МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ

Парижмонтажремонт
МУ 14-602-2010

Парижмонтажремонт

ПО «Парижмонтажремонт»

г. Парижь

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ

ИСПЫТАНИЙ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Парижмонтажремонт

Общие положения
1. Настоящие методические указания определяют порядок контроля состояния силовых трансформаторов путем измерения следующих параметров: тока и потерь холостого хода, тангенса угла диэлектрических потерь и емкости обмоток, сопротивления короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току в соответствии со «Сборником методических пособий по контролю состояния электрооборудования, Москва СПО ОРГРМР 1997 г.».
2. Испытание трансформаторного масла производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний масла трансформаторного». Тепловизионный контроль оборудования проводиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению тепловизионного контроля». Испытание и вводов силовых трансформаторов производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний вводов и проходных изоляторов». Испытание встроенных измерительных трансформаторов производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний измерительных трансформаторов». Измерение сопротивления постоянному току проводится в соответствии с «Методическими указаниями по поведению измерений сопротивления постоянному току».
3. Объемы и сроки проведения различных видов испытаний, допустимые значения характеристик испытываемого оборудования, устанавливаются на основании РД 34.45-51.300-97 и утвержденных многолетних графиков.
4. Порядок выполнения работы определяется соответствующей технологической картой.
5. Знание настоящих методических указаний обязательно для следующих работников Службы изоляции и испытаний и измерений: начальник, инженер, электромонтёр по испытаниям и измерениям.
Нормативные ссылки

В настоящих методических указаниях использованы ссылки на следующие документы:

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00;
Объем и нормы испытаний электрооборудования РД 34.45-51.300-97;
Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках. СО 153-34.03.603-2003;
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: Утверждены Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003, № 229;
Правила устройства электроустановок – издание 6-е;
Правила устройства электроустановок – издание 7-е;
Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования, Москва СПО ОРГРМР 1997 г.

Обозначения и сокращения

Филиал - Парижмонтажремонт;

ПМР – Производственное участок «Парижские МР»;

СССРРР – Служба изоляции и испытаний и измерений.

Методы определения параметров изоляции

Общие положения

Для оценки состояния главной изоляции трансформаторов в эксплуатации или при вводе нового оборудования производится измерение значений параметров главной изоляции: сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) и емкости (С).
Для принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора производятся комплексный анализ измеренных значений параметров изоляции, сопоставление измеренных абсолютных значений параметров с ранее измеренными значениями, а также анализируется динамика изменений этих параметров.
Измерения параметров изоляции допускается производить при температуре изоляции не ниже +10˚С для трансформаторов напряжением до 110 кВ.
Если температура изоляции ниже +10˚С, то трансформатор должен быть нагрет.
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 данного трансформатора.
Выводы обмотки, на которой производят измерения, соединяют между собой.
Измерение tgδ и емкости рекомендуется производить после измерения сопротивления изоляции.
Внешняя поверхность вводов трансформаторов должна быть чистой и сухой. Производить измерения при сырой погоде не рекомендуется.

Измерение сопротивления изоляции

При проведении испытаний следует руководствоваться требованиями «Методических указаний по проведению измерения сопротивления изоляции»
Перед началом каждого измерения и при повторных измерениях испытуемую обмотку трансформатора заземляют не менее чем на 2 мин. для снятия абсорбционного заряда.
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Перед началом производства измерений наружную поверхность вводов трансформатора следует очистить от загрязнений и насухо протереть для предупреждения поверхностных токов утечки.
При применении мегаомметров со встроенным генератором номинальное напряжение мегаомметра устанавливается при достижении частоты вращения генератора 120 об/мин, поэтому отсчет измеряемого абсолютного значения сопротивления изоляции следует производить при достижении указанной частоты вращения.
При определении коэффициента абсорбции присоединение измерительного вывода (rx) мегаомметра к измеряемому объекту рекомендуется производить после достижения частоты вращения ручки генератора 120 об/мин, а отсчет показаний прибора производить через 15 и 60 сек. от начала прикосновения вывода rx к объекту. Для обеспечения безопасных условий работы необходимо использование щупов с изолирующими рукоятками.
Измерения сопротивления изоляции трансформаторов производят по схемам табл. 1.

Таблица 1

		Трехобмоточные трансформаторы
		Обмотка, на которой производят измерения	Заземляемые части трансформатора
НН	ВН, бак	НН	СН, ВН, бак
ВН	НН, бак	СН	НН, ВН, бак
(ВН+НН)	Бак	ВН	НН, СН, бак
		(ВН+СН)	НН, бак
		(ВН+СН+НН)	Бак

Если по результатам измерений по схемам табл. 1 выявлено заниженное значение сопротивления изоляции одной или нескольких обмоток выполняется ряд дополнительных измерений по отдельным участкам (зонам) изоляции, что позволяет выявить участок с пониженным уровнем изоляции по схемам табл. 2.

Таблица 2

Трансформаторы,	Участок изоляции	Выводы (зажимы) мегаомметра
Трансформаторы,	Участок изоляции	Потенциальный (r x)	Заземляемый	Экран
Двухобмоточные трансформаторы	ВН-НН	ВН	НН	Бак
	ВН-бак	ВН	Бак	НН
	НН-бак	НН	Бак	ВН
Трехобмоточные трансформаторы	ВН-СН	ВН	СН	НН, бак
	ВН-НН	ВН	НН	СН, бак
	СН-НН	СН	НН	ВН, бак
	ВН-бак	ВН	Бак	СН, НН
	НН-бак	НН	Бак	ВН, СН

Провода, соединяющие выводы rx и Э мегаомметра с объектом, должны быть рассчитаны на класс напряжения мегаомметра.
При повторных измерениях сопротивления изоляции необходимо выводы обмотки заземлить не менее чем на 5 мин. для стекания абсорбционного заряда.
Измерение сопротивления изоляции объекта (трансформатора) рекомендуется производить одним и тем же прибором или по крайней мере приборами одного и того же типа. Это обусловлено тем, что в ряде конструкций мегаомметров последовательно с образцовым резистором в цепи измерителя тока включен ограничивающий резистор. Как следствие у мегаомметров разных конструкций выходные сопротивления оказываются разными, что приводит к несовпадению результатов измерения.
При производстве измерений в рабочем журнале записываются результаты измеренных значений сопротивления изоляции R60, R15, температура обмотки.

Рис. 3. Основные схемы измерения изоляции трехобмоточного трансформатора.

Рис. 4. Дополнительные схемы измерения изоляции трехобмоточного трансформатора.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВА и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

Температура обмотки, °С	10	20	30	40	50	60	70
R 60 , МОм	450	300	200	130	90	60	40

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости

При проведении испытаний с использованием «Измерителя параметров изоляции Вектор» следует руководствоваться требованиями «Инструкции по технической эксплуатации передвижной электролаборатории ЛВИ-3 (или ЭТЛ-35) и руководством по эксплуатации прибора».
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости силовых трансформаторов производить при напряжении 10 кВ.
Тангенс угла диэлектрических потерь и емкость обмоток силовых трансформаторов измеряется по схемам табл. 3. При этом последовательность измерений не нормируется.

Таблица 3

Двухобмоточные трансформаторы		Трехобмоточные трансформаторы
Обмотка, на которой производят измерения	Заземляемые части трансформатора	Обмотка, на которой производят измерения	Заземляемые части трансформатора
НН	ВН, бак	НН	СН, ВН, бак
ВН	НН, бак	СН	НН, ВН, бак
(ВН+НН)	Бак	ВН	НН, СН, бак
		(ВН+СН)	НН, бак
		(ВН+СН+НН)	Бак

Если по результатам измерений по схемам табл. 3 выявлено завышенное значение tgd одной или нескольких обмоток, выполняется ряд дополнительных измерений по отдельным участкам (зонам) изоляции, что позволяет выявить участок с пониженным уровнем изоляции по схемам табл. 4.

Настоящих Правил, являются обязательными для Потребителей, эксплуатирующих электроустановки напряжением до 220 кВ. При испытаниях и измерениях параметров электрооборудования электроустановок напряжением выше 220 кВ, а также генераторов и синхронных компенсаторов следует руководствоваться соответствующими требованиями.

3.6.2. Конкретные сроки испытаний и измерений параметров электрооборудования электроустановок при капитальном ремонте (далее - К), при текущем ремонте (далее - Т) и при межремонтных испытаниях и измерениях, т.е. при профилактических испытаниях, выполняемых для оценки состояния электрооборудования и не связанных с выводом электрооборудования в ремонт (далее - М), определяет технический руководитель Потребителя на основе приложения 3 настоящих Правил с учетом рекомендаций заводских инструкций, состояния электроустановок и местных условий.

3.6.3. Для видов электрооборудования, не включенных в настоящие нормы, конкретные нормы и сроки испытаний и измерений параметров должен устанавливать технический руководитель Потребителя с учетом инструкций (рекомендаций) заводов-изготовителей.

3.6.4. Нормы испытаний электрооборудования иностранных фирм должны устанавливаться с учетом указаний фирмы-изготовителя.

3.6.5. Электрооборудование после ремонта испытывается в объеме, определяемом нормами. До начала ремонта испытания и измерения производятся для установления объема и характера ремонта, а также для получения исходных данных, с которыми сравниваются результаты послеремонтных испытаний и измерений.

3.6.6. Оценка состояния изоляции электрооборудования, находящегося в стадии длительного хранения (в том числе аварийного резерва), производится в соответствии с указаниями данных норм, как и находящегося в эксплуатации. Отдельные части и детали проверяются по нормам, указанным заводом-изготовителем в сопроводительной документации на изделия.

3.6.7. Объем и периодичность испытаний и измерений электрооборудования электроустановок в гарантийный период работы должны приниматься в соответствии с указаниями инструкций заводов-изготовителей.

3.6.8. Заключение о пригодности электрооборудования к эксплуатации выдается не только на основании сравнения результатов испытаний и измерений с нормами, но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний, измерений и осмотров.

Значения параметров, полученных при испытаниях и измерениях, должны быть сопоставлены с результатами измерений однотипного электрооборудования или электрооборудования других фаз, а также с результатами предыдущих измерений и испытаний, в том числе с исходными их значениями.

Под исходными значениями измеряемых параметров следует понимать их значения, указанные в паспортах и протоколах заводских испытаний и измерений. В случае проведения капитального или восстановительного ремонта под исходными значениями понимаются результаты измерений, полученные при этих ремонтах.

При отсутствии таких значений в качестве исходных могут быть приняты значения, полученные при испытаниях вновь вводимого однотипного оборудования.

3.6.9. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться повышенным напряжением по нормам, установленным для класса изоляции данной установки.

3.6.10. Если испытание повышенным выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производится без отсоединения ошиновки от электрооборудования, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким испытательным напряжением.

Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6 - 10 кВ, может производиться вместе с кабелями по нормам, принятым для силовых кабелей.

3.6.11. При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств (напряжением до 20 кВ) повышенным выпрямленным напряжением, равным полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты.

3.6.12. Испытания и измерения должны проводиться по программам (методикам), утвержденным руководителем Потребителя и соответствующим требованиям утвержденных в установленном порядке (рекомендованных) документов, типовых методических указаний по испытаниям и измерениям. Программы должны предусматривать меры по обеспечению безопасного проведения работ.

3.6.13. Результаты испытаний, измерений и опробований должны быть оформлены протоколами или актами, которые хранятся вместе с паспортами на электрооборудование.

3.6.14. Электрические испытания электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла из баков аппаратов на химический анализ необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5 °C.

3.6.15. Характеристики изоляции электрооборудования рекомендуется измерять по однотипным схемам и при одинаковой температуре.

Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (разница температур не более 5 °C). Если это невозможно, то должен производиться температурный пересчет в соответствии с инструкциями по эксплуатации конкретных видов электрооборудования.

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

3.6.17. При испытании изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов и реакторов повышенным напряжением промышленной частоты должны быть испытаны поочередно каждая электрически независимая цепь или параллельная ветвь (в последнем случае - при наличии полной изоляции между ветвями). При этом один полюс испытательного устройства соединяется с выводом испытываемой обмотки, другой - с заземленным корпусом испытываемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки. Обмотки, соединенные между собой наглухо и не имеющие вывода концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без разъединения.

3.6.18. При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением промышленной частоты, а также при измерениях тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать линейное напряжение питающей сети.

Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного значения может быть произвольной. Далее испытательное напряжение должно подниматься плавно, со скоростью, допускающей производить визуальный отсчет по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизменной в течение времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до значения не менее 1/3 испытательного и отключается. Под продолжительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного нормами.

3.6.19. До и после испытания изоляции повышенным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением рекомендуется измерять сопротивление изоляции с помощью мегаомметра. За сопротивление изоляции принимается одноминутное значение измеренного сопротивления R60 .

Если в соответствии с нормами требуется определение коэффициента абсорбции (R60 / R15 ), отсчет производится дважды: через 15 и 60 с после начала измерений.

3.6.20. При измерении параметров изоляции электрооборудования должны учитываться случайные и систематические погрешности, обусловленные погрешностями измерительных приборов и аппаратов, дополнительными емкостями и индуктивными связями между элементами измерительной схемы, воздействием температуры, влиянием внешних электромагнитных и электростатических полей на измерительное устройство, погрешностями метода и т.п. При измерении тока утечки (тока проводимости) в случае необходимости учитываются пульсации выпрямленного напряжения.

3.6.21. Значения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции электрооборудования и тока проводимости разрядников в данных нормах приведены при температуре оборудования 20 °C.

При измерении тангенса угла диэлектрических потерь изоляции электрооборудования следует одновременно определять и ее емкость.

3.6.22. Испытание напряжением 1000 В промышленной частоты может быть заменено измерением одноминутного значения сопротивления изоляции мегаомметром на напряжение 2500 В. Эта замена не допускается при испытании ответственных вращающихся машин и цепей релейной защиты и автоматики, а также в случаях, оговоренных в нормах.

3.6.23. При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20 °C, абсолютная влажность 11 г/м3 , атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на электрооборудование не приняты другие пределы), значение испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного коэффициента на условия испытания, регламентируемого соответствующими государственными стандартами.

3.6.24. Проведению нескольких видов испытаний изоляции электрооборудования, испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами. Электрооборудование, забракованное при внешнем осмотре, независимо от результатов испытаний и измерений должно быть заменено или отремонтировано.

3.6.25. Результаты испытания повышенным напряжением считаются удовлетворительными, если при приложении полного испытательного напряжения не наблюдалось скользящих разрядов, толчков тока утечки или плавного нарастания тока утечки, пробоев или перекрытий изоляции, и если сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром, после испытания осталось прежним.

Методические указания 2И0940 Методические указания по проведению обследований и испытаний напорных металлических трубопроводов

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ОБСЛЕДОВАНИЙ И ИСПЫТАНИЙ
НАПОРНЫХ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

2И0940

МОСКВА 1996

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие «Методические указания но проведению обследований и испытаний металлических трубопроводов» (в дальнейшем - «Методические указания») составлены в СПКТБ «МОСГИДРОСТАЛЬ» и содержат основные положения, состав и порядок проведения работ при обследованиях и испытаниях свободнолежащих незаделанных напорных трубопроводов, а также критерии оценки их технического состояния.

Составлены «Методические указания» с учетом требований действующей нормативной документации / … /.

1.2. «Методические указания» распространяются на визуальные и инструментальные обследования, статические и динамические испытания стальных напорных трубопроводов диаметром более 1 м ГЭС, ГАЭС, ГРЭС и насосных станций.

1.3. Обследования и испытания напорных трубопроводов проводятся с целью предупреждения отказов в работе и обеспечения безопасной и надежной эксплуатации конструкций.

Визуальные обследования могут проводиться как самостоятельно, так и в качестве предварительного этапа перед проведением инструментальных обследований и испытаний.

Испытания трубопроводов должны проводиться только после предварительных визуального и инструментального обследования конструкции.

1.4. Инструментальные обследования и испытания трубопроводов должны проводиться специализированными подразделениями АООТ «Трест Гидромонтаж» либо другими специализированными организациями, имеющими соответствующий опыт проведения этих работ и необходимое оборудование, с привлечением при необходимости специалистов по грунтам, бетону, геодезистов и т.д.

В, случае, если визуальные обследования выполняются как самостоятельный вид работ, то они могут проводиться комиссиями, состоящими в квалифицированных специалистов службы эксплуатации сооружения и проектировщиков оборудования.

1.5. Обследования и испытания могут быть:

1) приемочные (предпусковые);

2) регламентные;

3) специальные.

Приемочные обследования и испытания трубопроводов должны проводиться после окончания их монтажа перед перед началом эксплуатации. Если предполагается временная схема эксплуатации трубопровода, то перед началом постоянной эксплуатации возможно проведение повторных обследований и испытаний.

Состав и порядок проведения приемочных обследований и испытаний должны определяться в соответствии c РД 34 02.28-90 / / и в настоящем документе не рассматриваются.

Регламентные обследования и испытания должны проводиться в пределах следующих сроков: визуальные - один раз в 3 … 5 лет; инструментальные - впервые через 15 … 25 лет после начала постоянной эксплуатации и один раз в 10 … 15 лет; испытания - один раз в 25 … 30 лет.

Периодичность проведения регламентных обследований и испытаний должна назначаться отдельно для каждого конкретного трубопровода в зависимости от класса капитальности сооружения. Конструктивных особенностей, действующего напора, расхода, условий эксплуатации и т.д.

Специальные обследования и испытания трубопроводов должны проводиться каждый раз после имевших место аварий, отказов, многочисленных повреждений и при обнаружении вибраций трубопровода, а также после модернизации или замены гидроагрегатов.

Кроме того, специальные обследования и испытания должны проводиться для решения вопроса о реконструкции или замене трубопровода.

1.6. Обследования и испытания должны проводиться по заранее разработанным и утвержденным программам.

