на фундамент его испытания произво­дятся по п. 2, а после установки — по п. 1 таблицы






^ 3. Обмотка статора генератора


К

М



Генераторы всех мощностей

Генераторы всех мощностей



(1,5  1,7) Uном, но не выше испыта­тельного напряже­ния при вводе гене­ратора в эксплуа­тацию и не ниже 1 кВ

По решению глав­ного инженера эне­ргопредприятия



Испытательное напряжение принимается 1,5Uном для турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением об­мотки статора. Для генераторов дру­гих мощностей испытательное на­пряжение принимается 1,5Uном при ежегодных испытаниях или по спе­циальному решению главного инже­нера энергопредприятия для генера­торов, проработавших более 10 лет. Испытательное напряжение прини­мается 1,7Uном как обязательное при испытаниях, проводимых реже 1 ра­за в год, кроме турбогенераторов мощностью 150 МВт и более с непо­средственным охлаждением обмотки статора

Рекомендуется, чтобы снижение ис­пытательного напряжения, если оно предусмотрено этим решением, бы­ло не более 0,2 Uном по сравнению со значением, используемым при по­следнем капитальном ремонте


^ 4. Обмотка явнополюсного ротора



П

К


Генераторы всех мощностей

Генераторы всех мощностей


8Uном возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ

^ 6Uном возбуждения генератора, но не ниже 1 кВ




Окончание табл. 3.2 на стр. 20

Таблица 3.2 (окончание).

^ Испытуемый элемент


Вид испы­тания


Характеристика

или тип генератора


Испытательное напряжение, кВ


Примечание


^ 5. Обмотка неявнополюсного рото­ра



П


Генераторы всех мощностей


1,0


Испытательное напряжение принимается рав­ным 1 к В тогда, когда это не противоре­чит требованиям технических условий завода-изготовителя. Если техническими условиями предусмотрены более жесткие нормы испыта­ния, испытательное напряжение должно быть повышено


^ 6. Обмотка кол­лекторных воз­будителя и подвозбудителя


П


К


Генераторы всех мощностей


Генераторы всех мощностей


^ 8Uном возбуждения генератора, но не ни­же 1,2 и не выше 2,8

1,0


Относительно корпуса и бандажей


Тоже


^ 7. Цепи возбужде­ния


П, К


Генераторы всех мощностей


1,0




^ 8. Реостат возбуж­дения


П, К


Генераторы всех мощностей


1,0




^ 9. Резистор це­пи гашения поля и АГП


П, К


Генераторы всех мощностей


2,0




^ 10. Концевой вывод обмотки статора


П, К


ТГВ-200,

ТГВ-200М*

ТГВ-300, ТГВ-500


31,0*, 34,5**


39,0*, 43,0**


Испытания проводятся до установки концевых выводов на турбогенератор



* Для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией обмотки статора.

** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.

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 1 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.


21

^ Таблица 3.3. Нормы отклонений значений сопротивления постоянному току

Испытуемый

элемент


Вид

испы­тания


Норма


Примечание


^ 1. Обмотка статора


2. Обмотка ротора


3. Обмотки возбу­ждения коллек­торного возбу­дителя


4. Обмотка яко­ря возбудителя (между коллек­торными плас­тинами)


5. Резистор цепи гашения поля, реостаты воз­буждения


П, К

П, К


П, К

П, К


П, К



Значения сопротивлений обмотки не должны отли­чаться друг от друга бо­лее чем на 2%, ветвей — на 5%. Результаты измере­ний сопротивлений одних и тех же ветвей и фаз не должны отличаться от исходных данных более чем на 2%


^ Значение измеренного со­противления не должно отличаться от исходных данных более чем на 2%

Значение измеренного со­противления не должно отличаться от исходных данных более чем на 2%

Значения измеренного со­противления не должны отличаться друг от дру­га более чем на 10% за исключением случаев, ко­гда это обусловлено схе­мой соединения

^ Значение измеренного со­противления не должно отличаться от исходных данных более чем на 10%


Измеряется сопротивле­ние каждой фазы или вет­ви в отдельности. Сопро­тивления параллельных ветвей измеряются при до­ступности раздельных вы­водов. Для отдельных ви­дов машин (генераторов переменного тока, систем возбуждения, малых гене­раторов и др.) разница в сопротивлениях отдель­ных фаз и ветвей может быть превышена в соответ­ствии с заводскими данны­ми

У роторов с явными полю­сами, кроме того, измеряются сопротивления каж­дого полюса в отдельности или попарно и переходного контакта между катушками





^ 22

    1. 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 коротко 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).


