МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

Объем и нормы испытаний электрооборудования

БИШКЕК 2024

Сокращения, определения и термины

Введение

1. В Настоящем Стандарте приведены периодичность, объём и нормы испытаний генераторов, электродвигателей, трансформаторов, выключателей и другого электрооборудования электрических станций и сетей.

2. Стандарт предназначен для инженерно-технического персонала, занимающегося наладкой, эксплуатацией, техническим диагностированием, техническим обслуживанием и ремонтом электрооборудования электрических станций и сетей.

Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

Закон Кыргызской Республики «Об энергетике» от 30 октября 1996 года № 56

ГОСТ 1.5-2001 Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению.

ГОСТ 10169-77 Машины электрические трехфазные синхронные. Методы испытаний.

ГОСТ 10693-81 Вводы конденсаторные герметичные на номинальные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия.

ГОСТ 11362-96 Нефтепродукты и смазочные материалы. Число нейтрализации. Метод потенциометрического титрования.

ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов

ГОСТ 13003-88 Масла изоляционные. Метод определения газостойкости в электрическом поле.

ГОСТ 13840-68 Канаты стальные арматурные 1x7. Технические условия.

ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

ГОСТ 1547-84 Масла и смазки. Методы определения наличия воды.

ГОСТ 15581-80 Конденсаторы связи и отбора мощности для линий электропередач. Технические условия.

ГОСТ 18995.2-2022 Продукты химические жидкие. Метод определения показателя преломления.

ГОСТ 19121-73 Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в ламп.

ГОСТ 19919-74 Контроль автоматизированный технического состояния изделий авиационной техники. Термины и определения.

ГОСТ 20287-2023 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания.

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения.

ГОСТ 21046-2021 Нефтепродукты отработанные. Общие технические условия.

ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике. Термины и определения.

ГОСТ 28640-90 Масла минеральные электроизоляционные. Метод определения ароматических углеводородов.

ГОСТ 2917-76 Масла и присадки. Метод определения коррозионного воздействия на металлы.

ГОСТ 31320-2006 Вибрация. Методы и критерии балансировки гибких роторов.

ГОСТ 31873-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб.

ГОСТ 33-2016 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний.

ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции.

ГОСТ 3722-2014 Подшипники качения. Шарики стальные. Технические условия.

ГОСТ 3900-2022 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

ГОСТ 4333-2021 Нефтепродукты. Методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле.

ГОСТ 5985-2022 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа.

ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей.

ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле.

ГОСТ 6370-2018 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.

ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний.

ГОСТ 667-73 Кислота серная аккумуляторная. Технические условия.

ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия.

ГОСТ 7822-75 Масла нефтяные. Метод определения растворенной воды.

ГОСТ 8.217-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки.

ГОСТ 859-2014 Медь. Марки.

ГОСТ 8865-93 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация.

ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 981-75 Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления.

ГОСТ ИСО 10816-1-97 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть I. Общие требования.

ГОСТ ИСО 4407-2006 Чистота промышленная. Определение загрязненности жидкости методом счета частиц с помощью оптического микроскопа.

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах APIареометром.

ГОСТ ИСО 6619-2013 Нефтепродукты и смазки. Число нейтрализации. Метод потенциометрического титрования

ГОСТ 60947-1-2014 Аппаратура распределения и управления низковольтная. Часть 1. Общие правила

ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

ГОСТ 32139-2019 Нефть и нефтепродукты. Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

ГОСТ 33-2016 Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости

ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений.

ГОСТ 24614-81 Жидкости и газы, которые не взаимодействуют с реагентом Карла Фишера. Кулонометрический метод определения воды

ГОСТ 981-75 Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления

ТР ТС 030/2012 О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям

Примечание - при использовании настоящим документом целесообразно проверить применение ссылочных стандартов (сводов правил и/или классификаторов) по состоянию на 1 января текущего года в Центре стандартизации и метрологии при Министерстве экономики и коммерции Кыргызской Республики (Кыргызстандарт) или в Национальном информационном фонде по техническим регламентам и стандартам Кыргызстандарта.

В случае замены ссылочного стандарта (документа), на который не дана ссылка, рекомендуется использовать действующую версию настоящего стандарта (документа) с учетом всех изменений, внесенных в данную версию. Если заменен ссылочный стандарт (документ), на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта (документа) с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт (документ), на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт (документ) отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

Глава 1. Общие положения

3. Настоящим стандартом следует руководствоваться при вводе электрооборудования в работу и в процессе его эксплуатации. Наряду с настоящим стандартом следует руководствоваться также инструкциями изготовителей электрооборудования.