В программах должны быть отражены цель, основные задачи и состав работ, методы и средства их выполнения, включая степень подробности осмотра конструкций и объем контрольных измерений, разработку схем и порядка загружений, режимы работы агрегатов, места установки измерительных приборов, состав и объемы подготовительных работ, разработку мер безопасности.

1.7. Непосредственно перед началом работ программа должна уточняться и согласовываться с Заказчиком и службой эксплуатации в зависимости от конкретных условий и особенностей проведения работ на объекте.

В случае выявления в процессе обследования или испытаний опасных параметров или режимов работы оборудования, или опасных повреждений (например, усиленных вибраций трубопровода или значительного коррозионного износа металла и т.п.), об этом должна быть проинформирована служба эксплуатации, а программа работ - должным образом подкорректирована или переработана.

1.8. Обследования и испытания трубопроводов должны проводиться при погодных условиях, обеспечивающих возможность осмотров конструкции, надежность показаний измерительной аппаратуры, безопасное проведение работ (преимущественно в сухое и теплое время года).

1.9. Работы по обследованию и испытаниям напорных трубопроводов должны выполняться с соблюдением общих правил охраны труда и техники безопасности в соответствии со СНиП III-4-80 / / и местными инструкциями по технике безопасности.

1.10. Перед проведением обследований и испытаний трубопроводы должны быть заранее подготовлены службой эксплуатации к проведению работ: конструкции должны быть очищены от грязи и пыли; зоны коррозии должны быть зачищены; сварные швы должны быть очищены от краски и остаточного шлака; внутренняя поверхность должна быть очищена от отложений наносов. От грязи должны быть очищены все опоры и компенсаторы, опорные кольца.

2. ВИЗУАЛЬНЫЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ

2.1. Общие требования

2.1.1. Визуальные обследования проводятся с целью определения общего технического состояния трубопровода и его отдельных элементов, выявления возможных дефектов и повреждений, уточнения объёмов ремонта, а также обоснования необходимости проведения инструментальных обследований и (или) испытаний.

2.1.2. Впервые визуальные обследования должны проводиться после завершения монтажа трубопровода перед началом его эксплуатации и далее через каждые 3 … 5 лет, а также - до и после проведения капитальных ремонтов.

2.1.3. В ходе визуального обследования необходимо ознакомиться с технической и проектной документацией, произвести осмотр конструкции трубопровода и составить «Акт» и (или) «Заключение» о состоянии трубопровода по результатам проведенного обследования.

2.2. Ознакомление с технической документацией.

2.2.1. Перед проведением работ необходимо ознакомиться с технической документацией, включающей:

1) рабочие чертежи конструкции с расчетами;

2) исполнительные схемы;

3) сертификаты на примененные материалы;

4) акты или журналы производства ремонтных работ и осмотров;

5) данные о режимах работы агрегатов;

6) отчеты и акты ранее, проведенных обследований и испытаний;

7) данные геодезических наблюдений за трассой трубопровода, смещениями и осадками опор.

2.2.2. При ознакомлении с технической документацией устанавливаются:

Соответствие конструкции проекту и нормативным документам;

Отступления от проекта, имевшие место в процессе изготовления и монтажа, их причины, наличие согласования отступлений от проекта с проектной организацией и заказчиком;

Примененные материалы и соответствие физических, химических и механических характеристик материалов требованиям проекта;

Исполнительные размеры конструкции и ее элементов;

Сведения о имевших место повреждениях, проведенных ремонтных работах, проведенных ранее обследованиях и испытаниях;

Особенности работы гидроагрегатов и длительность работы трубопроводов на разных режимах.

2.3. Осмотр конструкций трубопровода

2.3.1. Осмотр конструкций трубопровода проводится с целью общей оценки его состояния и выявления опасных дефектов и повреждений: трещин, деформаций, повышенного коррозионного и абразивного износа, кавитации, недопустимой фильтрации, провисания промежуточных опор и т.п.

Осмотру подлежат: оболочка трубопровода, ребра жесткости, опорные кольца, опорные устройства, уплотняющие устройства лазов, компенсаторы, приборы защиты, устройства срыва вакуума и выпуска воздуха, прочая арматура.

Кроме того, оценивается качество защитного противокоррозионного покрытия как наружной, так и внутренней поверхностей; состояние сварных швов, резьбовых соединений, заклепок, бетонных, деревянных, резиновых и других элементов конструкции; эффективность водоотвода.

2.3.2. Места, в которых предполагается наличие трещин, а также дефекты и трещины в сварных швах, должны осматриваться с помощью лупы с 6 … 10-ти кратным увеличением. Геометрические измерения поврежденных участков должны производиться с помощью металлической линейки.

2.3.3. Все обнаруженные дефекты и повреждения должны быть зафиксированы и подробно описаны в Ведомости дефектов и повреждений (см. Приложение ) о указанием места их расположения, даты обнаружения и возможных причин их появления. Наиболее серьезные дефекты, кроме того, должны быть зарисованы и сфотографированы.

2.3.4. Оболочка трубопровода.

При осмотре оболочки трубопроводов следует выявлять следующие повреждения и дефекты:

1) трещины в основном металле;

2) трещины в сварных швах и околошовной зоне, а также другие дефекты сварочного и иного происхождения (отсутствие подварки корня, плохое оформление, неполный провар, раковины и скопления поверхностных пор и т.п.);

3) местные механические повреждения, погнутости и вмятины;

4) признаки расслоения основного металла;

5) местные коррозионные, абразивные и кавитационные повреждения основного металла и сварных швов;

6) нарушение противокоррозионного покрытия.

Осмотру подлежит вся наружная и по возможности внутренняя поверхность оболочки трубопроводов и все сварные швы,

В случае наличия слоя трудноудаляемых наносов и отложений допускается производить осмотр состояния внутренней поверхности трубопровода на 3 … 5 зачищенных участках.

При хорошо сохранившемся противокоррозионном покрытии признаком трещины, появившейся после его нанесения, является разрыв пленка покрытия и его шелушение. При поврежденном покрытии признаком появления трещины служит наличие выступивших на поверхность металла продуктов коррозии в виде линий коричневого или темно-серого цвета.

При проведении осмотра оболочки необходимо обращать внимание на участки, где имеет место наибольшая вероятность появления трещин во время эксплуатации:

1) деформированные выпуклые или вогнутые участки;

2) места пересечения сварных швов и участки с большим количеством сварных швов при небольших расстояниях между ними (например, пересечение стыковых швов со швами, прикрепляющими ребра жесткости, опорные кольца и т.п.);

3) зоны наибольших расчетных напряжений;

4) участки с концентраторами напряжений - конструктивными (резкие переходы сечения, швы без подварки корня, наличие сварных накладок и т.п.) и технологическими (подрезы, кратеры швов, отсутствие плавного перехода от металла шва к основному металлу, уступы в сварных швах и т.п.);

5) участки поврежденные очаговой коррозией, а также кавитацией и абразивным износом (внутренняя поверхность);

6) места скопления влаги на наружной поверхности.

Особое внимание следует уделять дефектации корродированных сварных швов; износ стыковых швов признается недопустимым, при заглублении шва ниже поверхности сваренных листов.

При выявлении повреждении коррозионного, абразивного или кавитационного характера необходимо определить причины их появления и разработать рекомендации по предотвращению дальнейшего развития (например, восстановление или разработка новой системы противокоррозионной защиты, нанесение износостойких покрытий, зачистка кавитирующих выступов и т.п.).

Внутренняя поверхность оболочки трубопровода во время эксплуатации может, покрываешься слоем отложений, которые, с одной стороны, уменьшают интенсивность абразивного износа, а с другой, уменьшают пропускную способность из-за увеличения шероховатости и уменьшения сечения. Допускаемая толщина отложений должна определяться в каждом конкретном случае на основании результатов специальных гидравлических и технике-экономического расчетов.

2.3.5. Ребра жесткости.

При осмотре ребер жесткости необходимо обращать внимание на возможность возникновения следующих повреждений:

1) трещины и разрывы стыковых сварных швов;

2) трещины в кольцевых швах прикрепления ребер жесткости к оболочке;

3) деформации и погнутости;

4) повреждения противокоррозионного покрытия.

Осмотру подлежат все ребра жесткости.

2.3.6. Промежуточные опоры.

При осмотре промежуточных опор необходимо произвести тщательный осмотр опорного кольца, опорных плит, опорных устройств и фундамента с целью выявления следующих возможных повреждений:

1) трещины и разрывы в стыковых сварных швах опорного кольца;

2) трещины в кольцевых швах прикрепления опорного кольца к оболочке;

3) коррозионный износ металла;

4) смятие контактных поверхностей опорных плит и катков, выкрашивание и разрушение вкладышей;

5) разбалчивание резьбовых соединений;

6) разрушение бетона фундамента.

При этом необходимо обращать внимание на состояние противокоррозионного покрытия и коррозионный износ в местах скопления атмосферной влаги между стенками, поясами, диафрагмами и ребрами опорных колец; на наличие защитных кожухов опорный устройств; на состояние противоугонных зубьев и планок, боковых упоров; на наличие грязи и отложений в опорных устройствах.

Особое внимание необходимо обращать на выявление зазоров между соприкасающимися опорными плитами, катками и анкерными подушками и взаимное смещение этих элементов друг относительно друга.

Осмотру подлежат все промежуточные опоры. Перед проведением осмотра защитные кожухи опорных устройств должны быть предварительно демонтированы.

Осмотр промежуточных опор должен производиться при наполненном и при опорожненном трубопроводе.

2.3.6. Анкерные опоры.

При осмотре закрытой анкерной опоры необходимо обращать внимание на состояние и возможные повреждения оболочки трубопровода и бетона в начальном и конечном сечениях опоры.

Для открытой анкерной опоры важно произвести подробный осмотр опорного кольца, анкеров и бетона опоры.

Также при осмотре анкерных опор необходимо обращать внимание на возможный подмыв их фундамента и его просадки.

Осмотру подлежат все анкерные опоры; осмотр может производится при наполненном и при опорожненном трубопроводе.

2.3.7. Компенсаторы.

При осмотре компенсаторов выявляются:

1) наличие и интенсивность протечек (обильная течь или капель);

2) перекосы нажимного кольца;

3) ослабление крепежа и повреждения стяжных болтов;

4) возможность дополнительной затяжки сальниковой набивки;

5) наличие трещин в сварных швах фланцев, нажимных колец, патрубков и раструбов;

6) наличие коррозионных повреждений (снаружи и внутри конденсатора), а также кавитационных и абразивных повреждений (внутри компенсатора);

7) наличие и равномерность зазоров по периметру между оболочками соседних звеньев;

8) повреждения уплотняющих элементов.

Осмотр компенсаторов снаружи должен производиться при наполненном трубопроводе; осмотр его отдельных элементов (нажимных колец, уплотнений и т.п.) - при опорожненном одновременно с проведением ремонтных работ,

2.3.8. Смотровые лазы.

При осмотре смотровых лазов необходимо выявлять:

1) трещины в сварном шве соединения горловины лаза с оболочкой;

2) протечки по уплотнительному контуру;

3) ослабление крепежа и резьбовых соединений;

4) повреждения уплотняющих элементов;

5) коррозионные и иные повреждения.

Осмотр лазов снаружи должен производиться при наполненном трубопроводе.

2.3.9. Устройства впуска и выпуска воздуха.

К устройствам впуска и выпуска воздуха относятся воздушные клапаны и трубы самых разнообразных конструкций. Обследование этих устройств сводится в основном к их внешнему осмотру и проверке работоспособности при опорожнении трубопровода.

2.4. Оформление результатов

По результатам визуального осмотра должны быть составлены соответствующие «Акт» (см. Приложение ) или «Заключение».

В этих документах должны быть отражены следующие вопросы:

1) соответствие конструкции исполнительной рабочей документации;

2) общее состояние трубопровода и его отдельных элементов;

3) выявленные дефекты и повреждения, их месторасположение и описание;

4) выводы о работоспособности конструкции;

5) объем необходимого ремонта;

6) сроки проведения и предполагаемый объем следующего обследования;

7) выводы о необходимости проведения специальных инструментального обследования и (или) испытаний.

Все результаты визуального обследования трубопровода должны быть занесены в «Журнал наблюдений» с указанием даты проведения обследования, места обнаруженного дефекта или повреждения, их общего описания и рекомендаций по ремонту. В дальнейшем после проведения ремонта в «Журнал» должны быть занесены дата проведения ремонтных работ, их объём и порядок проведения.

3. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ

3.1. Цели, состав и порядок проведения

3.1.1. Инструментальные обследования проводятся в целях:

1) оценки работоспособности конструкции трубопровода и его отдельных элементов;

2) определения необходимости и уточнения объемов капитального ремонта;

3) оценки качества выполненного ремонта;

4) определения возможности дальнейшей эксплуатации трубопровода и остаточного срока его службы;

5) определения необходимости проведения натурных испытаний.

3.1.2. Инструментальные обследования должны производиться только после предварительного визуального обследования.

3.1.3. Инструментальные обследования могут быть:

1) приемочные;

2) регламентные;

3) специальные.

Приемочные обследования проводятся после монтажа трубопровода.

Состав и порядок проведения приемочных обследований должен определяться в соответствии с РД 34.02.028-90 / / и здесь не рассматриваются,

Регламентные инструментальные обследования должны проводиться через 15 … 25 лет после начала постоянной эксплуатации трубопровода. Необходимость и сроки проведения регламентных обследований в указанных пределах должны определяться по результатам визуального обследования.

Специальные обследования должны проводиться каждый раз после имевших место аварий и отказов, а также после проведения капитальных ремонтов.

1) измерение толщин металла.основных элементов трубопровода;

2) определение качества и эффективности системы противокоррозионной защиты:

3) проверка качества сварных швов;

4) проверка качества металла;

5) исследование химического состава и агрессивности воды (или другой рабочей среды);

6) контроль геометрических размеров трубопровода и его элементов;

7) контроль высотно-планового положения трубопровода.

Последние вид обследований - геодезические наблюдения, должны быть организованы службой эксплуатации и проводиться значительно чаще других видов инструментальных обследований: 1 раз в 2 … 5 лет (в зависимости от класса капитальности сооружения, конструкции трубопровода, вида грунта основания и т.п.).

Конкретный состав работ при проведении инструментальных обследований должен определяться в зависимости от поставленных задач (определение работоспособности конструкции или определение причин отказа и т.п.) и результатов визуального обследования.

3.1.5. Результаты инструментальных обследований должны оформляться либо «Актом» - в случае, если проводился только один из перечисленных в п. , видов обследований, либо «Отчетом» - если проводились комплексные обследования.

В «Акте» должны быть отражены:

1) цели проведения обследований;

2) методы проведения, использованные оборудование и аппаратура;

3) результаты обследования, выявленные дефекты и повреждения;

5) выводы о необходимости проведения расчетов, других видов обследований, испытаний;

6) выводы о техническом состоянии и работоспособности конструкции трубопровода и его отдельных элементов соответственно виду проведенного обследования.

К «Акту» должна прилагаться «Ведомость дефектов и повреждений», в которую должны быть занесены выявленные дефекты и повреждения с указанием места расположения, необходимыми эскизами и классификацией:

1) неустраняемые, требующие замены узлов или элементов их проведения капитального ремонта;

2) устраняемые, допускающие эксплуатацию трубопровода после выполнения ремонтных работ;

3) не влияющие на работоспособность, оставляемые без исправления.

В «Отчете» должны быть отражены все положения «Акта», а также:

1) проведены все необходимые расчеты;

2) сделаны выводы об общем техническом состоянии и работоспособности конструкции трубопровода и его отдельных элементов;

3) сделан анализ результатов проведенных ранее обследований и сравнение их с последними данными с целью оценки развития дефектов и повреждений во времени;

4) в зависимости от результатов обследования должно быть составлено Заключение о надежности и остаточном сроке службы конструкции или о необходимости проведения в этих же целях специальных испытаний;

5) определены предполагаемый состав и сроки проведения следующих обследований.

3.2. Измерение толщин металла конструкции

3.2.1. Измерение фактических толщин металла необходимо для проведения поверочных прочностных расчетов с целью оценки работоспособности и прогнозирования срока службы конструкции.

3.2.2. Измерение толщин металла должно включаться в состав регламентных или специальных обследований и производиться при повреждении противокоррозионного покрытия с явными признаками коррозии металла под ним, при абразивном или кавитационном износе металла или при отсутствии в проектной и исполнительной документации данных о толщинах металла. При отсутствии признаков коррозионного, абразивного или кавитационного износа металла измерение толщин не требуется.

Особое внимание следует уделять местам, подверженным коррозионному или кавитационному износу. Под воздействием коррозии и кавитации происходит увеличение уровня концентрации напряжений и, как следствие, снижение ударной вязкости металла и повышение критических температур хрупкости: для углеродистых сталей - примерно на 15 °С; для низколегированных (09Г2, 09Г2С) - на 20° … 25 °C / /.

3.2.2. Измерение толщин металла необходимо производить для основных несущих элементов трубопровода: оболочки, опорных колец, опорных плит, колец жесткости.

Измерение толщин оболочки трубопровода необходимо производить в 1 … 3 сечениях между промежуточными опорами либо, через каждые 20 … 30 м; в каждом сечении измерения необходимо производить в 2 … 6 точках по окружности трубопровода, а также дополнительно в местах с явными признаками разрушения покрытия и коррозии.

3.2.4. Измерение толщин следует производить неразрушающими методами, например, с помощью ультразвукового толщиномера УТ-93П, позволяющего измерять толщины с погрешностью не более ±0,1 мм.

Перед измерениями толщины металла места замеров должны быть тщательно очищены стальными щетками, скребками пли шаберами до металлического блеска. Замеры следует производить по наибольшей глубине каверн, по возможности, с гладкой стороны контролируемого элемента.

В качестве контактной среды при контроле гладких и равномерно корродированных поверхностей рекомендуется использовать масло индустриальное И-30А или глицерин, а при наличии неравномерной и язвенной коррозии - солидол жировой УС-1, смазку ЦИАТИМ-201 и пасту ПСШВ-4 / /.