    1. ^ 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.


23

^ 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 б 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 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), также после капитального ремонта со сменой обмотки ротора.


^ 3.9.2 П, К. Снятие характеристики холостого хода (XX)


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 XX турбо- и гидрогенераторов начиная от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращение 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).


24

При вводе в эксплуатацию блока характеристику XX 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 XX генератора обязательно.

В эксплуатации характеристика XX собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, снимается после капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

После определения характеристики XX генератора и полного снятия воз­буждения рекомендуется измерить остаточное напряжение и проверить симме­тричность линейных напряжений непосредственно на выводах обмотки статора. Отклонения значений снятой характеристики XX от исходной и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.


    1. ^ 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 XX 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 XX.


    1. П. Определение характеристик коллекторного возбудителя


^ Характеристика XX 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.


^ 25

Отклонения характеристик от заводских или ранее снятых должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.


    1. К. Испытание стали статора


Первые испытания активной стали (если они не выполнялись по указанным выше 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.

Испытание проводится при повреждениях стали, частичной или полной переклиновке пазов, частичной или полной замене обмотки статора до укладки и после заклиновки новой обмотки.

У генераторов мощностью менее 12 МВт испытание проводится при полной замене обмотки и при ремонте стали периодически 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 г., 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, то длительность испытания должна соответственно изменяться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняться по формулам:

tисп = 90 (1,0/Висп)2 или tисп = 45 (1,4/Висп)2 ;

Р1,0 = Рисп (1,0/Висп)2 или Р1,4 = Рисп (1,4/Висп)2 ;


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 °С.

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.

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.


26

Таблица 3.4. Допустимые удельные потери сердечника

^ Марка стали

Допустимые удельные потери, Вт/кг, при


Новое

обозначение


Старое

обозначение


В = 1,0 Тл

В = 1,4 Тл

1511

1512

1513

1514


Э41

Э42

Э43

Э43 А


2,0

1,8

1,6

1,5


4,0

3.6

3,2

2.9


Направление проката стали сегментов вдоль спинки сердечника

(поперек зубцов)


Э412

Э413


Э320

Э 330


1,4

1,2


2,7

2,3


Направление проката стали сегментов поперек спинки сердечника

(вдоль зубцов)


Э412

Э413


Э 320

Э 330


1,7

2,0


3,3

3,9



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.

^ 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 ГОСТ 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.


27

По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию оценивается соответствие нагревов требованиям ГОСТ 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 10 лет при одной-двух нагрузках, близких к номинальной, а для машин, о работавших более 25 лет, — не реже 1 раза в 5 лет.

Результаты сравниваются с исходными данными. Отклонения в нагреве нормально не должны превышать 3-5 °С при номинальном режиме, а температуры не должны быть более допускаемых по ГОСТ, ТУ или заводской инструкции.


    1. ^ 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 ГОСТ 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 рН при температуре 25 °С 8,50,5 (7,09,2)

Удельное электрическое сопротивление Не менее 200 (100)

при температуре 25 ° С, кОм/см


28

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 м3 /сут, а при необхо­димости снижения содержания меди расход дистиллята может быть увеличен, но во всех случаях не более 20 м3 /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 NH4 ОН - форме для гидрогенераторов содержание кислорода в контуре допускается не вы­ше 50 мкг/кг.

4. При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОм·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.