4. Настоящим стандартом предусматриваются как традиционные испытания, положительно зарекомендовавшие себя в течение многих лет, так и испытания, широко применяемые в последние годы и подтвердившие свою эффективность, как правило, не требующие вывода оборудования из работы и позволяющие определять степень развития и опасность возможных дефектов на ранних стадиях.

5. В настоящем стандарте приняты следующие условные обозначения категорий контроля:

П - при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования и электрооборудования, прошедшего восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии;

К - при капитальном ремонте на субъекте электроэнергетики;

С - при среднем ремонте;

Т - при текущем ремонте электрооборудования;

М - между ремонтами;

Категория «К» включает контроль при капитальном ремонте как данного вида основного электрооборудования, так и другого оборудования данного присоединения.

Испытания при средних ремонтах турбогенераторов с выводом ротора производятся в объёме и по нормам для капитального ремонта (К), а без вывода ротора - в объёме и по нормам для текущего ремонта (Т).

6. В настоящем стандарте приведен перечень испытаний и предельно допустимые значения контролируемых параметров. Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормируемыми значениями, но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний, осмотров и данных эксплуатации, учитывая динамику и скорость изменения показателей.

Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с результатами измерений на других фазах электрооборудования и на однотипном оборудовании. Однако главным является сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в настоящем стандарте допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования.

7. В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в паспорте или протоколе испытаний изготовителя. При эксплуатационных испытаниях в качестве исходных принимаются значения параметров, определенные испытаниями при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования.

Качество проводимого на субъекте электроэнергетики капитального ремонта оценивается сравнением результатов испытаний после ремонта с данными, указанными в паспорте или протоколе испытаний изготовителя. После капитального или восстановительного ремонта, а также реконструкции, проведенных на специализированном ремонтном предприятии, в качестве исходных для контроля в процессе дальнейшей эксплуатации принимаются значения, полученные по окончании ремонта (реконструкции).

8 Контроль электрооборудования производства иностранных фирм при наличии экспертного заключения эксплуатирующей организации о соответствии функциональных показателей этого оборудования условиям эксплуатации и действующим отраслевым требованиям производится в соответствии с указаниями изготовителя.

9. Кроме испытаний, предусмотренных настоящим стандартом, все электрооборудование должно пройти осмотр непосредственно перед проведением испытаний, проверку работы механической части и другие испытания согласно инструкциям по его эксплуатации и ремонту.

10. Техническим руководителям субъектов электроэнергетики рекомендуется обеспечивать внедрение предусмотренного настоящим стандартом контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением, позволяющего выявлять дефекты на ранних стадиях их развития, привлекая при необходимости организации, аккредитованные на право проведения соответствующих испытаний.

По мере накопления опыта проведения контроля под рабочим напряжением решением технического руководителя субъекта электроэнергетики возможен переход к установлению очередных сроков ремонта электрооборудования по результатам технического диагностирования и отказ от некоторых видов испытаний, выполняемых на отключенном электрооборудовании.

11. Требования по объёму и периодичности испытаний резервного электрооборудования, а также его частей и деталей должны определяться инструкциями изготовителей электрооборудования. При отсутствии таких указаний в инструкциях объем испытаний определяется настоящим стандартом, а периодичность испытаний электрооборудования, определяются техническим руководителем субъекта электроэнергетики.

12. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты производится для электрооборудования на напряжение до 35 кВ включительно.

При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств напряжением до 20 кВ, за исключением основной изоляции кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, повышенным выпрямленным напряжением, которое должно быть равно полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты.

13. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки.

Если испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производится без отсоединения ошиновки электрооборудования распределительного устройства, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного напряжения.

Испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производить с отсоединением кабельных линий от трансформаторов тока при наличии технической возможности.

Испытание выпрямленным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6-10 кВ, может производиться вместе с кабелями.

14. После полной замены масла в маслонаполненном электрооборудовании его изоляция должна быть подвергнута повторным испытаниям в соответствии с настоящим стандартом.

15. В случаях выхода значений определяемых при испытаниях параметров за установленные пределы для выявления причин этого, а также при необходимости более полной оценки состояния электрооборудования в целом и (или) его отдельных узлов, рекомендуется использовать дополнительные испытания и измерения, указанные в настоящем стандарте. Допускается применение испытаний и измерений, не предусмотренных настоящим стандартом, при условии, что уровень испытательных воздействий не превысит указанного в настоящем стандарте.

16. Устройства релейной защиты и электроавтоматики проверяются в объёме и по нормам, приведенным в соответствующих нормативно-технических документах.

17. Местные инструкции по эксплуатации должны быть приведены в соответствие с настоящим стандартом.

18. Объём и сроки испытания электрооборудования могут изменяться техническим руководителем субъекта электроэнергетики в зависимости от производственной важности и надежности оборудования при наличии соответствующих обоснований.

