ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 549
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Измерение зазоров в подшипниках скольжения
Увеличение зазоров в подшипниках скольжения более значений, приведенных в табл. 5.5, указывает на необходимость перезаливки вкладыша.
Таблица 5.5
ДОПУСТИМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ЗАЗОРОВ В ПОДШИПНИКАХ
СКОЛЬЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ
5.7. П, К. Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом
Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше. Значение тока ХХ для вновь вводимых электродвигателей не нормируется.
Значение тока ХХ после капитального ремонта электродвигателя не должно отличаться больше чем на 10% от значения тока, измеренного перед его ремонтом, при одинаковом напряжении на выводах статора.
Продолжительность проверки электродвигателей должна быть не менее 1 ч.
5.8. П, К, М. Измерение вибрации подшипников электродвигателя
Измерение производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, а также у всех электродвигателей ответственных механизмов.
Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднеквадратическое значение виброскорости или размах вибросмещений), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях.
При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следующих значений:
Синхронная частота вращения, 3000 1500 1000 750 и менее
об./мин.
Вибрация подшипников, мкм 30 60 80 95.
Периодичность измерений вибрации узлов ответственных механизмов в межремонтный период должна быть установлена по графику, утвержденному техническим руководителем электростанции.
5.9. П, К. Измерение разбега ротора в осевом направлении
Измерение производится у электродвигателей, имеющих подшипники скольжения.
Осевой разбег ротора двигателя, не соединенного с механизмом, зависит от конструкции двигателя, приводится в технической документации на двигатель и должен составлять от 2 до 4 мм на сторону от нейтрального положения <*>, определяемого действием магнитного поля при вращении ротора в установившемся режиме и фиксируемого меткой на валу.
------------------------------------
<*> Если в инструкции по эксплуатации не оговорена другая норма.
Разбег ротора проверяется при капитальном ремонте у электродвигателей ответственных механизмов или в случае выемки ротора.
5.10. П, К. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой
Проверка производится при неизменной мощности, потребляемой электродвигателем из сети, не менее 50% номинальной и при соответствующей установившейся температуре обмоток. Проверяется тепловое и вибрационное состояние двигателя.
5.11. П, К. Гидравлическое испытание воздухоохладителя
Испытание производится избыточным давлением 0,2 - 0,25 МПа в течение 5 - 10 мин., если отсутствуют другие указания завода-изготовителя.
5.12. К, М. Проверка исправности стержней короткозамкнутых роторов
Проверка производится у асинхронных электродвигателей при капитальных ремонтах осмотром вынутого ротора или специальными испытаниями, а в процессе эксплуатации по мере необходимости - по пульсациям рабочего или пускового тока статора.
5.13. Испытание возбудителей
Испытание возбудителей производится у синхронных электродвигателей в соответствии с указаниями раздела 32.
6. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ, АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ
И МАСЛЯНЫЕ РЕАКТОРЫ <*>
------------------------------------
<*> Далее - трансформаторы.
6.1. П. Определение условий включения трансформаторов
6.1.1. Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями раздела 6 и инструкций заводов-изготовителей.
6.1.2. Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями раздела 6 и РДИ 34-38-058-91 "Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110 - 1150 кВ мощностью 80 МВ x А и более. Капитальный ремонт".
6.2. П, К, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (РД 34.46.302-89).
Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВ x А и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВ x А и более, а также все трансформаторы 220 - 500 кВ - в течение первых 3 сут., через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;
- трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых 3 сут., через 2 недели, 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.
6.3. П, К, М. Оценка влажности твердой изоляции
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ x А и более.
Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 2%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 4% по массе (образец твердой изоляции толщиной 3 мм). Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.
Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.
Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10 - 12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4 - 6 лет.
6.4. Измерение сопротивления изоляции
6.4.1. П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения (п. 1.5), должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ x А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Температура обмотки, °C 10 20 30 40 50 60 70
R60", МОм 450 300 200 130 90 60 40.
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20 - 30 °C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
до 1 кВ включительно - не менее 100 МОм;
более 1 до 6 кВ включительно - не менее 300 МОм;
более 6 кВ - менее 500 МОм.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе
, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.
Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
20 °C - у трансформаторов напряжением 220 - 750 кВ.
6.4.2. П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода
Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегаомметры на напряжение 1000 - 2500 В.
Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
6.5. П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта) изоляции обмоток
Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.
Значения tg дельта изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения (п. 1.5), с учетом влияния tg дельта масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.
Измеренные значения tg дельта изоляции при температуре изоляции 20 °C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными, и их сравнение с исходными данными не требуется.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tg дельта изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.
Увеличение зазоров в подшипниках скольжения более значений, приведенных в табл. 5.5, указывает на необходимость перезаливки вкладыша.
