Типовое положение по определению необходимости полных перемоток статоров турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов
РД 34.45.608-91
РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)
ИСПОЛНИТЕЛИ В.Б. КУЛАКОВСКИЙ, Ю.Н. СЖОРОДОВ
УТВЕРЖДЕНО бывшим Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации Минэнерго СССР 19.12.91 г.
Заместитель начальника К.М. АНТШЮВ
Оглавление
|
1. Порядок составления заключения о необходимости замены обмотки статора 2. Утверждение и согласование заключения о необходимости замены обмотки статора |
|
Типовое положение по определению необходимости полных перемоток статоров турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов |
РД 34.45.608-91 |
Срок действия установлен
с 01.01.93 г. до 01.01.98 г.
Настоящее Типовое положение определяет порядок подготовки и утверждения заключения о необходимости полной замены обмоток статоров турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов, установленных на электростанциях и подстанциях.
Типовое положение распространяется на те обмотки статоров, которые в результате длительной эксплуатации или значительного аварийного повреждения становятся практически неремонтопригодными или восстановительный ремонт которых экономически нецелесообразен, на обмотки, заменяемые в целях повышения мощности генератора, а также на обмотки генераторов, выработавших полный назначенный срок службы по ГОСТ 27625-88.
Соблюдение требований Типового положения обязательно для всех ПОЭЭ Минтопэнерго Российской Федерации.
С выходом настоящего Типового положения ранее изданное "Типовое положение по определению необходимости полных перемоток статоров турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов" (М.: ОТО Союзтехэнерго, 1986) аннулируется.
1.1. Заключение о необходимости замены обмотки статора может быть составлено либо комиссией, образованной производственным объединением энергетики и электрификации (ПОЭЭ), либо постоянно действующей межотраслевой комиссией, созданной по приказу Минэнерго СССР от 25.04.91 г. № 19/2 для обследования технического состояния турбогенераторов по заявкам энергопредприятий.
1.2. В состав комиссии, образованной ПОЭЭ, должен входить:
главный инженер электростанции (сетевого района) или его заместитель;
начальник электроцеха;
представитель ремонтного предприятия или ремонтной организации;
представитель ПОЭЭ.
В комиссию могут быть введены по согласованию представители ВНИИЭ и завода-изготовителя, а также представители других организаций.
Состав постоянно действующей межотраслевой комиссии определяется Приказом Минэнерго СССР от 25.04.91 г. № 19/2.
1.3. Заключение о необходимости замены обмотки не может служить основанием для замены статора или активной стали, если дефекты активной стали не являются причиной повреждений изоляции стержней, целесообразность составления заключения при решении вопроса
о замене активной стали статора определяется комиссией.
1.4. В заключении и приложениях к нему должны содержаться следующие сведения:
техническая характеристика: тип, мощность, напряжение, заводской номер машины, тип обмотки (стержневая, катушечная), тип изоляции (гильзовая, микалентная компаундированная, термореактивная), число стержней (катушек), год выпуска, завод-изготовитель. Для серийно выпускаемых турбогенераторов и синхронных компенсаторов отечественного изготовления достаточно указать тип генератора, тип изоляции, год выпуска, заводской номер;
продолжительность эксплуатации: дата ввода в эксплуатацию, наработка, средняя нагрузка за время эксплуатации;
перечень выявленных дефектов обмотки и сердечника статора при ремонтах;
сведения по повреждениям в работе: даты повреждений, причины, места повреждений, объем ремонта;
результаты обследования состояния обмотки и дополнительные сведения по усмотрению комиссии;
обоснование необходимости замены обмотки статора согласно разд. 3 с указанием обнаруженных при обследовании повреждений и дефектов, а также других факторов, принятых во внимание комиссией.
2.1. Заключение должно утверждаться генеральным директором или главным инженером ПОЭЭ. Если заключение о необходимости перемотки составлено комиссией, расследовавшей причину аварии данного генератора (синхронного компенсатора), то оно оформляется в виде приложения к акту расследования аварии или в виде раздела этого акта и считается утвержденным с момента утверждения акта.
2.2. При наличии оформленного заключения о необходимости замены обмотки сроки перемотки статора устанавливаются эксплуатирующим и ремонтным предприятиями.
2.3. При возникновении разногласий в комиссиях по вопросу определения необходимости перемотки и сроков ее проведения необходимо обращаться в Управление научно-технического развития или во ВНИИЭ (115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3).
2.4. Один экземпляр заключения направляется в фирму ОРГРЭС в отраслевой банк данных (105023, Москва, Семеновский пер., д. 15).