19. Для контроля технического состояния электрооборудования под рабочим напряжением на энергообъектах рекомендуется применение автоматизированных систем мониторинга и технического диагностирования (АСМД), которые должны осуществлять оперативное диагностирование текущего технического состояния оборудования, своевременное выявление возникающих дефектов и прогнозирование их развития.

1) Основными целями работы АСМД являются:

- предупреждение возникновения аварийных процессов из-за внутренних дефектов оборудования и своевременное предотвращение неконтролируемого развития дефектов;

- определение допустимой нагрузочной способности;

- повышение электробезопасности оперативного персонала, снижение влияния человеческого фактора в процессе сбора, обработки и формирования результатов технического диагностирования;

- интегрирование результатов мониторинга и технического диагностирования в АСУ ТП и корпоративные информационные системы;

- применение результатов работы АСМД для оценки технического состояния и планирования стратегии обслуживания производственных активов.

2) АСМД имеет следующую архитектуру:

- первичные датчики;

- контроллеры сбора и обработки сигналов;

- программно-технический комплекс (ПТК) для обработки и представления информации с локальным и/или удаленным АРМ оператора, предназначенным для обработки и анализа получаемой информации.

3) Параметры программного обеспечения АСМД должны соответствовать следующим основным требованиям:

- гибкая настройка конфигурации системы с отображением размещения датчиков на реальных чертежах, фотографиях, схемах и т.д. конкретного объекта;

- возможность изменения режимов и порядка опроса датчиков;

- наглядность графической формы контроля за интенсивностью возможных процессов в изоляции обследуемого оборудования;

- автоматическое проведение замеров, с возможностью формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации при превышении критического уровня измеряемых параметров;

- при сохранении полученных данных должна предусматриваться возможность статистической выборки по всему периоду наблюдения;

- обеспечение передачи данных в АСУ ТП и корпоративные информационные системы.

4) Внедрение АСМД должно проводиться на основании соответствующего технико-экономического обоснования.

5) На вновь строящихся и реконструируемых ПС при технической возможности рекомендуется применять электрооборудование в конструктивном исполнении, обеспечивающем возможность монтажа и использования АСМД для оценки технического состояния под рабочим напряжением.

6) АСМД рекомендуется оснащать функцией удаленного доступа к оперативной информации о текущем техническом состоянии оборудования.

7) В основе алгоритмов технического диагностирования АСМД должны быть реализованы опробованные методики по оценке технического состояния конкретных видов электрооборудования.

8) Алгоритмы выполняемых АСМД измерений, должны быть аттестованы в порядке, предусмотренном нормативно-технической документацией в области обеспечения единства средств измерений.

9) Средства измерений и измерительные каналы АСМД должны быть проверены и аттестованы в порядке, предусмотренном нормативно-технической документацией в области обеспечения единства средств измерений.

10) Результаты испытаний и измерений, выполняемые АСМД с калиброванными или поверенными средствами измерений и измерительными каналами, могут быть приняты в качестве результатов испытаний и измерений, предусмотренных настоящим стандартом, при условии их оформления в виде протоколов установленной нормативными документами формы.

11) При наличии (установке) на электрооборудовании АСМД и получении выходной информации о приближении/достижении предельного состояния и принятии техническим руководителем субъекта электроэнергетики решения о выводе из работы (отключении) электрооборудования рекомендуется проведение соответствующих испытаний и проверок в соответствии с настоящим стандартом для подтверждения причин вывода этого электрооборудования из работы и принятии окончательного решения о дальнейших мероприятиях.

12) АСМД должна автоматически восстанавливать свою работоспособность после несанкционированного отключения и последующего включения питания.

13) Под рабочим напряжением должен быть обеспечен непрерывный контроль состояния силовых автотрансформаторов, трансформаторов, и шунтирующих реакторов с использованием АСМД преимущественно по следующим показателям:

- электрическим параметрам (токи, напряжения, активные, реактивные мощности, cosср) сторон ВН, СН, НН;

- влагосодержанию и содержанию растворенных в трансформаторном масле диагностических газов;

- качеству изоляции (tgδ, емкости) вводов ВН, СН (при соответствующем технико-экономическом обосновании);

- уровню частичных разрядов (при соответствующем технико-экономическом обосновании);

- температуре верхних слоев масла на входе и выходе охладителей (при соответствующем технико-экономическом обосновании);

- температуре наиболее нагретых точек обмоток;

- состоянию технологических защит и сигнализации, систем охлаждения, устройства РПН (ПБВ) для АТ.

14) На оборудовании, не оснащенном АСМД, необходимо проводить оценку состояния нормативными средствами периодического контроля, а при необходимости - комплексное диагностического обследование по утвержденным действующим программам и типовым техническим заданиям.