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 80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм·c-1 — 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 тур-


29

^ Таблица 3.5. Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей


Контролируемый

узел



^ Вид

испыта­ния



Вибрация, мкм, при номинальной




Примечание


частоте вращения ротора, об/мин


^ До 100

включи­тельно


От 100

до 187,5

включительно


От 187,5

до 375

включи­тельно


От 375

до 750

включительно



1500



3000


1. Подшипники тур­богенераторов и возбудителей, кре­стовины со встро­енными в них направляющими под­шипниками у гид­рогенераторов вер­тикального испол­нения


П, К

М 1), 4)



180


150



100


70


50 1)


30 1)


Вибрация подшипников турбогенераторов, их возбудителей и горизонтальных гидрогенерато­ров измеряется на верхней крышке подшипни­ков в вертикальном направлении и у разъема — в осевом и поперечном направлениях. Для вер­тикальных гидрогенераторов приведенные зна­чения вибрации относятся к горизонтальному и вертикальному направлениям



^ 2. Контактные коль­ца роторов турбо­генераторов


П, К

М

































200

300



Вибрация измеряется в вертикальном и гори­зонтальном направлениях



^ 3. Сердечник статора турбогенератора



П, К














40


60


^ Вибрация сердечника определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов

В эксплуатации вибрация измеряется при об­наружении неудовлетворительного 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 турбогенератора

  • с упругой под­веской сердеч­ника статора

  • без упругой под­вески



П, К

П, К







































40





30

60




См. примечание к п. 3 таблицы



^ 5. Лобовые части об­мотки статора тур­богенератора



П, К














125


125


Вибрация лобовых частей обмотки определяет­ся при вводе в эксплуатацию головных образ­цов новых типов турбогенераторов

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 охлаждением и соот­ветственно водородным или воздушным запол­нением корпуса

^ Вибрации измеряются в радиальном и тангенциальном направлениях вблизи головок трех стержней обмотки статора


^ 6. Сердечник статора гидрогенератора


П, К



30(50)2)

80


30(50)2)

80


30(50)2)

80


30(50)2)

80


__



__



В эксплуатации вибрация измеряется у гидро­генераторов мощностью 20 МВт и более при вы­явлении неудовлетворительного 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


Окончание табл. 3.5 на стр.

^ Таблица 3.5 (окончание).



Контролируемый

узел



^ Вид

испы­тания



Вибрация, мкм, при номинальной

частоте вращения ротора, об/мин




Примечание



^ До 100

включи­тельно


От 100

до 187,5

включительно


От 187,5

до 375

включи­тельно


От 375

до 750

включи­тельно



1500



3000


^ 7. Лобовые части обмотки статора гидрогенератора



П, К



503)



503)



503)



503)











Вибрация обмотки определяется при вводе в экс­плуатацию головных образцов новых типов гидро­генераторов мощностью свыше 300 МВ-А и генера­торов-двигателей мощностью свыше 100 МВ-А. В эксплуатации вибрация измеряется у гидрогене­раторов мощностью 50 МВт и более при выявлении ослаблений расклиновки и бандажных вязок, и стирания 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.



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 не должно превышать 2,8 мм·с-1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с-1 — по продольной оси. В межремонтный период вибрация не должна быть более 4,5 мм·с-1.

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 гидрогенератора, об/мин 60 и менее 150 300 428 600

допустимое значение вибрации, мм 0,18 0,16 0,12 0,10 0,08

^ Размах вертикальной вибрации опорного конуса или грузонесущей крестовины гидрогенератора в зависимости от частоты вибрации не должен превышать следующих значений:

частота вибрации, Гц 1 и менее 3 6 10 16 30 и более

допустимое значение вибрации, мм 0,18 0,15 0,12 0,08 0,06 0,04

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 оглушенных трубок в газоохладителе не должно превышать 5% общего количества.

богенераторов 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 снижение испытательного давления или течи воды.


    1. П, К. Проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора


Плотность системы вместе о коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной во­дой. Предварительно через систему прокачивается горячая вода (60-80 °С) 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 воды.

