Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей со 34. 04. 181-2003

Вид материалаДокументы
1. Мощность турбогенератора при номинальном cos, МВт
2. Сопротивление изоляции, МОм
3. Температуры активных частей турбогенератора и охлаждающей среды, °С
Подобный материал:
1   ...   32   33   34   35   36   37   38   39   ...   44

Приложение 19

(рекомендуемое)


Электростанция ________________________________________


ВЕДОМОСТЬ основных параметров технического состояния турбогенератора

ст. № __________ тип______________________

завод (фирма) ___________________ год пуска в эксплуатацию______

Турбогенератор находился в _____________в ремонте

(вид ремонта)

с____________200 г. до_____________200 г.


Параметр технического состояния

Заводские, проектные или нормативные данные

Данные эксплуатационных испытаний или измерений

Примечание

до капитального ремонта

после капитального ремонта

1

2

3

4

5

1. Мощность турбогенератора при номинальном cos, МВт













2. Сопротивление изоляции, МОм













2.1. обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз)













2.1.1 в горячем состоянии













2.1.2 в холодном состоянии













2.2 обмотки ротора













2.3 цепи возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой













2.4 обмотки коллекторного возбудителя и подвозбудителя (относительно корпуса и бандажей)













2.5 подшипника со стороны возбудителя













2.6 масляного уплотнения вала со стороны возбудителя













2.7 термодатчиков с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора













3. Температуры активных частей турбогенератора и охлаждающей среды, °С













3.1 Температура охлаждающей воды на входе в газоохладитель













3.2 Температура охлаждающего конденсата на входе к обмоткам ротора, статора, активной стали статора













3.3 Температура выходящей охлаждающей жидкости из:













3.3.1. обмотки статора













3.3.2. обмотки ротора













3.3.3. газоохладителей













3.4. Температура газа, поступающего в:













3.4.1. газоохладители













3.4.2. сердечник статора













3.4.3. обмотку статора













3.5. Температура газа, выходящего из:













3.5.1. газоохладителей













3.5.2. сердечника статора













3.5.3. обмотки статора













3.5.4. щеточной траверсы













3.6. Температуры:













3.6.1. обмотки статора










макс. значение

3.6.2. обмотки ротора










средний

3.6.3. сердечника статора










макс. значение

3.6.4. газа в корпусе турбогенератора













4. Вибрация,

вибросмещение, мкм,

виброскорость, мм/с













4.1. опорных подшипников:













4.1.1. при развороте турбогенератора вблизи 1-ой критической скорости













со стороны турбины

вертикальная
















поперечная













со стороны возбудителя

вертикальная













поперечная













4.1.2. при номинальном числе оборотов без возбуждения













со стороны турбины

вертикальная
















поперечная
















осевая













со стороны возбудителя

вертикальная













поперечная













осевая













со стороны возбудителя

поперечная 100 гц (полюсная)













со стороны турбины













4.1.3. при нагрузке около 50% номинальной













со стороны турбины

вертикальная
















поперечная
















осевая













со стороны возбудителя

вертикальная













поперечная













осевая













4.1.4. при нагрузке около 100% номинальной













со стороны турбины

вертикальная
















поперечная
















осевая













со стороны возбудителя

вертикальная













поперечная













осевая













4.2. Контактных колец:

вертикальная













поперечная













4.3. Корпуса статора













4.4. Сердечника статора













4.5. Фундамента













4.6. Лобовых частей обмотки статора:













5. Давление водорода в корпусе статора, МПа (кгс/см2)













6. Чистота водорода, %













7. Содержание кислорода в водороде, %













8. Абсолютная влажность водорода, г/м3













9. Суточная утечка водорода в собранном турбогенераторе при рабочем давлении, МПа (кгс/см2)













10. Содержание водорода в картерах опорных подшипников, %

со стороны турбины













со стороны возбудителя













11. Максимальное давление воды на входе в газоохладитель, МПа (кгс/см2)













12. Температура баббита вкладышей опорных подшипников, °С

со стороны турбины













со стороны возбудителя













13. Температура баббита вкладышей уплотнения вала, °С

со стороны турбины













со стороны возбудителя













14. Давление масла на входе в опорные подшипники, МПа (кгс/см2)

со стороны турбины













со стороны возбудителя













15. Перепад давления "уплотняющее масло-водород", МПа (кгс/см2)













16. Расход масла из уплотнений в сторону водорода, л/мин

со стороны турбины













со стороны возбудителя














ПРИМЕЧАНИЯ

1. Все параметры технического состояния турбогенератора и его составных частей: электрическое сопротивление, параметры охлаждающей среды, температуры активных частей турбогенератора, вибрация и пр. должны определяться методами, аппаратурой, инструментом и измерительными приборами, рекомендуемыми руководящим документом "Объем и нормы испытания электрооборудования" СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97).

2. (Поз. 3 Ведомости) Тепловые испытания активных частей турбогенератора проводятся согласно ГОСТ 533-2000.

3. (Поз. 4.1 Ведомости) Вибрация опорных подшипников турбогенераторов и их возбудителей измеряется на верхней крышке подшипников в вертикальном направлении и у разъема - в осевом и поперечном направлениях.

(Поз. 4.1.1 Ведомости) Рекомендуется снять скоростную характеристику вибрации опорных подшипников турбогенератора (вала ротора) путем проведения замеров вибросмещения 2А в поперечном и вертикальном направлениях (мкм) и фазы  (градусы) при развороте турбогенератора в "холодном состоянии" через каждые 150-200 об/мин до достижения частоты вращения ротора турбогенератора равной 2/3 номинальной.

Запись скоростной вибрационной характеристики турбогенератора рекомендуется вести по приведенной ниже форме.


Место замера и параметры вибрации

Частота вращения ротора, об/мин

Единицы измерения

200

400

600

800

1000

1-ая критическая

1200

1400

1600

1800

2000

1. Опорный подшипник (вал ротора) ст. турбины





































вертикальная

фаза

град


































смещ.

мкм


































поперечная

фаза

град.


































смещ.

мкм.


































2 Опорный подшипник (вал ротора) ст. возбуд.





































вертикальная

фаза

град.


































смещ.

мкм


































поперечная

фаза

град.


































смещ.

мкм


























Примечание: 1-ая критическая частота вращения должна быть зафиксирована и занесена в графу частота вращения. В таблице столбец параметров 1-ой критической скорости приведен произвольно.


4. (Поз. 4.3 и 4.4 Ведомости) Вибрация сердечника и корпуса статора 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 сердечника.

5. (Поз. 4.6 Ведомости) Вибрация лобовых частей обмотки определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов.

В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении истирания изоляции или ослаблении крепления обмотки, появления водорода в газовой ловушке или частых течей в головках обмотки с водяным охлаждением и соответственно водородным или воздушным заполнением корпуса.

Вибрация измеряется в радиальном и тангенциальном направлении вблизи головок трех стержней обмотки статора.

6. (Поз. 11 Ведомости) Проверка плотности системы жидкостного охлаждения обмотки статора проводится 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 часа.

При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно быть более чем на 0,5 %. Перед окончанием испытания следует тщательно осмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.

Проверка плотности жидкостного охлаждения обмотки ротора и других составных частей и устройств проводится согласно заводским рекомендациям.

7. (Поз. 16 Ведомости) Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях турбогенератора 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.