15) Эксплуатируемые и вновь вводимые комплектные распределительные устройства элегазовые (КРУЭ) должны оборудоваться АСМД при соответствующем технико-экономическом обосновании.

16) АСМД КРУЭ применяются для сбора, обработки, отображения и хранения текущей информации о состоянии КРУЭ в процессе эксплуатации и предназначена для непрерывного мониторинга состояния изоляции КРУЭ.

17) АСМД КРУЭ должны обеспечивать контроль следующих модулей:

- коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей);

- измерительных ТТ и ТН;

- ОПН;

- соединительных элементов (сборных шин, кабельных вводов, проходных вводов, элегазовых токопроводов).

18) АСМД КРУЭ должна соответствовать следующим общим требованиям:

- обеспечивать измерение интенсивности частичных разрядов в изоляции;

- обеспечивать определение места нахождения дефекта;

- обеспечивать контроль утечек элегаза;

- формировать заключение о техническом состоянии контролируемых модулей КРУЭ.

19) АСМД коммутационных аппаратов выполняют следующие функции:

- определяют остаточный коммутационный ресурс контактов;

- определяют техническое состояние привода, которое должно быть достаточным для проведения коммутации;

- контролируют техническое состояние изоляционной системы.

20) Для осуществления контроля технического состояния ВЛ, при соответствующем технико-экономическом обосновании рекомендовано применять АСМД для контроля температуры, вибрации и/или гололеда.

21) АСМД КЛ предназначены для сбора, обработки, отображения и хранения информации, характеризующей текущее состояние основной изоляции, концевых и соединительных муфт КЛ в процессе эксплуатации, определения аварийных участков кабельных линий.

22) Основной целью оснащения КЛ АСМД является обеспечение получения достоверной информации о текущем техническом состоянии КЛ и муфт, возможности прогнозирования развития дефектов по динамике развития разрядных процессов в изоляции, выявление дефектов в изоляции на ранних стадиях их развития, проведение определения мест возникновения дефектов в линии. Любые отказы в системах мониторинга не должны приводить к потере диагностической информации.

23) Оснащение КЛ АСМД осуществляется при наличии соответствующего технико-экономическом обоснования.

24) АСМД КЛ выполняют контроль частичных разрядов в изоляции кабельных линий и муфт и/или контроль температуры жил кабелей.

25) Техническое диагностирование концевых кабельных муфт должно осуществляться с применением электрических и акустических методов неразрушающего контроля.

20. В настоящем стандарте приведены типовые общие требования по объёмам и нормам испытаний электрооборудования. По типам электрооборудования, не приведенным в настоящем стандарте для получения необходимых данных по объёмам и нормам отдельных испытаний и проверок следует использовать официальные материалы изготовителей конкретных типов электрооборудования.

21. В настоящем стандарте не приводятся методики испытаний и метрологические требования, так как они отражены в других материалах (инструкциях, методических указаниях, пособиях и т.п.).

22. Комплексное диагностическое обследование (КДО) технического состояния электрооборудования рекомендуется проводить:

- для электрооборудования, выработавшего нормативные сроки службы;

- для электрооборудования, находящегося в эксплуатации, в сложных для комплексной оценки технического состояния случаях, когда анализ результатов мониторинга, регламентных измерений, выполняемых в соответствии с типовыми объемами и нормами не дают определенного результата, а также в случаях поиска места и определения причин неисправности или отказа.

1) КДО проводится с целью определения стратегии дальнейшей эксплуатации, объема и технологии проведения работ по капитальному ремонту электрооборудования.

2) При проведении КДО для выявления дефектов оборудования используют как положения, изложенные в настоящем стандарте, так и специальные методы, редко используемые в эксплуатации, которые требуют применения специального оборудования, расходных материалов, специальной подготовки персонала.

3) Рекомендуемые объемы проведения КДО приведены в соответствующих разделах настоящего стандарта по отдельным видам электрооборудования с указанием основных и дополнительных проверок и испытаний.

4) Необходимость проведения КДО электрооборудования с расширением объёма испытаний определяется решением технического руководителя субъекта электроэнергетики на основе результатов анализа плановых испытаний/измерений и проводится по специальным программам с учетом требований настоящего стандарта и нормативных документов, отражающих специальные методы контроля и испытаний.

5) При необходимости для проведения КДО привлекаются специализированные организации, допущенные в установленном порядке к проведению технического диагностирования.

23. Отдельные виды испытаний и измерений в соответствии с настоящим стандартом проводятся по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики. Основанием для принятия такого решения могут быть:

- выработка оборудованием нормативного срока службы;

- отрицательные результаты по другим видам испытаний и измерений;

- невозможность выявления причины возникновения дефекта другими видами испытаний и измерений.