Размеры обработанных площадок для измерений должны быть на 20 % … 30 % больше площади контактной поверхности искателя толщиномера.

Глубину каверн можно измерять глубиномерами индикаторного типа или штангенциркулем.

После окончания работ необходимо восстановление противокоррозионного покрытия в точках замеров.

3.2.5. Результаты измерения должны записываться в табличной форме с указанием даты проведения, мест замеров, номинальной и фактической толщин исследуемых элементов.

3.2.6. Расчетное минимальное значение толщины металла, по результатам измерений определяется по формуле:

δ р = δ ср - K ×σ - n,

где δ ср - среднеарифметическое значение толщины оболочки по результатам измерений;

σ - среднеквадратичное отклонение;

K - расчетный коэффициент вероятности; при нормальном законе распределения измеряемых величин и расчетной вероятности р = 90 % - K = 1,5;

n - приведенное значение уменьшения толщины металла за счет язвенной коррозии.

При числе точек замеров толщины металла однотипных элементов трубопровода одинаковой толщины - 1 ≥ 15

где δ mах и δ min - наибольшая и наименьшая из замеренные толщин

где а, в - размеры контрольной площадки;

d j , h j - диаметр и глубина j -той каверны;

j - количество каверн на контрольной площадке.

3.2.6. Если по результатам измерений износ металла составляет не более 5 % первоначальной толщины, то проведение поверочных прочностных расчетов не требуется; 5 % … 10 % - необходимость поверочных расчетов должна определяться в зависимости от общего состояния трубопровода, уровня расчетных напряжений, представительности данных замеров и т.д.; более 10 % - проведение расчетов необходимо.

2.2.7. Стойкость металлоконструкции к коррозионному разрушению оценивается в баллах в зависимости от скорости коррозии / / (см. табл. ).

При скорости коррозии более 0,5 мм в год необходимо проведение специальных обследований, включающих исследования химического состава и агрессивности воды, химического состава металла, состояния защитного покрытия и разработку специальных мероприятий по противокоррозионной защите.

ОЦЕНКА КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ

Оценка, баллы	Скорость коррозии мм/год	Группа стойкости
	менее 0,001	Совершенно стойкие
	0,001 … 0,005 вкл.	Весьма стойкие
	0,005 … 0,01 вкл.	Весьма стойкие
	0,01 … 0,05 вкл.	Стойкие
	0,05 … 0,1 вкл.	Стойкие
	0,1 ... 0,5 вкл.	Пониженно стойкие
	0,5 ... 1,0 вкл.	Пониженно стойкие
	1,0 ... 5,0 вкл.	Малостойкие
	5,0 ... 10,0 вкл.	Малостойкие
	Свыше 10,0	Нестойкие

3.3. Оценка состояния и эффективности противокоррозионной защиты.

3.3.1. Противокоррозионная защита металлоконструкций трубопровода может быть выполнена либо по традиционной схеме с использованием различных лакокрасочных материалов, либо комбинированной внутренняя поверхность защищается электрохимическим способом с использованием протекторов, наружная - традиционным (лакокрасочными материалами).

3.3.2. Оценка состояния и эффективности противокоррозионной защиты должна производиться при всех видах инструментальных обследований: пусковых, регламентных и специальных.

3.3.3. При обследовании противокоррозионного лакокрасочного покрытия металлоконструкций трубопровода должно проверяться его состояние, величина износа и адгезионные свойства.

Состояние покрытия определяется визуальным осмотром: на поверхности не допускается наличие трещин, царапин, выбоин, отслаивания пленки и других подобных дефектов.

Величина износа покрытия определяется путем замера его фактической толщины С помощью толщиномеров. Толщина защитного покрытия внутренней соприкасающейся с водой поверхности оболочки должна быть не менее 120 мкм; наружных поверхностей, находящихся в воздухе, - не менее 80 мкм.

Адгезию или прочность сцепления покрытия с поверхностью металла оценивают методом решетчатых надрезов по ГОСТ 15140-78 / /.

Для определения адгезии покрытия лезвием или скальпелем делаются надрезы в виде решетки: не менее пяти параллельных надрезов на расстоянии 2 мм друг от друга и не менее пяти параллельных надрезов на таком же расстоянии в поперечном направлении (при толщине покрытия менее 60 Мкм решетка наносится с шагом 1 мм).

Поверхность покрытия после нанесения решетки очищают кистью от отслоившихся кусочков пленки; оценивают адгезию покрытия по четырехбальной шкале (табл. ).

Покрытие, соответствующее 3 и 4 баллам, считается непригодным для дальнейшей эксплуатации. В этом случае должны быть определены причины плохого сцепления покрытия с поверхностью металла, проведены работы по подбору новой системы покрытия, разработана технология подготовки поверхности и нанесения покрытия.

ОЦЕНКА И ХАРАКТЕРИСТИКА АДГЕЗИИ ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ

Оценка, балл	Описание поверхности лакокрасочного покрытия после нанесения надрезов в виде решетки
	Края надрезов гладкие, нет отслоившихся кусочков покрытия.
	Незначительное отслаивание покрытия в виде точек вдоль линии надрезов или в местах их пересечения (до 5 % поверхности с каждой решетки).
	Отслаивание покрытия вдоль линии надрезов или полос (до 35 % поверхности с каждой решетки).
	Полное или частичное отслаивание покрытия полосами или квадратами вдоль линии надрезов (более 35% поверхности с каждой решетки).

3.3.4. Контроль работы противокоррозионной протекторной защиты должен производиться с помощью переносного медносульфатного электрода сравнения, представляющего собой датчик для контроля потенциала защищаемой поверхности и силы тока в цепи «протектор - защищаемая поверхность».

При намерении потенциала электрод сравнения должен подсоединяться к милливольтметру с входным сопротивлением не менее 1 мОм. Минимальное значение защитного потенциала должно быть в пределах - минус 0,75 В … минус 0,85 В.

После первого заполнения трубопровода, оборудованного системой протекторной защиты, необходимо проверить распределение тока по поверхности и уточнить расположение протекторов.

В дальнейшем контроль защитного потенциала необходимо производить 1 раз в 5 лет.

При осмотре протекторов проверяется степень их износа, надежность крепления и металлического контакта с защищаемой поверхностью, состояние лакокрасочных покрытий. Замена протекторов должна производиться при их износе более чем на 75 % от первоначальной массы.

3.4. Проверка качества сварных швов

3.4.1. Проверка качества, сварных швов выполняется с целью выявления внутренних и поверхностных дефектов: трещин, непроваров, неоплатностей и газовых пор, шлаковых включений, несплавлений металла и т.п.

3.4.2. Проверка качества сварных швов должна обязательно выполняться при пусковых инструментальных обследованиях и по мере необходимости в зависимости от результатов визуальных обследований при регламентных и специальных обследованиях.

3.4.3. При пусковых обследованиях проверка качества сварных швов должна производиться физическими методами неразрушающего контроля в соответствии с РД 34.02.028-90 / / и СНиП III-18-75 / /: ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями (рентгенографическим или гаммаграфическим) участков швов с признаками дефектов.

Работы должны выполняться специализированными организациями.

3.4.4. При регламентных обследованиях должен производиться выборочный контроль сварных швов в объёме контроля одного участка шва длиной не менее 240 мм на каждые 50 м швов, а также на участках, где по результатам визуального обследования предполагается наличие дефектов швов.

3.4.5. При специальных обследованиях может производиться либо выборочной контроль швов, например, после ремонта выявленных дефектных участков швов, либо контроль 100 % швов - при принятии решения о реконструкции трубопровода или определении остаточного срока его службы, а также после аварии, связанной с разрывом оболочки.

Ударную вязкость следует определять на стандартных образцах с надрезом по ГОСТ 9454-78 / /.

На растяжение должен испытываться 1 образец, на ударную вязкость - не менее 3 образцов.

Ориентировочное определение механических характеристик можно выполнить без вырезки образцов по твердости металла с помощью прибора Польди. По твердости металла можно установить предел прочности, предел текучести и содержание углерода.

3.6.4. Контроль металла должен проводиться для выявления трещин, свищей, а также внутренних дефектов - расслоя металла (признаком внутреннего расслоя может быть местное вздутие металла).

Контроль дефектных участков должен выполняться ультразвуковой дефектоскопией.

3.7. Исследование химического состава и агрессивности воды

Исследования химического состава и агрессивности воды должны производиться при. периодически повторяющемся быстром (в течение, 2 … 3 лет) разрушении защитного противокоррозионного покрытия или при низкой коррозионной стойкости металла (5 баллов и выше, см. табл. ).

Цель данных исследований - подбор наиболее эффективной системы противокоррозионной защиты металлоконструкций трубопровода.

3.8. Контроль геометрических размеров трубопровода

Контроль геометрических размеров основных элементов трубопровода выполняется с целью проверки их соответствия исполнительной рабочей документации и должен производиться при специальных обследованиях и при обследованиях перед натурными испытаниями.

Контрольные измерения выполняются в сечениях с явными отклонениями геометрических размеров от проектных, а также в створах установки контрольно-измерительной аппаратуры для испытаний.

При контрольных измерениях проверяется овальность оболочки трубопровода (измеряются внутренние диаметры); расстояния между анкерными и промежуточными опорами, между кольцами жесткости; геометрические размеры элементов опорных колец и ребер жесткости.

3.9. Контроль высотного и планового положения трубопровода

3.9.1. Контроль высотного и планового положения трубопровода должен производиться при специальных обследованиях, а также в случае слабых грунтов основания, когда имеют место просадки и подвижки опор. Кроме того, службой эксплуатации должен быть организован и регулярно проводиться текущий контроль высотно-планового положения трубопровода.

Контроль должен осуществляется методами инженерной геодезии.

Для контроля за высотным и плановым смещением опор трубопровода на всех фундаментах промежуточных опор и анкерных опорах должны быть заложены геодезические знаки - марки и реперы. Обычно не промежуточных опорах закладывается по два репера - по обе сторона от трубопровода, а на анкерных опорах - по четыре репера. Данная схема установки реперов позволяет фиксировать осадку и поперечный перекос промежуточных и анкерных опор, а также продольный перекос анкерных опор.

Все геодезические знаки на трубопроводе должны иметь привязки к базисным маркам и реперам, установленным в некотором отдалении от сооружения на грунтах, де подверженных осадкам.

3.9.2. В случае отсутствия базисных марок рекомендуется в качестве привязок установить опорные точки и определить их отметки сомкнутым ходом - для внешних по отношению к трубопроводам точек, и диагональным - для внутренних.

3.9.3. Допустимая невязка ходов (теоретическая равна нулю) определяется по формуле / /:

где L - длина хода в километрах.

Отметки опорных точек определяются с учетом поправки в зависимости от полученной невязки и расстояний между ними.

3.9.4. Опорные точки, закрепленные на местности в грунте, не подверженном осадкам, в дальнейшем могут служить базисными марками, высотное положение которых следует контролировать 1 раз в 10 ... 15 лет.

3.10. Обследование промежуточных опор

3.10.1. Инструментальное обследование промежуточных опор должно проводиться при приемочных доследованиях (в соответствии с требованиями РД 34.02.028-90 / /). регламентных и специальных обследованиях.

3.10.2. Обследование промежуточных опор выполняется о целью выявления и измерения зазоров в опорных узлах и смещения опорных катков и подушек. Наличие зазоров в промежуточных опорах указывает на возможность перегрузки отдельных опор, появление дополнительных напряжений в оболочке и опорных кольцах, а также на возможность возникновения вибраций трубопровода.

3.10.3. Зазоры должны измеряться с помощью специальных щупов. Допускаемая величина местного зазора между катком и опорными плитами или между опорными плитами не должны превышать 0,1 мм на длине не более 10 % длины контакта.

Смещение центра катка не должно превышать 3 мм.

3.10.4. В случае, если зазор окажется больше допускаемой величины, он должен быть выбран при помощи установки специальных прокладок.

3.10.5. Обследование промежуточных опор должно производиться при опорожненном и наполненном трубопроводе.

3.11. Расчеты по результатам инструментальных обследований

В случае, если после проведения инструментальных обследований трубопровода не предполагается проведение его натурных испытаний (регламентных или специальных), то при составлении Заключения о работоспособности и надежности конструкции, возможности ее дальнейшей эксплуатации, необходимости реконструкции или ремонта должны быть проведены прочностные расчеты с учетом результатов обследований.

В расчетах должны быть учтены:

1) уменьшение расчетной толщины элементов вследствие коррозионного, абразивного или кавитационного износа;

2) неравномерность просадок опор;

3) увеличение расчетного пролета из-за наличия зазоров в опорах и провисании промежуточных опор;

4) значительные (превышающие допустимые) деформации поперечного сечения оболочки;

6) изменение расчетного сопротивления металла в зависимости: от фактических химического состава и механических свойств металла;

6) понижение расчетного сопротивления металла в зависимости от степени коррозионного и кавитационного повреждений и старения.

4. ВИДЫ, СОСТАВ И ЦЕЛИ НАТУРНЫХ ИСПЫТАНИЙ

1. В зависимости от решаемых задач и сроков проведения испытания трубопроводов могут быть:

1) приемочные;

2) пусковые;

3) регламентные;

4) специальные.

Все виды испытаний должны проводиться после предварительных визуальных и инструментальных обследований.

2. Приемочные испытания - гидравлическая опрессовка трубопровода повышенным гидростатическим давлением, проводятся после завершения монтажа конструкции с целью проверки прочности трубопровода, проверки качества его изготовления и монтажа, выявления дефектов сварных швов и металла и выдачи, при необходимости, данных для ремонта.

3. Пусковые испытания трубопроводов должны проводиться одновременно с пусковыми испытаниями основного гидросилового оборудования перед приемкой его в эксплуатацию.

Цели пусковых испытаний:

1) проверка прочности конструкции трубопровода во всех возможных эксплуатационных и аварийных режимах работы гидросилового и гидромеханического оборудования;

2) выявление и.регистрация всех.возможных режимов -вибрации трубопровода и оценка степени их опасности для конструкции;

3) исследование внутренних пульсаций давления;

4) измерение фактической величины гидравлического удара в трубопроводе при аварийном закрытии затворов и направляющего аппарата с целью проверки ее соответствия расчетному значению;

5) составление Заключения о работоспособности и надежности трубопровода с введением, при необходимости, ограничений на режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования, при которых возможно возникновение опасных вибраций трубопроводов или гидравлических ударов.

Пусковые испытания должны включать в себя статические и динамические испытания.

4. Регламентные испытания должны проводиться 1 раз 25 … 30 лет по истечении нормативного срока эксплуатации.

Цель регламентных испытаний - проверка прочности и оценка работоспособности и надежности конструкции трубопровода после его длительной эксплуатации.

В ходе проведения регламентных испытаний должны быть выполнены:

1) исследование фактического напряженного состояния конструкции с учетом реального коррозионного и абразивного износа металла, смещения и просадок опор, старения и усталости металла и т.п.;

2) исследование гидродинамических нагрузок (внутренних пульсаций давления);

3) исследование вибрационного состояния трубопровода, выявление и регистрация режимов вибраций, оценка степени их опасности;

4) оценка, усталостной прочности конструкции.

По результатам регламентных испытаний могут быть внесены.изменения в ограничения на режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования.

Регламентные испытания так же, как и пусковые, домны включать в себя статические и динамические испытания; режимы регламентных испытаний должны соответствовать, в основном., режимам пусковых испытаний.

Основные выводы о работоспособности и надежности конструкции трубопровода должны делаться на основании совместного анализа результатов регламентных и пусковых испытаний.

5. Специальные испытания должны проводиться:

1) после капитальных ремонтов, реконструкции или замены гидросилового и гидромеханического оборудования;

2) при возникновении повреждений усталостного характеру, например, трещин в сварных швах и основном металле оболочки опорных колец, ребер жесткости и т.п.;

3) при повреждении опор;

4) при значительном коррозионном износе металла оболочки и опорных колец;

5) при выявлении в ходе эксплуатации вибраций трубопровода;

6) при значительных осадках и смещениях опор;

7) при авариях трубопровода (после проведения ремонтных работ);

8) после капитального ремонта трубопровода.

Целью специальных испытаний может быть:

1) исследование гидродинамических нагрузок (внутренних пульсаций давления).

2) исследование вибрационного состояния трубопровода;

3) проверка качества выполненного ремонта;

4) определение причин возникновения вибраций и разработка мер по их предотвращению;

5) определение причин возникновения усталостных и других повреждений и разработка рекомендаций по их устранению;

6) проверка прочности и оценка работоспособности и надежности конструкций;

В зависимости от целей, специальные испытания могут включать в себя либо Статические испытания, либо динамические испытания, либо статические и динамические испытания.

6. При проведении натурных испытаний трубопроводов необходимо применять прошедшую поверку стандартную контрольно-измерительную аппаратуру промышленного изготовления; при использовании нестандартной аппаратуры - должны быть разработаны методические указания по ее применению.

5. ОПРЕССОВКА ТРУБОПРОВОДА

Проект и программа испытаний гидравлической опрессовкой должны разрабатываться вместе с исполнительной рабочей документацией конструкции трубопровода и соответствовать требованиям РД 24 02.023-90 / /.

Испытательное давление при опрессовке должно превышать максимальное расчетное (гидродинамическое) на 25 %. На наклонных участках давление в любой точке должно превышать расчетное не менее, чем на 15 %. Испытательное давление должно повышаться равномерно, без скачков, скорость подъема давления не должна превышать 1 кг/см 2 в минуту.

В процессе опрессовки испытуемый участок трубопровода сначала заполняют водой и производят его осмотр; затем поднимают давление до половины испытательного, после чего также производят осмотр, а затем повышают давление до максимального значения и выдерживают это давление в течение 30 мин. После осмотра трубопровода (с соблюдением правил техники безопасности) избыточное давление сбрасывается, производится осмотр конструкции и трубопровод опорожняется.