3.1. Перемотка статора необходима независимо от типа изоляции, если имеется хотя бы один показатель необходимости перемотки согласно табл. 1.
3.2. Перемотка статоров с микалентной компаундированной, гильзовой или иной термопластичной изоляцией целесообразна в течение ближайших лет (т.е. не позднее следующего капитального ремонта), если имеется не менее двух показателей целесообразности полной перемотки согласно табл. 2.
Могут быть и иные обоснования целесообразности перемотки статоров генераторов с микалентной компаундированной изоляцией, но с максимальным использованием показателей, приведенных в табл. 2.
3.3. Если основной причиной предполагаемой перемотки с заменой термопластичной изоляции на термореактивную является повышение мощности генератора, то целесообразность перемотки должна быть подтверждена:
наличием хотя бы одного из показателей согласно табл. 2;
достаточностью запаса мощности турбины (для тепловых электростанций - также остального теплотехнического оборудования), трансформатора и иного электрооборудования;
максимальными расчетными значениями температур активных и конструктивных частей генератора, которые после замены обмотки и предполагаемой перемаркировки не должны превышать значений, указанных в ГОСТ 8865-87. Исходные температуры наиболее нагретых точек, необходимые для расчета, определяются путем проведения до замены обмотки испытаний генератора на нагревание согласно "Методическим указаниям по проведению испытаний на нагревание генераторов" (М.: СТО Союзтехэнерго, 1984).
Показатели необходимости полной перемотки генераторов при всех видах изоляции
|
Вид повреждения обмотки |
Критерий повреждения |
Показатель необходимости перемотки |
|
Обгорание лобовых частей обмотки при пожаре или в результате действия электрической дуги |
Площадь обгорания покровной ленты на стержне (катушке), мм х мм, не менее: 100 х ширину узкой грани |
Обгорание поверхностного слоя изоляции не менее чем у 50% лобовых частей с одной стороны генератора |
|
Занос поверхности лобовых частей сажей или (и) каплями меди в результате действия электрической дуги |
Загрязнение сажей белой салфетки при протирке поверхности лобовой части или наличие на ней хотя бы одной медной капли диаметром 0,5 мм и более |
Занос поверхности не менее 50% лобовых частей |
|
Увлажнение изоляции катушечных обмоток в гидрогенераторах в результате действия системы пожаротушения или затопления машинного зала |
Несоответствие значений сопротивления изоляции, коэффициента абсорбции, токов утечки и коэффициента нелинейности требованиям действующих Норм испытания электрооборудования |
Невозможность высушить изоляцию хотя бы одной фазы в течение 15-20 сут. при соблюдении условий сушки обмотки согласно требованиям "Типовой инструкции по эксплуатации генераторов на электростанциях" (М.: ОТО Союзтехэнерго, 1989) |
|
Изгибы стержней относительно выхода из пазов вследствие провисания корзинок лобовых частей обмоток статоров турбогенераторов |
Стрела прогиба прямолинейного участка лобовой части в плоскости наибольшей жесткости на длине равной длине пазового клина (считая от крайнего пакета активной стали), в 1,5 раза больше толщины подклиновой выкладки |
Невозможность выбивания пазовых клиньев из двух пазов и более из-за сильного изгиба лобовых частей с одной стороны генератора |
|
Истирание изоляции лобовых и пазовых частей стержней обмоток статоров турбогенераторов |
Глубина истирания до меди (определяется после выемки верхних стержней); верхних стержней более 1/2 толщины изоляции (чертежный размер) |
Истирание на трех нижних стержнях и более, распределенных по обмотке, или истирание на одном-двух нижних стержнях и на пяти верхних стержнях и более, распределенных по обмотке, или при невозможности ремонта изоляции без удаления не менее 5156 стержней |
|
Течи полых проводников, не требовавших замены стержней обмоток статоров турбогенераторов |
Факт заглушения полого проводника |
Заглушение по три проводника в трех нижних стержнях нижних стержней |
|
Течи полых проводников, требовавших замены стержней обмоток статоров турбогенераторов |
Число замененных нижних стержней |
Замена трех стержней и более в разное время |
|
Закупорка полых проводников отложениями оксидов меди в стержнях обмоток статоров турбогенераторов |
Число стержней со сниженным расходом воды по сравнению с требованиями действующих Норм испытания электрооборудования и заводских инструкций |
Снижение расхода воды в трех стержнях и более |
|
Междуфазное КЗ в обмотках турбогенераторов и синхронных компенсаторов |
Число частичных перемоток с заменой нижних стержней |
Две частичные перемотки и более |
Показатели целесообразности полной перемотки генераторов с термопластичной изоляцией
|
Вид повреждения обмотки |
Критерий повреждения |
Показатель целесообразности полной перемотки |
Вид генератора |
Значение показателя при эксплуатации генератора в течение |
Примечание |
||
|
10 лет и менее |
Свыше 10 лет до 20 лет |
Свыше 20 лет |
|||||
|
Пробои изоляции на корпус в работе и (или) при профилактических испытаниях |
Факт пробоя стержня |
Число пробитых стержней, шт., не менее |
ТГ, СК |
Всего 5 или 2 нижних |
Всего 3 или 1 нижний |
Всего 1 |
Кроме пробоев изоляции головок, при ремонте которых не требуется замена стержней, и пробоев верхних стержней из-за попадания постороннего стального предмета, в частности обломка активной стали. В число пробитых стержней не входят стержни, поврежденные при ремонте (например, при выемке соседних стержней) и пробитые при испытании оставшейся части обмотки. Если пробои происходят из-за дефектов других узлов генератора (например, активной стали), то перемотка целесообразна при условии одновременного устранения этих дефектов |
|
% общего числа стержней в обмотке, не менее |
ГГ |
Всего 5 или 2 нижних |
Всего 3 или 1 нижний |
||||
|
Междуфазное замыкание в лобовых частях обмотки статора турбогенератора |
Факт замыкания |
Число замыканий, не менее |
– |
2 |
1 |
1 |
|
|
Течи полых проводников в стержнях обмотки статора турбогенератора |
Факт появления течи |
Число отремонтированных или замененных стержней, шт., не менее |
– |
6 |
2 |
1 |
|
|
Истирание изоляции лобовых частей обмоток статоров |
Глубина истирания более 1/2 толщины изоляции (чертежный размер) |
Число стержней с истиранием изоляции, шт., не менее |
ТГ, СК |
10 |
5 |
3 |
У гидрогенераторов не учитываются стержни с истертой изоляцией, расположенные близ стыков сердечника. Такие стержни подлежат замене с одновременным укреплением стыков |
|
ГГ |
50 |
25 |
15 |
||||
|
Вспухание изоляции |
Увеличение толщины стержня на выходе из паза или на эвольвентном участке лобовой части более чем на 20% по сравнению с чертежным размером |
Число лобовых частей верхних стержней турбогенераторов со вспухшей изоляцией, шт., не менее. |
ТГ, СК |
10 |
5 |
3 |
|
|
То же для гидрогенераторов, % общего числа стержней в обмотке, не менее |
ГГ |
5 |
3 |
1 |
|||
|
Перегрев изоляции обмотки |
Наличие более одного потека компаунда из изоляции лобовой части в виде твердой сосульки или нароста, или застывшей капли |
Число лобовых частей стержней турбогенераторов с потеками компаунда, шт., не менее |
ТГ, СК |
10 |
5 |
3 |
|
|
То же для гидрогенераторов, % общего числа стержней в обмотке, шт., не менее |
ГГ |
5 |
3 |
1 |
|||
|
Вымывание или разжижение маслом компаунда из изоляции |
Отсутствие компаунда или его разжижение в верхних слоях изоляции, суммарная толщина которых составляет и более толщины изоляции (чертежный размер, повреждение оценивается на демонтированных стержнях) |
Число стержней, шт., не менее |
ТГ, СК ГГ |
5 25 |
3 15 |
1 5 |
|
|
Ионизационное разрушение связующего состава элементарных проводников стержней (катушек) в гидрогенераторах |
Наличие в обмотке стержней с оценочной группой 4-5 |
Число стержней, % общего числа стержней в обмотке, шт., не менее |
ГГ |
5 |
3 |
1 |
Установление оценочной группы производится согласно разд.6.19 "О мероприятиях по предотвращению ионизационного разрушения изоляции обмоток статоров гидрогенераторов (РГЭ-7781)" Сборника директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (Электротехническая часть)". М.: Энергоатомиздат, 1985 |
|
Выход из строя части термометров сопротивления, контролирующих температуру обмотки и активной стали статора |
Необходимость выемки нижних стержней для ремонта термометров сопротивления |
Число нижних стержней, шт., не менее |
ТГ, СК |
5 |
3 |
1 |
Необходимость выемки стержней определяется требованиями действующей "Типовой инструкции по эксплуатации генераторов на электростанциях" (М.: СТО Союзтехэнерго, 1989) |
|
% общего числа стержней в обмотке, шт., не менее |
ГГ |
5 |
3 |
1 |
|||
Примечание. ТГ - турбогенератор, СК - синхронный компенсатор, ГГ - гидрогенератор