- увеличение количества отказов оборудования.

Глава 2. Общие методические указания по испытаниям электрооборудования

24. Испытания электрооборудования должны производиться с соблюдением требований по охране труда при эксплуатации электроустановок и на высоте, а также технической эксплуатации электроустановок.

Измерение изоляционных характеристик электрооборудования под рабочим напряжением разрешается осуществлять при условии использования устройств, обеспечивающих безопасность работ и защиту нормально заземляемого низко потенциального вывода контролируемого объекта от появления на нем опасного напряжения при нарушении связи с землей.

25. Электрические испытания изоляции электрооборудования необходимо проводить при температуре изоляции не ниже плюс 5 °С, кроме оговоренных в настоящем стандарте случаев, когда измерения следует проводить при иной температуре. В отдельных случаях (например, при приемо-сдаточных испытаниях, при проведении аварийно-восстановительных работ) по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики измерения тангенса угла диэлектрических потерь, сопротивления изоляции и другие измерения на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ включительно могут проводиться при более низкой температуре. Измерения электрических характеристик изоляции, произведенные при отрицательных температурах, должны быть повторены в возможно короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5 °С.

При отборе трансформаторного масла важно учитывать состояние окружающей среды: нежелательно отбирать масло при относительной влажности атмосферного воздуха выше 70% и температуре отбираемого масла ниже 5 °С, атмосферных осадках, т.к. это может привести к искажению представительности отбираемой пробы масла и, как следствие, результатов испытаний и анализов. В случае необходимости отбора масла при условиях хуже указанных полученные результаты не могут гарантировать соответствие нормативным значениям в дальнейшей эксплуатации. Повторный, контрольный отбор необходимо выполнить при ближайших благоприятных погодных условиях.

26. Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение - не более 5 °С). Если это невозможно, должен применяться температурный перерасчет в соответствии с инструкциями по эксплуатации конкретных видов электрооборудования.

При измерении сопротивления изоляции фиксация показаний мегаомметра производится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с настоящим стандартом требуется определение коэффициента абсорбции (R60"/R15"), фиксация показаний производится дважды: через 15 с и 60 с после начала измерений.

27. Испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами.

Перед проведением испытаний изоляции электрооборудования (за исключением вращающихся машин, находящихся в эксплуатации) наружная поверхность изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда испытания проводятся методом, не требующим отключения электрооборудования.

28. Испытание изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов и реакторов повышенным приложенным напряжением частоты 50 Гц должно производиться поочередно для каждой электрически независимой цепи или параллельной ветви (в последнем случае при наличии полной изоляции между ветвями). При этом вывод испытательного устройства, который будет находиться под напряжением, соединяется с выводом испытуемой обмотки, а другой - с заземленным корпусом испытуемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки.

Обмотки, соединенные между собой наглухо и не имеющие выведенных обоих концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без их разъединения.

29. При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением частоты 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать: линейное напряжение питающей сети, источники питания, обеспечивающие синусоидальную форму напряжения.

30. Испытательное напряжение должно подниматься плавно со скоростью, допускающей визуальный контроль по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизменным в течение всего времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до нуля и отключается.

Под продолжительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного настоящим стандартом.

Глава 3. Синхронные генераторы и компенсаторы[1]

§ 1. Типовой объём и нормы испытаний

31.Типовой объём и нормы измерений и испытаний генераторов во время или после монтажа, при капитальных и текущих ремонтах, а также в межремонтный период, приведены в параграфах 2-35.

32. Генераторы на напряжение 1 кВ и выше мощностью менее 1000 кВт испытываются, как минимум, только по параграфам 2, 3, 5, 6, 8-10, 16 и 17.

33. Генераторы на напряжение ниже 1 кВ независимо от мощности испытываются, как минимум, только по параграфам 2, 3, 5, 6, 8, 16 и 17.

34. Типовой объём и нормы измерений и испытаний для генераторов зарубежного производства выбираются согласно инструкции по эксплуатации изготовителя.

35. Объём и нормы пооперационных измерений и испытаний при восстановительных ремонтах обмоток генераторов сведены в приложениях А и Б.

§ 2. Определение условий включения в работу генераторов без сушки

36. После текущего, среднего или капитального ремонтов генераторы, как правило, включаются в работу без сушки.

37. Генераторы, вновь вводимые в эксплуатацию или прошедшие ремонт со сменой обмоток, включаются без сушки, если сопротивление изоляции (R60") и коэффициент абсорбции (R₆₀"/R₁₅") обмоток статоров имеют значения не ниже указанных в таблице 1.

38. После перепайки соединений у генераторов с гильзовой изоляцией подсушка является обязательной.