Если результаты гидравлических испытаний отрицательные и определить место утечки не удается, систему охлаждения необходимо продуть сухим воз­духом и затем опрессовать смесью сжатого воздуха с фреоном-12. Плотность системы при этом проверяется галоидным течеискателем.


    1. П, К. Осмотр и проверка устройств жидкостного охлаждения


Осмотр и проверка производятся согласно заводским инструкциям.


    1. ^ П, К. Проверка газоплотности ротора, статора, газомасляной

системы и корпуса генератора в собранном виде


Газоплотность ротора и статора во время монтажа и ремонта проверяется согласно заводской инструкции.


33

Газоплотность турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородный охлаждением в собранном виде проверяется согласно действующей Типовой инструкции по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов (ТИ 34-70-065-87).

Перед заполнением корпуса генератора водородом после подачи масла на уплотнения вала производится контрольная проверка газоплотности генератора вместе с газомасляной системой сжатым воздухом под давлением, равным номинальному рабочему давлению водорода.

^ Продолжительность испытания — 24 ч.

Значение суточной утечки воздуха в процентах определяется по формуле:

ΔV= 100 [ 1- Pк(273+ύн) ] ,

Pн(273+ύк)

где Рн и Рк — абсолютное давление в системе водородного охлаждения в начале и в конце испытания, МПа; ύн и ύк — температура воздуха в корпусе генератор в начале и конце испытания.

Вычисленная по формуле суточная утечка воздуха не должна превышать 1,5%.



    1. ^ П, К, Т, М. Определение суточной утечки водорода


Суточная утечка водорода в генераторе, определенная по формуле п. 3.20, должна быть не более 5%, а суточный расход с учетом продувок для поддер­жания чистоты водорода по п. 3.25 — не более 10% общего количества газа машине при рабочем давлении.

Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5% общего количества газа в нем.


    1. ^ П, К, Т, М. Контрольный анализ чистоты водорода,

поступающего в генератор


В поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объему не должно быть более 0,5%.


    1. ^ П, К. Контрольное измерение напора, создаваемого

компрессором у турбогенераторов серии ТГВ

Измерение производится при номинальной частоте вращения, номиналы избыточном давлении водорода, равном 0,3 МПа, чистоте водорода 98% и температуре охлаждающего газа 40 ° С.

^ Напор должен примерно составлять 8 кПа (850 мм вод. ст.) для турбогенераторов ТГВ мощностью 200-220 МВт и 9 кПа (900 мм вод. ст.) для турбогенераторов ТГВ-300.


34

    1. ^ П, К. Проверка проходимости вентиляционных каналов

обмотки ротора турбогенератора

Проверка производится у турбогенераторов с непосредственным охлаждени­ем обмоток по инструкциям заводов-изготовителей.


    1. ^ П, К, Т, М. Контрольный анализ содержания водорода и

влажности газа в корпусе генератора

Содержание водорода в охлаждающем газе в корпусах генераторов с непо­средственным водородным охлаждением обмоток и синхронных компенсаторов с непосредственным и косвенным водородным охлаждением должно быть не ме­нее 98%; в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при из­быточном давлении водорода 50 к Па и выше — 97%, при избыточном давлении водорода до 50 кПа — 95%.

Содержание кислорода в газе у турбогенераторов с водородным охлаждением всех типов и синхронных компенсаторов не должно превышать в эксплуатации 1,2%, а при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта при чистоте водорода 98 и 97% — соответственно 0,8 и 1,0%, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки —не более 2%.

В газовой системе турбогенератора, в которой происходит постоянная цирку­ляция газа (корпус генератора, трубопроводы осушителя, импульсные трубки газоанализатора), проверяется его влажность. При этом температура точки ро­сы водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладители, но не выше 15 °С.

^ Температура точки росы воздуха в корпусе турбогенератора с полным во­дяным охлаждением не должна превышать значения, указанного в заводской инструкции.


    1. ^ П, К, Т, М. Контрольный анализ газа на содержание водорода

в картерах подшипников, сливных маслопроводах, в газовом

объеме масляного бака и экранированных токопроводах.


