Общие положения

Нормы, рассматриваемые в данной лекции, предназначены для руководства при производстве работ инженерно-техническим персоналом, занимающимся наладкой, эксплуатацией и ремонтом электрооборудования электрических станций и сетей.

Нормы содержит требования, уточнённые с учётом опыта энергосистем, наладочных организаций, ремонтных заводов и научно-исследовательских институтов. В него включены современные методы диагностики электрооборудования, оно дополнено также нормами контроля элегазовой аппаратуры, вакуумных выключателей, ограничителей перенапряжений, кабелей с полиэтиленовой изоляцией, предохранителей-разъединителей.

В Нормах, как правило, не приводятся методики испытаний и метрологические требования, так как они отражены в инструкциях, методических указаниях, пособиях и т.п. Настоящими нормами следует руководствоваться при вводе электрооборудования в работу и в процессе его эксплуатации. Наряду с Нормами следует руководствоваться действующими руководящими документами, а также инструкциями заводов-изготовителей электрооборудования, если они не противоречат требованиям Норм.

В Нормах приняты следующие условные обозначения категорий контроля:

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

К - при капитальном ремонте на энергопредприятии;

С - при среднем ремонте;

Т - при текущем ремонте электрооборудования;

М - между ремонтами.

Периодичность межремонтного контроля электрооборудования, если она не указана в ПТЭ или в соответствующих разделах Норм, устанавливается техническим руководителем энергопредприятия с учётом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы электрооборудования.

В Нормах приведён перечень испытаний и предельно допустимые значения контролируемых параметров. Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормируемыми значениями, но и по совокупности результатов всех проведённых испытаний, осмотров и данных эксплуатации. Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с результатами измерений на других фазах электрооборудования и на однотипном оборудовании. Однако главным является сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в Нормах допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования.

В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в паспорте или протоколе заводских испытаний. При эксплуатационных испытаниях, включая испытания при выводе в капитальный ремонт, в качестве исходных принимаются значения параметров, определённые испытаниями при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования. Качество проводимого на энергопредприятии ремонта оценивается сравнением результатов испытаний после ремонта с данными при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования, принимаемыми в качестве исходных. После капитального или восстановительного ремонта, а также реконструкции, проведённых на специализированном ремонтном предприятии, в качестве исходных для контроля в процессе дальнейшей эксплуатации принимаются значения, полученные по окончании ремонта (реконструкции).

Кроме испытаний, предусмотренных Нормами, все электрооборудование должно пройти осмотр, проверку работы механической части и другие испытания согласно инструкциям по его эксплуатации и ремонту. Техническим руководителям энергопредприятий рекомендуется обеспечивать внедрение предусмотренного Нормами контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением, позволяющего выявлять дефекты на ранних стадиях их развития, привлекая при необходимости организации, аккредитованные на право проведения соответствующих испытаний. По мере накопления опыта проведения контроля под рабочим напряжением решением технического руководителя энергопредприятия возможен переход к установлению очередных сроков ремонта электрооборудования по результатам диагностики его состояния и отказ от некоторых видов испытаний, выполняемых на отключённом электрооборудовании.

Тепловизионный контроль состояния электрооборудования рекомендуется производить для распределительных устройств в целом. Для закрытых распределительных устройств контроль производится, если это позволяет их конструкция.

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

При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств напряжением до 20 кВ повышенным выпрямленным напряжением, которое должно быть равно полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться приложенным напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки. Если испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производится без отсоединения ошиновки электрооборудования распределительного устройства, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного напряжения. Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6-10 кВ, может производиться вместе с кабелями. Оценка состояния производится по нормам, принятым для силовых кабелей.

После полной замены масла в маслонаполненном электрооборудовании (кроме масляных выключателей всех напряжений) его изоляция должна быть подвергнута повторным испытаниям в соответствии с настоящими Нормами.

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

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

Местные инструкции должны быть приведены в соответствие с данными Нормами.

Объем и сроки испытания электрооборудования могут изменяться техническим руководителем сетевой компании, электростанции в зависимости от производственной важности и надёжности оборудования. Объем испытаний электрооборудования распределительных сетей напряжением до 20 кВ устанавливается техническим руководителем предприятия, эксплуатирующего электросети.

В Нормах применяются следующие понятия:

Предельно допустимое значение параметра - наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное электрооборудование.

Исправное состояние - состояние электрооборудования, при котором оно соответствует всем требованиям конструкторской и нормативно-технической документации.

Ресурс - наработка электрооборудования от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в состояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна.

Контроль технического состояния (в тексте - контроль) - проверка соответствия значений параметров электрооборудования требованиям настоящих Норм.

Ремонт по техническому состоянию - ремонт, объём и время проведения которого определяются состоянием электрооборудования по результатам контроля, проводимого с периодичностью и в объёме, установленными настоящими Нормами.

Испытания - экспериментальное определение качественных и (или) количественных характеристик электрооборудования в результате воздействия на него факторами, регламентированными настоящими Нормами.

Комплексные испытания - испытания в объёме, определяемом специальной программой.

Измерения - нахождение значения физической величины опытным путем с помощью технических средств, имеющих нормированные метрологические свойства.

Погрешность измерения - допустимые пределы погрешности, определяемые стандартизованной или аттестованной методикой измерений.

Испытательное напряжение частоты 50 Гц - действующее значение напряжения переменного тока, которое должны выдерживать в течение заданного времени внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определённых условиях испытания.

Испытательное выпрямленное напряжение - амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электрооборудованию в течение заданного времени при определённых условиях испытания.

Электрооборудование с нормальной изоляцией - электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подверженных действию атмосферных перенапряжений, при обычных мерах по грозозащите.

Электрооборудование с облегчённой изоляцией - электрооборудование, предназначенное для применения лишь в электроустановках, не подверженных действию атмосферных перенапряжений, или при специальных мерах по грозозащите, ограничивающих амплитуду атмосферных перенапряжений до значений, не превышающих амплитуду одноминутного испытательного напряжения частоты 50 Гц.

Аппараты - силовые выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители, короткозамыкатели, заземлители, предохранители, предохранители-разъединители, вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, комплектные распределительные устройства, комплектные экранированные токопроводы, конденсаторы.

Методические указания по испытаниям электрооборудования

Испытания электрооборудования должны производиться с соблюдением требований правил техники безопасности. Измерение изоляционных характеристик электрооборудования под рабочим напряжением разрешается осуществлять при условии использования устройств, обеспечивающих безопасность работ и защиту нормально заземляемого низкопотенциального вывода контролируемого объекта от появления на нем опасного напряжения при нарушении связи с землёй.

Электрические испытания изоляции электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла для испытаний необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5°C, кроме оговорённых в Нормах случаев, когда измерения следует проводить при более высокой температуре. В отдельных случаях (например, при приёмо-сдаточных испытаниях) по решению технического руководителя энергопредприятия измерения тангенса угла диэлектрических потерь, сопротивления изоляции и другие измерения на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ включительно могут проводиться при более низкой температуре. Измерения электрических характеристик изоляции, произведённые при отрицательных температурах, должны быть повторены в возможно более короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5°C.

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

При измерении сопротивления изоляции отсчёт показаний мегомметра производится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с Нормами требуется определение коэффициента абсорбции (R 60" /R 15"), отсчёт производится дважды: через 15 и 60 с после начала измерений. Испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами. Перед проведением испытаний изоляции электрооборудования (за исключением вращающихся машин, находящихся в эксплуатации) наружная поверхность изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда испытания проводятся методом, не требующим отключения электрооборудования.

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

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

При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением частоты 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать линейное напряжение питающей сети.

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

Под продолжительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного Нормам

10.3. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы. 1

1. П. Определение условий включения трансформаторов

1.1 Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение)

Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и инструкций заводов-изготовителей.

1.2 Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции)

Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и РДИ 34-38-058-91 "Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ мощностью 80 MB·А и более. Капитальный ремонт".

2. П, К, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.

Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.

Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями «Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: СО 153-34.0-46.302-00 (РД 153-34.0-46.302-00)» на основании результатов измерений, выполненных согласно «Методическим указаниям по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: СО 34.46.303-98 (РД 34.46.303-98).

Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:

Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВ·А и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВ·А и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых 3 сут., через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;

Трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых 3 сут., через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.

3. П, К, М. Оценка влажности твёрдой изоляции

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ·А и более.

Допустимое значение влагосодержания твёрдой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2% по массе. Влагосодержание твёрдой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.

Влагосодержание твёрдой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путем по результатам измерений тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и масла, произведённых на трансформаторе, прогретом до 60 °C.

Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10-12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4-6 лет.

4. Измерение сопротивления изоляции

4.1 П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённое к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.

Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

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

Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", Объём и нормы испытания электрооборудования п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметром к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.

Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

10°C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20°C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.

4.2 П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегомметры на напряжение 1000-2500 В. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.

5. П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток

Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Значения tgd изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённые к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, с учётом влияния tgd масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измеренные значения tgd изоляции при температуре изоляции 20°C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.

Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объёме комплексных испытаний.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgd изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.

Результаты измерений tgd изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. Измерение tgd обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

20 °C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ,

60 °C - для всех трансформаторов при выполнении оценки влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путем.

6. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток

6.1 М. Оценка по наличию фурановых соединений в масле

Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше. Для трансформаторов напряжением ниже 110 кВ производится по решению технического руководителя предприятия.

Оценка производится хроматографическими методами.

Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в объём и нормы испытания электрооборудования табл. 25.4 (п. 11).

Периодичность контроля наличия фурановых соединений составляет 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года (см. сноску к п. 11 табл. 25.4).

6.2 К. Оценка по степени полимеризации

Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше.

Ресурс бумажной изоляция обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.

7. Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц

7.1 П, К. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно. При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского. Значения испытательных напряжений приведены в табл. 6.1 и 6.2. Сухие трансформаторы испытываются по нормам табл. 6.1 для облегчённой изоляции. Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.

Таблица 6.1

Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегчённой изоляцией

Класс напряжения электрооборудования, кВ	Испытательное напряжение, кВ
Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы	Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП
На заводе-изготовителе	При вводе в эксплуатацию	В эксплуатации	На заводе-изготовителе	Перед вводом в эксплуатацию и в эксплуатации
Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции
До 0,69	5,0/3,0	4,5/2,7	4,3/2,6	2,0
	18,0/10,0	16,2/9,0	15,3/8,5	24,0	24,0	21,6
	25,0/16,0	22,5/14,4	21,3/13,6	32,0 (37,0)	32,0 (37,0)	28,8 (33,3)
	35,0/24,0	31,5/21,6	29,8/20,4	42,0 (48,0)	42,0 (48,0)	37,8 (43,2)
	45,0/37,0	40,5/33,3	38,3/31,5	55,0 (63,0)	55,0 (63,0)	49,5 (56,7)
	55,0/50,0	49,5/45,0	46,8/42,5	65,0 (75,0)	65,0 (75,0)	58,5 (67,5)
	85,0	76,5	72,3	95,0 (120,0)	95,0 (120,0)	85,5 (108,0)

Примечания:

1. Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель - с нормальной изоляцией, знаменатель - с облегчённой изоляцией.

2. Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс. В случаях если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100 кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.

3. Если электрооборудование на заводе-изготовителе было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.

Таблица 6.2

Испытательные напряжения промышленной частоты герметизированных силовых трансформаторов

7.2 П, К. Испытание изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.

Испытания при вводе в эксплуатацию производятся в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.

Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин.

7.3 П, К. Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе

Испытание производится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединёнными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединённых разъёмах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.

Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин. Значение испытательного напряжения при испытаниях манометрических термометров - 750 В. Продолжительность испытания - 1 мин.

8. П, К. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Измерение производится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%. Если из-за конструктивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и об этом указано в заводской технической документации, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, приведённое в паспорте трансформатора.

Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчёта не должны отличаться более чем на 5% от исходных значений. Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора.

Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабжённых устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трёх полных циклов переключения

9. П, К. Проверка коэффициента трансформации

Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлении.

10. П, К. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов - обозначениям на крышке трансформатора.

11. П, К. Измерение потерь холостого хода

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000 кВ×А производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведённых в потоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%. У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%. Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя предприятия исходя из результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.

12. П, К, М. Измерение сопротивления короткого замыкания (Z к) трансформатора

Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Z к измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Z к при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определённого по напряжению КЗ (U к) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%. Значения Z к при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Z к по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.

В процессе эксплуатации измерения Z к производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчётного значения, а также в объёме комплексных испытаний.

13 Оценка состояния переключающих устройств

13.1 К. Переключающие устройства с ПБВ (переключение без возбуждения)

Оценка состояния переключающих устройств производится в соответствии с требованиями документа, указанного в п..1.2.

13.2 П, К. Переключающие устройства с РПН (регулирование под нагрузкой)

Оценка состояния переключающих устройств при вводе трансформаторов в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.1.1 и 1.2.

14. П, К. Испытание бака на плотность

Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя.

Испытание производится:

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;

У трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

У остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч.

Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно - не ниже 10°C, остальных - не ниже 20°C. Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.

15. П, К, Т. Проверка устройств охлаждения

Проверка устройств охлаждения при вводе в эксплуатацию и текущем ремонте трансформаторов производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект заводской технической документации на данный трансформатор, а при капитальном ремонте - в соответствии с требованиями документа, указанного в п.1.2.

16. П, К. Проверка предохранительных устройств

Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также предохранительной (выхлопной) трубы при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных в пп. 6.1.1 и 6.1.2.

17. П, К. Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле

Проверка и испытания производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующих газовых реле.

18. П, К. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха

Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла термосифонного или адсорбирующего фильтра при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.1.1 и 1.2.

19. Тепловизионный контроль состояния трансформаторов

Тепловизионный контроль производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше в соответствии с указаниями приложения 3.

20. Испытание трансформаторного масла

20.1 П. Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла

При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не выше:

У трансформаторов напряжением 110-330 кВ - 0,0025%;

У трансформаторов напряжением 500-750 кВ - 0,0020%.

Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.

20.2 П. Испытание масла в процессе хранения трансформаторов

У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно проба масла испытывается в соответствии с требованиями табл. 25.2 (п. 1) не реже 1 раза в год.

©2015-2019 сайт
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-06-30

Российская ФедерацияРД

РД 153-34.1-26.303-98 Методические указания по проведению эксплуатационных испытаний котельных установок для оценки качества ремонта

установить закладку

установить закладку

РД 153-34.1-26.303-98

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
О ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕМОНТА

Дата введения 2000-04-03

РАЗРАБОТАНЫ Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Исполнитель Г.Т.Левит

УТВЕРЖДЕНЫ Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 01.10.98

Первый заместитель начальника А.П.Берсенев

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Задачи эксплуатационных испытаний (приемо-сдаточных испытаний) определяет "Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта" , согласно которой при проведении испытаний после капитального ремонта должны быть выявлены и сопоставлены с требованиями нормативно-технической документации (НТД) и результатами испытаний после предыдущего ремонта значения показателей, перечисленных в табл.1 настоящих Методических указаний. Указанной Методикой определены как желательные и испытания перед ремонтом для уточнения объема предстоящего ремонта.

Таблица 1

Ведомость показателей технического состояния котельной установки

Показатель	Значение показателя
		после последнего капитального ремонта	после настоящего ремонта	до настоящего ремонта
1. Топливо, его характеристика
2. Количество работающих систем пылеприготовления*
3. Тонкость пыли ()*, %
4. Количество работающих горелок*
5. Избыток воздуха за пароперегревателем *
6. Паропроизводительность, приведенная к номинальным параметрам, т/ч
7. Температура перегретого пара, °С
8. Температура пара промперегрева, °С
9. Температура питательной воды, °С
10. Температура в контрольных точках пароводяного тракта в.д. и промежуточного перегревателя, °С
11. Максимальная разверка температуры стенок змеевиков поверхностей нагрева в характерных местах
12. Присосы холодного воздуха в топку
13. Присосы холодного воздуха в системы пылеприготовления
14. Присосы в конвективные газоходы котла
15. Присосы в газоходы от воздухоподогревателя до дымососов
16. Разрежение перед направляющими аппаратами дымососов, кг/м
17. Степень открытия направляющих аппаратов дымососов, %
18. Степень открытия направляющих аппаратов вентиляторов, %
19. Температура уходящих газов, °С
20. Потери тепла с уходящими газами, %
21. Потери тепла с механической неполнотой сгорания, %
22. К.п.д. котла "брутто", %
23. Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт·ч/т топлива
24. Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт·ч/т пара
* Принимается по режимной карте.

Коэффициент полезного действия (%) котла определяется по обратному балансу по формуле

Где - потери тепла с уходящими газами, %;

Потери тепла с химической неполнотой сгорания, %;

Потери тепла в окружающую среду, %;

Потери тепла с физическим теплом шлака, %.

3.2. В связи с тем, что задачей настоящих Методических указаний является оценка качества ремонта, а сравнительные испытания проводятся примерно при тех же условиях, потери тепла с уходящими газами могут с достаточной точностью определяться по несколько упрощенной формуле (в сравнении с принятой в ):

Где - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

Температура уходящих газов, °С;

Температура холодного воздуха, °С;

Потери тепла с механической неполнотой сгорания, %;

Поправочный коэффициент, учитывающий тепло, внесенное в котел с подогретым воздухом и топливом;

Коэффициенты, зависящие от сорта и приведенной влажности топлива, усредненные значения которых приведены в табл.3.

Таблица 3

Усредненные значения коэффициентов , и для подсчета потерь тепла

Антрациты, полуантрациты, тощие угли
Каменные угли
Бурые угли
Мазут, нефть
Природные газы
Попутные газы

Температура холодного воздуха (°C) измеряется на стороне всасывания дутьевого вентилятора до ввода регулирующего горячего воздуха.

Поправочный коэффициент определяется по формуле

Физическое тепло топлива имеет смысл учитывать лишь при использовании нагретого мазута. Рассчитывается эта величина в кДж/кг (ккал/кг) по формуле

Где - удельная теплоемкость мазута при температуре его поступления в топку, кДж/(кг·°С) [ккал/(кг·°С)];

Температура поступающего в котел мазута, нагретого вне его, °С;

Доля мазута по теплу в смеси топлив.

Удельный расход тепла на 1 кг топлива, внесенного в котел с воздухом (кДж/кг) [(ккал/кг)] при его предварительном подогреве в калориферах, рассчитывается по формуле

Где - избыток воздуха, поступающего в котел, в воздушном тракте перед воздухоподогревателем;

Повышение температуры воздуха в калориферах, °С;

Приведенная влажность топлива, (кг·%·10)/кДж [(кг·%·10)/ккал];

Физическая постоянная, равная 4,187 кДж (1 ккал);

Низшая теплота сгорания, кДж(ккал/кг).

Приведенная влажность твердого топлива и мазута рассчитывается на основе текущих средних данных на электростанции по формуле

Где - влажность топлива на рабочую массу, %.

При совместном сжигании топлива различных видов и марок, если коэффициенты , и для различных марок твердого топлива отличаются один от другого, приведенные значения этих коэффициентов в формуле (28) определяются по формуле

Где , ... - тепловые доли каждого из топлив в смеси;

Значения коэффициента (,) для каждого из топл

3.3. Потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива определяются по формулам:

для твердого топлива

для мазута

для природного газа

Коэффициент принимается равным 0,11 или 0,026 в зависимости от того, в каких единицах определяется - в ккал/м или кДж/м.

Значение определяется по формуле

При расчетах в кДж/м численные коэффициенты в этой формуле умножаются на коэффициент =4,187 кДж/ккал.

В формуле (37) , и - объемные содержания продуктов неполного сгорания топлив в процентах по отношению к сухим газам. Определяются эти величины с помощью хроматографов по предварительно отобранным пробам газа . Для практических целей, когда режим работы котла ведется при избытках воздуха, обеспечивающих минимальное значение , вполне достаточно в формулу (37) подставлять лишь значение . В этом случае можно обойтись более простыми газоанализаторами типа "Testo-Term"

3.4. В отличие от других потерь для определения потерь тепла с механической неполнотой сгорания требуется знание характеристик твердого топлива, используемого в конкретных опытах - его теплотворной способности и рабочей зольности . При сжигании каменных углей неопределенных поставщиков или марок полезно знать и выход летучих , так как эта величина может отразиться на степени выгорания топлива - содержании горючих в уносе и шлаке .

Расчеты проводятся по формулам:

Где и - доля золы топлива, выпадающей в холодную воронку и уносимой дымовыми газами;

Теплота сгорания 1 кг горючих, равная 7800 ккал/кг или 32660 кДж/кг.

Потери тепла с уносом и шлаком целесообразно рассчитывать отдельно, особенно при больших различиях в и . В последнем случае весьма актуально уточнение значения , поскольку рекомендации по этому вопросу весьма приближенны. На практике и зависят от крупности пыли и степени загрязнения топки шлаковыми отложениями. Для уточнения значения рекомендуется провести специальные испытания .

При сжигании твердого топлива в смеси с газом или мазутом значение (%) определяется выражением

Где - доля твердого топлива по теплу в общем расходе топлива.

При одновременном сжигании нескольких марок твердого топлива расчеты по формуле (39) ведутся по средневзвешенным значениям и .

3.5. Потери тепла в окружающую среду рассчитываются на основе рекомендаций . При проведении опытов на нагрузке меньшей, чем номинальная, пересчет производится по формуле

3.6. Потери тепла с физическим теплом шлака существенны лишь при жидком шлакоудалении. Определяются они по формуле

Где - энтальпия золы, кДж/кг (ккал/кг). Определяется по .

Температура золы при твердом шлакоудалении принимается равной 600 °С, при жидком - равной температуре нормального жидкого шлакоудаления или +100 °С, которые определяются по и .

3.7. При проведении опытов до и после ремонта необходимо стремиться к поддержанию одинакового максимального числа параметров (см. п.1.4 настоящих Методических указаний) с тем, чтобы свести к минимуму количество поправок, которые требуется вводить.

Относительно просто может быть определена лишь поправка к на температуру холодного воздуха , если температура на входе в воздухоподогреватель поддерживается на постоянном уровне. Сделать это можно на основе формулы (28), определив при разных значениях . Учет влияния отклонения других параметров требует экспериментальной проверки или машинного поверочного расчета котла.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ

4.1. Необходимость определения концентраций оксидов азота (), а также и диктуется актуальностью проблемы сокращения вредных выбросов электростанций, которой с годами уделяется все большее внимание . В этот раздел отсутствует.

4.2. Для анализа дымовых газов на содержание вредных выбросов применяются переносные газоанализаторы многих фирм. Наиболее распространены на электростанциях России электрохимические приборы германской фирмы "Testo". Фирма выпускает приборы разного класса. С помощью наиболее простого прибора "Testo 300M" можно определить содержание в сухих дымовых газах в % и объемных долях (ррm)* и и автоматически перевести объемные доли в мг/нм при =1,4. С помощью более сложного прибора "Testo-350" можно, помимо изложенного, определить температуру и скорость газа в месте ввода зонда, определить расчетным путем к.п.д. котла (если зонд введен в газоход за котлом), раздельно определить с помощью дополнительного блока ("Testo-339") содержание и , а также при использовании обогреваемых (длиной до 4 м) шлангов .

__________________

* 1 ррm=1/10 объема.

4.3. В топках котлов при горении топлива в основном (на 95-99%) образуется монооксид азота , а содержание более токсичного диоксида составляет 1-5%. В газоходах котла и далее в атмосфере происходит частичное неконтролируемое доокисление в . Поэтому условно при переводе объемной доли (ррm) в стандартное массовое значение (мг/нм) при =1,4 применяется переводной коэффициент 2,05 (а не 1,34, как для ). Этот же коэффициент принят и в приборах "Testo" при переводе значений из ррm в мг/н

4.4. Содержание оксидов азота принято определять в сухих газах, поэтому водяные пары, содержащиеся в дымовых газах, должны быть максимально сконденсированы и отведены. Для этого помимо конденсатоотводчика, которым оснащаются приборы "Testo", целесообразно при коротких линиях устанавливать перед прибором колбу Дрекслера для организации пробулькивания газа через воду.

4.5. Представительную пробу газа для определения , a также и можно отобрать лишь в сечении за дымососом, где газы перемешаны, в сечениях же, более близких к топке, можно получить искаженные результаты, связанные с отбором проб из шлейфа топочных газов, характеризующегося повышенным или пониженным содержанием , или . В то же время при детальном изучении причин повышенных значений полезно отбирать пробы из нескольких точек по ширине газохода. Это позволяет связать значения с организацией топочного режима, найти режимы, характеризующиеся меньшим разбросом значений и соответственно меньшим средним значени

4.6. Определение до и после ремонта, так же как и определение других показателей котла, следует проводить при номинальной нагрузке и в режимах, рекомендуемых режимной картой. Последняя, в свою очередь, должна быть ориентирована на применение технологических методов подавления оксидов азота - организацию ступенчатого сжигания, ввод газов рециркуляции в горелки или в воздуховоды перед горелками, разную подачу топлива и воздуха в разные ярусы горелок и др.

4.7. Проводя опыты по максимальному сокращению , что часто достигается снижением избытка воздуха в контрольном сечении (за пароперегревателем), следует избегать роста . Предельные значения для вновь проектируемых или реконструируемых котлов, согласно , составляют: для газа и мазута - 300 мг/нм, для пылеугольных котлов с твердым и жидким шлакоудалением - соответственно 400 и 300 мг/нм.

Пересчет и из ррm в мг/нм производится умножением на удельные массы 1,25 и 2,86

4.8. Для исключения ошибок при определении содержания в дымовых газах необходимо отбирать газы за дымососом и, кроме того, предотвратить конденсацию содержащихся в дымовых газах водяных паров, так как хорошо растворяется в воде с образованием . Для этого при высокой температуре уходящих газов, исключающей конденсацию водяного пара в газозаборной трубке и шланге, сделать их максимально короткими. В свою очередь при возможной конденсации влаги следует применять обогреваемые (до температуры 150 °С) шланги и приставку для осушения дымовых газов.

4.9. Отбор проб за дымососом сопряжен в течение достаточно длительного периода с минусовыми температурами окружающего воздуха, а приборы "Testo" рассчитаны для работы в области температур +4+50 °С, поэтому для измерений за дымососом в зимнее время требуется установить утепленные кабинки.

Для котлов, оснащенных мокрыми золоуловителями, определение за дымососом позволяет учесть частичное поглощение в скрубберах.

4.10. Для исключения систематических ошибок в определении и и сравнения их с обобщенными материалами целесообразно сопоставить экспериментальные данные с расчетными значениями. Последние могут быть определены по и .

4.11. Качество ремонта котельной установки среди прочих показателей характеризуют выбросы в атмосферу твердых частиц. При необходимости определения этих выбросов следует пользоваться и .

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА
И ДИАПАЗОНА ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ

5.1. При проведении эксплуатационных испытаний следует выявить возможный диапазон регулирования температуры пара с помощью пароохладителей и при недостатке этого диапазона определить необходимость вмешательства в топочный режим для обеспечения требуемого уровня перегрева, поскольку указанные параметры определяют техническое состояние котла, характеризуют качество ремонта.

5.2. Оценка уровня температуры пара ведется по значению условной температуры (температуры пара в случае отключения пароохладителей). Эта температура определяется по таблицам водяного пара исходя из условной энтальпии:

Где - энтальпия перегретого пара, ккал/кг;

Уменьшение энтальпии пара в пароохладителе, ккал/кг;

Коэффициент, учитывающий увеличение тепловосприятия перегревателя вследствие роста температурного напора при включении пароохладителя. Значение этого коэффициента зависит от размещения пароохладителя: чем ближе пароохладитель расположен к выходу из пароперегревателя, тем ближе к единице коэффициент. При установке поверхностного пароохладителя на насыщенном паре принимается равным 0,75-0,8.

При использовании для регулирования температуры пара поверхностного пароохладителя, в котором пар охлаждается за счет пропуска через него части питательной воды,

Где и - энтальпия питательной воды и воды на входе в экономайзер;

и - расход перегретого пара и непрерывной продувки, на значение которой расход питательной воды отличается от расхода пара.

При использовании впрыскивающих пароохладителей

Где - расход воды на впрыск (собственного конденсата или питательной воды);

Энтальпия конденсата, при отсутствии переохлаждения соответствующая энтальпии воды на кривой насыщения при давлении в барабане; при впрыске питательной воды замещается .

При отсутствии измерения расхода воды на впрыск последний может быть определен по формуле

Где и - энтальпия пара до и после пароохладителя.

В тех случаях, когда на котле имеется несколько впрысков, по формуле (46) определяется расход воды на последний впрыск по ходу пара. На предыдущий впрыск вместо в формуле (46) следует подставить (-) и соответствующие этому впрыску значения энтальпии пара и конденсата. Аналогично записывается формула (46) для случая, когда количество впрысков больше двух, т.е. подставляется (--) и т

5.3. Диапазон нагрузок котла, в пределах которых номинальная температура свежего пара обеспечивается устройствами, предназначенными для этой цели без вмешательства в режим работы топки, определяется экспериментально. Ограничение для барабанного котла при снижении нагрузки часто связано с неплотностью регулирующей арматуры, а при увеличении нагрузки может являться следствием пониженной температуры питательной воды из-за относительно меньшего расхода пара через пароперегреватель при неизменном расходе топлива. Для учета влияния температуры питательной воды следует воспользоваться графиком, аналогичным изображенному на рис.3, а для пересчета нагрузки на номинальную температуру питательной воды - на рис.4.

Рис. 3. Пример определения необходимого дополнительного понижения температуры перегретого пара в пароохладителях при понижении
температуры питательной воды и сохранении неизменного расхода пара

Примечание. График построен исходя из того, что при понижении температуры питательной воды, например с 230 до 150 °С, и неизменных паропроизводительности котла и расходе топлива энтальпия пара в пароперегревателе увеличивается (при =100 кгс/см) в 1,15 раза (со 165 до 190 ккал/кг), а температура пара с 510 до 550 °С

Рис. 4. Пример определения нагрузки котла, приведенной к номинальной температуре питательной воды 230 °С (при =170 °С и =600 т/ч =660 т/ч)

Примечание. График построен при следующих условиях:

545/545 °С; =140 кгс/см; = 28 кгс/см; =26 кгс/см; =320 °С; =0,8

5.4. При проведении сравнительных испытаний котла до и после ремонта так же экспериментально должен быть определен диапазон нагрузок, при котором выдерживается номинальная температура пара промперегрева. При этом имеется в виду использование проектных средств регулирования этой температуры - паропарового теплообменника, газовой рециркуляции, байпаса газов, помимо промпароперегревателя (котлы ТП-108, ТП-208 с расщепленным хвостом), впрыска. Оценку следует вести при включенных подогревателях высокого давления (проектной температуре питательной воды) и с учетом температуры пара на входе в промпароперегреватель, а для двухкорпусных котлов - при одинаковой загрузке обоих корпусов.

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ В СИСТЕМАХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМАХ ИХ РАБОТЫ

РД 153-34.1-20.365-98

Вводится в действие с 01.06.2000

РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС" и ОАО "Объединение ВНИПИэнергопром"

ИСПОЛНИТЕЛИ Е. М. Шмырев, К.Н. Сабуров, А.Р. Симонов (АО "Фирма ОРГРЭС"), Л.П. Канина (ОАО "Объединение ВНИПИэнергопром")

УТВЕРЖДЕНО Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 06.07.98

Первый заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ

ВВЕДЕНО ВПЕРВЫЕ

Настоящий руководящий документ предназначен для организаций, эксплуатирующих источники тепловой энергии и тепловые сети.

Настоящие Методические указания устанавливают порядок подготовки, проведения и обработки результатов испытаний систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) при моделировании в водяной тепловой сети нестационарных гидравлических режимов.

Методические указания распространяются на водяные СЦТ с открытыми и закрытыми системами горячего водоснабжения (ГВС) с температурой теплоносителя не более 150°С и рабочим давлением не более 2,4 МПа (24 кгс/см 2).

Методические указания обязательны для исполнения в дочерних и зависимых акционерных обществах РАО "ЕЭС России", эксплуатирующих тепловые сети и источники тепла.

Методические указания могут быть использованы персоналом:

организаций, эксплуатирующих теплопотребляющие установки и тепловые сети потребителей, подключенные к тепловым сетям или источникам тепловой энергии АО-энерго или дочерних АО-электростанций РАО "ЕЭС России";

проектных, наладочных и других организаций, выполняющих работы на указанных энергообъектах.

Методические указания могут применяться в СЦТ с источниками тепловой энергии, тепловыми сетями, системами теплопотребления, эксплуатируемыми организациями вне зависимости от их форм собственности и ведомственной принадлежности:

на стадиях разработки технических заданий на проектирование, а также выполнения анализа, экспертизы проектов реконструируемых объектов СЦТ при определении необходимости выполнения специальных мероприятий по защите оборудования СЦТ от недопустимых изменений давления сетевой воды;

при выборе оборудования для использования в различных элементах действующих СЦТ с учетом требований безопасности данного оборудования и оборудования других элементов СЦТ;

при определении достаточности уже имеющихся на объектах действующих СЦТ средств защит от недопустимых изменений давления сетевой воды;

при необходимости взаимоувязки действия защитных устройств и средств авторегулирования, расположенных в различных элементах СЦТ, и их взаимного влияния;

при определении объема оснащения различных элементов единой СЦТ средствами защиты от недопустимых изменений давления сетевой воды оборудования.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1. Развитие СЦТ при увеличении единичной мощности источников тепловой энергии сопровождалось увеличением объемов циркулирующей воды, протяженности тепловых сетей, количества сетевых и перекачивающих насосов, запорной и регулирующей арматуры и обусловило увеличение вероятности отказов того или иного элемента оборудования. Соответствующие этим отказам неустановившиеся гидравлические процессы, как показал опыт эксплуатации и расчеты, сопровождаются возникновением давлений, недопустимых по условиям прочности оборудования источника тепловой энергии, тепловых сетей и потребителей тепла.

1.2. Неустановившимся движением жидкости называется такое движение, при котором какая-нибудь из его характеристик в точках рассматриваемого пространства (скорость, давление и др.) изменяются с течением времени.

1.3. Неустановившийся гидравлический режим, определяющий переход гидравлической системы от одного стационарного режима к другому (например, послеаварийному стационарному гидравлическому режиму), называется переходным гидравлическим режимом.

1.4. В зависимости от инерционных свойств трубопроводной системы и характеристик возмущающего воздействия неустановившиеся (переходные) гидравлические процессы могут иметь характер гидравлического удара или квазистационарного режима. Первые характеризуются существенными значениями мгновенных давлений и вызываются, как правило, аварийным отключением (включением) сетевых и перекачивающих насосных агрегатов под нагрузкой, несанкционированным закрытием (открытием) запорно-регулирующей арматуры, вызванными разрывами трубопроводов, понижением давления в отдельных точках системы до давления насыщения водяного пара. Квазистационарные режимы вызываются монотонными длительными возмущениями, например плановым закрытием головных задвижек трубопроводов при отключении магистралей.

1.5. Наибольшую опасность для оборудования СЦТ представляют гидравлические режимы, имеющие характер гидравлического удара. Процессы изменения расходов и давлений, происходящие в этих режимах, развиваются за относительно короткие промежутки времени (0,5-30 с) и со значительными амплитудами.

1.6. Возможность возникновения неустановившихся гидравлических режимов в СЦТ, сопровождающихся возникновением недопустимых давлений, обусловливает необходимость применения методов защиты в указанных режимах.

Выбор защитных устройств и мероприятий при неустановившихся гидравлических режимах в СЦТ необходимо базировать на данных расчетных или экспериментальных исследований неустановившихся гидравлических режимов при наиболее часто встречающихся в практике эксплуатации возмущениях, вызванных отказами в работе оборудования СЦТ. При этом рассматривается, как правило, задача комплексной защиты СЦТ.

Под "комплексной защитой" оборудования СЦТ понимается система защит, предотвращающая возникновение недопустимых давлений на оборудовании водоподогревательной установки источника тепловой энергии, тепловых сетей, систем теплопотребления.

1.7. Разработано и экспериментально апробировано несколько методик расчета переходных гидравлических режимов в СЦТ, позволяющих выполнять расчетное исследование.

В частности, ОАО "Объединение ВНИПИэнергопром" с участием СЭИ СО РАН разработаны методика и программа гидравлического расчета параметров переходных гидравлических режимов, которая с достаточной точностью позволяет моделировать гидродинамические процессы в СЦТ при различных возмущениях исходных режимов работы системы. С помощью программы осуществляются расчеты в СЦТ различной степени сложности.

На основе указанной методики разработана упрощенная методика определения параметров нестационарных процессов СЦТ и , которая имеет ограниченное применение в основном в СЦТ с одним источником тепловой энергии и ограниченным количеством насосных станций.

В АО "Фирма ОРГРЭС" используется программа "DROP" теплогидравлического расчета параметров переходных режимов СЦТ, в том числе с учетом возможного вскипания и последующей нестационарной конденсации сетевой воды, разработанная на базе программного комплекса "ROSA" Научно-исследовательским и конструкторским институтом энерготехники (Минатом России).

Кроме того, АО "Фирма ОРГРЭС", "Уралтехэнерго" и другими наладочными организациями разрабатываются рекомендации по системам защит на основании данных экспериментальных исследований.

Для определения комплексной системы защит СЦТ от недопустимых изменений давлений в зависимости от конфигурации СЦТ, протяженности тепловых сетей, количества источников тепловой энергии, насосных станций в тепловых сетях, сложности рельефа местности следует применять расчетный, экспериментальный или совместный расчетно-экспериментальный метод.

Использование в ряде случаев только экспериментального метода ограничено следующим:

необходимостью значительного объема измерений и приборного обеспечения соответствующих работ, что возможно только при развитой системе телемеханизации, причем с обеспечением достаточной точности измерений и скорости опроса первичных преобразователей; малоинерционностью измерительных цепей;

необходимостью задействования на период испытаний практически всего тракта сетевой воды, включая источник тепла и магистральные тепловые сети с насосными станциями, что трудно осуществить на практике ввиду необходимости проведения сложных работ по подготовке тепловой сети (отключения потребителей тепла, открытия циркуляционных перемычек и др.) с привлечением большого числа персонала;

в связи с трудностями, а в ряде случаев с невозможностью создания всех вероятных возмущений гидравлического режима из-за их большого количества, а при ориентации лишь на максимальные возмущения (например, полное отключение сетевых насосов источника тепловой энергии) - невозможностью их осуществления на практике без риска повреждения оборудования.

1.8. Для защиты оборудования СЦТ разработаны и применяются противоударные устройства. Среди устройств, обеспечивающих понижение давления за счет сброса теплоносителя в дренажные емкости, наибольшее применение нашли гидрозатворы-переливы, быстродействующие сбросные клапаны, разрывные мембраны.

Помимо этого используются мероприятия, позволяющие исключить или уменьшить повышение давления в аварийных переходных гидравлических режимах. К таким мероприятиям относятся внесение изменений в схему электроснабжения электродвигателей, устройство системы динамической защиты (в случае наличия в СЦТ нескольких насосных станций или двухступенчатой схемы сетевых насосов), установка обратных клапанов на обводных линиях насосных станций, изменение времени и закона закрытия (открытия) запорнорегулирующих устройств.

1.9. В настоящих Методических указаниях приведены требования к объему, техническим средствам и условиям проведения испытаний, а также рекомендации по составлению программы испытаний, выбору возмущающих воздействий на сеть при проведении испытаний и обработке полученных результатов.

1.10. При проведении испытаний следует учитывать требования ПТЭ и ПТБ .

2. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЦТ, ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИСПЫТАНИЙ

Испытания, регламентируемые настоящими Методическими указаниями, реализуют метод экспериментального определения параметров переходных гидравлических режимов в СЦТ, который заключается в искусственном создании в реальной СЦТ схемы, гидравлический режим которой в достаточной мере имитирует ее (СЦТ) реальные схему и гидравлический режим, и ряда возмущений исходного гидравлического режима с одновременной регистрацией и контролем текущих параметров сетевой воды в нескольких контрольных точках с последующими анализом полученных динамических характеристик изменения этих параметров, оценкой динамических свойств элементов СЦТ и реакции системы на созданные возмущения, определением необходимости проведения защитных мероприятий.

Указанный метод, как правило, может быть применен для непосредственного определения параметров переходных гидравлических процессов. Экспериментальный метод не является универсальным для всех СЦТ и для решения любых задач по определению параметров нестационарных гидравлических режимов.

2.1. Область применения экспериментального метода и настоящих Методических указаний определяется в зависимости от степени сложности СЦТ. Критерии для определения степени сложности СЦТ приведены в табл. 1.

Таблица 1

Критерии выбора способа определения опасности переходных гидравлических режимов по признакам сложности СЦТ

Признаки сложности СЦТ	Степень сложности СЦТ
	низшая*	средняя	высокая
Количество источников тепловой энергии, работающих на единую тепловую сеть	1	1	Более 1
Количество магистралей от источника тепловой энергии	До 3	До 3	Любое
Количество групп сетевых насосов источника тепловой энергии локальной (гидравлически изолированной) СЦТ	1	2	Более 2
Максимальный радиус действия тепловых сетей	До 10000 м	До 10000	Любой
Количество теплопотребляющих ответвлений тепловых сетей	До 20	От 20 до 50	От 50 до 100
Вид тепловой сети:
радиальная	Да	Да	Любая
кольцевая	Нет	Нет
Количество подкачивающих насосных станций (ПНС)	1	1	Любое
Характер рельефа местности	Монотонный	Монотонный	Переменный
Максимальная разность геодезических отметок отдельных элементов СЦТ	Менее 20 м	От 20 до 40 м	Любая
* К низшей категории сложности также (кроме указанных в табл. 1) следует отнести локальные участки, такие как одна из магистралей от источника тепловой энергии, имеющего 3 и более выводов, с установленной на ней подкачивающей насосной станцией (ПНС) с расходом по магистрали, не превышающим средний суммарный расход сетевой воды на источнике тепловой энергии, отнесенный к количеству магистралей.

С учетом степени сложности СЦТ экспериментальный метод и настоящие Методические указания допускается применять для определения параметров нестационарных гидравлических режимов:

при решении задач защиты локальных участков и отдельных элементов СЦТ, а также при решении задачи комплексной защиты СЦТ низшей степени сложности;

при решении задачи комплексной защиты СЦТ и локальных ее участков средней степени сложности, а также оценке степени влияния испытываемых локальных участков на остальную тепловую сеть с дополнительным проведением расчетов с использованием упрощенной методики (разработанной ОАО "ВНИПИэнергопром" с участием АО "Фирма ОРГРЭС") и ;

при решении задачи комплексной защиты СЦТ либо отдельных элементов СЦТ высокой степени сложности (уточнения динамических характеристик СЦТ) при обязательном выполнении расчетов по полной схеме на ЭВМ (методики, используемые ОАО "ВНИПИэнергопром" и АО "Фирма ОРГРЭС");

при проведении проверки работы и уточнения уставок смонтированных систем защит (этот вид работ относится ко всем СЦТ вне зависимости от их сложности).

2.2. Основными целями испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах работы являются определение их опасности для оборудования систем СЦТ при встречающихся в практике эксплуатации аварийных возмущениях, выявление экстремально возможных давлений, времени их возникновения и т.п. для последующего определения средств защиты и технических характеристик устройств защиты, выявление реальных динамических характеристик СЦТ для использования их в последующих расчетных исследованиях переходных гидравлических режимов, проверка работы смонтированных систем защит от недопустимых изменений давлений.

2.3. Требования к установлению исходного гидравлического режима, к приборному обеспечению и другие при проведении испытаний в зависимости от поставленной задачи и степени сложности конкретной СЦТ различны.

Приводимые ниже основное содержание испытаний СЦТ и состав работ (разд. 3 настоящих Методических указаний) определены для двух групп задач:

2.3.1. I группа задач: определение параметров нестационарных гидравлических режимов для:

2.3.1.1. разработки комплексной защиты СЦТ низшей и средней степеней сложности;

2.3.1.2. разработки защиты локальных участков СЦТ низшей степени сложности;

2.3.1.3. проверки работы смонтированных систем защит от недопустимых изменений давлений низшей и средней степеней сложности.

2.3.2. II группа задач: определение параметров нестационарных гидравлических режимов для:

2.3.2.1. разработки комплексной защиты СЦТ высокой степени сложности;

2.3.2.2. разработки защиты локальных участков СЦТ средней и высокой степеней сложности с определением воздействия защиты на другие участки СЦТ;

2.3.2.3. проверки работы смонтированных систем защит от недопустимых изменений давлений в СЦТ высшей степени сложности.

2.4. Объем испытаний, конкретные возмущающие воздействия и их значения определяются поставленными целями и задачами, ограничиваются возможностями технологического оборудования, обоснованными предварительными расчетами параметров нестационарных гидравлических режимов по соответствующей упрощенной методике и отражаются в технической и рабочей программах испытаний.

2.5. Результатами испытаний являются измеренные параметры нестационарных гидравлических режимов СЦТ.

3. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ИСПЫТАНИЙ СЦТ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМАХ

Конкретный состав работ при проведении испытаний разделяется на три этапа.

I. Подготовительный этап.

Включает следующие виды работ:

анализ системы теплоснабжения и постановка задачи испытаний;

составление перечня возмущающих воздействий при проведении испытаний; определение допустимости создаваемых возмущений;

определение конфигурации СЦТ, задействованной в период испытаний, температурного и гидравлического режимов СЦТ в период испытаний;

определение объема измерений, приборного обеспечения испытаний;

составление технической и рабочей программ испытаний;

обеспечение требований безопасности.

II. Экспериментальный (основной) этап.

Включает такие виды работ, как:

подготовка экспериментального испытательного контура и других элементов СЦТ к испытаниям;

создание и регулировка исходного испытательного режима;

тарирование, подключение и проверка регистрирующих приборов, их синхронизация, проверка каналов связи;

внесение возмущений в испытательный гидравлический режим и регистрация динамических характеристик в намеченных контрольных точках СЦТ;

обследование тепловой сети после завершения испытаний, выявление и устранение при необходимости повреждений СЦТ;

восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режима СЦТ.

III. Аналитический (заключительный) этап.

Состав работ этого этапа следующий:

расшифровка экспериментальных данных и их представление в удобной для анализа форме;

предварительный анализ экспериментальных данных, выявление и исключение недостоверных результатов измерений;

анализ экспериментальных данных, анализ переходных гидравлических характеристик по участкам сети, определение зон недопустимых давлений, составление перечня оборудования, требующего защиты;

разработка защитных мероприятий, определение характеристик защитных устройств.

3.1. Подготовительный этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах

3.1.1. Анализ системы теплоснабжения и постановка задачи испытаний

Для принятия обоснованного решения о проведении испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах необходимо провести анализ СЦТ.

В ходе анализа СЦТ необходимо рассмотреть следующую основную исходную информацию:

схему тепловых сетей с указанием длин участков, диаметров трубопроводов, расчетных расходов теплоносителя;

пьезометрические графики тепловой сети в соответствии с зимним рабочим гидравлическим режимом тепловой сети;

принципиальные схемы источников тепловой энергии и подкачивающих насосных станций с перечнем установленного оборудования;

тип системы теплоснабжения (открытая, закрытая);

схемы присоединения теплопотребляющих установок (зависимая, независимая);

допустимые значения давлений для оборудования источников тепловой энергии, тепловых сетей, систем теплопотребления;

перечень защит, используемых на оборудовании водоподогревательных установок источников тепловой энергии, тепловых сетей, систем теплопотребления.

На основании анализа вышеперечисленной исходной информации в соответствии с п. 2.1 определяются степень сложности СЦТ и допустимость применения испытаний тепловых СЦТ в соответствии с настоящими Методическими указаниями.

В ходе анализа СЦТ следует также проанализировать сведения об отказах оборудования, имевших место в рассматриваемой СЦТ, и связанных с ними повреждениях оборудования источников тепла, тепловых сетей, систем теплопотребления по причинам их возникновения, а также о возможных нарушениях в работе оборудования. На основании этого анализа и общего решения о проведении испытаний в соответствии п. 2.3 определяются конкретные задачи испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах.

При планировании испытаний допускается намечать одновременное решение нескольких задач.

3.1.2. Составление перечня возмущающих воздействий при проведении испытаний, определение допустимости создаваемых возмущений

Перечень возмущающих воздействий определяется типом поставленной задачи на основе анализа режимов работы СЦТ и критерия сложности рассматриваемой СЦТ.

3.1.2.1. Для задач I и II групп по пп. 2.3.1.1; 2.3.1.2; 2.3.2.1 и 2.3.2.2 необходимо предусматривать следующие возмущения исходного гидравлического режима:

аварийное полное отключение сетевых насосов источника тепловой энергии;

аварийное частичное отключение сетевых насосов источника тепловой энергии;

аварийное полное отключение насосов подкачивающих насосных станций;

аварийное частичное отключение насосов подкачивающих насосных станций;

несанкционированное закрытие (открытие) запорной арматуры, исполнительных устройств автоматических систем регулирования и защиты (АСРиЗ); необходимость выполнения указанных действий должна определяться на основании анализа схемы автоматизации гидравлического режима СЦТ и выявления возможности несанкционированного закрытия (открытия) клапанов рассечки, регуляторов давления и др.;

проверка функционирования АСРиЗ для обеспечения безопасных переходных гидравлических режимов при регулировании и срабатывании системы защиты.

3.1.2.2. При проведении испытаний для проверки работы смонтированных систем защит от недопустимых изменении давлений в СЦТ любой степени сложности (при решении задач по пп. 2.3.1.3 и 2.3.2.3) следует предусматривать возмущения исходного режима, соответствующие тем аварийным ситуациям, для защиты от которых предназначены испытываемые системы защит. При проведении испытаний гидравлических АСРиЗ необходимо учитывать требования и .

3.1.2.3. Определение возможных вариантов аварийных отключений сетевых насосов источников тепла, насосов подкачивающих насосных станций по п. 3.1.2.1 и временных интервалов перерыва в электроснабжении насосных агрегатов выполняется на основе анализа схемы электроснабжения электродвигателей сетевых насосов. Допускается дополнять п. 3.1.2.1 возмущениями, связанными с отключениями или пуском насосов подпитки тепловой сети, с пуском и АВР сетевых насосов источника тепловой энергии или подкачивающих насосов насосных станций.

3.1.2.4. Выбор системы защиты в переходных гидравлических режимах для задач II группы предусматривает сочетание расчетного и экспериментального методов, поэтому до проведения испытаний выполняются предварительные расчеты, на основании которых определяется необходимый перечень возмущений для их имитации при проведении испытаний.

3.1.2.5. Допустимость возмущений, подводимых к оборудованию испытываемой СЦТ, определяется на основании предварительных расчетов переходных гидравлических режимов.

Оценка допустимости возмущений, создаваемых в испытываемой СЦТ низшей степени сложности, производится в соответствии с и .

Проведение испытаний в системах средней степени сложности предусматривает использование экспериментального метода в сочетании с расчетным (в частности, с использованием упрощенных расчетных зависимостей и ). В соответствии с результатами предварительных расчетов определяются возможные максимальные значения давлений и допустимость каждого рассматриваемого возмущения.

Для СЦТ высокой степени сложности перечень и допустимость подводимых возмущений определяются на основании расчетов в соответствии с требованиями п. 2.1.3.

3.1.3. Конфигурация СЦТ, задействованной в период испытаний

3.1.3.1. Для задач I группы требования к конфигурации СЦТ в период испытаний должны обеспечить имитацию работы, максимально соответствующую реальным условиям СЦТ:

в испытаниях должны участвовать, как правило, все тепломагистрали от источника тепловой энергии. Допускается исключение из состава испытаний выводов с источника тепловой энергии, суммарный расход сетевой воды через которые (G сумм.маг. i ) составляет менее 10% расчетного суммарного расхода сетевой воды данного источника тепловой энергии (G сумм.ист), т.е. G сумм.маг. i < 0,1 G сумм.ист;

отопительные системы потребителей тепла на период испытаний, как правило, должны быть отключены. Решение о допустимости участия оборудования отдельных потребителей тепла в испытаниях должно быть обосновано расчетами, выполненными с учетом требований безопасности данных потребителей;

циркуляционные перемычки между подающим и обратным трубопроводами (степень их открытия) должны обеспечивать имитацию зимнего гидравлического режима с расходом сетевой воды, соответствующим расчетному расходу при температуре теплоносителя в точке излома температурного графика. При реальной работе СЦТ на повышенных (относительно зимних расчетных расходов) расходах теплоносителя допускается проведение испытаний с имитацией реальных гидравлических режимов;

имитация ответвлений от основной магистрали тепловой сети осуществляется открытием циркуляционных перемычек на данной магистрали при выполнении условий:

Расчетный расход сетевой воды (G отв) через имитируемое ответвление составляет менее 10% расчетного расхода по основной магистрали (G маг) на выходе из источника тепловой энергии, а также если протяженность данного ответвления (L отв) составляет менее 250 м (в двухтрубном исчислении). т.е. G отв < 0,1 G маг и L отв < 250 м;

Если G отв > 0,1 G маг, или L отв > 250 м, то имитация режима работы ответвления осуществляется открытием циркуляционной перемычки в конце данного ответвления;

допускается имитация гидравлического режима работы установок группы потребителей тепла с суммарным расходом сетевой воды через них (G сум.гр.потр) менее 10% от G маг путем открытия перемычек между подающим и обратным трубопроводами основной магистрали, т.е. G сум.гр.потр < 0,1 G маг. Открываемые перемычки должны находиться, как правило, после имитируемой группы потребителей;

концентрированные тепловые нагрузки (1-2 крупных потребителей тепла с расчетным расходом сетевой воды G потр более 10% G маг, т.е. при G потр > 0,1 G маг) имитируются открытием одной или нескольких перемычек у данных потребителей.

3.1.3.2. Для задач II группы следует принимать конфигурацию СЦТ, как правило, в соответствии с требованиями, предъявленными к задачам I группы.

При невозможности обеспечения указанных требований допускается исключение части выводов от источника тепловой энергии и части ответвлений от основной магистрали с тем, чтобы суммарный расход сетевой воды от источника тепловой энергии не был ниже 70% расчетного расхода сетевой воды в зимний период эксплуатации. В этом случае необходимо выполнение сопоставительных расчетов по условиям эксперимента для последующей корректировки расчетных схем (при необходимости) и выполнения расчетов исследований переходных гидравлических режимов для всего диапазона возможных аварийных возмущений.

3.1.3.3. При определении конфигурации локальных участков СЦТ используются требования пп. 3.1.3.1 и 3.1.3.2 применительно непосредственно к участкам.

3.1.4. Температурный и гидравлический режимы СЦТ в период испытаний

3.1.4.1. Температура сетевой воды в период проведения испытаний во всех точках СЦТ, задействованной на период испытаний, должна быть не более 40°С, согласно . Водоподогревательное оборудование источника тепловой энергии на период испытаний должно быть отключено.

3.1.4.2. Во время испытаний в СЦТ устанавливается гидравлический режим, соответствующий зимнему эксплуатационному гидравлическому режиму.

Распределение давлений по основным магистралям тепловой сети должно соответствовать зимнему режиму с отклонениями ±0,05 МПа (±0,5 кгс/см 2).

3.1.4.3. До начала испытаний, после регулировки режимов тепловой сети, задействованной в испытаниях, должна проводиться регистрация давлений сетевой воды в исходном режиме (манометрическая съемка).

Регистрация давлений сетевой воды в исходном режиме производится в узловых точках СЦТ:

до и после задвижек на циркуляционных перемычках, на насосных станциях тепловой сети;

до и после перекачивающих насосов;

до и после регулирующих клапанов;

до и после сетевых насосов на коллекторах источника тепла;

до и после сетевых подогревателей и водогрейных котлов.

Регистрация давлений сетевой воды в исходном режиме должна производиться с учетом реального положения манометров относительно оси трубопровода.

3.1.4.4. расход сетевой воды в тепловой сети и на источнике тепловой энергии контролируется по штатным измерительным приборам. При отсутствии расходомеров (счетчиков количества теплоносителя) на насосных станциях тепловой сети расход сетевой воды через насосные агрегаты контролируется по токовой нагрузке приводов насосов.

3.1.4.5. На период испытаний отключаются отопительные системы всех потребителей тепла, подключенных по зависимой схеме, а также потребителей тепла, подключенных по независимой схеме, расположенные на нижних геодезических отметках.

В открытых системах теплоснабжения целесообразно отключение максимального количества потребителей тепла по горячей воде с целью имитации режимов с минимальным водоразбором ("ночной режим"), являющихся наиболее опасными при прохождении переходных гидравлических режимов.

3.1.4.6. Гидравлический режим водоподогревательной установки источника тепла имитируется частичным открытием задвижек на байпасных линиях теплообменного оборудования.

3.1.4.7. На период испытаний все технологические защиты должны находиться в работоспособном состоянии.

Допускается отключение отдельных технологических защит (например, АВР сетевых или перекачивающих насосов при риске нестационарной конденсации вскипевшего в верхних точках сети теплоносителя при их повторном пуске), что должно обосновываться расчетами, либо при решении локальной задачи - проверкой значений уставок технологических защит.

3.1.5. Технические требования к приборному обеспечению испытаний

3.1.5.1. При проведении испытаний должны использоваться средства измерений, обеспечивающие визуальный контроль и регистрацию параметров (давления, температуры, расхода сетевой воды) исходного стационарного режима, промежуточных (между переходными режимами) и конечного стационарного режима сети.

Визуальный контроль и регистрация параметров стационарных режимов могут производиться с помощью установленных измерительных приборов, используемых при эксплуатации СЦТ и имеющих действующие поверительные (калибровочные) клейма, при необходимости устанавливаются дополнительные средства измерений.

3.1.5.2. При проведении испытаний должны использоваться средства и системы измерений, обеспечивающие измерение и регистрацию изменения во времени текущих параметров гидравлических переходных процессов - мгновенных давлений, при необходимости частоты вращения роторов отключаемых (пускаемых) насосных агрегатов и расхода сетевой воды. Указанные средства и системы измерений должны удовлетворять общим технологическим требованиям, перечисленным ниже:

включение (присоединение) датчика-преобразователя не должно заметно изменять (искажать) статические и динамические свойства объекта, характеристики которого определяются (например, импульсные гидравлические линии для подключения первичных преобразователей должны иметь ограниченную протяженность и гидравлическую емкость, большую механическую жесткость; не допускается завоздушивание этих линий, оптимальным является установка датчиков непосредственно на трубопровод без гидравлической импульсной линии);

инерционность систем измерений должна быть пренебрежительно мала (не менее чем в десять раз) по сравнению с инерционностью испытываемой СЦТ и задействованного в испытаниях оборудования;

быстродействие системы измерения должно обеспечивать удовлетворительное построение кривой переходного процесса, для чего должно составлять не менее двух измерений в секунду; при применении контрольно-измерительной аппаратуры с выводом информации на магнитные носители частота опроса каждого датчика должна соответствовать указанному значению;

электрическая коммутационная сеть и измерительные приборы должны быть малочувствительны к внешним электромагнитным возмущениям (наводкам);

регистрирующие приборы должны быть синхронизированы по времени;

конструкция, тип исполнения, способ установки средств измерений, класс изоляции, а также соединительных проводов должны соответствовать параметрам электросети, условиям окружающей среды и требованиям соответствующих разделов Правил устройства электроустановок ;

при проведении испытаний следует пользоваться средствами испытаний, поверенными (калиброванными) или аттестованными в установленном Госстандартом России порядке и имеющими действующие поверительные клейма или свидетельства о поверке или аттестации.

3.1.5.3. Уровень метрологического обеспечения средств измерений должен соответствовать рекомендациям .

3.1.5.4. Основными видами средств измерений при проведении испытаний являются измерительные приборы и измерительные преобразователи.

Средства измерений с дистанционной передачей показаний, как правило, должны быть унифицированными. Диапазон изменения унифицированного электрического сигнала постоянного тока может составлять:

3.1.6. Требования к точности измерительных приборов

3.1.6.1. Для осуществления визуального контроля давлений в СЦТ при исходном стационарном режиме допускается использовать измерительные приборы (манометры, измерительные системы - датчик и вторичный прибор), обеспечивающие абсолютную погрешность не более ±0,02 МПа (±0,2 кгс/см 2).

3.1.6.2. Для осуществления контроля расхода сетевой воды в СЦТ допускается использовать измерительные приборы, обеспечивающие относительную погрешность измерений не более ±5%.

3.1.6.3. Для измерения значений возмущающих воздействий и реакции системы по давлению на возмущающие воздействия с автоматической регистрацией результатов допускается использовать измерительные системы, обеспечивающие:

абсолютную погрешность измерения давления 0,02 МПа (0,2 кгс/см 2),

абсолютную погрешность измерения времени 0,05 с.

3.1.7. Объем измерений

Необходимый объем измерений определяется задачей испытаний.

3.1.7.1. В период проведения испытаний при решении задач I и II группы по пп. 2.3.1.1; 2.3.1.2; 2.3.2.1 и 2.3.2.2 необходимо проводить следующие измерения.

3.1.7.1.1. Регистрацию изменения давлений во времени в контрольных точках СЦТ:

на источнике тепла:

В обратном и подающем коллекторах сетевой воды (при поддержании различных режимов для отдельных тепломагистралей также на выводах тепловой сети от источника тепла);

Во всасывающих и напорных коллекторах каждой группы сетевых насосов;

На выходе и входе в сетевые теплообменники источника тепла, водогрейные котлы при протяженности внутристанционных сетевых трубопроводов более 200 м, связывающих коллекторы насосных агрегатов с водогрейными котлами или сетевыми подогревателями, а также при блочной схеме ТЭЦ с отсутствием гидравлических связей между аналогичными ступенями сетевых подогревателей различных блоков;

в тепловых сетях:

Во всасывающем и в напорном коллекторах перекачивающих насосных станций;

До и после клапанов рассечки тепловой сети на гидравлически изолированные зоны;

До (по ходу воды) сбросных защитных устройств (при применении сбросных клапанов с гидроприводами целесообразно регистрировать давление в надмембранном пространстве клапанов или на соответствующих импульсных линиях);

На отдельных участках тепловых сетей (например, на ответвлениях к потребителям тепла, расположенных на низких геодезических отметках, или на участках сети, в которых возможно вскипание теплоносителя в эксплуатационных условиях), перечень которых определяется в составе результатов предварительных расчетов.

3.1.7.1.2. При необходимости (как правило, при решении задач по п. 2.3.1.1) - регистрацию изменения частоты вращения роторов отключаемых насосных агрегатов (по одному из каждого типа насосных агрегатов).

3.1.7.2. В период проведения испытаний при решении задач I и II группы по пп. 2.3.1.2, 2.3.1.3, 2.3.2.2, 2.3.2.3 допускается ограничивать объем измерений по п. 3.1.7.1 точками СЦТ, расположенными непосредственно в пределах выделенного для испытаний локального объекта и на участках СЦТ, граничащих с выделенным объектом, если предварительные расчеты параметров переходных гидравлических режимов при подводимых возмущениях с учетом действия средств защиты не превышают предельно допустимых значений для остальных участков (объектов) СЦТ.

3.1.7.3. Для всех видов задач I и II групп проводится:

контроль и ручная (или с помощью средств телемеханизации) регистрация давлений в контрольных точках СЦТ до начала основного этапа испытаний (исходный режим) и в течение всего основного этапа испытаний не реже одного измерения в 10-15 мин с записью результатов измерений в журналы наблюдений или (в случае применения средств телемеханизации) на магнитные носители;

контроль расходов сетевой воды в контрольных точках СЦТ до начала и в период проведения основного этапа испытаний:

На источнике тепла по каждой магистрали тепловой сети в подающем и обратном трубопроводах и подпиточной воды;

В тепловых сетях через подкачивающие насосные станции.

3.1.8. Составление технической и рабочей программ испытаний

При подготовке испытаний необходимым этапом является составление технической и рабочей программ испытаний.

Техническая и рабочая программы испытаний должны разрабатываться в соответствии с и подлежат согласованию в тех организациях, оборудование и персонал которых задействуется при испытаниях.

3.1.8.1. Техническая программа устанавливает цель и сроки проведения испытаний и этапы испытаний, режимы работы оборудования элементов СЦТ, режимы работы источника тепла, тепловой сети, систем теплопотребления на каждом этапе испытаний, отклонение параметров в процессе испытаний и их предельные значения, а также оговаривает методы проведения испытаний и регистрации параметров.

3.1.8.2. Рабочая программа устанавливает исходное состояние системы и оборудования, последовательность технологических операций при подготовке, проведении и прекращении испытаний, требования к поддержанию основных параметров оборудования, меры безопасности.

3.1.8.3. Техническая программа должна содержать следующие разделы:

цели работы и объект испытаний;

подготовительные работы. В данном разделе необходимо дать следующие сведения:

Объем и сроки проведения комплекса работ, предшествующих проведению испытаний;

Перечень специальной регистрирующей аппаратуры и места установки датчиков;

Точное обозначение задействованных в испытаниях участков тепловой сети, перемычек и ответвлений; перечень задействованного, а также отключенного оборудования насосных станций, источника тепла и систем теплопотребления и дается описание испытательного контура;

условия проведения испытаний. В данном разделе приводятся следующие сведения:

Перечень параметров, характеризующих режим работы тепловой сети и оборудования, о которых сообщается руководителю работ перед каждым опытом и после его завершения;

Порядок передачи операторам на объектах СЦТ команд и подтверждения получения этих команд;

Порядок синхронизации работы регистрирующей аппаратуры на различных объектах;

Порядок выполнения команд операторами на объектах, в том числе порядок отключения насосного оборудования или имитации других нарушений работы сети;

перечень этапов испытаний, общее время проведения работ. В данном разделе даются следующие сведения:

Перечень этапов в соответствии с последовательностью проведения опытов (перечень следует составлять в соответствии с выполненным ранее анализом СЦТ, предварительным расчетом переходных процессов в сети и последовательным нарастанием интенсивности возмущающих воздействий);

Перечень факторов, определяющих переход к следующему этапу, отмену этапов или прекращение испытаний;

режимы работы задействованного оборудования. В данном разделе даются следующие сведения:

Режим работы задействованного оборудования источника тепловой энергии и тепловой сети;

Перечень отключенного оборудования;

Перечень задействованных и отключенных потребителей тепла;

Температурный режим оборудования во время испытаний;

Предельные значения параметров сетевой воды для различных точек тепловой сети и систем теплопотребления;

порядок прекращения испытаний;

перечень организаций и лиц, ответственных за обеспечение и проведение испытаний и согласование технической и рабочей программ;

перечень мер по безопасному проведению испытаний.

3.1.8.4. Рабочая программа должна содержать следующие разделы:

объем подготовительных работ, обеспечивающих проведение испытаний. В данном разделе даются следующие сведения:

Порядок руководства проведением испытаний с перечнем должностных лиц, ответственных за проведение испытаний, руководителя испытаний и его заместителей и места их расположения во время испытаний;

Порядок создания испытательного контура с указанием задействованных участков трубопроводов, тепловых камер, перемычек и ответвлений к потребителям с перечнем закрытой и открытой запорной арматуры, а также перечнем задействованных регуляторов и их уставок, устройств технологической защиты;

Перечень задействованного насосного оборудования на источнике и насосных станциях с указанием о включении или отключении системы АВР;

Перечень регистрирующей аппаратуры с указанием пределов измерений, контролируемых параметров и точек установки датчиков;

Перечень средств связи и способов передачи информации руководителю испытаний;

Состояние системы с данными по исходному стационарному режиму с указанием расходов среды по задействованным магистралям, перемычкам и ответвлениям, температуры сетевой воды, давлений в контрольных точках;

перечень и последовательность технологических операций при проведении запланированных опытов и их исполнители. В данном разделе даются следующие сведения:

В соответствии с перечнем опытов последовательность операций, производимых при проведении каждого из запланированных опытов, и исполнители этих операции;

Указания о возможной корректировке хода испытаний по промежуточным результатам испытаний;

Указания по порядку прекращения испытаний и выводу из работы задействованного оборудования СЦТ (здесь же приводятся данные по параметрам и режимам системы после прекращения испытаний или порядку создания требуемого стационарного режима);

указания о подготовке персонала к проведению испытаний. В данном разделе даются следующие сведения:

Проведение необходимого инструктажа, указания об объектах и оборудовании, требующих повышенного внимания;

Меры безопасности для персонала;

Уточнение действий персонала при возможных незапланированных отключениях и включениях оборудования.

К рабочей программе прилагаются при необходимости схема испытательного контура, схема используемых при испытаниях трубопроводов источника тепловой энергии, пьезометрический график исходного стационарного режима испытываемой магистрали и другие технические материалы.

3.1.9. Требования безопасности

Реализация экспериментального метода определения параметров переходных гидравлических режимов сопровождается воздействием на элементы СЦТ повышенных давлений, причем значения давлений в непредвиденных случаях (при ошибках в предварительных расчетах, плохом техническом состоянии оборудования и трубопроводов и др.) могут выйти за пределы допустимых по условиям прочности для трубопроводов и оборудования.

Подготовка СЦТ к испытаниям сопровождается временной установкой контрольно-измерительных приборов, а испытания - использованием технологического оборудования в нештатных режимах, отключением некоторых устройств технологической защиты.

Комплекс мероприятий по технике безопасности проводимых при подготовке испытаний должен иметь целью разработку и реализацию организационных мероприятий, направленных на предотвращение воздействия на персонал СЦТ опасных факторов при проведении испытаний.

Перед испытаниями проводится инструктаж задействованного персонала по действиям на рабочих местах во время испытаний.

Временная установка приборов с электропитанием должна производиться с учетом требований ПУЭ .

Средства защиты, используемые приборы и приспособления должны соответствовать нормативным документам по охране труда.

Планируемые на период испытаний мероприятия по безопасности и условия работы задействованного персонала на временных рабочих местах должны соответствовать требованиям и других отраслевых нормативно-технических документов.

3.2. Экспериментальный (основной) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах

В начале основного (экспериментального) этапа испытаний перед проведением экспериментов (опытов) в соответствии с технической и рабочей программами испытаний должны быть выполнены следующие работы:

тарировка, подключение и проверка регистрирующих приборов, их синхронизация, проверка каналов связи;

инструктаж и расстановка персонала, участвующего в испытаниях;

необходимые переключения в СЦТ и регулировка исходного гидравлического режима испытаний;

регистрация параметров исходного гидравлического режима и проверка соблюдения требований к его созданию, при необходимости дополнительные работы по регулировке.

По окончании указанных работ руководитель испытаний принимает решение о начале проведения первого опыта, о чем по задействованным каналам связи сообщает оперативному персоналу, непосредственно участвующему в создании возмущающих воздействий и регистрации динамических характеристик параметров гидравлического режима.

3.2.1. Внесение возмущений в испытательный гидравлический режим и регистрация динамических характеристик в намеченных контрольных точках СЦТ

3.2.1.1. Внесение каждого возмущения в испытательный гидравлический режим производится в соответствии с утвержденной рабочей программой испытаний с соблюдением приведенной в ней последовательности каждой операции.

3.2.1.2. До начала проведения каждого опыта (внесения возмущения) операторы оборудования, создающего возмущение (т.е. пуск или останов которого вносит испытываемое возмущение), сообщают руководителю испытаний о готовности к выполнению команд.

3.2.1.3. Руководитель испытаний отдает команду о проведении очередного опыта и объявляет точное время внесения возмущения. Промежуток времени с момента объявления команды до момента внесения возмущения должен быть достаточным для прохождения (передачи) команды руководителя испытаний до всех лиц из числа оперативного персонала, задействованного на период испытаний непосредственно для выполнения его команд.

3.2.1.4. Операторы оборудования, создающего возмущение, и операторы быстродействующих регистрирующих измерительных приборов подтверждают получение данной команды.

3.2.1.5. Операторы быстродействующих регистрирующих измерительных приборов за 5-20 с (в зависимости от инерционности быстродействующих регистрирующих приборов) до установленного времени включают электронные устройства опроса первичных преобразователей и (или) лентопротяжные механизмы самопишущих регистрирующих приборов.

3.2.1.6. Операторы оборудования, создающего возмущение, точно в назначенное время наносят требуемое в данном опыте возмущение (посредством пуска или останова оборудования, закрытия или открытия арматуры и т.п.) в соответствии с рабочей программой испытаний.

3.2.1.7. После стабилизации давления в контрольных точках (±0,05 МПа) операторы быстродействующих регистрирующих измерительных приборов отключают регистрирующие приборы и сообщают руководителю работ о завершении регистрации параметров.

3.2.1.8. По окончании регистрации руководитель испытаний должен оперативно опросить участников испытаний на предмет успешности проведенных операций по регистрации параметров, срабатыванию защит, устройств регулирования и другого оборудования, работа которых предусматривалась в период проведения опыта. По результатам проведенного опроса руководитель работ оценивает результаты опыта с точки зрения необходимости его повторного проведения.

Параллельно производится опрос оперативного персонала источника тепла, тепловых сетей, в том числе выставленных наблюдателей, о нарушениях в работе оборудования, разрывах трубопроводов, задействованных на период испытаний, недопустимых изменениях параметров теплоносителя, не предусмотренных рабочей программой испытаний, и т.п.

На основании результатов оперативного опроса руководитель работ принимает решение о повторении опыта, продолжении испытаний либо досрочном их прекращении.

3.2.1.9. Руководитель испытаний подает команду о восстановлении исходного режима испытаний, требуемого для проведения очередного или повторения произведенного опыта.

3.2.1.10. В случае выявления повреждений оборудования и трубопроводов в период проведения опыта или нерасчетных изменений параметров сетевой воды, которые могут привести к таким повреждениям при последующих опытах, руководитель испытаний оперативно решает вопрос о прекращении испытаний и (при необходимости) принимает меры к устранению повреждений оборудования и трубопроводов и восстановлению эксплуатационного режима СЦТ.

3.2.1.11. Оперативный персонал, участвующий в испытаниях, производит необходимые переключения в соответствии с командами руководителя испытаний, требуемые для повторения проведенного опыта или выполнения следующего в соответствии с рабочей программой испытаний либо для досрочного прекращения испытаний.

3.2.2. Обследование тепловой сети после завершения испытаний, выявление и устранение при необходимости повреждений СЦТ

По окончании испытаний должно быть произведено визуальное обследование (контроль состояния) оборудования и трубопроводов, задействованных в испытаниях, для выявления возможных технических дефектов.

Состав работ при таком обследовании аналогичен подобным работам, проводимым при проведении испытаний трубопроводов и оборудования на плотность и прочность.

Дополнительно должна быть проверена работоспособность штатных устройств авторегулирования и защиты, задействованных в период испытаний, а также тех, которые были выведены из работы на этот период. Порядок и состав работ по проверке устройств авторегулирования и защиты аналогичны порядку и составу работ, проводимых периодически при их эксплуатации в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

Выявленные дефекты трубопроводов и оборудования, средств автоматизации и защиты, которые могут привести к нарушениям в работе СЦТ в эксплуатационном режиме, подлежат устранению до восстановления нормальной работы СЦТ. Другие выявленные дефекты подлежат регистрации в установленном порядке и устраняются при ближайшем плановом отключении соответствующих участков трубопроводов, оборудования, подкачивающих насосных станций, водоподогревательной установки, источника тепла и других элементов СЦТ.

3.2.3. Восстановление эксплуатационного гидравлического и

температурного режимов СЦТ

Восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ производится после устранения выявленных дефектов трубопроводов и оборудования, средств автоматизации и защиты, которые возникли при проведении испытаний и могут привести к нарушениям в работе СЦТ в нормальном эксплуатационном режиме.

Восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ производится по командам руководителя испытаний или дежурного диспетчера тепловой сети, который в соответствии с программой испытаний принимает на себя оперативное руководство СЦТ по окончании испытаний.

Последовательность операций по восстановлению эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ должна быть предусмотрена рабочей программой испытаний.

3.3. Аналитический (заключительный) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах

3.3.1. Расшифровка экспериментальных данных и их представление

в удобной для анализа форме

Полученная в ходе каждого опыта измерительная информация подвергается предварительной обработке с целью представления ее в единой и удобной для последующего анализа форме.

3.3.1.1. Обработка результатов измерения параметров исходных режимов для каждого опыта проводится следующим образом:

результаты регистрации давлений исходного режима, выполненной в течение всего хода испытаний через заданные промежутки времени по манометрам, установленным в контрольных точках СЦТ, и произведенной либо наблюдателями, выставленными в этих точках, либо посредством системы телеметрии, должны быть:

При необходимости приведены в единую систему измерений;

Откорректированы на фактическое положение манометров относительно оси трубопровода или оборудования;

Сгруппированы с учетом времени произведенных измерений по каждому из проведенных опытов в соответствии с рабочей программой испытаний;

результаты контроля (измерения) расхода сетевой воды, выполненного в течение всего хода испытаний по расходомерам, установленным в контрольных точках СЦТ, следует:

При необходимости привести в единую систему измерений;

Сгруппировать с учетом времени произведенных измерений по каждому из проведенных опытов в соответствии с рабочей программой испытаний;

Откорректировать, исключив результаты измерения расхода, выходящие за допустимые пределы измерений (пределы шкалы) конкретных расходомеров.

После группировки результатов измерений расхода по каждому опыту внутри каждой группы выделяются результаты измерений, соответствующие исходному режиму до начала каждого опыта.

Целесообразно также (если это представляется возможным, т.е. позволяют инерционные свойства и пределы шкалы использованных расходомеров) выделять отдельно динамические характеристики изменения расхода сетевой воды в контрольных точках начиная с момента внесения возмущения (начала опыта) до момента стабилизации параметров (окончания опыта).

3.3.1.2. Обработка результатов измерения параметров переходных гидравлических процессов (давления сетевой воды, частоты вращения роторов насосных агрегатов, перемещения органов запорно-регулирующей арматуры, расхода сетевой воды и др.) и их изменений во времени выполняется следующим образом:

результаты измерения текущих значений указанных параметров в контрольных точках СЦТ в каждом опыте могут быть получены в одном из двух видов:

Графическом - в случае применения самопишущих регистрирующих приборов (светолучевых осциллографов с представлением результатов измерений на светочувствительной бумаге и т.п.);

Табличном - в случае применения приборов с регистрацией (архивированием или выводом на печать) текущих значений измеряемого параметра и времени на магнитных носителях информации;

для удобства последующего анализа полученные результаты измерений целесообразно представлять в двух указанных видах, при этом необходимо:

Привести каждый параметр к единой выбранной для этого параметра единице измерения;

Привести результаты измерения параметров в каждом опыте к единой шкале измерения времени переходного процесса (допускается применение различных шкал измерения для разных периодов переходного процесса в одном опыте);

Сгруппировать результаты измерения по каждому проведенному опыту и по тем объектам СЦТ, где проводились указанные измерения (источник тепла, подкачивающая насосная станция, дроссельная станция, локальный участок тепловой сети и т.п.), а также при необходимости в зависимости от поставленных задач по конкретному оборудованию (группе сетевых или перекачивающих насосов, подающему или обратному коллекторам источника тепла, быстродействующему сбросному устройству и т.п.);

Объединить и при необходимости построить в единой системе координат динамические характеристики по аналогичным параметрам (например, по изменению давления или др.) для каждой объединенной группы (объекта СЦТ или конкретного оборудования); допускается построение динамических характеристик по различным параметрам на одном графике с общей шкалой по времени и различными шкалами - по каждому параметру);

На каждом графике динамической характеристики нанести линии предельно допустимых значений (максимум и минимум) для каждого параметра по условиям прочности оборудования, поддержания требуемого технологического режима, в том числе линии вскипания теплоносителя, уставок технологических защит и т.п.;

К каждой графической динамической характеристике прикладывать таблицу изменения соответствующих параметров во времени.

3.3.2. Анализ экспериментальных данных

По результатам полученной измерительной информации:

строятся пьезометрические графики исходных гидравлических режимов и графики мгновенных давлений для каждой точки измерения соответственно возмущающему воздействию, наносимому во время эксперимента;

для каждой из контрольных точек СЦТ определяются максимальные (минимальные) значения абсолютного давления;

проводится сопоставление полученных экспериментальных данных с допустимыми по условиям прочности оборудования значениями давления; в качестве последних могут быть использованы значения испытательного давления; следует также определить возможность вскипания теплоносителя при переходном гидравлическом режиме;

определяются зоны действия недопустимых давлений в соответствии с и .

4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ И СОСТАВЛЕНИЕ ЗАКЛЮЧЕНИЙ

4.1. На основании полученных результатов анализа экспериментальных данных:

для I группы задач по пп. 2.3.1.1 и 2.3.1.2 настоящих Методических указаний определяются опасность переходного аварийного режима при рассматриваемых возмущающих воздействиях, зона действия недопустимых давлений, значения экстремальных давлений и время их возникновения; рекомендации по выбору системы защиты и определения технических характеристик защитных устройств приведены в и ;

для II группы задач по пп. 2.3.2.1 и 2.3.2.2 настоящих Методических указаний определяются параметры соответствующих переходных гидравлических режимов, выявляются реальные динамические характеристики СЦТ с целью последующего использования в расчетах переходных гидравлических режимов;

для задач I и II групп по пп. 2.3.1.3 и 2.3.2.3 настоящих Методических указаний на основании результатов испытаний составляется заключение о работоспособности и технической эффективности защитных устройств, при необходимости разрабатываются мероприятия по доведению характеристик устройств до соответствующих технологическому процессу значений.

Кроме того, на основании испытаний проводится:

взаимоувязка действия защит на локальном участке (объекте) СЦТ с режимами работы других элементов СЦТ;

уточнение уставок, постоянных времени защитных устройств, регуляторов рассечки и т.п. для локального объекта (участка тепловой сети, насосной станции) СЦТ.

4.2. По результатам испытаний составляется заключение, в котором указываются основные результаты испытаний, перечень мероприятий, направленных на решение поставленных перед испытаниями задач в соответствии с технической программой. К заключению по результатам испытаний прилагаются техническая и рабочая программы, результаты измерений параметров переходных гидравлических режимов, параметров исходных режимов перед каждым опытом, рапорты наблюдателей и другая техническая документация.

Список использованной литературы

1. Разработка унифицированных технических решений по защите оборудования СЦТ от гидравлических ударов с установкой защитных устройств на источниках тепла и на насосных подстанциях магистральных тепловых сетей. Этап 1. Отчет:/ ВНИПИэнергопром и ОРГРЭС/. - М.: 1994.

2. Разработка унифицированных технических решений по защите оборудования СЦТ от гидравлических ударов с установкой защитных устройств на источниках тепла и на насосных подстанциях магистральных тепловых сетей. Этап 2. Отчет:/ ВНИПИэнергопром и ОРГРЭС/. - М.: 1994.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95.- М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

4. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: РД 34.03.201-97. - М.: НЦ ЭНАС, 1997.

5. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды: Руководящий документ Госгортехнадзора России: РД-03-94. - М.: НПО ПБТ, 1994.

6. Методические указания по наладке и обслуживанию гидравлических регуляторов в системе теплоснабжения: РД 34.35.416-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

7. Методические указания по проведению приемо-сдаточных испытаний гидравлической автоматической системы регулирования в системах теплоснабжения: РД 34.35.415-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

8. Положение о порядке разработки, согласования и утверждения программ испытаний на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях, в энергосистемах, тепловых и электрических сетях.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

10. Правила устройства электроустановок. - М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

2. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЦТ, ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИСПЫТАНИЙ

3. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ИСПЫТАНИЙ СЦТ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМАХ

3.1. Подготовительный этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах

3.1.1. Анализ системы теплоснабжения и постановка задачи испытаний

3.1.2. Составление перечня возмущающих воздействий при проведении испытаний, определение допустимости создаваемых возмущений

3.1.3. Конфигурация СЦТ, задействованной в период испытаний

3.1.4. Температурный и гидравлический режимы СЦТ в период испытаний

3.1.5. Технические требования к приборному обеспечению испытаний

3.1.6. Требования к точности измерительных приборов

3.1.7. Объем измерений

3.1.8. Составление технической и рабочей программ испытаний

3.1.9. Требования безопасности

3.2. Экспериментальный (основной) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах

3.2.1. Внесение возмущений в испытательный гидравлический режим и регистрация динамических характеристик в намеченных контрольных точках СЦТ

3.2.2. Обследование тепловой сети после завершения испытаний, выявление и устранение при необходимости повреждений СЦТ

3.2.3. Восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ

3.3. Аналитический (заключительный) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах

3.3.1. Расшифровка экспериментальных данных и их представление в удобной для анализа форме

3.3.2. Анализ экспериментальных данных

Список использованной литературы

УДК 621.313.1.01.7.001.4(083.96)

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ГЕНЕРАТОРОВ НА НАГРЕВАНИЕ

РД 34.45.309-92

Разработано: Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)Исполнители: Л.Г. Володарский, Е.В. Гущин, О.И. Ибадов, Г.А. Остроумова, А.П. ЧистиковУ тверждено: Управлением научно-технического развития 29.01.92 г. Заместитель начальника К.М. 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 проведение 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 модностью до 12 МВт можно не испытывать. В первых семи разделах дани 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 соответствия 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 проверены и иметь клейма органов Госпроверки. 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, ис-пытания должны проводиться для указанных значений давления водорода. Испытания при давлении водорода, превышавшем номинальное, в тех случаях, когда в паспорте генератора не указано максимальное давление, производятся по согласовании) 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/cм 2), 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 1,0Р 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 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 охлаждавшей 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 - метопом двух ваттметров. 3.2. Перед испытаниями на нагревание должны быть измерены сопротивление обмотки ротора при постоянном токе в практически холодном состоянии (r х) и температура, при которой проводилось это измерение ( х) 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 окружавшего 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 r 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 r х только по достижении практически холодного состояния. Одновременно с измерением r 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 °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 r 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. 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.

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.

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 (ij.

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%.

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 (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.

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 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.

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 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);

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.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

3.12.2. Номинальный ток возбуждения следует определять из регулировочной характеристики, снятой при номинальных мощности, напряжении, коэффициенте мощности и частоте сети. Вели 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 Хр в соответствии с требованиями ГОСТ 10169-77 используют характеристики холостого хода и короткого замыкания и точку нагрузочной характеристики, снятой при COS ^ * 0 и токе возбужде

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

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 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.

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 водоро -да.

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 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;

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 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

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 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.