Зашита ротора от замыкания на землю
Замыкание на землю в цепи обмотки возбуждения (ротора) не приводит непосредственно к тяжелым повреждениям ввиду изолированности цепи ротора от земли. Однако последствия при возникновении второго замыкания на землю, приводящего не только к повреждению обмотки ротора, но и к недопустимым механическим усилиям, обязывает своевременно выявить первое замыкание к отключить при появлении второго. Защита ротора должна быть чувствительна к ухудшению изоляции, т.е. реагировать на снижение активного сопротивления ротора относительно земли.
Наиболее распространенным решением является наложение переменного напряжения на цепь ротора с контролем активной составляющей тока (активного сопротивления) этой цепи относительно земли. Переменное напряжение 25Гц образуется из напряжения промышленной частоты в специальном комплектном устройстве (в комплекте КЗР-2, КЗР-З) и измерительное реле защиты реагирует на величину активного тока данной частоты, определяемого сопротивлением изоляции цепей возбуждения. Защита срабатывает при понижении сопротивления изоляции относительно земли до 8 кОм.
Возможность построения защиты ротора от замыканий на землю с повышенной чувствительностью, с отстройкой от влияния собственной емкости обмотки и гармонических составляющих, обусловленных тиристорной системой возбуждения, появляется при наложении низкочастотного прямоугольного напряжения 0,5 — 4.0 Гц.
Существует отдельная схема измерения для определения состояния подстуловой изоляции. Из-за неравномерности зазора между ротором и статором, зазоров в стыках между пакетами активной стали магнитная система машины в какой-то мере несимметрична. При вращении возбужденного ротора даже небольшая несимметрия магнитного поля приводит к наведению электродвижущей силы на концах ротора (вала) генератора. Если создать путь для тока через вал и подшипники, то его величина может достигнуть сотни ампер, что привело бы к повреждению червячных пар, подшипников турбины, а также подшипников и вкладышей уплотнений генератора. Поэтому у генератора под стул подшипника со стороны возбудителя и под подшипники возбудителя устанавливаются изоляционные прокладки. Еще подшипники изолируются от маслопроводов путем установки изолированных фланцев. Изолируются также от торцевого щита и от маслопроводов корпус уплотнения генератора со стороны возбудителя. Сопротивление изоляции стула подшипника, измеренное перед сборкой подшипника, должно быть не менее 1 МОм. Для контроля изоляции стула подшипников путем дистанционного измерения напряжения на концах вала, между изолированным стулом и плитой монтируется данная схема, состоящая из переключателей точек замеров, вольтметра и амперметра. Амперметр имеет шкалу 10А, вольтметр – 30В и 150В.
При работе турбины вследствие трения лопаток последних ступеней ротора о влажный пар происходит заряд ротора статическим электричеством. Величина напряжения может доходить до 800В и привести к повреждению червячных пар, поражению обслуживающего персонала электрическим током. Для отвода наведенного заряда с ротора турбины в районе первого подшипника устанавливается щетка, соединенная с землей, скользящая по валу. В эксплуатации необходимо обеспечить надежность контакта этой щетки с валом турбины наряду с поддержанием в исправном состоянии изоляции подшипников.
Источник
Неверное определение причины снижения сопротивления изоляции обмотки ротора, и принятие неверного решения по устранению дефекта.
Турбогенератор типа ТВФ-100-2. Возникло межфазное короткое замыкание в обмотке статора в месте истирания изоляции на лобовой части вблизи выхода из паза и попадание на это место обводненного масла. Дело в том, что этот генератор работал на той же электростанции, что и ТВ-60-2. Поэтому в маслосистеме энергоблока циркулировало обводненное масло. Проникавшая с маслом вода вызвала эрозию набегающих кромок пера лопаток вентилятора. Еще в 2000 г. автор провел диагностическое обследование этой машины и обнаружил массовое местное истирание изоляции лобовых частей на выходе стержней из пазов, ее вспухание и вытекание битумного компаунда. В протоколе контроля технического состояния генератора было указано, что изоляция обмотки статора может проработать без отказов до очередного капремонта при выполнении 3-х условий:
если на лобовые части обмотки статора не будет попадать турбинное масло в количествах, способных вымывать битумный компаунд из изоляции;
если в турбинном масле не будет воды;
Если в газоохладителях не возникнет течь.
До капремонта в 2005 года машина проработала без отказов. После капремонта в масло стала поступать вода, однако меры по устранению дефекта не были приняты.