Таблица 5.5
ДОПУСТИМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ЗАЗОРОВ В ПОДШИПНИКАХ
СКОЛЬЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ
| Номинальный диаметр вала, мм | Зазор, мм, при частоте вращения, об./мин. | ||
| до 1000 | от 1000 до 1500 (включительно) | свыше 1500 | |
| 18 - 30 | 0,04 - 0,093 | 0,06 - 0,13 | 0,14 - 0,28 |
| 31 - 50 | 0,05 - 0,112 | 0,075 - 0,16 | 0,17 - 0,34 |
| 51 - 80 | 0,065 - 0,135 | 0,095 - 0,195 | 0,2 - 0,4 |
| 81 - 120 | 0,08 - 0,16 | 0,12 - 0,235 | 0,23 - 0,46 |
| 121 - 180 | 0,10 - 0,195 | 0,15 - 0,285 | 0,26 - 0,53 |
| 181 - 260 | 0,12 - 0,225 | 0,18 - 0,3 | 0,3 - 0,6 |
| 261 - 360 | 0,14 - 0,25 | 0,21 - 0,38 | 0,34 - 0,68 |
| 361 - 600 | 0,17 - 0,305 | 0,25 - 0,44 | 0,38 - 0,76 |
5.7. П, К. Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом
Производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше. Значение тока ХХ для вновь вводимых электродвигателей не нормируется.
Значение тока ХХ после капитального ремонта электродвигателя не должно отличаться больше чем на 10% от значения тока, измеренного перед его ремонтом, при одинаковом напряжении на выводах статора.
Продолжительность проверки электродвигателей должна быть не менее 1 ч.
5.8. П, К, М. Измерение вибрации подшипников электродвигателя
Измерение производится у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, а также у всех электродвигателей ответственных механизмов.
Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднеквадратическое значение виброскорости или размах вибросмещений), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях.
При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следующих значений:
Синхронная частота вращения, 3000 1500 1000 750 и менее
об./мин.
Вибрация подшипников, мкм 30 60 80 95.
Периодичность измерений вибрации узлов ответственных механизмов в межремонтный период должна быть установлена по графику, утвержденному техническим руководителем электростанции.
5.9. П, К. Измерение разбега ротора в осевом направлении
Измерение производится у электродвигателей, имеющих подшипники скольжения.
Осевой разбег ротора двигателя, не соединенного с механизмом, зависит от конструкции двигателя, приводится в технической документации на двигатель и должен составлять от 2 до 4 мм на сторону от нейтрального положения <*>, определяемого действием магнитного поля при вращении ротора в установившемся режиме и фиксируемого меткой на валу.
------------------------------------
<*> Если в инструкции по эксплуатации не оговорена другая норма.
Разбег ротора проверяется при капитальном ремонте у электродвигателей ответственных механизмов или в случае выемки ротора.
5.10. П, К. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой
Проверка производится при неизменной мощности, потребляемой электродвигателем из сети, не менее 50% номинальной и при соответствующей установившейся температуре обмоток. Проверяется тепловое и вибрационное состояние двигателя.
5.11. П, К. Гидравлическое испытание воздухоохладителя
Испытание производится избыточным давлением 0,2 - 0,25 МПа в течение 5 - 10 мин., если отсутствуют другие указания завода-изготовителя.
5.12. К, М. Проверка исправности стержней короткозамкнутых роторов
Проверка производится у асинхронных электродвигателей при капитальных ремонтах осмотром вынутого ротора или специальными испытаниями, а в процессе эксплуатации по мере необходимости - по пульсациям рабочего или пускового тока статора.
5.13. Испытание возбудителей
Испытание возбудителей производится у синхронных электродвигателей в соответствии с указаниями раздела 32.
6. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ, АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ
И МАСЛЯНЫЕ РЕАКТОРЫ <*>
------------------------------------
<*> Далее - трансформаторы.
6.1. П. Определение условий включения трансформаторов
6.1.1. Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями раздела 6 и инструкций заводов-изготовителей.
6.1.2. Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями раздела 6 и РДИ 34-38-058-91 "Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110 - 1150 кВ мощностью 80 МВ x А и более. Капитальный ремонт".
6.2. П, К, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (РД 34.46.302-89).
Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВ x А и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВ x А и более, а также все трансформаторы 220 - 500 кВ - в течение первых 3 сут., через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;
- трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых 3 сут., через 2 недели, 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.
6.3. П, К, М. Оценка влажности твердой изоляции
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ x А и более.
Допустимое значение влагосодержания твердой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 2%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 4% по массе (образец твердой изоляции толщиной 3 мм). Влагосодержание твердой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.
Влагосодержание твердой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твердой изоляции расчетным путем.
Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10 - 12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4 - 6 лет.
6.4. Измерение сопротивления изоляции
6.4.1. П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения (п. 1.5), должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ x А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Температура обмотки, °C 10 20 30 40 50 60 70
R60", МОм 450 300 200 130 90 60 40.
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20 - 30 °C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
до 1 кВ включительно - не менее 100 МОм;
более 1 до 6 кВ включительно - не менее 300 МОм;
более 6 кВ - менее 500 МОм.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе
, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметра к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.
Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
20 °C - у трансформаторов напряжением 220 - 750 кВ.
6.4.2. П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода
Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегаомметры на напряжение 1000 - 2500 В.
Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
6.5. П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта) изоляции обмоток
Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.
Значения tg дельта изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения (п. 1.5), с учетом влияния tg дельта масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.
Измеренные значения tg дельта изоляции при температуре изоляции 20 °C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными, и их сравнение с исходными данными не требуется.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объеме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tg дельта изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.