Для определения величины действующего внутреннего давления (напора) в каждом характерном сечении, трубопровода должны устанавливаться манометры класса не ниже 1,5.

В особых случаях по согласованию с Заказчиком при опрессовке трубопровода могут производиться измерения статического состояния конструкции.

6. СТАТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ

6.1. Состав и порядок проведения работ при статических испытаниях

6.1.1. Статические испытания могут выполняться либо как самостоятельный вид работ, либо совместно с динамическими испытаниями.

В первом случае испытания могут проводиться с целью исследования реальных гидростатических или приравненных к ним квазигидростатических нагрузок (гидравлические удары и волны давления), нагрузок, возникающих от просадок опор, и определения соответствующего этим нагрузкам напряженного состояния конструкции для проверки ее прочности.

Во втором случае при статических испытаниях определяются осредненные нагрузки и осредненные напряжения, необходимые для усталостного расчета и оценки надежности конструкции.

Статические испытания должны проводиться при реальных эксплуатационных режимах работы гидросилового и гидромеханического оборудования.

6.1.2. Проведению статических испытаний должны предшествовать соответствующие визуальные и инструментальные обследования трубопровода (см, разд. и ), а также - гидравлические и прочностные расчеты (см. разд. ), в которых должно учитываться фактическое состояние конструкции.

СХЕМ УСТАНОВКИ ДАТЧИКА ДАВЛЕНИЯ

1 - оболочка трубопровода; 2 - патрубок;

3 - датчик давления ДД-10; 4 - уплотнительное кольцо

Регистрация результатов измерений датчиками давления может производиться с помощью измерителя давления (усилителя) ИД-2И и путем регистрации на осциллограммы и помощью светолучевого осциллографа Н-700. Блок-схема измерений статических давлений приведена на рис. .

Для определения напряженного состояния оболочки используются тензодатчики (тензорезисторы) с базой 5 … 20 мм.

Для измерения напряжений в оболочке при плоском напряженном состоянии и известных направлении главных осей в измерительных точках должны устанавливаться двойные розетки тензорезисторов, если направление главных осей не известно - тройные розетки.

БЛОК-СХЕМА ИЗМЕРЕНИЙ ОСРЕДНЕННЫХ
ЗНАЧЕНИЙ ДАВЛЕНИЙ И НАПРЯЖЕНИЙ

Для измерения тангенциальных напряжений в плоских элементах опорных колец и ребер жесткости используются одиночные тензорезисторы.

Схемы установки тензорезисторов приведены на рис. .

В Качестве вторичной регистрирующей аппаратуры при измерениях статических напряжении используются:

1) измерители деформаций с ручной балансировкой типа ИСД-3, ИДЦ-1, ИД-78;

2) измерители деформаций с автоматической балансировкой типа АИ-3, АИД-4;

3) измерители деформаций с программным подзарядным уравниванием типа ЦТМ-5;

Блок-схема измерений статических напряжений приведена на рис. .

6.3.3. Измерения прогибов трубопровода между опорами и другие деформации конструкции могут производиться при помощи прогибомеров, индикаторов перемещений, геодезическими методами в зависимости от конкретных условий испытаний.

6.4. Обработка результатов и поверочные расчеты

6.4.1. По окончании испытаний производится обработка результатов для определения фактических напоров, напряжений, перемещений в соответствии с тарировочными зависимостями.

Тарировка тензорезисторов производится: при одноосном линейном напряженном состоянии - по напряжениям, при двуосном плоском по деформациям. Напряжения в точках с двуосным напряженным состоянием определяются по формулам:

СХЕМА УСТАНОВКИ ТЕНЗОРЕЗИСТОРОВ

где E - модуль упругости материала (стали);

μ - коэффициент Пуассона;

ε 1 , ε 2 - главные деформации;

ε 0 , ε 45 , ε 90 - измеренные деформации по показаниям тензорезисторов в розетке;

φ - угол между направлением максимальной главной деформации и осью тензорезистора Т.

6.4.2. Для получения окончательных выводов о прочности конструкции трубопровода необходимо провести по результатам испытаний поверочные расчеты с целью уточнения схем деформации конструкции по нагрузкой и взаимной увязки расчетных и замеренных напряжений.

7. ДИНАМИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ

7.1. Состав и порядок проведения работ при динамических испытаниях

7.1.1. Цели и задачи динамических испытаний определяются, целями и задачами пусковых, регламентных или специальных испытаний (см. разд. ), составной частью которых являются динамические испытания.

7.1.2. Динамические испытания должны охватывать все возможные режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования: стационарные - основные режимы, не изменяющиеся в течение длительного времени, и нестационарные - основные режимы включения (пуска) и выключения (останова) гидроагрегатов, а также аварийные режимы закрытия затворов и направляющего аппарата.

7.1.3. Динамические испытания должны проводиться после соответствующих визуальных и инструментальных обследований, предварительных прочностных и гидродинамических расчетов и статических испытаний.

По срокам проведения динамические испытания обычно совмещаются со статическими.

7.1.4. После проведения обследований и предварительных расчетов должна быть составлена и согласована со службой эксплуатации «Рабочая, программа испытаний» (см. п. .), которая может быть уточнена после проведения статических испытаний.

Если предполагается одновременное проведение статических и динамических испытаний, то «Рабочая программа» должна быть составлена сразу для обоих видов испытаний.

7.1.5. Примерные состав и последовательность проведения работ при динамических испытаниях:

1) опорожнение трубопровода, установка датчиков, монтаж КИА;

2) исследование частот свободных колебаний опорожненного трубопровода;

3) заполнение трубопровода, измерения осредненного давления и статических напряжений;

4) исследования частот свободных колебаний заполненного трубопровода;

5) исследование пульсаций давления, вибраций, динамических напряжений при стационарных и нестационарных режимах работы гидрасилового и гидромеханического оборудования;

6) экспресс-анализ результатов; определение и выбор режимов с усиленными пульсациями давления и вибрациями;

7) повторные исследования выбранных и близких к ним режимов;

8) опорожнение трубопровода и демонтаж КИА;

9) сбор статистических данных о режимах работы трубопровода.

7.1.6. После проведения испытаний должны быть выполнены обработка и анализ полученных результатов, проведены поверочные прочностные и динамические расчеты, определены причины усиленных вибраций и пульсаций давления (если таковые были зафиксированы при испытаниях), проведены усталостные расчеты и сделаны выводы о динамической устойчивости конструкции трубопровода, его надежности и возможности дальнейшей эксплуатации.

7.2. Предварительные расчеты

7.2.1. Задачи предварительных расчетов;

1) определить возможные формы и частоты вибраций трубопроводов, для чего статическим расчетом (см. разд. .) необходимо определить возможные формы деформаций трубопровода и рассчитать соответствующие частоты свободных колебаний;

2) выявить возможные источники и причины возникновения вибраций - пульсации внутреннего давления, разного рода гидродинамические резонансы и т.п.;

3) провести анализ динамической устойчивости и оценить возможность возникновения вибраций трубопровода по равным формам колебаний; при этом должны учитываться следующие факторы;

Значительные вибрации трубопроводов всегда происходят на одной из собственных частот;

Первичный источником вибраций являются пульсации внутреннего давления;

Возникновение опасных вибраций трубопроводов всегда связано с резонансом одной или нескольких собственных частот с ведущей частотой пульсации внутреннего давления:

4) определить створы и места установки датчиков;

5) выбрать тип, составить и согласовать комплект контрольно-измерительной аппаратуры.

7.2.2. Формы и частоты свободных колебаний трубопровода.

Основные формы колебаний трубопровода:

1) радиальные, соответствующие одинаковым деформациям сжатия и расширения круглой оболочки по всему контуру;

2) изгибные в плоскости поперечного сечения трубы при одновременных деформациях сплющивания и расширения оболочки по разным диаметрам;

3) балочные - изгибные деформации оболочки в плоскости продольной оси трубопровода;

4) крутильно-изгибные - возможные в случае, когда опорное кольцо одной из промежуточных опор оперто только на на один каток (одну сторону), и кольцо вместе с оболочкой имеет возможность поворачиваться около этой точки опоры.

Формы 1) и 2) относятся к оболочечным колебаниям; формы 3) и 4) - балочным.

Возможные формы колебаний трубопроводов показаны на рис. .

Расчетные формулы для определения частот свободных колебаний приведены в специальной литературе, например, в / , /,

7.2.3. Частоты пульсаций внутреннего давления.

Основным источником возникновения вибраций трубопроводов являются внутренние пульсации давления. Основными причинами возникновения этих пульсаций являются:

1) лопаточные удары в гидротурбине и направляющем аппарата при этом частота ударов потока между лопатками гидротуроины может быть определена по формуле / /

Где z рк - число лопаток рабочего колеса;

n T - число оборотов турбины в минуту.

a) радиальные

б) изгибные в плоскости поперечного сечения

в) изгибные-балочные

г) изгибно-крутильные

m - число волн упругой поверхности оболочки в окружном направлении,

n - число полуволн вдоль образующей

Частота ударов в направляющем аппарате

3) кавитационные явления в турбине - пузырьковая кавитация или возникновение и срывы вихревых шнуров в отсасывающей трубе; частоты кавитационных пульсаций / /

где коэффициент расхода: M 0 - 0,97;

Н р - расчетный напор;

h з - высота затвора;

S - относительная площадь сжатой струи;

g - ускорение свободного падения, g = 9.81 м/с;

6) турбулентная пульсация;

ведущая частота спектра турбулентной пульсации / /

где h - глубина потока, равная внутреннему радиусу трубопровода;

V - скорость потока в трубопроводе.

7.3. Состав комплекта контрольно-измерительной аппаратуры

7.3.1. Конкретный состав комплекта КИА для динамических испытаний зависит от решаемых задач и возможностей организации-исполнителя. Примерный состав комплекта КИА приведен на блок-схеме измерений на рис. .

При проведении динамических испытаний может использоваться следующая аппаратура:

1) для измерения пульсаций давления используются индуктивные датчики давления типа ДД-10 промышленного или собственного изготовления. Сигналы с датчиков по кабелям через усилитель типа 4АНЧ-22 поступают на светолучевой осциллограф Н-700 для записи на осциллограммы, либо через коммутационный блок на электронный двухлучевой осциллограф С1-55 для визуального контроля во время записей;

2) для измерения напряжений используются тензометрические датчики (тензорезисторы) с базой 5 … 20 мм и сопротивлением 50 … 200 Ом. От тензодатчиков сигналы по кабелям также через усилитель 4АНЧ-22 поступают на осциллограф Н-700 или через коммутационный щит на осциллограф C1-55. Также как и при статических испытаниях (см. п. .) при динамических могут устанавливаться одиночные тензодатчики, двойные и тройные тензорозетки;

БЛОК-СХЕМА ИЗМЕРЕНИЯ И РЕГИСТРАЦИИ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

3) измерение вибраций производится либо при помощи датчиков И-001 (диапазон частот 1 … 200 Гц. амплитуды 0 … 1,0 мм), либо при помощи вибродатчиков ив комплекта ВИ5-6ТН. Сигналы с датчиков И-001 по кабелям поступают на увеличители F-001, а от них на светолучевой осциллограф Н-700: сигналы от вибродатчиков комплекта ВИ6-6ТН могут поступать на Н-700 либо через усилитель ВИ6-6ТН, либо через усилитель 4АНЧ-22;

4) одновременно с фиксацией динамических процессов производится снятие осредненного давления по манометрам и датчикам давления, а также снятие осредненных (статических) напряжений с тензодатчиков, которые для этой цели подключаются к измерителю статических деформаций ИСД-3 (см. рис. 5.2).

Для возможности проведения камеральной обработки результатов испытаний на ПЭВМ в блок-схему может быть включен многоканальный магнитограф для записи сигналов с тензодатчиков и датчиков давления.

7.3.2. Места установки датчиков давления, тензодатчиков или другой приемной аппаратуры должны быть выбраны таким образом, чтобы в ходе испытаний имелась возможность зафиксировать все актуальные формы колебаний конструкции и все актуальные места возможных сильных пульсаций давления.

Рекомендуется на каждой испытываемой нитке трубопровода выбирать не менее 2 … 3 основных измерительных створов и 2 … 4 вспомогательных. В основных створах должны устанавливаться все виды первичной аппаратуры (манометр, датчик давления, 2 … 4 датчика вибраций - горизонтальные и вертикальные, несколько тензодатчиков) для того, чтобы имелась возможность одновременно фиксировать все осредненные и переменные величины. В вспомогательных створах устанавливаются, в зависимости от конкретных условий, либо датчик давления с манометром либо вибродатчики или тензодатчики, которые работают в группе е датчиками основных створов и позволяют при их совместном использовании, определять более достоверно формы колебаний оболочки.

7.4.2. Режимы работы гидросилового и гидромеханического оборудования.

При динамических испытаниях трубопровода исследования рекомендуется проводить при следующих режимах оборудования:

1) регламентный пуск гидроагрегата (турбины): включение - режим С.К. - холостой ход - набор мощности до номинального значения - стационарный режим;

2) стационарный режим - уменьшение мощности - холостой ход - режим С.К. - выключение (остановка);

3) холостой ход - ступенчатое увеличение мощности до максимального значения (стационарные режимы) - ступенчатое уменьшение мощности (стационарные режимы) - холостой ход; шаг ступеней выбирается в пределах 0,1 Nмах … 0,2 Nмах, длительность проведения измерений на каждой ступени 5 … 10 минут;

4) ступенчатые стационарные режимы с шагом 0,02 Nмах … 0,05 Nмах около мощностей, при которых были зафиксированы вибрации трубопровода;

5) нестационарные (аварийные) режимы: аварийное закрытие направляющего аппарата, аварийное закрытие аварийного предтурбинного затвора, аварийное закрытие аварийного затвора водопроемника.

Режимы работы гидроагрегата при аварийных режимах выбираются вместе со службой эксплуатации - это могут быть либо один, из стационарных режимов, либо аварийный режим «угона».

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ВОЗБУЖДЕНИЯ
СОБСТВЕННЫХ КОЛЕБАНИЙ ТРУБОПРОВОДА

1 - основание

2 - стойка

3 - толкатель

5 - стальная прокладка

6 - установочные подкладки

7 - оболочка трубопровода

Для насосов испытания при промежуточных мощностях и открытиях направляющего аппарата н» предусматриваются.

7.5. Анализ результатов испытаний

При анализе результатов динамических испытаний необходимо:

1) выполнить частотный анализ результатов измерений собственных частот свободных колебаний трубопровода по данным вибродатчиков и тензодатчиков;

2) сопоставить замеренные и рассчитанные собственные частоты для уточнения схемы динамических деформаций конструкции (разрезная, неразрезная схема работа по балочной схеме; преобладание балочных или оболочечных форм колебаний);

3) провести амплитудно-частотный анализ динамических процессов пульсаций давлений, перемещений (вибраций), напряжений и совместный их анализ, обращая внимание на режимы, когда эти процессы достаточно интенсивны.

Сравнивая ведущие частоты пульсаций давления, замеренные при испытаниях, с расчетными значениями можно определить причины и источник их возникновения.

Амплитудно-частотный анализ вибрации и динамических напряжений в разных сечениях трубопровода в сопоставлении с частотами пульсаций и собственными частотами может ответить на вопросы о природе и причинах вибраций трубопровода.

При проведении анализа необходимо обращать внимание на следующие факторы:

1) совпадение частот интенсивных вибраций с частотами интенсивных пульсаций давления свидетельствует о вынужденном характере колебаний и о том, что причиной вибраций являются не динамические.характеристики трубопровода, а неотлаженность работы гидросилового оборудований; предотвратить; эти вибрации можно, только путем отладки гидроагрегата или исключив, по возможности, его работу на этих режимах;

2) наличке сильных пульсаций давления и отсутствие в этих режимах значительных вибраций трубопровода свидетельствует о хороших динамических свойствах конструкции и о том, что ее собственные частоты лежат вне пределов частот возбуждающих нагрузок;

3) отсутствие сильных пульсаций давления при значительных вибрациях трубопровода на одной из собственных частот свидетельствует о резонансном ши автоколебательном характере вибраций вследствие точного совпадения этой собственной частоты с одной из возбуждающих частот. Бороться с подобными вибрациями можно путем изменения собственных динамических характеристик трубопровода, например, установкой дополнительных промежуточных опор или дополнительных ребер жесткости.

7.6. Расчеты усталостной прочности

7.6.1. Расчеты усталостной прочности проводятся с целью оценки надежности конструкции трубопровода, определения возможности ее дальнейшей эксплуатации и остаточного срока службы.

7.6.2. Необходимыми данными для проведения усталостного расчета трубопровода являются:

1) осредненные (статические) напряжения в расчетных точках конструкции;

2) динамические напряжения в расчетных точках;

3) статистические данные о времени работы трубопровода в разных режимах гидросилового и гидромеханического оборудования.

Усталостный расчет может проводиться по одной ив методик, приведенных в / , , /.

7.6.3. В случае, если при работе конструкции имеется несколько режимов со значительными динамическими напряжениями, необходимо по данным статистики работы трубопровода рассчитать полное время работы на каждом из режимов за весь период эксплуатации, затем привести все режимы с их амплитудами и частотами к одному расчетному режиму / /, и выполнить усталостный расчет на расчетные приведенные амплитуду и частоту.

8. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ
ОБСЛЕДОВАНИЙ И ИСПЫТАНИЙ

1. Члены бригады, выезжающие на объект для проведения обследования и испытаний, должны пройти в своей организации перед отъездом инструктаж по технике безопасности (соответствующая запись должна быть сделана в журнале по технике безопасности), а также, при необходимости, очередную проверку знаний, что должно быть отмечено в Удостоверении.

Выезжая на объект, члены бригады должны иметь при себе Удостоверение о проверке знаний правил техники безопасности.

2. До начала работ по обследованию и испытаниям службой эксплуатации должен быть издан приказ по организации на проведение работ с перечислением лиц, участвующих в обследовании и испытаниях, с указанием спецмероприятий по обеспечению безопасных условий труда, назначением ответственных лиц за проведение работ.

Ежедневно при проведении обследований и испытаний службой эксплуатации должен оформляться наряд-допуск на проведение работ.

3. Члены бригады, проводящие работы, должны пройти вводный (общий) инструктаж в отделе техники безопасности предприятия, а также инструктаж непосредственно на объекте, что фиксируется в специальном журнале.

Лица, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются

4. При производстве работ по обследованию и испытаниям, трубопроводов работники бригады, проводящей эти работы, обязаны соблюдать нормы и правила СНиП III-4-80 / /, а также требования правил техники безопасности, установленные на предприятии.

5. К выполнению работ по обследованию и испытаниям трубопроводов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение правилам безопасного ведения работ.

6. Лица, проводящие монтажные работы на трубопроводе, должны иметь защитные каски, предохранительные пояса, спецодежду, не имеющую болтающихся и свисающих частей. Лица, проводящие работы внутри трубопровода, должны иметь средства индивидуального освещения, приспособления для защиты глаз и дыхательных путей - маски, очки, респираторы, противогазы.

7. При работе с электрооборудованием (при монтажных работах на трубопроводе, работах с измерительной аппаратурой) следует выполнять требования СНиП III-4-80 / /, «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» / /.

8. Проведение монтажных работ на трубопроводе следует проводить в теплое сухое время года при отсутствии дождя), в светлое время суток. Запрещается проводить монтажные работы на мокром трубопроводе.

9. Монтажные работы на трубопроводе разрешается проводить с подмостей и приставных лестниц с уклоном не более 60. Запрещается установка лестниц на различных подкладках (кирпичах, обрезках досок и т.п.).

10. При проведении обследований и испытаний запрещается одновременная работа на двух уровнях.

11. На Бремя испытаний должна быть установлена надежная телефонная или радиосвязь между местом испытаний и диспетчерской службой (пультом управления станции).

12. Обследование трубопроводов и монтажные работы должны проводиться 2 … 3 группами, в составе не менее 2-х человек, находящихся в пределах прямой взаимной видимости в течение всего времени работы.

13. При уклоне трубопровода более 15° необходимо натягивать вдоль него страховочные тросы.

14. Обследование внутренней поверхности трубопровода, имеющего уклон более 15°, допускается выполнять только с помощью специальных средств (передвижных площадок, тележек и т.п.), обеспечивающих безопасное перемещение внутри трубопровода.

15. При обследовании внутренней поверхности трубопровода все смотровые люки должны быть открыты: при необходимости должна быть организована принудительная вентиляция трубопровода.

2(822 02)

Проверка плотности стяжки пакета в болтовых и заклепочных соединениях, контроль плотности прилегания головки заклепки к поверхности металла, измерение зазоров в опорах

Штангенглубиномер ГОСТ 162-80

ШГ-160

Измерение сечений элементов, диаметров отверстии, зазоров, глубины повреждения поверхности коррозией

Уровни ГОСТ 11195-74

1С7

Измерение малых углов

Гидронивелир

НГТ-1

Измерение разности отметок при отсутствии прямой видимости между течками измерения

Телескопическая штанга-измеритель

Измерение внутренних диаметров трубопроводов и длин отдельных элементов

Лупа измерительная ГОСТ 8309-75

ЛИ-4-10 х

Выявление и измерение трещин

Рулетка стальная измерительная ГОСТ 7502-80

Р3-2

Р3-10

P3-30

Измерение длины секций трубопровода, расстояний между кольцами жесткости, опорами и т.п.

Нивелир

Н-3

Определение отметок конструкций

Теодолит

Т-5

Определение прямолинейности трубопроводов, измерение углов наклона в вертикальной и горизонтальной плоскостях

Ультразвуковой толщиномер

УТ-93П

Измерение толщины сечений элементов

Ультразвуковой дефектоскоп

УД-2-12

Обнаружение внутренних дефектов сварных швов, основного металла

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Шов восстановить

Трубопровод № 2

Оболочка

Между ПО № 8 и ПО № 9

Местная вмятина (δ)

Возможна эксплуатация

Трубопровод № 2

Промежуточная опора

ПО № 6

Зазоры между опорными поверхностями (У)

Установить прокладку

Левая

Правая

5,0 мм ПРИЛОЖЕНИЕ 5

АКТ ОБСЛЕДОВАНИЯ НАПОРНЫХ (*)
ТРУБОПРОВОДОВ _____________ ГЭС

Комиссия в составе ____ (перечисляются представители организации-заказчика и организации-исполнителя) в период с ___ по ___ (указываются даты начала и окончания работ) провела обследование напорных трубопроводов __________ (название объекта).

Отмечается:

1. … (количество) напорных трубопровода эксплуатируются в течение ___ лет;

2. Диаметр трубопроводов ___ мм, общая длина каждого ___ м, номинальные толщины (указываются толщины по участкам мм);

3. Марки сталей: оболочки … опорные колец …, колец жесткости);

4. Расчетные напоры

Статический … м;

Гидродинамический … м;

Испытательный … м;(*)

(*) - данным Актом завершается обследование, когда не требуется выпуск специального отчета.

5. Отметки осей

На входе …;

На выходе …;

6. Максимальный расход по трубопроводу … м 3 /сек;

7. …(другие сведения о трубопроводах, например, сейсмичность района, температуры летняя и зимняя и т.п.).

За период эксплуатации трубопроводы подвергались обследованию … (количество, причины, даты). Было выявлено … (основные результаты предыдущих обследований). По результатам обследований были сделаны рекомендации ….

За время эксплуатации были выполнены ремонтные работы … (виды работ, даты проведения, заключения комиссий о качестве работ).

Настоящие обследования заключались в … (указывается объем работ, например, «в визуальном освидетельствовании конструкции трубопровода и его элементов, освидетельствовании внутренней поверхности трубопровода, измерении толщин оболочки, опорных колец, колец жесткости, измерении зазоров в промежуточных опорах, нивелировке оси трубопровода, измерении коррозионных повреждений, оценке качества покрытия и т.п.»; указываются методы и средства проведения работ с указанием инструментария и мест проведения измерений).

В результате проведения обследования установлено … (указываются результаты обследования).

Выводы и рекомендации … (дается предварительное заключение о работоспособности конструкции, необходимости проведения ремонтных работ, необходимости проведения натурных испытаний, проверочных расчетов, рекомендации по увеличению надежности эксплуатации трубопроводов).

Действующий

РД 34.45.309-92

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ГЕНЕРАТОРОВ НА НАГРЕВАНИЕ

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)

Исполнители Л.Г.Володарский, Е.В.Гущин, О.И.Ибадов, Г.А.Остроумова, А.П.Чистиков

УТВЕРЖДЕНО Управлением научно-технического развития 29.01.92 г.

Заместитель начальника К.M.Антипов

Настоящие Методические указания устанавливают объем и порядок проведения испытаний на нагревание генераторов, находящихся в эксплуатации на электростанциях.

Методические указания предназначены для работников электростанций и организаций, занимающихся испытанием генераторов на нагревание.

С выходом настоящих Методических указаний отменяются ранее изданные "Методические указания по проведению испытаний на нагревание генераторов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Испытания генераторов на нагревание должны производиться не позднее чем через 6 мес после ввода в эксплуатацию. В дальнейшем во время эксплуатации периодически (один раз в 10 лет) проводятся контрольные испытания на нагревание при одном-двух режимах работы. Испытания на нагревание проводятся также после полной замены обмотки ротора или статора, или реконструкции системы охлаждения. Генераторы мощностью до 12 МВт можно не испытывать.

В первых семи разделах даны рекомендации по проведению эксплуатационных испытаний на нагревание, в целях получения характеристик нагревания генератора, выяснения их соответствия требованиям стандартов и техническим условиям поставки и определения допустимых в эксплуатации нагрузок. В отдельных случаях испытания могут проводиться в целях выяснения причин неполадок в системе охлаждения генератора.

На основании результатов этих испытаний устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры (с округлением в большую сторону до 5 °С) обмоток статора, ротора, активной стали и охлаждающих сред на выходе из обмоток или сердечника статора при продолжительной работе генератора с номинальной нагрузкой при номинальных значениях коэффициента мощности, напряжения и параметров охлаждающих сред.

Для турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ 533-85* и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной по сравнению с номинальной активной нагрузкой при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения, наибольшие допустимые в эксплуатации температуры следует определять при работе с номинальной и максимальной длительной нагрузкой. За наибольшие допустимые в эксплуатации температуры для таких машин должны приниматься максимальные из определенных для этих режимов.
________________

Если наибольшие температуры, полученные по результатам испытаний на нагревание, при работе генераторов при номинальной или длительной максимальной нагрузке окажутся выше предельно допустимых значений, приведенных в ГОСТ 533-85, ГОСТ 5616-81*, технических условиях или указанных заводом-изготовителем в техническом описании и инструкции по эксплуатации, то мощность испытуемого генератора должна быть соответственно ограничена до значения, при котором нагрев не будет превышать максимально допустимого впредь до выяснения и устранения причин, вызвавших эти повышенные нагревы. Электростанция должна сообщить об ограничении мощности в Техуправление корпорации "Росэнерго" и заводу-изготовителю.
________________

Если наибольшие температуры, полученные по результатам испытаний на нагревание, ниже предельно допустимых значений, то это не может служить основанием для перемаркировки генератора на большую мощность. При необходимости перемаркировки генератора, когда повышение мощности желательно для выдачи "запертой" мощности турбины и не ограничивается мощностью трансформатора, должны быть проведены дополнительные специальные испытания по программе, составляемой применительно к каждому случаю. Перед этими испытаниями должны быть проведены соответствующие расчеты и оснастка генератора дополнительными средствами измерения температуры и других величин. Следует иметь ввиду, что даже после проведения соответствующих испытаний перемаркировка может быть произведена только с разрешения завода-изготовителя и Техуправления.

В последних четырех разделах даны рекомендации по проведению испытаний на нагревание в режимах недовозбуждения, асинхронных, несимметричных и для определения возможности перемаркировки генераторов.

Рекомендации разработаны применительно к генераторам как с косвенным, так и с непосредственным охлаждением.

1. УСЛОВИЯ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ НА НАГРЕВАНИЕ

1.1. Испытания должны проводиться на генераторе, находящемся в исправном состоянии, при нормальной работе всех его основных частей и вспомогательных устройств. Особое внимание должно быть обращено на состояние системы охлаждения. Необходимо также проверить обмотку ротора на отсутствие в ней короткозамкнутых витков. Проверка производится как в неподвижном состоянии, так и при вращении ротора с различными скоростями, вплоть до номинальной (по ГОСТ 10169-77).

У роторов, имеющих витковые замыкания, измерять температуру методом сопротивления нельзя, поскольку значение измеренного сопротивления отличается от действительного, поэтому испытания на нагревание таких машин должны производиться после устранения витковых замыканий.

1.2. Все приборы, которыми производятся измерения, должны быть поверены и иметь клейма органов Госповерки.

Запрещается использование приборов, не прошедших метрологическую поверку.

1.3. На турбогенераторах с водородным охлаждением, для которых разрешена работа на воздушном охлаждении, испытания проводятся как при водородном, так и при воздушном охлаждении. На турбогенераторах с водородным охлаждением, которые согласно своим табличным данным могут работать при различных давлениях водорода, испытания должны проводиться для указанных значений давления водорода.

Испытания при давлении водорода, превышающем номинальное, в тех случаях, когда в паспорте генератора не указано максимальное давление, производятся по согласованию с заводом-изготовителем. Испытаниям при повышенном давлении должна предшествовать опрессовка генератора совместно с газомасляной системой избыточным давлением воздуха на 0,05 МПа (0,5 кгс/см), превышающим давление, при котором будут производиться испытания.

2. ОБЪЕМ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ НА НАГРЕВАНИЕ

В объем испытаний входят:

2.1. Определение сопротивления обмотки ротора и заложенных термопреобразователей сопротивления в холодном состоянии.

2.2. Проведение четырех опытов на нагревание с нагрузками порядка 0,6; 0,75; 0,9 и 1,0 (активной мощности) при номинальном или близком к нему коэффициенте мощности. При этом напряжение машины не должно отличаться от номинального более чем на 5%. Допускается проводить испытания на нагревание при напряжении выше номинального более чем на 5% (по условиям работы электростанции). Однако, полная мощность генератора при этом не должна превышать установленной заводом-изготовителем.

В соответствии с ГОСТ 11828-86 "Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний" возможно проведение испытания при трех-четырех различных нагрузках в пределах 0,6 номинальной мощности до максимально возможной по условиям работы электростанции (но не ниже 0,9 номинального тока), при которых интервалы между квадратами токов рабочей цепи обмоток были бы примерно одинаковыми для того, чтобы при необходимости обеспечить более точную экстраполяцию полученных зависимостей.

Во время опытов должны измеряться:

а) электрические величины, характеризующие работу генератора;

б) температура обмотки и стали статора по заложенным термопреобразователям сопротивления;

в) температура обмотки ротора методом сопротивления;

г) температура входящего и выходящего охлаждающего газа, а для генераторов с жидкостным охлаждением также и температура входящей и выходящей жидкости;

д) температура охлаждающей воды на входе и выходе газоохладителей и теплообменников;

е) расход воды через газоохладители, а для генераторов с жидкостным охлаждением расход жидкости через обмотки и сердечник и давление жидкости на входе и выходе из обмоток;

ж) расход газа через генератор;

з) давление и чистота водорода.

Определение расхода воды через охладители является желательным во всех случаях и обязательным при испытании новых типов генераторов и новых типов охладителей, а также при повышенной против нормы температуре входящего газа и других неполадках в системе охлаждения.

Определение расхода газа является обязательным в тех случаях, когда имеет место повышенный нагрев частей генератора и охлаждающего газа, неравномерность температуры или другие неполадки в системе охлаждения.

2.3. Определение регулировочной характеристики, номинального и наибольшего токов возбуждения при номинальных условиях и при отклонении напряжения и тока статора на ±5% номинальных значений.

3. ПРОВЕДЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ И ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ПРИБОРАМ

3.1. Во время испытаний на нагревание и при определении регулировочной характеристики измеряются следующие электрические величины:

а) активная и реактивная мощности;

б) ток в обмотке статора (в трех фазах);

в) напряжение обмотки статора (в трех фазах);

г) ток возбуждения;

д) напряжение на кольцах ротора;

е) частота.

Все указанные величины определяются как по станционным щитовым приборам, так и по контрольным приборам, установленным на время проведения испытаний. Допускается определение частоты тока по щитовым приборам.

Измерительные приборы в соответствии с требованиями ГОСТ 11828-86 следует подбирать так, чтобы измеряемые значения находились в пределах 30-95% шкалы. Класс точности контрольных приборов должен быть не ниже 0,5, а для приборов, установленных в цепи возбуждения, не ниже 0,2. Контрольные приборы статора подключаются к станционным измерительным трансформаторам. Установка специальных измерительных трансформаторов не требуется. Необходимо лишь проверить, не перегружаются ли трансформаторы тока в результате включения дополнительных приборов, и в случае необходимости принять меры для их разгрузки на время проведения испытаний.

Контрольный шунт, устанавливаемый в цепи обмотки ротора, должен быть класса точности не ниже 0,2. При отсутствии шунтов такого класса можно применять шунты класса 0,5, не снижая при этом требования к приборам, которые к ним подключаются. Допускается использование эксплуатационных шунтов класса не ниже 0,5. Коэффициент мощности определяют расчетом по показаниям контрольных приборов, установленных для измерения тока, активной мощности и напряжения статора. Возможно определение коэффициента мощности по отношению показаний двух ваттметров, установленных для измерения активной мощности в соответствии с . При этом необходимо следить за тем, чтобы измеряемые значения токов и напряжений были не ниже 30% номинальных токов и напряжений применяемых ваттметров.

При проведении измерений более чем на одном приборе, отсчеты по всем приборам для каждого измерения рекомендуется производить одновременно. Это обязательно при измерении сопротивлений методом амперметра и вольтметра и мощности трехфазного тока - методом двух ваттметров.

3.2. Перед испытаниями на нагревание должны быть измерены сопротивление обмотки ротора при постоянном токе в практически холодном состоянии () и температура, при которой проводилось это измерение () по ГОСТ 11828-86 . Значение этого сопротивления является исходным для определения превышения температуры обмотки ротора во время испытаний на нагревание. За практически холодное состояние машины согласно ГОСТ 183-74 принимается такое, при котором температура любой части машины отличается от температуры окружающего воздуха не более чем на ±3 °С. Температуру обмотки в холодном состоянии на вынутом роторе или на открытой машине измеряют несколькими (не менее четырех-пяти) термометрами расширения, устанавливаемыми на турбогенераторах под бандажами и вдоль бочки ротора, а на гидрогенераторах - на разных полюсах вдоль обмотки.

Температура окружающего воздуха определяется по ГОСТ 11828-86 как среднее арифметическое из показаний нескольких термометров, расположенных в разных точках вокруг генератора, на высоте, равной половине высоты генератора, и на расстоянии от 1 до 2 м от генератора.

Если по условиям эксплуатации генератор не может быть открыт, допускается измерять на закрытом генераторе. При этом необходимо вести периодический контроль за остыванием генератора по всем установленным температурным индикаторам (термопреобразователям сопротивления или термопарам и термометрам расширения) и приступать к измерению только по достижении практически холодного состояния.

Одновременно с измерением измеряется температура по всем установленным измерителям температуры. За температуру обмотки принимается средняя из всех полученных значений температур.

Термометры расширения должны иметь цену деления не более 1 °С.

У роторов с водяным охлаждением за температуру обмотки принимают среднее из значений температуры воды, входящей и выходящей из обмотки, при условии, что эти значения отличаются друг от друга не более чем на 1 °С, и температура входящей воды не изменяется более чем на 0,5 °С в течение 30 мин, предшествующих измерению сопротивления.

Измерять следует методом вольтметра и амперметра. Измерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 0,2. Шунт при измерении методом амперметра-вольтметра должен быть класса точности не ниже 0,2.

Как показывает практика испытаний, наиболее просто измерять сопротивление обмотки ротора, подавая питание от аккумуляторной батареи или специального источника постоянного тока, обеспечивающих устойчивый ток порядка 10 А, теми же приборами, которые будут использованы при измерениях в нагрузочных режимах.

Питание подводится к обмотке ротора с помощью специальных зажимов или бандажей из алюминиевых или медных шинок, надеваемых на кольца ротора. Вольтметр должен подсоединяться отдельными концами непосредственно к кольцам. Подсоединение производят обычно при помощи щупов и только на время отсчетов по приборам.

Измерения следует проводить после включения тока и по окончании переходного процесса, обусловленного индуктивностью ротора. Отсчеты по приборам проводят одновременно по команде.

В случае питания обмотки ротора от резервного возбудителя (или другого мощного источника постоянного тока) током порядка 0,3-0,5 номинального, во избежание ошибки от нагрева обмотки во время опыта, длительность последнего должна быть ограничена. Для роторов турбо- и гидрогенераторов с косвенным охлаждением, у которых номинальная плотность тока составляет около 3,5-4 А/мм, допустимое время отсчета, в течение которого обмотка нагревается не более чем на 1 °С, составляет 1-2 мин при токе 0,3-0,5.

Для обмоток турбогенераторов с непосредственным газовым или жидкостным охлаждением, у которых номинальная плотность тока составляет 7-10 А/мм, допустимое время отсчета уменьшается до 10-20 с. Таким образом, для этих машин указанный метод оказывается практически неприменимым без экстраполяции полученной температуры на момент подачи тока.

Измерения следует производить при нескольких (порядка трех) значениях тока, делая при каждом из них не менее трех отсчетов.

Поскольку обычно в качестве приборов постоянного тока используются одинаковые милливольтметры (один с шунтом, другой с добавочным резистором), рекомендуется для повышения точности измерения повторить опыты, меняя указанные приборы местами.

Значение подсчитывается как среднее из результатов тех отсчетов, которые не отличаются от среднего значения более чем на 0,5%. Число таких отсчетов должно быть не менее шести.

Определять следует особо тщательно, так как ошибка в этом измерении сказывается на всех последующих измерениях превышения температуры ротора (ошибка в 1% при измерении дает ошибку примерно в 2,5 °С при определении температуры).

Полученное сопротивление обмотки ротора следует привести к температуре 15 °С для возможности сравнения с данными завода-изготов

3.3. Перед испытаниями следует у всех заложенных термопреобразователей сопротивления измерить сопротивления при постоянном токе в холодном состоянии и сопротивление изоляции в соответствии с ГОСТ 11828-86 и .

Предварительно необходимо по технической документации установить значения сопротивлений соединительных проводов внутри генератора от термопреобразователя сопротивления до выводных зажимов.

Следует также проверить соответствие заводским чертежам маркировки и мест установки термопреобразователей сопротивления.

Целесообразно измерять сопротивление термопреобразователей сопротивления на закрытой машине, а в случае, если она открыта, рекомендуется закрыть торцы брезентом, так как из-за сквозняков в машинном зале температура отдельных частей статора может быть различной. Измерения следует производить не ранее чем через 6-7 дн после остановки генератора при условии, что за это время температура в машинном зале существенно не изменялась. При необходимости этот срок можно сократить, вращая генератор с номинальной частотой на холостом ходу без возбуждения после отключения от сети. Критерием достижения установившейся температуры является ее стабилизация во времени и совпадение результатов измерений у термопреобразователей сопротивления, имеющих одинаковые сопротивления соединительных проводов.

Температуру внутри генератора следует измерять термометрами расширения, установленными в щитах и корпусе генератора. При возможности следует поместить в корпус генератора дополнительные термометры. В качестве расчетной температуры берут среднюю из всех измеренных значений температуры.

Сопротивления термопреобразователей сопротивления следует измерять одинарным мостом класса точности не ниже 0,5 или другими приборами, обеспечивающими указанную точность. Подключать измеряющее устройство к зажимам термопреобразователей сопротивления можно либо при помощи щупов, либо используя для этого переключатель, установленный для измерений во время испытаний на нагревание (см. п.3.5). Необходимо измерить также сопротивление соединительных проводов от зажимов до измерительного моста (включая сопротивление переключателя). Полученные значения сопротивлений термопреобразователей сопротивления (за вычетом сопротивления соединительных проводов внутри и вне генератора) приводят к температуре 0 °С. Полученные сопротивления не должны отличаться от номинального сопротивления термопреобразователей сопротивления при 0 °С более чем на 1%.

3.4. Превышение температуры обмотки ротора над температурой охлаждающей среды следует определять по изменению сопротивления обмотки при постоянном токе при ее нагревании.

Для этого во время опыта должно быть измерено сопротивление обмотки в нагретом состоянии (), пользуясь методом вольтметра и амперметра.

Напряжение следует измерять непосредственно на кольцах ротора, чтобы исключить влияние падения напряжения на рабочих щетках. В качестве измерительных щеток следует применять медносетчатые или пластинчатые. Использовать угольные щетки не рекомендуется, так как контактное сопротивление между щеткой и кольцом быстро увеличивается за счет образования пленки на поверхности щетки. Пленка может также образоваться и на меднографитовых щетках с малым содержанием меди, поэтому при применении таких щеток их следует периодически зачищать.

Измерительные щетки должны снабжаться изолированными рукоятками, с помощью которых щетки накладывают на кольца во время измерения. Наиболее удобно устанавливать измерительные щетки в щеткодержатели, из которых предварительно вынуты рабочие щетки. Измерительные щетки должны быть хорошо изолированы от щеткодержателей. Для проверки этого следует сравнивать значения напряжения, измеренного непосредственно на кольцах и на траверсах щеточного аппарата. Напряжение на траверсах больше напряжения на кольцах на значение падения напряжения в рабочих щетках и переходном сопротивлении между кольцами и щетками. Это значение составляет обычно 2-5 В.

Наиболее целесообразно производить указанную проверку в начале или конце каждой серии отсчетов.

Провода от измерительных щеток до прибора должны иметь надежную изоляцию, поскольку напряжение на кольцах у современных крупных генераторов достигает 500 В и более. Можно, например, использовать провода ЛПРГС, заключенные в хлорвиниловую трубку.

Отсчеты по контрольным приборам, измеряющим ток и напряжение, должны производить одновременно два наблюдателя. При каждом измерении следует производить не менее трех отсчетов. Сопротивление обмотки ротора подсчитывают как среднее из отсчетов данного измерения.

Превышение температуры обмотки ротора определяется по формуле

Где - температура, при которой измерялось сопротивление ротора () в холодном состоянии, °С;

Температура входящего охлаждающего газа, °С;

- число, равное 235 для медной обмотки (без присадки и с присадкой серебра);

, - сопротивления обмотки ротора, измеренные в холодном и нагретом состояниях, Ом.

Определять превышение температуры следует непосредственно после каждого измерения. Если результаты отдельных отсчетов отличаются друг от друга более чем на 0,5%, измерение следует повторить.

В современных крупных гидрогенераторах возбуждение осуществляется выпрямленным переменным током, напряжение которого имеет довольно значительную переменную составляющую. Хотя магнито-электрический прибор, которым обычно измеряется напряжение на кольцах ротора, и не реагирует на эту составляющую, он может перегружаться. Поэтому перед испытаниями следует измерить эффективное значение напряжения и сравнить его со средним. Если отношение превышает 1,5, рекомендуется включать прибор, измеряющий напряжение, через "Г"-образный фильтр с малым активным сопротивлением. Значения и подбираются так, чтобы отношение не превышало 1,5. Включать фильтр следует через плавкие предохранители и таким образом, чтобы емкость находилась со стороны прибора.

Для прибора, измеряющего ток возбуждения, установка фильтра не требу

3.5. У генераторов с косвенным охлаждением превышение температуры обмотки и стали статора над температурой входящего в машину охлаждающего газа следует определять по показаниям заложенных в пазы термопреобразователей сопротивления. Термопреобразователи сопротивления, измеряющие температуру обмотки, заложены между стержнями, а измеряющие температуру стали - на дно паза.

У генераторов с непосредственным газовым и масляным охлаждением принята аналогичная система установки термопреобразователей сопротивления, однако температура, измеренная по термопреобразователям сопротивления, заложенным между стержнями, может быть принята за температуру обмотки лишь условно, так как тепло, выделяемое в обмотке, отводится главным образом охлаждающей средой, проходящей внутри стержня, и наибольшая температура имеет место в зоне выхода ее из стержней, а не в пазовой части, где установлены термопреобразователи сопротивления. В турбогенераторах с масляным охлаждением термопреобразователи сопротивления, контролирующие температуру стали статора, могут быть заложены в спинку сердечника статора.

В генераторах с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора термопреобразователи сопротивления закладываются между стержнями или под клинья в каждом пазу, или в пазах сливных стержней каждой гидравлической ветви, или же прижаты распорками к боковым поверхностям нижних сливных стержней при выходе из паза, а в машинах с полным водяным охлаждением - в сливных шлангах каждого из стержней вне обмотки. Основное назначение этих термопреобразователей сопротивления - контролировать равномерность распределения дистиллята по отдельным стержням обмотки и отсутствие их закупорки.

У генераторов с непосредственным водяным охлаждением термопреобразователи сопротивления, измеряющие температуру стали, закладываются на дно паза.

Сопротивление термопреобразователей сопротивления следует измерять одинарным мостом класса точности не ниже 0,5.

Во время испытаний следует также фиксировать показания щитовых логометров или автоматических регистрирующих устройств.

Мостом должны измеряться сопротивления всех термопреобразователей сопротивления, заложенных в генераторе, независимо от того, подключены они к эксплуатационной системе теплоконтроля или нет.

При измерении мостом переключатель эксплуатационной системы должен быть установлен в такое положение, при котором все измеряемые термопреобразователи сопротивления были бы отключены. При наличии самопишущих приборов это требование трудно выполнить. В этом случае следует иметь в виду, что измерение сопротивления мостом можно производить лишь в то время, когда термопреобразователь сопротивления не подключен к системе теплоконтроля.

У генераторов большой мощности с водяным охлаждением в статор заложено большое количество термопреобразователей сопротивления. Поскольку измерение их сопротивления мостом производится в последние часы опытов каждые полчаса, использовать для этого щупы неудобно. Рекомендуется использовать для этой цели многоканальные переключатели, которые подключаются к сборке термопреобразователей сопротивления на все время испытаний. Перед испытаниями контактная система этих переключателей должна быть тщательно проверена, а сопротивления соединительных концов (включая контакты переключателя) измерены заново.

Переключатели должны быть подключены таким образом, чтобы не вносить искажений в показания эксплуатационной системы теплоконтроля.

При наличии хорошо налаженных самопишущих электронных мостов или автоматизированной системы контроля класса точности не ниже 0,5 допускается контроль теплового состояния генератора при испытаниях производить по этим приборам. При этом перед испытаниями должна быть произведена проверка точности показаний указанных приборов.

Превышение температуры по заложенному термопреобразователю сопротивления определяется по той же формуле, что и превышение температуры обмотки ротора.

Поскольку термопреобразователи сопротивления, используемые в генераторах, имеют стандартное номинальное сопротивление при 0 °С, указанная формула может быть упрощена. Для термопреобразователей сопротивления, изготовленных по ГОСТ 6651-84 , номинальное сопротивление при 0 °С составляет 50 Ом, а для термопреобразователей, изготовленных ранее, - 53 Ом.

Формулы для расчета соответственно будут иметь вид:

В эти формулы подставляют значения , полученные во время опытов, за вычетом сопротивления соединительных проводов. Последнее представляет сумму сопротивлений соединительных проводов внутри генератора и вне его.

Упрощенная формула значительно облегчает обработку полученных данных, не влияя существенным образом на точность полученных результатов.

3.6. Температуру входящего в генератор и выходящего из него газа измеряют по всем установленным на генераторе термометрам и термопреобразователям. Заранее на остановленном генераторе следует осмотреть места установки термометров и термопреобразователей и убедиться в том, что они расположены в потоке газа, температура которого контролируется. Можно (дополнительно к п.3.3) проверить правильность показаний термопреобразователей сопротивления, установив в непосредственной близости от них контрольные термометры расширения и сверив затем их показания.

Сопротивления термопреобразователей сопротивления измеряют так же, как это указано в п.3.3.

За расчетную температуру холодного газа должна быть принята:

а) для генераторов, у которых охладители установлены вне генератора (в камерах холодного газа), - температура газа на входе в генератор;

б) для генераторов, у которых охладители встроены в корпус, - температура газа на выходе из охладителей.

Во всех случаях должно быть определено среднее значение из показаний всех термометров расширения и термопреобразователей, измеряющих температуру холодного газа, если только эти показания расходятся не более чем на 2-4 °С.

За температуру нагретого газа, выходящего из генератора, принимается среднее из показаний всех термометров расширения и термопреобразователей, установленных в камерах горячего газа или на входе в охладители.

Особо важное значение имеет измерение температуры нагретого газа на выходе из обмотки статора для генераторов с непосредственным газовым ее охлаждением.

Температура газа, выходящего из колпачков обмотки статора, в значительной степени характеризует нагревание обмотки. Это также относится к температуре газа, выходящего из сердечника статора с аксиальной системой охлаждения. Оба эти значения температуры нормируются и на них обращается особое внимание при эксплуатации генератора. Поэтому необходимо тщательно проверять исправность и правильность установки термопреобразователей сопротивления, измеряющих температуру газа, выходящего из обмотки и сердечника.

У генераторов с непосредственным охлаждением при наличии компрессора определяется также температура до и после него и температура газа, поступающего для охлаждения обмотки ротора (на перепускных участках).

3.7. Для измерения температуры охлаждающей жидкости, входящей и выходящей из обмоток статора и ротора, дополнительно к стационарным термопреобразователям сопротивления должны устанавливаться контрольные термометры расширения с ценой деления 0,1 °С. Карманы, в которые устанавливаются термометры, должны обеспечивать возможность заливки их маслом и погружения рабочей части термометра не менее чем на 2/3 диаметра трубопровода.

3.8. Температура воды, входящей и выходящей из газоохладителей и теплообменников, измеряется термометрами расширения, устанавливаемыми в карманы, вваренные в трубы и заполненные маслом. Карманы следует устанавливать так же, как указано в п.3.7. Температура входящей в охладитель воды может измеряться на общем водоводе непосредственно перед разветвлением его по охладителям. Температура выходящей из охладителей воды должна измеряться в непосредственной близости от каждого охладителя, измерять следует термометрами с ценой деления 0,1 °С.

3.9. Расход воды через газоохладители и дистиллята через обмотки, сердечник и другие конструктивные части следует измерять с помощью сужающих устройств (диафрагм) по перепаду давления.

Измерительные диафрагмы должны устанавливаться на напорных трубопроводах охлаждающей воды каждого охладителя. При отсутствии на трубопроводах отдельных охладителей участков, имеющих достаточную для установки диафрагм длину, можно измерять расход на общем напорном трубопроводе.

Перепад давления на диафрагме измеряется U-образными дифференциальными манометрами. Для их заливки можно применять легкие жидкости, не смешивающиеся с водой (например, тетрабромэтан, бромоформ, четыреххлористый углерод и др.), в зависимости от наблюдаемого перепада давления.

Методика расчета вновь изготавливаемых диафрагм, требования к исполнению и установке диафрагм, соединительных линий и дифференциальных манометров содержатся в .

Расход дистиллята через обмотки, сердечник и другие конструктивные элементы определяется по станционным расходомерам. В случае необходимости могут быть установлены дополнительные измерительные диафрагмы.

3.10. Определение расхода газа через генератор производится одним из общепринятых методов, описанных в -.

У герметизированных генераторов со встроенными газоохладителями расход газа может быть определен из уравнения теплового баланса газоохладителей:

Где и - расход воды и газа, м/с;

И - объемные теплоемкости воды и газа, Дж/м·°С;

и - перепады температуры воды и газа, проходящие через газоохладитель, °С.

Для определения расхода газа должны быть измерены расход воды через каждый газоохладитель и температура воды и газа на входе в газоохладитель и выходе из него. Теплоемкость воды принимают равной единице, теплоемкость газа определяется по формуле:

Где - абсолютное давление газа в корпусе генератора, МПа, кг/см или мм рт.ст;

- атмосферное давление, МПа, кг/см или мм рт.ст. (нормальное);

- температура газа на входе в газоохладитель, °С.

Расход газа через генератор представляет собой сумму расходов газа через отдельные газоохладители.

3.11. На генераторах с водородным охлаждением в процессе испытаний на нагревание необходимо также измерять:

а) избыточное давление водорода в корпусе генератора (при избыточном давлении водорода 0,005-0,01 МПа (0,05-0,1 кг/см) рекомендуется пользоваться водяным манометром; при 0,05-0,1 МПа (0,5-1 кг/см) и более высоких давлениях - пружинным (желательно лабораторным);

б) чистоту водорода по щитовому газоанализатору (следует проверять показания газоанализатора по результатам химического анализа газа).

3.12. Определение регулировочных характеристик, номинального и наибольшего токов возбуждения следует производить в соответствии с требованиями ГОСТ 10169-77 .

3.12.1. Регулировочные характеристики, представляющие собой зависимости тока возбуждения от тока якоря, следует определять при неизменных напряжении, коэффициенте мощности и частоте вращения методом непосредственной нагрузки. Допускается определение регулировочных характеристик методом графического построения.

3.12.2. Номинальный ток возбуждения следует определять из регулировочной характеристики, снятой при номинальных мощности, напряжении, коэффициенте мощности и частоте сети. Если при снятии этой характеристики напряжение сети отклонялось от номинального не более чем на ±5%, можно строить зависимость тока возбуждения от кажущейся мощности и определять значение номинального тока возбуждения для номинальной кажущейся мощности. Номинальный ток возбуждения можно также определить и графоаналитическим способом по диаграмме. Для определения расчетного индуктивного сопротивления в соответствии с требованиями ГОСТ 10169-77 используют характеристики холостого хода и короткого замыкания и точку нагрузочной характеристики, снятой при =0 и токе возбуждения, близком к номинальному. Допускается определять методом последовательного приближения. Для этого, задавшись =0,85, строят диаграмму для одной из опытных точек регулировочной характеристики, из которой определяют расчетный ток ротора и сопоставляют с опытным значением тока ротора. Если расхождение велико, то значение корректируют и опять строят диаграмму для этой же опытной точки регулировочной характеристики. Построение повторяется до тех пор, пока не будет получено хорошее совпадение расчетного и опытного значений тока ротора. Конечное значение принимается за расчетное и может использоваться для определения номинального и наибольшего токов ротора, полученных при следующих условиях:

Наибольший ток возбуждения может определяться как опытным, так и графоаналитическим способом.

Для большинства турбогенераторов наибольший ток возбуждения соответствует условию и близок к номинальному, а у большинства гидрогенераторов существенно отличается от него.

3.12.3. Превышение температуры обмотки следует определять как для номинального, так и для наибольшего тока возбуждения, полученного при отклонении напряжения на ±5% номинального.

Для турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ 533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной по сравнению с номинальной активной нагрузкой, при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения наибольшие допустимые в эксплуатации температуры обмотки ротора должны быть определены для наибольших значений тока возбуждения, полученных при работе как с номинальной, так и с длительной максимальной нагрузками при отклонении напряжения от номинального до ±5%.

4. ТРЕБОВАНИЯ К РЕЖИМУ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ИСПЫТАНИЙ НА НАГРЕВАНИЕ

4.1. При проведении каждого опыта должны выполняться следующие требования:

а) заданная нагрузка, температура охлаждающих сред на входе в генератор, давление и чистота водорода (для генераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением), расход охлаждающей воды через газоохладители и теплообменники, расход охлаждающей жидкости (для генераторов с жидкостным охлаждением) должны выдерживаться постоянными на протяжении всего опыта до тех пор, пока не будут достигнуты установившиеся превышения температуры всех частей генератора. Температура считается установившейся, если изменение ее в течение часа не больше 1 °С.

Время, в течение которого температура достигает установившегося значения, составляет ориентировочно:

для генераторов с косвенным охлаждением - 6-8 ч;

для генераторов с непосредственным охлаждением - 4-5 ч;

б) в течение последних 2-3 ч опыта режим должен поддерживаться таким образом, чтобы отклонение значений основных измеряемых величин от установленных было не более:


Напряжение статора
Ток статора
Ток возбуждения
Частота вращения
Частота тока
Температура охлаждающего газа
Температура охлаждающей жидкости
Давление газа	±0,01 МПа.
Расход охлаждающей жидкости

Испытание может быть начато как с практически холодного, так и с нагретого состояния машины. Для сокращения продолжительности испытания допускается кратковременно перегрузить генератор в начале испытания, насколько это допустимо из соображений ее механической и электрической прочности.

В некоторых случаях при сильных колебаниях напряжения в сети следует на время испытаний отключать регулятор возбуждения;

в) рекомендуется проводить испытания при температуре охлаждающего газа на входе в генератор, близкой к номинальной (35-40 °С). При питании газоохладителей водой по замкнутому циклу (эта система принята для многих крупных турбогенераторов) и при наличии рециркуляции нагретой воды это условие легко выполнимо. При отсутствии рециркуляции и в зимнее время для поддержания номинальной температуры газа может потребоваться уменьшение расхода охлаждающей воды до такого значения, при котором возникнут ненормальности в работе газоохладителей (прекращение циркуляции воды в верхних газоохладителях при их горизонтальном расположении, неполное заполнение газоохладителей, разрыв струи воды). Указанные ненормальности приведут к значительным искажениям в результате испытаний. Во избежание этого при отсутствии рециркуляции испытания следует проводить при расходе охлаждающей воды не менее 70% номинального.

У генераторов со встроенными газоохладителями следует перед испытаниями отрегулировать значения температуры газа, выходящего из каждого газоохладителя, так, чтобы они были практически одинаковыми (не отличались друг от друга более чем на 1-2 °С).

Для этого пользуются показаниями термопреобразователей сопротивления, установленных на выходе газа из охладителей.

При отсутствии этих термопреобразователей для газоохладителей, не имеющих заглушенных трубок, можно таким же образом регулировать температуру не холодного газа, а выходящей из газоохладителей нагретой воды. Разница в значениях температуры воды, выходящей из отдельных газоохладителей, не должна превышать 1 °С. Расходы воды через газоохладители следует регулировать задвижками на сливе при полностью открытых входных задвижках;

г) у машин с водяным охлаждением испытания должны проводиться при номинальной температуре охлаждающего дистиллята (обычно 35-40 °С) и при номинальном расходе дистиллята.

Удельное сопротивление дистиллята не оказывает существенного влияния на тепловое состояние генератора, однако, запрещается проводить испытания при значении сопротивления меньшем чем 100 кОм·см;

д) испытания должны проводиться при напряжении статора, близком к номинальному. Во время отдельных опытов отклонения средних значений напряжения не должны превышать 3-5% номинального;

е) испытания следует проводить при коэффициенте мощности, близком к номинальному. Допускаются отклонения от +0,05 до -0,15;

ж) записи всех измеряемых величин производятся в начале режима через час, а в последние два часа режима не реже чем через полчаса;

з) при невозможности поддержания температуры охлаждающего газа или жидкости, близкой к номинальной, допускается проводить испытания при температуре охлаждающих сред, реально достижимых на месте испытаний. Однако температура газообразной среды должна быть не ниже 10 °С, а температура жидкой охлаждающей среды, применяемой как для непосредственного, так и для косвенного охлаждения - не ниже точки росы при данном давлении газообразной охлаждающей среды. При нескольких видах охлаждающих сред (газ, вода) разность их температур на входе в машину должна быть не более 10 °C.

5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ

5.1. За последний час каждого опыта необходимо подсчитать средние значения всех измеренных величин, вычислить среднюю температуру холодного газа (согласно п.3.6), определить установившиеся превышения температуры отдельных частей генератора над температурой охлаждающей их среды (холодного газа или охлаждающей жидкости).

После этого должны быть построены кривые нагрева - зависимости установившихся превышений температуры от квадрата тока (статора или ротора).

Для всех генераторов с косвенным охлаждением должны быть построены кривые нагрева обмотки статора и стали статора по всем заложенным термопреобразователям сопротивления и обмотки ротора (по средней ее температуре). Особо выделяют кривые нагрева по наиболее нагретому термопреобразователю сопротивления, заложенному между стержнями, и наиболее нагретому термопреобразователю сопротивления, заложенному на дно паза (их строят обычно на отдельном графике).

Произошла ошибка

Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.

стр. 1

стр. 2

стр. 3

стр. 4

стр. 5

стр. 6

стр. 7

стр. 8

стр. 9

стр. 10

стр. 11

стр. 12

стр. 13

стр. 14

стр. 15

стр. 16

стр. 17

стр. 18

стр. 19

стр. 20

стр. 21

стр. 22

стр. 23

стр. 24

стр. 25

стр. 26

стр. 27

стр. 28

стр. 29

стр. 30

РД 34.45.309-92

ОРГРЗС МОСКВА 1993

ИШСТЕКШ ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ГЕНЕРАТОРОВ НА НАГРЕВАНИЕ

РД 34.45.309-92

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

Как показывает практика испытаний, наиболее просто измерять сопротивление обмотки ротора, подавая питание от аккумуляторной батареи или специального источника постоянного тока, обеспечивавших устойчивый ток порядка 10 А, теми же приборами, которые будут использованы при измерениях в нагрузочных режимах.

Питание"подводится к обмотке ротора с помощью специальных зажимов или бандажей из алюминиевых или медных шинок, надеваемых на кольца ротора. Вольтметр должен подсоединяться отдельными концами непосредственно к кольцам. Подсоединение производят обычно при помощи щупов и только на время отсчетов по приборам.

Измерения следует проводить после включения тока и по окончании переходного процесса* обусловленного индуктивностью ротора. Отсчеты по приборам проводят одновременно по команде.

В случае питания обмотки ротора от резервного возбудителя (или другого мощного источника постоянного тока) током порядка О,3-0,5 номинального, во избежание ошибки от нагрева обмотки во время опыта, длительность последнего должна быть ограничена. Для роторов турбо- и гидрогенераторов с косвенным охлаждением, у которых номинальная плотность тока составляет около 3,5-4 A/W% допустимое время отсчета, в течение которого обмотка нагревается не более чем на 1%, составляет 1-2 мин при токе 0,3-0,51 НШ

Для обмоток турбогенераторов с непосредственным газовым или жидкостным охлажден(вм, у которых номинальная плотность тока составляет 7-10 А/мм^, допустимое время отсчета уменьшается до 10-20 е. Таким образом, для зтих машин указанный метод оказывается практически неприменимым без зкстрапояяции полученной температуры на момент подачи тока. ^

Измерения следует производить при нескольких (порядка трех) значениях тока, делая при каждом из них не менее трех отсчетов.

Поскольку обычно в качестве приборов постоянного тока используются одинаковые милливольтметры (один с щунтом, другой с добавочным резистором), рекомендуется для повышения точности измерения г х повторить опыты, меняя указанные приборы местами.

Значений г х подсчитывается как среднее из результатов тех отсчетов, которые не отличаются от среднего значения более чем на 0,556. Число таких отсчетов должно быть не менее вести.

Определять г х следует особо тщательно, так как ошибка в этом измерении сказывается на всех последующих измерениях превышения температуры ротора (ошибка в 1% при измерении дает ошибку примерно в 2,5°С при определении температуры).

Полученное сопротивление обмотки ротора следует привести к температуре 15% для возможности сравнения с данндои завода-иэго-товителя.

Предварительно необходимо по технической документации установить значения сопротивлений соединительных проводов внутри генератора от термопреобраэователя сопротивления до выводных зажимов.

Следует также проверить соответствие заводским чертежам маркировки и мест установки термопреобраэователей сопротивления.

Целесообразно измерять сопротивление термопреобразователей сопротивления на закрытой машине, а в случае, если она открыта, рекомендуется закрыть торцы брезентом, так как из-за сквозняков в машинном зале температура отдельных частей статора может быть различной. Измерения следует производить не ранее чем через 6-7 дн после остановки генератора при условии, что за это время температура в машинном зале существенно не изменялась. При необходимости этот срок можно сократить, вращая генератор с номинальной частотой на холостом ходу без возбуждения после отключения от сети. Критерием достижения установившейся температуры является ее стабилизация во времени и совпадение результатов измерений у термопреобразователей сопротивления, имеющих одинаковые сопротивления соединительных проводов.

Температуру внутри генератора следует измерять термометрами расширения, установленными в щитах и корпусе генератора. При возможности следует поместить в корпус генератора дополнительные термометры. 6 качестве расчетной температуры берут среднюю из всех измеренных значений температуры.

Сопротивления термопреобразователей сопротивления следует измерять одинарным мостом класса точности не ниже 0,5 или други-- 12 -

ми приборами* обеспечивающими указанную точность. Подключать измеряющее устройство к зажимам термопреобразователей сопротивления можно либо при помощи щупов* либо используя для этого переключатель, установленный для измерений во время испытаний на нагревание (см.п.3.5). Необходимо измерить также сопротивление соединительных проводов от зажимов до измерительного моста (включая сопротивление переключателя). Полученные значения сопротивлений термопреобразователей сопротивления (за вычетом сопротивления соединительных проводов внутри и вне генератора) приводят к температуре О^С. Полученные сопротивления не должны отличаться от номинального сопротивления термопреобразователей сопротивления при 0°С более чем на 1%.

Для этого во время опыта должно быть измерено сопротивление обмотки в нагретом состоянии (г х), пользуясь методом вольтметра и амперметра.

Напряжение следует измерять непосредственно на колызах ротора, чтобы исключить влияние падения напряжения на рабочих щетках.

В качестве измерительных щеток следует применять медносетчатые или пластинчатые, йзпользовать угольные щетки не рекомендуется, так как контактное сопротивление между щеткой и кольцом быстро увеличивается за счет образования пленки на поверхности щетки. Пленка может также образоваться и на меднографитовых щетках с малым содержанием меди, поэтому при применении таких щеток их следует периодически зачищать.

Измерительные щетки должны снабжаться изолированными рукоятками, с помощью которых щетки накладывают ла кольца во время измерения. Наиболее удобно устанавливать измерительные щетки в щеткодержатели, из которых предварительно вынуты рабочие щетки. Измерительные щетки должны быть хорошо изолированы от щеткодержателей.

Для проверки этого следует сравнивать значения напряжения, измеренного непосредственно на кольцах и на траверсах щеточмго аппарата. Напряжение на траверсах больше напряжения на кольцах на значение падения напряжения в рабочих щетках и переходном сопротивлении между кольцами и щетками. Это значение составляет обычно 2-5 В.

Наиболее целесообразно производить указанную проверку в начале или конце каадой серии отсчетов.

Провода от измерительных щеток до прибора Должны иметь надежную изоляцию, поскольку напряжение на кольцах у современных крупных генераторов достигает 500 В и более. Можно, например, использовать провода ЛПРГС, заключенные в хлорвиниловую трубку.

Отсчеты по контрольным приборам, измеряющим ток и напряжение, должны производить одновременно два наблюдателя. При каждом измерении следует производить не менее трех отсчетов. Сопротивление обмотки ротора подсчитывают как среднее из отсчетов данного измерения.

Превышение температуры обмотки ротора определяется по формуле

A l } = JLt£<.(r r - г х) +т} х - г1 0 ,

где 1? х - температура, при которой измерялось сопротивле

ние ротора () в холодном состоянии, °С;

Температура входящего охлаждающего газа,

Д - число, равное 235 для медной обмотки (без присадки и с присадкой серебра); г х 1 г г - сопротивления обмотки ротора, измеренные в холодном и нагретом состояниях. Ом-

Определять превышение температуры следует непосредственно после каждого измерения* Если результаты отдельных отсчетов отличаются друг от друга более чем на 0,5$, измерение следует повторить.

В современных крупных гидрогенераторах возбуждение осуществляется выпрямленным переменным током, напряжение которого имеет довольно значительную переменную составляющую. Хотя магнито-электрический прибор, которым обычно измеряется напряжение на кольцах ротора, и не реагируют на эту составляющую, он может перегружаться. Поэтому перед испытаниями следует измерить эффективное значение напряжения и сравнить его со средним. Если отношение - Э ФУ превышает 1,5, рекомендуется включать прибор, измеряющий напряжение, через *Г"-образный LC фильтр с малым активным сопротив-- 14 -

лением. Значения L и С подбираются так, чтобы отношение -jj*- не превышало.1,5. Включать фильтр следует через плавкие предохранители и таким образом, чтобы емкость находилась со стороны прибора.

Для прибора, измеряющего ток возбуждения, установка фильтра не требуется.

У генераторов с непосредственным газовым и масляным охлаждением принята аналогичная система установки термопреобраэователей сопротивления, однако температура, измеренная по термопреобразователям сопротивления, заложенным между стержнями, может быть принята за температуру обмотки лишь условно, так как тепло, выделяемое в обмотке, отводится главным образом охлаждающей средой, проходящей внутри стержня, и наибольшая температура имеет место в зоне выхода ее из стержней, а не в пазовой части, где установлены термопреобразователи сопротивления. В турбогенераторах с масляным охлаждением термопреобразователи сопротивления, контролирующие температуру стали статора, могут быть заложены в спинку сердечника статора.

В генераторах с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора термопреобразователи сопротивления закладываются между стержнями или под клинья в каждом пазу, или в пазах сливных стержней каждой гидравлической ветви, или же прижаты распорками к боковым поверхностям нижних сливных стержней при выходе из паза, а в машинах с полным водяным охлаждением - в сливных шлангах каждого из стержней вне обмотки. Основное назначение этих термопреобра-вователей сопротивления - контролировать равномерность распределения дистиллята по отдельным стержняр обмотки и отсутствие их закупорки.

У генераторов с непосредственным водяным охлаждением термопреобразователи сопротивления, измеряющие температуру стали, закладываются на дао пава.

Сопротивление термопреобразователей сопротивления следует измерять одинарным мостом класса точности не ниже 0,5.

Во время испытаний следует также фиксировать показания щитовых логометров или автоматических регистрирующих устройств.

Мостом должны измеряться сопротивления всех термопреобразователей сопротивления, заложенных в генераторе, независимо от того, подключены они к эксплуатационной системе теплоконтроля или нет.

При измерении мостом переключатель эксплуатационной системы должен быть установлен в такое положение, при котором все измеряемые термопрёобразователи сопротивления были бы отключены. При наличии самопишущих приборов это требование трудно выполнить. В этом случае следует иметь в виду, что измерение сопротивления мостом можно производить лишь в то время, когда термопреобраэюватель сопротивления не подключен к системе теплоконтроля.

У генераторов большой мощности с водяным охлаждением в статор заложено большое количество термопреобразователей сопротивления. Поскольку измерение их сопротивления мостом производится в последние часы опытов каждые полчаса, использовать для этого щупы неудобно.* Рекомендуется использовать для этой цели многоканальные 1 переключатели, которые подключаются к сборке термопреобразователей сопротивления на все время испытаний. Перед испытаниями контактная система этих переключателей должна быть тщательно проверена, а сопротивления соединительных концов (включая контакты переключателя) измерены заново.

Переключатели должны быть подключены таким образом, чтобы не вносить искажений в показания эксплуатационной системы теплоконтроля.

При наличии хорошо налаженных самопищущих электронных мостов или автоматизированной системы контроля класса точности не ниже 0,5 доцускается контроль теплового состояния генератора при испытаниях производить по этим приборам. При этом перед испытаниями должна быть произведена проверка точности показаний указанных приборов.

Превышение температуры по заложенному термопреобразователю сопротивления определяется по той же формуле, что и превышение температуры обмотки ротора.

Поскольку термопреобразователи сопротивления, используемые в генераторах, имеют стандартное номинальное сопротивление при 0°С, указанная форьула может быть упрощена. Для термопреобразова-телей сопротивления, изготовленных по ГОСТ 6651-84 , номинальное сопротивление при (Яс составляет 50 См, а для термопреобразователей, изготовленных ранее - 53 Ом.

Формулы для расчета соответственно будут иметь вид:

6т)-М(г г -50)-Ф о, &\} ш 4№(г г -53)-1) 0 .

В эти формулы подставляют значения г г, полученные во время опытов, за вычетом сопротивления соединительных проводов. Последнее представляет сумму сопротивлений соединительных проводов внутри генератора и вне его.

Упрощенная формула значительно облегчает обработку полученных данных, не влияя существенны* образом на точность полученных результатов.

3.6. Температуру входящего в генератор и выходящего из него газа измеряют по всем установленным на генераторе термометрам и термопреобразователям. Заранее на остановленном генераторе следует осмотреть места установки термометров и термопреобразователей и убедиться в том, что они расположены 8 потоке газа, температура которого контролируется. Можно (дополнительно к п.3.3) проверить правильность показаний термопреобразователей сопротивления, установив в непосредственной близости от них контрольные термометры расширения и сверив затем их. показания.

Сопротивления термопреобразователей сопротивления измеряют так же, как это указано в п.3.3.

За расчетную температуру голодного гага доля» быть принята;

а) для генераторов, у которых охладители установлены вне генератора (в камерах холодного газа) - температура газа на входе в генератор;

б) для генераторов, у которых охладители встроены в корпус -температура газа на выходе из охладителей.

Во всех случаях должно быть определено среднее значение из показаний всех термометров расширения и термопреобразователей, измеряющих температуру холодного газа, если только эти показания расходятся не более чем на 2-44].

За температуру нагретого газа, выходящего из генератора, принимается среднее из показаний всех термометров расширения и термопреобразователей, установленных в камерах горячего газа или на входе в охладители.

Особо важное значение имеет измерение температуры нагретого газа на выходе из обмотки статора для генераторов с непосредственным газовым ее охлаждением.

Температура газа, выходящего из колпачков обмотки статора, в значительной степени характеризует нагревание обмотки. Это также относится к температуре газа, выходящего из сердечника статора с аксиальной системой охлаждения. Оба эти значения температуры нормируются и на них обращается особое внимание при эксплуатации генератора. Поэтому необходимо тщательно проверять исправность и правильность установки термопреобразователей сопротивления, измеряющих температуру газа, выходящего из обмотки и сердечника.

У генераторов с непосредстаенным охлаждением при наличии компрессора определяется также температура до и после него и температура газа, поступающего для охлаждения обмотки ротора (на перепускных участках).

3.7. Для измерения температуры охлаждающей жидкости, входящей и выходящей из обмоток статора и ротора, дополнительно к стационарным термопреобразователям сопротивления должны устанавливаться контрольные термометры расширения с пеной деления 0,1°С. Карманы, в которые устанавливаются термометры, должны обеспечивать возможность заливки их маслом и погружения рабочей части термометра

не менее чем на 2/3 диаметра трубопровода.

3.8. Температура воды, входящей и выходящей из газоохладите-лей и теплообменников, измеряется термометрами расширения, устанавливаемыми в карманы, вваренные в трубы л заполненные маслом. Карманы следует устанавливать так же, как указано в ft.3.7. Темпе-

ратура входящей в охладитель воды может измеряться на общем водоводе непосредственно перед разветвлением его по охладителям. Температура выходящей из охладителей воды должна измеряться в непосредственной близости от каждого охладителя, измерять следует термометрами^ ценой деления 0,1°С.

Измерительные диафрагмы должны устанавливаться на напорных трубопроводах охлаждающей воды каждого охладителя. При отсутствии на трубопроводах отдельный охладителей участков, имеющих достаточную для установки диафрагм длину, можно измерять расход на общем напорном трубопроводе.

Перепад давления на диафрагме измеряется U -образными дифференциальными манометрами. Для их заливки можно применять легкие жидкости, не смешивающиеся с водой (например, тетрабромэтан, бромо-форм, четыреххлористый углерод и др.), в зависимости от наблюдав-мого перепада давления.

Методика расчета вновь изготавливаемых диафрагм, требования к исполнению и установке диафрагм, соединительных линий и дифференциальных манометров содержатся в .

Расход дистиллята через обмотки, сердечник и другие конструктивные элементы определяется по станционным расходомерам. В случае необходимости могут быть установлены дополнительные измерительные диафрагмы*

ЗЛО. Определение расхода газа через генератор производится одним из общепринятых методов, описанных в [Z] - .

У герметизированных генераторов ос встроенными гаэоохладите-лями расход газа может быть определен из уравнения теплового баланса газоохладителей:

Расход воды и газа, м э /с;

Об&емные теплоемкости воды и газа, Дж/м 3 * °С;

Ai}q и AL? r - перепады температуры воды и газа* проходящие через газоохладитель, °С.

Для определения расхода газа должны быть измерены расход воды через каждый газоохладитель и температура воды и газа на входе в газоохладитель и выходе из него. Теплоемкость воды принимают равной единице, теплоемкость газа определяется по формуле:

где Р - абсолютное давление газа в корпусе генератора, МПа, кг/см^ или мм рт.ст;

Р атм - атмосферное давление, МПа, кг/см^ или мм рт.ст. (нормальное);

Температура газа на входе в газоохладитель, °С.

Расход газа через генератор представляет собой сумму расходов газа через отдельные газоохладители.

3. II На генераторах с водородным охлаждением в протесе испытаний на нагревание необходимо также измерять:

а) избыточное давление водорода в корпусе генератора (при избыточном давлении водорода 0,005-0,01 МПа (0,05-0,1 кг/см^) рекомендуется пользоваться водяным манометром; при 0,05-0,1 МПа (0,5-1 кг/см^) и более высоких давлениях - пружинным (желательно лабораторным);

3.12. Определение регулировочных характеристик, номинального и наибольшего токов возбуждения следует производить в соответствии с - требованиями ГОСТ 10169-77 .

3.I2.I. Регулировочные характеристики, представляющие собой зависимости тока возбуждения от тока якоря, следует определять при неизменных напряжении, коэффициенте мощности и частоте вращения методом непосредственной нагрузки. Допускается определение регулировочных характеристик методом графического построения.

Р АЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)

ИСПОЛНИТЕЛИ Л.Г.ВОЛОДАРСКИЙ, Е.В.1УЩ®, О.И.ИБ1ДОВ,

Г. А. ОСТРОУМОВА, А.П.ЧИСТИКОВ

У ТВЕР8ДЕН0 Управлением научно-технического развитии 29.01.92 г.

Заместитель начальника К.М.АНТИПОВ

(С) СПО СР1Г8С, 1993

ния, близком к номинальному. Допускается определять х р методом последовательного приближения. Для этого задавшись Хр * 0,85 X"d строят диаграмму для одной из опытных точек регулировочной характеристики, из которой определяют расчетный ток ротора и сопоставляют с опытным значением тока ротора. Если расхождение ез-лико, то значение Х р корректируют и опять строят диаграмму для этой же опытной точки регулировочной характеристики. Построение повторяется до тех пор, пока не будет получено хорошее совпадение расчетного и опытного значений тока ротора. Конечное значение Х р принимается за расчетное и может использоваться для определения номинального и наибольшего токов ротора, полученных при следующих условиях:

I -0,95l f

I - 1,051 ном

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНА

ПО ПРОЩЕ»» ИЯШТАШЛ РД 34.45.309-92

ГШЕРАТСРОЗ НА НАГРЕВАНИЕ

Настоящие Методические указания устанавливает объем и порядок проведения испытаний на нагревание генераторов, находящихся в эксплуатации на электростанциях.

Методические указания предназначены для работников электростанций и организаций, занимающихся испытанием генераторов на нагревание.

С выходом настоящих Методических указаний отменяются ранее изданные "Методические указания по проведению испытаний на нагревание генераторов” (М.: СПО Союэтехвнерго, 1964).

ОБЦАЯ ЧАСТЬ

Испытания генераторов на нагревание долины производиться не позднее чем через 6 нее после ввода в эксплуатацию. В дальнейшем во время эксплуатации периодически (один раз в 10 лет) проводятся контрольные испытания на нагревание при одном-двух ренинах работы. Испытания на надевание проводятся такие после полной законы обмотки ротора или статора, или реконструкции системы охлаждения. Генераторы мощностью до 12 МВт можно не испытывать.

В первых семи разделах даны рекомендации по проведению эксплуатационных испытаний на нагревание, в целях получения характеристик нагревания генератора, выяонекия их соответствия требованиям стандартов и техническим условиям поставки и определения допустимых в эксплуатации нагрузок. В отдельных случаях испытания могут провшиться в целях выяснения причин неполадок в системе охлавдения генератора.

На основании результатов етих испытаний устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры (с округлением в большую сторону до 5%) обмоток статора, ротора, активной стали и охлаидаюцих сред на выходе из обмоток или сердечника статора при продолжительной работе генератора о номинальной нагрузкой при номинальных значениях коэффициента мощности, напряжения и параметров охлаждающих сред.

Для турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ 533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной по сравнен» с номинальной активной нагрузкой при установленных значениях коэффициента мощности я параметров охлаждения, наибольшие допустимые в експлуатации температуры следует определять при работе с номинальной и максимальной длительной нагрузкой* За наибольшие допустимые в эксплуатации температуры для таких машин должны приниматься максимальные из определенных для этих режимов-Если наибольшие температуры, подученные по результатам испытаний на нагревание, яри работе генераторов при номинальной или длительной максимальной нагрузке окажутся выше предельно допустимых значений, приведенных в ГОСТ 533-85 , ГОСТ 5616-81 , технических условиях или указанных завод ом-изготовителем в техническом описании и инструкции по експлуатации, то мощность испытуемого генератора должна быть соответственно ограничена до значения, при котором нагрев не будет превышать максимально допустимого впредь до выяснения и устранения причин, вызвавших ети повышенные нагревы. Электростанция должна сообщить об ограничении мощности в Тех-управление корпорации "Росенерго" и завсду-изготовителю*

Если наибольшие температуры, подученные по результатам испытаний на нагревание, ниже предельно допустимых значений, то сто не может служить основанием для перемаркировки генератора на большую мощность. При необходимости перемаркировки генератора, когда повышение мощности желательно для выдачи "запертой" мощности турбины и не ограничивается мощностью трансформатора, должны быть проведены дополнительные специальные испытания по программе, составляемой применительно к каждому случаю. Перед зтши испытаниями долины быть проведены соответствующие раочеты и оснастка генератора дополнительными средствами измерешя температуры и других величин. Следует иметь ввиду* что дам после проведен» соответст-

вующих испытаний перемаркировка может быть произведена только с разрешения завода-изготовителя и Техуправления.

I. УСЛОВШ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ НА НАГРЕЗАНИЕ

(по ГССТ 10169-77).

У роторов, имеющих витковые замыкания, измерять температуру методом сопротивления нельзя, поскольку значение измеренного сопротивления отличается от действительного, поэтому испытания на нагревание таких машин должны производиться после устранения вит-ковых замыканий.

1.2. Бее приборы, которыми производятся измерения, должны быть поверены и иметь клейма органов Госповерки.

Запрещается использование приборов, не прошедших метрологическую поверку.

Испытания при давлении водорода» превышающем номинальное» в тех случаях, когда в паспорте генератора не указано максимальное давление, производятся по согласованию с заводом-изготовителем. Испытаниям при повышенном давлении должна предшествовать опрессовка генератора совместно с газомасляной системой избыточным давлением воздуха на 0,05 МПа (0,5 кгс/см^), превышающим давление, при котором будут производиться испытания.

2. ОБЪЕМ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ НА НАГРЕВАНИЕ

В объем испытаний входят:

2.2. Проведение четырех опытов на нагревание с нагрузками порядка 0,6; 0,75; 0,9 и 1,0 Р н (активной мощности) при номинальном или близком к нему коэффициенте мощности. При этом напряжение машины не должно отличаться от номинального более чем на 5%. Допускается проводить испытания на нагревание при напряжении выше номинального более чем на Ш (по условиям работы электростанции). Однако, полная мощность генератора при этом не должна превышать установленной заводом-изготовителем.

В соответствии с ГОСТ 11828-86 "Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний" возможно проведение испытания при трехгчетырех различных нагрузках в пределах 0,6 номинальной мощности до максимально возможной по условиям работы электростанции (но не ниже 0,9 номинального тока), при которых интервалы между квадратами токов рабочей цепи обмоток были бы примерно одинаковыми для того, чтобы при необходимости обеспечить более точную экстраполяцию полученных зависимостей.

Во время опытов должны измеряться:

а) электрические величины, характеризуете работу генератс

б) температура обмотки и стали статора по заложенным термо-преобразователям сопротивления;

в) температура обмотки ротора методом сопротивления;

г) температура входящего и выходящего охлаждающего rasa, а для генераторов с жидкостным охлаждением также и температура входящей и выходящей жидкости;

д) температура охлаждающей воды на входе и выходе газоохла-дителей и теплообменников;

ж) расход газа через генератор;

з) давление и чистота водорода.

Определение расхода воды через охладители является желательным во всех случаях и обязательным при испытании новых типов генераторов и новых типов охладителей, а также при повышенной против нормы температуре входящего газа и других неполадках в системе охлаждения.

Определение расхода газа является обязательный в тех случаях, когда имеет место повышенный нагрев частей генератора и охлаждающего газа, неравномерность температуры или другие неполадки в системе охлаждения.

2.3. Определение регулировочной характеристики, номинального и наибольшего токов возбуждения при номинальных условиях и при отклонении напряжения и тока статора на +5$ номинальных значений.

3. ПРОВЕДШИЕ ИЗМЕРЕНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ

К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ПРИБОРАМ

а) активная и реактивная мощности;

б) ток в обмотке статора (в трех фазах);

в) напряжение обмотки статора (в трех фазах);

г) ток возбуждения;

д) напряжение на кольцах ротора;

е) частота.

Все указанные величины определяются как по станционным щитовым приборам, так и по контрольным приборам, установленным на время проведения испытаний. Допускается определение частоты тока по щитовым приборам.

Измерительные приборы в соответствии с требованиями ГОСТ 11828-86 следует подбирать так, чтобы измеряемые значения находились в пределах 30-95$ шкалы. Класс точности контрольных приборов должен быть не ниже 0,5, а для приборов, установленных в цепи возбуждения, не ниже 0,2. Контрольные приборы статора подключаются к станционным измерительным трансформаторам. Установка специальных измерительных трансформаторов не требуется. Необходимо лишь проверить, не перегружаются ли трансформаторы тока в результате включения дополнительных приборов, и в случае необходимости принять меры для их разгрузки, на время проведения испытаний.

Контрольный щунт, устанавливаемый в цепи обмотки ротора, должен быть класса точности-не ниже 0,2. При отсутствии щунтов такого класса можно применять шунты класса 0,5, не снижая при этом требования к приборам, которые к ним подключаются. Допускается использование эксплуатационных щунтов класса не риже 0,5. Коэффициент мощности определяют расчетом по показаниям контрольных приборов, установленных для измерения тока, активной мощности и напряжения статора. Возможно определение коэффициента мощности по отношению показаний двух ваттметров, установленных для измерения активной мощности в соответствии с . При этом необходимо следить за тем, чтобы измеряемые значения токов и напряжений были не ниже 30$ номинальных tqkob и напряжений применяемых ваттметров.

При проведении измерений более чем на одном приборе, отсчеты по всем приборам для каждого измерения рекомендуется производить одновременно. Это обязательно при измерении сопротивлений методом амперметра и вольтметра и мощности трехфаэного тока - методом

ДВУХ ВаттмёхрСЗ.

3.2. Перед испытаниями на нагревание должны быть измерены сопротивление обмотки ротора при постоянном токе в практически холодном состоянии (Г х) и температура, при которой проводилось это

измерение (l? x) по ГОСТ 11828 -86. Значение этого сопротивления является исходным для определения превышения температуры обмотки ротора во время испытаний на нагревание. За практически холодное состояние машины согласно ГОСТ 183-74 принимается такое, при котором температура любой части машины отличается от температуры окружающего воздуха не более чем на +3°С. Температуру обмотки в холодном состоянии на вынутом роторе или на открытой машине измеряют несколькими (не менее четырех-пяти) термометрами расширения, устанавливаемыми на турбогенераторах под бандажами и вдоль бочки ротора, а на гидрогенераторах - на разных полюсах вдоль обмотки.

Температура окруж&юшего воздуха определяется по ГССТ 11828-86 как среднее арифметическое из показаний нескольких термометров, расположенных в разных точках вокруг генератора, на высоте, равной половине высоты генератора, и на расстоянии от I дс 2 м от генератора.

Если по условиям эксплуатации генератор не может быть открыт, допускается измерять г х на закрытом генераторе. При этом необходимо вести периодический контроль за остыванием генератора по всем установленным температурным индикаторам (термопреобразователям сопротивления или термопарам и термометрам расширения) и приступать к измерению г только по достижении практически холодного состояния-

Одновременно с измерением г х измеряется температура по всем установленным измерителям температуры. За температуру обмотки принимается средняя из всех полученных значений температур.

Термометры расширения должны иметь цену деления не более 1%.

У роторов с водяным охлаждением за температуру обмотки принимают среднее из значений температуры воды, входящей и выходящей из обмотки, при условии, что эти значения отличаются друг от друга не более чем на 1^, и температура входящей воды не изменяется более чем на С,5°Ь в течение 30 мин, предшествующих измерению сопротивления.

Измерять г х следует методом вольтметра и амперметра. Измерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 0,2. Шунт при измерении методом амперметра-вольтметра должен быть класса точности не ниже 0,2.