При анализе проверяется содержание водорода в указанных узлах. В ма­сляном баке следов водорода быть не должно. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1%.


^ 35

    1. П, К, Т, М. Проверка расхода масла в сторону водорода в

уплотнениях генератора


Проверка производится у генераторов с водородным охлаждением с помощью патрубков для контроля масла, установленных на сливных маслопроводах уплотнений. Для генераторов, у которых не предусмотрены такие патрубки проверка производится измерением расхода масла в поплавковом затворе при временно закрытом выходном вентиле за определенный промежуток времени Расход масла в сторону водорода не должен превышать значений, указанных в заводских инструкциях.


    1. ^ П, К, Т. Опробование регулятора уровня масла в гидрозатворе

для слива масла из уплотнений в сторону генератора


Опробование производится у генераторов с водородным охлаждением при рабочем номинальном давлении воздуха или водорода в корпусе генератора Диапазон изменения уровней масла в гидрозатворе должен соответствовать требуемым уровням при открытии и закрытии поплавкового клапана.


    1. ^ П, К. Гидравлические испытания буферного бака и

трубопроводов системы маслоснабжения уплотнений


Испытание производится у генераторов с водородным охлаждением при давлении масла, равном 1,5 рабочего давления газа в корпусе генератора.

Трубопроводы системы маслоснабжения уплотнений до регулятора перепада давления, включая последний, испытываются при давлении масла, равно 1,25 наибольшего допустимого рабочего давления, создаваемого источникам маслоснабжения.

Продолжительность испытаний 3 мин.


^ 3.30 П, К, Т. Проверка работы регуляторов давления масла в схеме

маслоснабжения уплотнений

Проверка производится у генераторов с водородным охлаждением. Регуляторы давления уплотняющего, компенсирующего и прижимающего масел проверяются при различных давлениях воздуха в корпусе генератора в соответствии с заводской инструкцией.


36

^ 3.31 П, К. Проверка паек лобовых частей обмотки статора

Проверка производится у генераторов, пайка лобовых частей обмотки стато­ра которых выполнены оловянистыми припоями (за исключением генераторов с водяным охлаждением обмотки).

Проверка паек при капитальных ремонтах, а также при обнаружении при­знаков ухудшения состояния паек в межремонтный период, производится по решению главного инженера предприятия.

^ Качество паек мягкими и твердыми припоями контролируется при восста­новительных ремонтах с частичной или полной заменой обмотки.

Метод проверки и контроля состояния паек (вихревых токов, ультразвуко­вой, термоиндикаторами и термопарами, приборами инфракрасной техники и др.) устанавливается ремонтной или специализированной организацией.


^ 3.32 П, К, М. Измерение электрического напряжения между концами

вала и на изолированных подшипниках


Производится у работающих генераторов, имеющих один или оба изолиро­ванных от корпуса (земли) конца вала ротора.

Для определения целостности изоляции подшипника турбогенератора из­меряются напряжение между стояком (обоймой) подшипника и фундаментной плитой (при шунтировании масляных пленок шеек вала ротора) и напряжение между концами вала ротора.

^ При исправной изоляции значения двух измеренных напряжений должны быть практически одинаковы.

Различие более чем на 10% указывает на неисправность изоляции.

При проведении измерений в соответствии с эксплуатационным циркуляром № Ц-05-88(Э) «О предотвращении электроэрозии турбоагрегатов» сопротивле­ние изоляции корпуса подшипника должно быть не менее 2 кОм, сопротивление изоляции масляной пленки — не менее 1 кОм.

Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенераторов сле­дует проверять в зависимости от их конструкции, либо по указанию завода-изготовителя, либо способом, применяемым на турбогенераторах.

Величина напряжения между концами вала не нормируется, но резкое уве­личение его по сравнению с измеренным ранее при той же нагрузке машины может указывать на изменение однородности и симметричности в магнитных цепях статора и ротора.


37

^ 3.33 Испытание концевых выводов обмотки статора турбогенератора

серии ТГВ


Помимо испытаний, указанных в табл. 3.1 и 3.2, концевые выводы с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются испытаниям по пп. 3.33.1 3.33.2.


