Страница 9: РД 34.45.614. Руководство по капитальному ремонту турбогенераторов ТВФ-120-2 и ТВФ-100-2 (52693)

7.1.9. Снять характеристику холостого хода.

7.1.10. Измерить сопротивление изоляции обмотки ротора непосредственно после снятия возбуждения.

7.1.11. Снять характеристику сопротивления изоляции (мегаомметром на напряжение 1000 В) и характеристику полного сопротивления обмотки ротора (при напряжении 220 В частоты 50 Гц) в функции частоты вращения при снижении частоты вращения ротора.

7.2. Измерения и испытания, выполняемые после останова турбогенератора и непосредственно после его разборки

7.2.1. Измерить сопротивление изоляции обмотки статора каждой фазы мегаомметром на напряжение 2500 В и определить отношение R60’’/R15’’

Сопротивление изоляции каждой фазы по отношению к заземленному корпусу и другим заземленным фазам при отсоединенном шинопроводе должно быть не менее:

Температура обмотки, °С           75         70        60        50        40        30        20        10

Сопротивление МОм                   4,7        5,6       8,0       11,3     16,0     22,0     31,5                                                            44,2

Отношение сопротивления R60’’/R15’’ должно быть не ниже 1,3 при температуре от 10 до 30 °С. При несоблюдении хотя бы одного из условий, приведенных в этом пункте, обмотка статора должна быть подвергнута сушке.

7.2.2. После перевода турбогенератора на воздух произвести контрольную опрессовку при давлении 0,25 МПа (2,5 кгс/см2) для турбогенераторов ТВФ-120-2 и 0,2 МПа (2 кгс/см2) для турбогенераторов ТВФ-100-2. После опрессовки произвести контрольное измерение утечки в течение 24 ч (см. приложения 5 и 6).

7.2.3. Измерить сопротивление изоляции обмотки ротора и цепей возбуждения мегаомметром на напряжение 1000 В. Сопротивление изоляции при температуре от 10 до 30 °С должно быть не менее 0,5 МОм.

7.2.4. Измерить сопротивление изоляции термосопротивлений мегаомметром на напряжение 500 В (определяется вместе с соединительными проводами прибора до термометра сопротивления).

Сопротивление должно быть не менее 0,5 МОм.

7.2.5. Измерить сопротивление меди постоянному току:

а) обмотки статора (каждая фаза в отдельности): полученные значения сопротивлений могут отличаться друг от друга и от ранее измеренных значений не более чем на 2 %, параллельных ветвей - на 5 %;

б) обмотки ротора (расхождение с данными завода-изготовителя или с результатами измерений не должно быть более 2 %);

в) обмоток возбудителя (измерению значения сопротивлений не должны отличаться от заводских данных или от ранее измеренных более чем на 2 %).

7.3. Измерения и испытания, выполняемые во время ремонта и при сборке турбогенератора

7.3.1. После снятия щитов и до чистки обмотки испытать изоляцию обмотки статора:

а) выпрямленным напряжением 19,2 кВ в течение 1 мин испытывается каждая фаза в отдельности (при остальных заземленных);

б) напряжением 17,85 кВ переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин (испытывается каждая фаза в отдельности при остальных заземленных).

7.3.2. Проверить продуваемость вентиляционных каналов обмоток ротора после его выемки (см. приложение 10).

7.3.3. Измерить сопротивление обмотки ротора переменного тока частоты 50 Гц напряжением 220 В в целях выявления витковых замыканий в обмотке.

Сравнение полученных результатов с измеренными ранее должны производиться при аналогичном состоянии генератора (ротор находится в генераторе или вне его, обмотка статора разомкнута или замкнута и т.д.). Отклонения полученных данных от данных предыдущих измерений или от среднего значения сопротивления полюсов должны находиться в пределах точности измерений.

7.3.4. Проверить газоплотность сборочных единиц турбогенератора (см. приложение 5).

7.3.5. Произвести испытание активной стали статора (см. приложение 8).

7.3.6. Измерять сопротивление изоляции между деталями турбогенератора (подшипники генератора и возбудителя, уплотнение вала со стороны возбудителя, подставка подвозбудителя относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах) в процессе сборки мегаомметром на напряжение 1000 В.

Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.

7.3.7. Измерить воздушный зазор между статором и ротором турбогенератора. Зазор в диаметрально противоположных точках не должен отличаться друг от друга более чем на ±2,5 % среднего значения, равного их полусумме.

7.3.8. Измерить сопротивление изоляции щитов вентиляторов.

Сопротивление, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В относительна наружного щита и между полу щитами вентиляторов, должно быть не менее 0,5 МОм.

7.3.9. Испытать изоляцию обмотки статора (после ввода ротора в статор и установки щитов) напряжением 10,5 кВ переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин.

Допускается проведение дополнительного испытания переменным напряжением 10,5 кВ частоты 50 Гц после проведения всех ремонтных работ обмотки статора и после очистки ее от загрязнений, во до ввода ротора.

7.3.10. Измерить сопротивление изоляции обмотки ротора мегаомметром на напряжение 1000 В.

Сопротивление изоляции при температуре от 10 до 30 °С должно быть не менее 0,5 МОм.

7.3.11. Измерить сопротивление изоляции обмоток возбудителя и подвозбудителя мегаомметром на напряжение 1000 В.

Сопротивление изоляции каждой обмотки по отношению к заземленному корпусу и другой заземленной обмотке должно быть не менее 0,5 МОм.

7.3.12. Измерить сопротивление изоляции цепей возбуждения турбогенератора и возбудителя со всей присоединенной аппаратурой (без обмоток ротора и возбудителя) мегаомметром на напряжение 1000 В. Значение сопротивления изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.

7.3.13. Проверить газоплотность турбогенератора в сборе. Измерить температуру в корпусе турбогенератора по термометрам сопротивления до и после испытания и определить значение утечек.

7.4. Измерения и испытания, выполняемые после пуска турбогенератора

7.4.1. При развороте турбогенератора измерить сопротивление изоляции обмотки ротора и полное сопротивление обмотки согласно пп. 7.1.10, 7.1.11.

7.4.2. Снять характеристики трехфазного короткого замыкания и холостого хода.

7.4.3. Проверить содержание водорода в картерах опорных подшипников и главном масляном баке турбины.

7.4.4. Проверить снижение чистоты водорода в корпусе турбогенератора.

7.4.5. Проверить влажность водорода в корпусе турбогенератора.

7.4.6. Проверить работу системы маслоснабжения на работающем турбогенераторе.

7.4.7. Измерить напряжение между концами вала ротора.

7.4.8. Измерить сопротивление изоляции опорного подшипника со стороны возбудителя.

7.4.9. Измерить вибрацию подшипников турбогенератора:

- на холостом ходу без возбуждения;

- при возбуждении;

- после включения в сеть;

- при наборе нагрузки.

Приложение 1

ПЕРЕЧЕНЬ ЗАВОДСКИХ ЧЕРТЕЖЕЙ ДЕТАЛЕЙ. СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ. НЕОБХОДИМЫХ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Приложение 2

ПЕРЕЧЕНЬ ОБОРУДОВАНИЯ, ИНСТРУМЕНТА И АППАРАТУРЫ