По настоянию автора генератор был заменен в 2010 г. Взамен установлена новая машина с воздушным охлаждением. Удалось обосновать страховой случай, благодаря чему электростанция получила крупное страховое возмещение.
Ошибка персонала: в течение длительного времени допускалась работа энергоблоков с обводненным маслом.
Турбогенератор типа ТВФ-63-2. До отключения генератора в статоре была зафиксирована высокая влажность водорода. Температура точки росы доходила до 28ºС при норме 15ºС, не более.
Машина отключилась продольной дифзащитой при наборе нагрузки. На момент срабатывания защиты нагрузка составляла всего 7 МВт. Произошел пробой изоляции с возникновением дуги в межфазной зоне.
Причинами явились:
истирание корпусной изоляции лобовых частей обмотки деталями системы крепления;
Повышенная влажность водорода, что привело к пробою.
От воздействия токов короткого замыкания (36,7 кА) и электрической дуги выгорела часть сечения 2-х верхних и 4-х нижних стержней.
Ошибки персонала:
Низкое качество дефектации обмотки статора.
Не прияты меры по уменьшению влажности водорода.
Допущена работа механически поврежденной корпусной изоляции в условиях повышенной влажности водорода.
Ошибки персонала ремонтных организаций.
При выполнении следующих конкретных работ персонал ремонтных организаций наиболее часто допускал ошибки, приводившие к авариям и отказам (в процентах от общего числа ошибок):
установка прокладки – 61,9%
установка накидной гайки – 7,1 %
установка резинового шнура – 4,6%
Из-за ошибок персонала ремонтных организаций возникли следующие основные виды аварийных событий:
утечка водорода из статора – 66,6%;
утечка водорода в стержни – 14,3%;
замыкание на землю – 9,5%;
межфазное замыкание – 2,4%;
течь воды – 2,4%.
Сборочные единицы турбогенератора, на которых персонал ремонтных организаций допустил ошибки, приведшие к авариям и отказам:
вывода – 52,4%
стержни и шины – 28,6%
охладители – 7,2%
корпусные детали – 4,7%
активная сталь – 2,4%
трубопроводы – 2,4%
Сборочный единицы турбогенератора, на которых персонал ремонтных организаций допустил ошибки, приведшие к авариям и отказам:
статор – 26,6%
уплотнения вала и подшипники – 25,9%
газо-воздухоохладители – 3,1%
Примеры ошибок персонала ремонтных организаций при работах на статоре
Турбогенератор типа ТВВ-200-2А. От последнего ремонта до возникновения нарушения прошел 1 год 7 месяцев.
Увеличилась суточная утечка водорода из корпуса генератора до 15 мм рт.ст./час. Был начат поиск мест утечки. Было выявлено и устранено три места выхода водорода, однако величина суточной утечки не снизилась.
При увеличении суточной утечки из корпуса генератора до 25 мм рт.ст./час (12%) генератор был отключен по аварийной заявке.
После вывода энергоблока в ремонт при поиске места утечки водорода сработал автоматический газоанализатор газовой ловушки обмотки статора, концентрация водорода в дистилляте составила более 5% (предел шкалы прибора).
После снятия торцевых щитов была проведена опрессовка обмотки статора давлением 10 кг/см2, во время которой наблюдалась обильная течь воды внизу лобовых части со стороны «В». После вывода ротора и выемки двух верхних стержней обмотки было обнаружено выпадение дистанционной стеклотекстолитовой распорки, установленной между этими стержнями. Распорка продолбила насквозь термореактивную изоляцию и полые проводники двух нижних стержней с образованием отверстия в одном из них под действием рабочей вибрации.
Ошибка ремонтного персонала – недозапечка препрега, установленного вместе с распоркой между лобовыми частями верхних стержней ремонтной организацией, из-за чего распорка оказалась не приклеенной к широким
Граням лобовых частей. Распорка выпала под воздействием рабочей вибрации обмотки статора.
Турбогенератор типа ТВФ-120-2. От последнего капремонта до возникновения нарушения прошло 8 месяцев. Загорелось табло «Земля в цепи возбуждения генератора». Активная мощность 35 МВт, реактивная мощность падала, персонал начал поднимать реактивную мощность до 20 Мвар, колебания активной нагрузки в пределах 1 МВт, был бросок реактивной мощности до 46 Мвар. Возникли броски по реактивной нагрузке и падение ее до нуля. Согласно инструкции оперативным персоналом принято решение перейти на резервное возбуждение.