^ 3.33.1 П. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ)


Измерение производится перед установкой концевого вывода на турбогенератор при испытательном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10-30 °С.

Значение tg δ собранного концевого вывода не должно превышать 130% значения, полученного при измерениях на заводе. В случае измерения tg δ концевого вывода без фарфоровых покрышек его значение не должно превышать 3%

В эксплуатации измерение tg δ концевых выводов не обязательно и его значение не нормируется.


^ 3.33.2 П, К. Испытания на газоплотность


Испытание на газоплотность концевых выводов, испытанных на заводе давлением 0,6 МПа, производится давлением сжатого воздуха 0,5 МПа.

Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа падение давления не превышает 0,5 мм рт. ст./ч.


^ 3.34 П, К. Контроль состояния изоляции обмотки статор методом

измерения интенсивности частичных разрядов


С целью дополнительной оценки состояния изоляции обмотки статора и крепления в пазах генераторов мощностью свыше 5 МВт следует проводить измерения частичных разрядов на остановленной машине при ступенчатом повышении испытательного напряжения от 1 кВ до номинального фазного напряжения генератора.

^ Критерий оценки состояния изоляции по результатам измерений частичных разрядов для каждого типа генераторов индивидуален и зависит от применяемых методов испытаний.

В случае превышения допустимого уровня частичных разрядов необходимо определить источник разрядов по пазам и устранить его.


38

^ 4. МАШИНЫ ПОСТОЯННОГО ТОКА

(КРОМЕ ВОЗБУДИТЕЛЕЙ)


4.1 Оценка состояния изоляции обмоток машин постоянного тока.


Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении следую­щих условий:

а) для машин постоянного тока до 500 В — если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в табл. 4.1;

б) для машин постоянного тока выше 500 В — если значение сопротивления изоляции обмоток не менее приведенного в табл. 4.1 и значение коэффи­циента абсорбции не менее 1,2.


^ 4.2 П, К, Т. Измерение сопротивления изоляции


а) Сопротивление изоляции обмоток


Измерение производится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 к В включительно мегаомметром на напряжение 500 В, а при номинальном напря­жении обмотки выше 0,5 кВ — мегаомметром на напряжение 1000 В.

Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приве­денного в табл. 4.1. В эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеря­ется вместе с соединенными с ними цепями и кабелями.


б) Сопротивление изоляции бандажей


Измерение производится относительно корпуса и удерживаемых ими обмо­ток.

Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5МОм.


^ 4.3 Л, К. Испытание изоляции повышенным напряжением

промышленной частоты


Значение испытательного напряжения устанавливается по табл. 4.2. Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.


39

^ Таблица 4.1. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции

об­моток машин постоянного тока.


^ Температура обмотки, °С


Сопротивление изоляции R60”, МОм, при номинальном напряжении машин, В


230


460


650


750


900


10

20

30

40

50

60

70

75


2,7

1,85

1,3

0,85

0,6

0,4

0,3

0,22


5,3

3,7

2,6

1,75

1,2

0,8

0,5

0,45


8,0

5,45

3,8

2,5

1,75

1,15

0,8

0,65


9,3

6,3

4.4

2,9

2,0

1,35

0,9

0,75


10,8

7,5

5,2

3,5

2,35

1,6

1,0

0,9



^ Таблица 4.2. Испытательное напряжение промышленной частоты для

изоляции шин постоянного тока


Испытуемый элемент


Испытательное напряжение, кВ


Примечание


1.Обмотки

2.Бандажи якоря

3.Реостаты и пускорегулировочные резисторы


Принимается по нормам, приведенным в табл. 3.2, п. 6

1,0

1,0


Для машин мощностью более 3 кВт


То же

Изоляцию можно испы­тывать совместно с изо­ляцией цепей возбужде­ния





Скачать 6.04 Mb.
оставить комментарий
страница2/26
Дата30.09.2011
Размер6.04 Mb.
ТипДокументы, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   26
Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Загрузка...
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх