Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей

Контролируемый узел	Вид испы-	Вибрация, мкм, при номинальной частоте вращения ротора, об/мин	Примечание
	тания	До 100 включительно	От 100 до 187,5 включительно	От 187,5 до 375 включительно	От 375 до 750 включительно
1.	Подшипники турбогенераторов и возбудителей, крестовины со встроенными в них направляющими подшипниками у гидрогенераторов вертикального	П, К					501)	301)	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 верти-
	исполнения	М1),4)							кальных гидрогенераторов приведенные значения вибрации относятся к горизонтальному и вертикальному направлениям
2.	Контактные кольца роторов	П, К	-	-	-	-	-		Вибрация измеряется в вертикальном и
	турбогенерато-ров	М	-	-	-	-	-		горизонтальном направлениях
3.	Сердечник статора турбогенератора	П, К	-	-	-	-			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	П, К	-	-	-	-	-
	- без упругой подвески	П, К	-	-	-	-			См. примечание к п. 3 таблицы
5.	Лобовые части обмотки статора турбогенератора	П, К	-	-	-	-			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)	30 (50) 2)	30 (50) 2)	30 (50) 2)	-	-	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
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, истирания изоляции, частых течей воды в головках стержней (машин с водяным охлаждением обмотки) и т.д., но не реже 1 раза в 4-6 лет
									Вибрацию измеряют в радиальном и тангенциальном направлениях на головках и вблизи выхода из паза не менее чем у 10 стержней обмотки

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

(Измененная редакция, Изм. № 1)

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

Плотность системы вместе с коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Предварительно через систему прокачивается горячая вода (60-80°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 (D _внутр=21 мм) и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (D _внутр = 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.

3.19 П, К. Осмотр и проверка устройств жидкостного охлаждения

Осмотр и проверка производятся согласно заводским инструкциям.

3.20 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.

Газоплотность турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным 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:

,

где Р _н и Р _к - абсолютное давление в системе водородного охлаждения в начале и в конце испытания, МПа; и - температура воздуха в корпусе генератора в начале и конце испытания.

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

3.21 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 в машине при рабочем давлении.

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

3.22 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%.

3.23 П, К. Контрольное измерение напора, создаваемого компрессором

у турбогенераторов серии ТГВ

Измерение производится при номинальной частоте вращения, номинальном 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.

3.24 П, К. Проверка проходимости вентиляционных каналов

обмотки ротора турбогенератора

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

3.25 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 кПа 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.

3.26 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%.

3.27 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.

3.28 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.

3.29 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, равном 1,25 наибольшего допустимого рабочего давления, создаваемого источниками 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.

3.31 П, К. Проверка паек лобовых частей обмотки статора

Проверка производится у генераторов, пайки 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 N 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.

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.