39. У вновь вводимых или прошедших ремонт со сменой обмоток генераторов с газовым (в том числе воздушным) охлаждением обмоток статоров, кроме того, должна приниматься во внимание зависимость токов утечки от приложенного напряжения по пункту 4. Если инструкцией изготовителя вновь вводимого генератора или инструкцией поставщика обмоток статора предусматриваются дополнительные критерии отсутствия увлажнения изоляции, то они также должны быть использованы.

40. Для генератора с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки после монтажа и ремонтов устанавливается по инструкции изготовителя.

41. Обмотки роторов генераторов, охлаждаемые газом (воздухом или водородом) не подвергаются сушке, если сопротивление изоляции обмотки имеет значение не ниже указанного в таблице 6.1. Включение в работу генераторов, обмотки роторов которых охлаждаются водой, производится в соответствии с инструкцией изготовителя.

§ 3. Измерение сопротивления изоляции

42. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром, напряжение которого выбирается в соответствии с таблицей 1.

43. Сопротивление изоляции обмоток статора с водяным охлаждением измеряется без воды в обмотке, после продувки ее водяного тракта сжатым воздухом при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения. Случаи, когда измерения производятся с водой в обмотке, специально оговорены в таблице.

44. Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции при температуре 10-30 °С приведены в таблице 1.

45. Для температур выше 30 °С допустимое значение сопротивления изоляции снижается в 2раза на каждые 20 °С разности между температурой, при которой выполняется измерение, и 30 °с.

§ 4. П, К, М. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки

46. Для испытания обмоток статоров впервые вводимых в эксплуатацию генераторов зависимость испытательного выпрямленного напряжения, кВ, от номинального напряжения генераторов, кВ, приведена ниже:

В эксплуатации изоляция обмотки статора испытывается выпрямленным напряжением у генераторов, начиная с мощности 5000 кВт.

Таблица 1.

Допустимые значения сопротивления

изоляции и коэффициента абсорбции

Примечание-* 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.

47. 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 технического руководителя субъекта электроэнергетики. Рекомендуется, чтобы снижение испытательного напряжения, если оно предусмотрено, было не более чем на 0,5Uном по среднему 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.

48. 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 через 15 и 60 с. Ступени должны быть близкими к 0,5U_HOm. 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.

49. Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности

где U_Hб - наибольшее, т.е. полное испытательное напряжение (напряжение последней ступени), U_нм - наименьшее напряжение (напряжение первой ступени), Iнб, Iнм - токи утечки I_60”) при напряжениях U_Hб и U_Hм.

50. Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение менее 10 мкА, то за U_HM и I_Нм 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.

51. 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 в таблице 2. ниже:

Таблица 2

Примечание – У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция. Разрешается испытания выпрямленным напряжением статорных обмоток, охлажденных водой после полной осушки обмотки, методом вакуумирования.

52. Испытание изоляции полным испытательным напряжением в течение 60 секунд с определением тока утечки последней ступени считается одновременно и испытанием электрической прочности изоляции выпрямленным напряжением.

§ 5. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

53. Значение испытательного напряжения принимается по таблице 3. 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.

54. 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.

55. Изоляция обмотки ротора турбогенераторов, впервые вводимых в эксплуатацию, испытывается при номинальной частоте вращения ротора.

56. 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 изготовителя генератора не указано иначе.

57. 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 допускаются.

58. 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 1,5U_HOм. Продолжительность испытания 1 мин.

Таблица 3.

Испытательные напряжения промышленной частоты

Примечание-* Для концевых выводов, испытанных изготовителем вместе с изоляцией обмотки статора. ** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.

59. Не допускается совмещение испытаний повышенным напряжением изоляции обмотки статора и других расположенных в нем элементов с проверкой газоплотности корпуса генератора избыточным давлением воздуха.

60. 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).

61. 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.

62. При испытании повышенным напряжением полностью собранной машины должно быть обеспечено тщательное наблюдение за изменениями тока и напряжения в цепи испытуемой обмотки и организовано прослушивание корпуса машины с соблюдением всех мер безопасности (например, с помощью изолирующего стетоскопа). В случае обнаружения при испытаниях отклонений от нормального режима (толчки стрелок измерительных приборов, повышенные значения токов утечки по сравнению с ранее наблюдавшимися, щелчки в корпусе машины и т.п.) испытания должны быть прекращены и повторены при снятых щитах.

63.Аналогичным образом должны проводиться профилактические испытания между ремонтами, если они проводятся без снятия торцевых щитов.

64. При испытаниях повышенным напряжением изоляции обмоток генераторов следует соблюдать меры противопожарной безопасности.

§ 6. Измерение сопротивления постоянному току

65. Измерение производится в холодном состоянии генератора. При сравнении значений сопротивлений с данными изготовителя или данными измерений после замены они должны быть приведены к одинаковой температуре.

Таблица 4.

Нормы отклонений значений сопротивления постоянному току

§ 7. П, К. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току

66. 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.

67. 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 (кроме турбогенераторов с бесщеточными системами возбуждения, на которых данные измерения невозможны), включая номинальную, и в неподвижном состоянии, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным.

68. Сопротивление по полюсам или парам полюсов, измеряется только при неподвижном роторе.

69. Для сравнения результатов с данными предыдущих измерений, измерения должны производиться при аналогичном состоянии генератора (вставленный или вынутый ротор, разомкнутая или замкнутая накоротко обмотка статора) и одних и тех же значениях питающего напряжения или тока.

70. 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.

71. 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).

§ 8. П, К. Измерение воздушного зазора

72. 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 инструкциями изготовителя не предусмотрены более жесткие нормы.

73. 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.

74. Воздушный зазор у вновь вводимых явнополюсных машин (генераторов и возбудителей) измеряется под всеми полюсами.

75. Определение форм ротора и статора гидрогенераторов проводится при вводе в эксплуатацию и при каждом капитальном ремонте, а также в случае возникновения при подаче возбуждения повышенных низкочастотной вибрации сердечника, статора и крестовины, биения вала и температуры сегментов направляющих подшипников.

76. Форма ротора и статора определяется посредством измерения 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.

77. Результаты измерений сравниваются с данными предыдущих испытаний. При их отклонении более чем на 20 % принимаются меры по указаниям изготовителя машины.

Таблица 5.

Оценка формы ротора и рекомендуемые решения

Таблица  6.

Оценка формы статора и рекомендуемые решения

§ 9. Определение характеристик генератора

П, К. Снятие характеристики трехфазного короткого замыкания (КЗ)

78. Отклонение характеристики КЗ, снятой при испытании, от исходной должно находиться в пределах допустимых погрешностей измерений.

79. Если отклонение снятой характеристики превышает пределы, определяемые допустимой погрешностью измерения, и характеристика располагается ниже исходной, это свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора.

80. При приемо-сдаточных испытаниях характеристику КЗ собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не снимать, если она была снята изготовителем, и имеется соответствующий протокол испытания.

81. У генератора, работающего в блоке с трансформатором, после монтажа и при каждом капитальном ремонте необходимо снимать характеристику КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором).

82. Для сравнения с характеристикой изготовителя, характеристику генератора допускается получать пересчетом данных характеристики КЗ блока по ГОСТ 10169-77.

83. 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.

84. У синхронных компенсаторов, не имеющих разгонного электродвигателя, характеристики трехфазного КЗ снимаются на выбеге и только при испытаниях после монтажа (если характеристика не была снята изготовителем), а также после капитального ремонта со сменой обмотки ротора.

Примечание - Для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения характеристику трехфазного короткого замыкания допускается измерять косвенными методами в соответствии с рекомендациями изготовителя.

П, К. Снятие характеристики холостого хода (XX)

85. 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 вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора будет не более 1,3 номинального.

У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику XX на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика XX блока, при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформаторами).

86. При вводе в эксплуатацию блока характеристику XX собственно генератора (отсоединенного от трансформатора) допускается не снимать, если она была снята изготовителем и имеются соответствующие протоколы. При отсутствии на электростанциях таких протоколов снятие характеристики XX генератора обязательно.

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

88. 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.

Примечание - Для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения характеристику холостого хода допускается измерять косвенными методами в соответствии с рекомендациями изготовителя.

§ 10. П, К. Испытание межвитковой изоляции обмотки статора

89. Производится при вводе в эксплуатацию, за исключением генераторов и синхронных компенсаторов, испытанных изготовителем, и при наличии соответствующих протоколов.

90. В эксплуатации производится после ремонтов генераторов и синхронных компенсаторов с полной или частичной заменой обмотки статора.

91. 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.

92. 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.

93. Межвитковую изоляцию рекомендуется испытывать одновременно со снятием характеристики XX.

§ 11. П. Определение характеристик коллекторного возбудителя

94. Характеристика XX определяется до наибольшего (потолочного) значения напряжения или значения, установленного изготовителем.

95. Снятие нагрузочной характеристики производится при нагрузке на ротор генератора до значения не ниже номинального тока возбуждения генератора. Отклонения характеристик от характеристик изготовителя или ранее снятых должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.

§ 12. К. Испытание стали статора

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

97. Первые испытания активной стали (если они не выполнялись по указанным ниже причинам) производятся на всех генераторах мощностью 12 МВт и более, проработавших свыше 15 лет, а затем через каждые 5-8 лет у турбогенераторов и при каждой выемке ротора - у гидрогенераторов.

98. У генераторов мощностью менее 12 МВт испытание проводится при полной замене обмотки и при ремонте стали, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики, но не реже, чем 1 раз в 10 лет.

99. 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.

100. Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, но не более чем на ±0,1 Тл, то длительность испытания должна соответственно изменяться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняться по формулам:

  или    ;

  или 

где В_исп - индукция при испытании, Тл; t_исп - продолжительность испытания, мин; Р_исп -удельные потери, определенные при В_исп, Вт/кг; P_1,0 и P_1,4 - удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к индукции 1,0 и 1,4 Тл.

101. 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, а для генераторов, изготовленных до 1958 г. - 45 - 30 °С.

102. 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 таблице 7

103. 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

104. Измерения производятся также при кольцевом намагничивании, но малым током (с индукцией в спинке сердечника около 0,01-0,05 Тл).

105. Метод позволяет выявлять замыкания листов на поверхности зубцов и в глубине сердечника и контролировать состояние активной стали непосредственно при проведении работ по устранению дефектов

Таблица 7.

Допустимые удельные потери сердечника

Примечание - Для генераторов, отработавших свыше 30 лет, при удельных потерях, более указанных в § 12 и таблице 7, решение о возможности продолжения эксплуатации машины и необходимых для этого мерах следует принимать с привлечением специализированных организаций с учетом данных предыдущих испытаний и результатов испытаний дополнительными методами.

Если намагничивающая обмотка выполняется с охватом не только сердечника, но и корпуса машины, допустимые удельные потери могут быть увеличены на 10 % относительно указанных в таблице.

§ 13. П, М. Испытание на нагревание

106. 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.

107. 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.

108. Испытания на нагревание проводятся также после полной замены обмотки статора или ротора или реконструкции системы охлаждения.

109. 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.

110. Испытания и обработка получаемых материалов должны выполняться в соответствии с требованиями по проведению испытаний генераторов на нагревание, а для турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения по рекомендациям изготовителя.

111. В эксплуатации контрольные испытания производятся не реже 1 раза в 10 лет, а для машин, отработавших более 25 лет, - не реже 1 раза в 5 лет.

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

§ 14. П, К. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора

113. Определение производится один раз при вводе в эксплуатацию головного образца нового типа генератора, если эти параметры не могли быть получены на стенде изготовителя (например, для крупных гидрогенераторов, собираемых на месте установки и т.п.).

114. Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются также один раз при капитальном ремонте после проведения модернизации, если в результате конструктивных изменений или применяемых материалов могли измениться эти параметры.

115. Полученные значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени оцениваются на соответствие их требованиям ГОСТ и ТУ.

§ 15. П, К, Т, М. Проверка качества дистиллята

116. Система водяного охлаждения обмоток генераторов должна обеспечивать качество циркулирующего дистиллята в пределах норм, приведенных в таблице 8, если в инструкции изготовителя не указаны более жесткие требования

Таблица 8.

Нормы качества дистиллята

Примечание - 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 NH4OH- 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.

§ 16. Измерение вибрации

117. Вибрация (размах вибросмещений, двойная амплитуда колебаний) узлов генераторов и их электромашинных возбудителей при работе с номинальной частотой вращения не должна превышать значений, указанных в таблице 9. Рекомендации по измерению уровней вибрации на не вращающихся частях машины указаны в ГОСТ ИСО 10816-1-97. 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.

118. У гидрогенераторов осмотры и измерения вибрации опорных конструкций, стальных конструкций и лобовых частей обмотки статора должны осуществляться в соответствии с требованиями по проведению эксплуатационного контроля вибрационного состояния конструктивных узлов гидроагрегата

119. 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 с"¹ - по среднеквадратическому значению вибрационной скорости.

120. Вибрация измеряется при вводе в эксплуатацию компенсатора после монтажа, а затем - по необходимости. Методы и процедуры балансировки роторов указаны в ГОСТ 31320-2006.

§ 17. П, К. Испытание газоохладителей гидравлическим давлением

121. Испытательное гидравлическое давление должно быть равно двукратному наибольшему возможному при работе давлению, но не менее 0,3 МПа для турбо- и гидрогенераторов с воздушным охлаждением; 0,6 МПа для турбогенераторов серии ТГВ; 0,8 МПа для турбогенераторов ТВВ единой серии и 0,5 МПа для остальных турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением.

122. Продолжительность испытания - 30 мин.

123. При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды.

124. Во время капитальных ремонтов турбогенераторов ТГВ-300 проводятся гидравлические испытания каждой трубки газоохладителя в отдельности давлением воды 2,5 МПа в течение 1 мин. Количество дефектных отглушенных трубок в газоохладителе не должно превышать 5 % общего количества.