Обнаружено увеличение вертикальной вибрации подшипника № 4, загорелось табло «Виброскорость высока». При включении РВ-2 в параллельную работу с рабочим возбуждением на генераторе появились синхронные качания: ток статор от 2 кА до 5 кА, ток ротора о 0 кА до 2 кА, реактивная нагрузка – 0 Мвар, активная – 33-37 МВт. Генератор был отключен.
В результате аварии возникли следующие повреждения:
отгорела головка токоведущего винта и 1/3 токоведущей шины (примерно 150 мм, считая от большого плюсового токоведущего болта);
выгорела изоляция токоведущей шины и токоведущего болта;
на минусовом полюсе произошло разрушение (выгорание) изоляции токоведущей шины и токоведущего болта, токоведущий винт не отгорел;
выгорела изоляция токоподводящих полустержней в районе больших токоведущих болтов на длине, примерно, 200-250 мм;
Оплавлен вал ротора.
Несоблюдение технологического процесса ремонта узлов токоподвода, нарушение требований Типовой инструкции по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов [2].
Турбогенератор типа ТВФ-120-2. От последнего капремонта до возникновения нарушения прошло 1 год 4 месяцев.
ТГ отключился защитой «Повышение виброскорости подшипников» №7 – 11,2 мм/с; №6 – 7,1 мм/с с загоранием сигнального табло на ГЩУ «Вибрация подшипников недопустима». Одновременно с этим на ГЩУ появился сигнал «Защита от замыкания на землю в цепях возбуждения ТГ». При этом оперативный персонал предположил, что защита по повышению вибрации работала ложно, и вывел её. В этот момент турбина имела частоту вращения 2100
Об/мин. Был начат набор оборотов, и частота вращения достигла 3000 об/мин, после чего турбоагрегат был остановлен.
Причиной аварии явился плохой контакт между контактным винтом, шиной токоподвода и токоведущим болтом.
В результате аварии возникли следующие повреждения:
Тепловой прогиб ротора генератора, вызванный нагревом с последующим расплавлением контактного винта в зоне крепления обмотки ротора с токоведущим болтом.
Расплавление верхней части токоведущего болта (на 50 мм), контактного винта (полностью), расплавление конца гибкой шины на участке её соединения с токоведущим болтом.
При частной беседе с одним из руководителей ремонтной организации выяснилось, что ошибку допустил молодой малоопытный слесарь, которому поручили произвести сборку токоподвода в процессе капремонта, но действия его никто не контролировал.
Несоблюдение технологического процесса ремонта узлов токоподвода, нарушение требований Типовой инструкции по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов [2].
Недостатки изготовления.
Комиссиями по расследованию назывались следующие классификационные признаки причин нарушений [1]:
недостатки эксплуатации (несоблюдение регламента технического обслуживания) – 58,3%;
недостатки ремонта – 28,2%;
недостатки изготовления –13,5 %.
Однако, несмотря на небольшое число аварий из-за недостатков изготовления, аварии турбогенераторов были тяжелыми и требовали длительного дорогостоящего ремонта. Как правило, они были вызваны ошибками проектов и нарушениями технологии. В [3] приведена величина среднего арифметического значения удельной повреждаемости турбогенераторов за период 1949-1954 г
ω1949-1954=7,6·10-2 год-1
В указанный период в эксплуатации находились преимущественно машины мощностью 100 МВт (типа ТВ2-100-2) и менее. В 2001-2005 среднее арифметическое значение удельной повреждаемости турбогенераторов данных мощностей составило
ω2001-2005=5,1·10-2 год-1
Отсюда следует, что за прошедшие 50 с лишним лет турбогенераторов мощностью 100 МВт и менее удельная повреждаемость уменьшилась всего лишь на 33%.
В [4] приведены величины средних арифметических значений удельной повреждаемости турбогенераторов типов ТВВ-320-2, ТВВ-165-2 и ТВВ-160-2, ТГВ-300, ТГВ-200 за период 1961-1965 г.:
В 2001-2005 среднее арифметическое значение удельной повреждаемости по сравнению с 1961-1965 г у данных типов машин значительно уменьшилось. Это говорит о большой работе заводов за прошедшие 40 лет по радикальному улучшению конструкции и технологии изготовления основных узлов и деталей турбогенераторов, а также об успешном освоении эксплуатацией этих машин.
Источник
ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7
Раздел 1. Общие правила
Глава 1.8. Нормы приемо-сдаточных испытаний
Синхронные генераторы и компенсаторы
1.8.13. Синхронные генераторы мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенсаторы должны испытываться в полном объеме настоящего параграфа. ¶
Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по п. 1-5, 7-15 настоящего параграфа. ¶
Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности должны испытываться по п. 2, 4, 5, 8, 10-14 настоящего параграфа. ¶
1. Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ. При решении вопроса о необходимости сушки компаундированной, термореактивной и гильзовой изоляции обмотки статора синхронного генератора или синхронного компенсатора следует руководствоваться указаниями разд. 3 «Электрические машины» СНиП 3.05.06-85. «Электротехнические устройства» Госстроя России.¶
Для генераторов с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. ¶
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 допускается включение без сушки при коэффициенте нелинейности более 3, если остальные характеристики изоляции ( R60/R15 и R60) удовлетворяют установленным нормам.¶
2. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.1. ¶
3. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. ¶
У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание производится в случае, если возможность этого предусмотрена в конструкции генератора. ¶
Значения испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.2. ¶
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует производить по ветвям. ¶
Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типов ТГВ-200 и ТГВ-300 следует принимать в соответствии с инструкцией по эксплуатации этих генераторов. ¶
Таблица 1.8.1. Допустимое сопротивление изоляции. ¶
Напряжение мегаомметра, кВ
Обмотка статора напряжением до 1 кВ (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз)
Не менее 0,5 МОм при температуре 10-30 °С
То же напряжением выше 1 кВ
Должно соответствовать требованиям, приведенным в разд. 3 «Электрические машины» СНиП 3.05.06-85. У генераторов с водяным охлаждением обмоток сопротивление изоляции измеряется без воды в обмотке статора при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения
Не менее 0,5 МОм при температуре 10-30 °С. Допускается ввод в эксплуатацию неявнополюсных роторов, имеющих сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре +75 °С или 20 кОм при +20 °С
Подшипники генератора и сопряженного с ним возбудителя
Сопротивление изоляции, измеренное относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах, должно быть не менее 0,3 МОм для гидрогенератора и не менее 1 МОм для турбогенератора. Для гидрогенератора измерение производится, если позволяет конструкция генератора
Водородные уплотнения вала
Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТВВ
Сопротивление изоляции, измеренное относительно внутреннего щита и между полущитами вентиляторов, должно быть не менее 0,5 МОм
Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТГВ
Сопротивление изоляции, измеренное между частями диффузоров, должно быть не менее 1 МОм
Доступные изолированные стяжные болты стали статора
Диффузор и обтекатель у турбогенераторов серии ТГВ
Сопротивление изоляции, измеренное между уплотнением и задним диском диффузора, диффузором и внутренним щитом, обтекателем и внутренним щитом, двумя половинками обтекателя, должно быть не менее 1 МОм
Термоиндикаторы генераторов и синхронных компенсаторов:
с косвенным охлаждением обмоток статора
Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением соединительных проводов, должно быть не менее 1 МОм
с непосредственным охлаждением обмоток статора
Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением соединительных проводов, должно быть не менее 0,5 МОм
Цепи возбуждения генератора и возбудителя (без обмоток ротора и электромашинного возбудителя)
Сопротивление изоляции, измеренное с сопротивлением всей присоединенной аппаратуры, должно быть не менее 1 МОм
Таблица 1.8.2. Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов. ¶
Мощность генератора, МВт, компенсатора, МВ·А
Номинальное напряжение, кВ
Амплитудное испытательное напряжение, кВ
Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения — от 0,2 Umax до Umax равными ступенями. На каждой ступени напряжения выдерживается в течение 1 мин. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с.¶
Оценки полученной характеристики производятся в соответствии с требованиями разд. 3 «Электрические машины» СНиП 3.05.06-85 Госстроя России. ¶
4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание проводится по нормам, приведенным в табл. 1.8.3. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. ¶
Таблица 1.8.3. Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток синхронных генераторов и компенсаторов. ¶
Характеристика электрической машины
Испытательное напряжение, кВ
Обмотка статора синхронного генератора и компенсатора
Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В
Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ
То же, но номинальное напряжение выше 3,3 кВ до 6,6 кВ
Цепи возбуждения генератора со всей присоединенной аппаратурой (без обмоток ротора и возбудителя)
Обмотка статора синхронных генераторов, у которых стыковка частей статора производится на месте монтажа (гидрогенераторы) по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений
Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение выше 6,6 кВ
Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В
Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ
То же, но номинальное напряжение выше 3,3 кВ до 6,6 кВ
То же, но номинальное напряжение выше 6,6 кВ
Обмотка явнополюсного ротора
7,5Uном возбуждения генератора, но не менее 1,1 и не более 2,8
Обмотка неявнополюсного ротора
1 (в том случае, если это не противоречит требованиям технических условий завода-изготовителя)
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин. ¶
При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться следующим:¶
а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекомендуется производить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде, то изоляция его испытывается дважды: после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в статор.¶
В процессе испытания осуществляется наблюдение за состоянием лобовых частей машины: у турбогенераторов — при снятых торцовых щитах, у гидрогенераторов — при открытых вентиляционных люках;¶
б) испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением следует производить при циркуляции дистиллированной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 75 кОм/см и номинальном расходе; ¶
в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напряжение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за коронированием лобовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредоточенного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, появления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается; ¶
г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора. ¶
5. Измерение сопротивления постоянному току. Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в табл. 1.8.4. ¶
Таблица 1.8.4. Допустимое отклонение сопротивления постоянному току. ¶
Обмотка статора (измерение производить для каждой фазы или ветви в отдельности)
Измеренные сопротивления в практически холодном состоянии обмоток различных фаз не должны отличаться одно от другого более чем на 2%. Вследствие конструктивных особенностей (большая длина соединительных дуг и пр.) расхождение между сопротивлениями ветвей у некоторых типов генераторов может достигать 5%
Измеренное сопротивление обмоток не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 2%. У явнополюсных роторов измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно
Резистор гашения поля, реостаты возбуждения
Сопротивление не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 10%
6. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты. Производится для генераторов мощностью более 1 МВт. Измерение следует производить при напряжении не более 220 В на трех-четырех ступенях частот вращения, включая номинальную, а также в неподвижном состоянии. Для явнополюсных машин при неизолированных местах соединений в неподвижном состоянии измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно. Отклонения измеренных значений от данных завода-изготовителя или от среднего сопротивления полюсов должны находиться в пределах точности измерения. ¶
7. Измерение воздушного зазора между статором и ротором генератора. Если инструкциями на генераторы отдельных типов не предусмотрены более жесткие нормы, то зазоры в диаметрально противоположных точках могут отличаться друг от друга не более чем: ¶
- на 5% среднего значения (равного их полусумме) — для турбогенераторов 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением проводников;
- на 10% — для остальных турбогенераторов;
- на 20% — для гидрогенераторов.
Измерение зазора у явнополюсных машин производится под всеми полюсами. ¶
8. Проверка и испытание системы возбуждения. Проверку и испытание электромашинных возбудителей следует производить в соответствии с 1.8.14. Проверка и испытание полупроводниковых высокочастотных возбудителей производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. ¶
9. Определение характеристик генератора: ¶
а) трехфазного КЗ. Характеристика снимается при изменении тока до номинального. Отклонения от заводской характеристики должны находиться в пределах точности измерения. ¶
Снижение измеренной характеристики, которое превышает точность измерения, свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора. ¶
У генераторов, работающих в блоке с трансформатором, снимается характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором). Характеристику собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не определять, если имеются протоколы соответствующих испытаний на стенде заводов-изготовителей. ¶
У синхронных компенсаторов без разгонного двигателя снятие характеристик трехфазного КЗ производится на выбеге в том случае, если не имеется характеристики, снятой на заводе; ¶
б) холостого хода. Подъем напряжения номинальной частоты на холостом ходу производить до 130% номинального напряжения турбогенераторов и синхронных компенсаторов, до 150% номинального напряжения гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику холостого хода турбо- и гидрогенератора до номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора не будет превосходить 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика холостого хода блока; при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Характеристику холостого хода собственно генератора, отсоединенного от трансформатора блока, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний на заводе-изготовителе. Отклонение характеристики холостого хода от заводской не нормируется, но должно быть в пределах точности измерения. ¶
10. Испытание междувитковой изоляции. Испытание следует производить подъемом напряжения номинальной частоты генератора на холостом ходу до значения, соответствующего 150% номинального напряжения статора гидрогенераторов, 130% — турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, — см. указания п. 9. При этом следует проверить симметрию напряжений по фазам. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении — 5 мин. Испытание междувитковой изоляции рекомендуется производить одновременно со снятием характеристики холостого хода. ¶
11. Измерение вибрации. Вибрация (удвоенная амплитуда колебаний) подшипников синхронных генераторов и компенсаторов, измеренная в трех направлениях (у гидрогенераторов вертикального исполнения производится измерение вибрации крестовины со встроенными в нее направляющими подшипниками), и их возбудителей не должна превышать значений, приведенных в табл. 1.8.5. ¶
Номинальная частота вращения ротора, мин -1
Источник