ГОСТ Р 55260.2.2-2023 Гидроэлектростанции. Часть 2-2. Гидрогенераторы. Методики оценки технического состояния

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСТ Р

55260.2.2—

2023

Гидроэлектростанции

Часть 2-2

ГИДРОГЕНЕРАТОРЫ

Методики оценки технического состояния

Издание официальное

Москва

Российский институт стандартизации

2023

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Филиалом акционерного общества «Институт Гидропроект» — «НИИЭС» (филиал АО «Институт Гидропроект» — «НИИЭС») совместно с публичным акционерным обществом «Федеральная гидрогенерирующая компания — «РусГидро» (ПАО «РусГидро») при участии Ассоциации организаций и работников гидроэнергетики «Гидроэнергетика России» (Ассоциация «Гидроэнергетика России»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 октября 2023 г. № 1304-ст

4 ВЗАМЕН ГОСТ Р 55260.2.2—2013

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

©Оформление. ФГБУ «Институт стандартизации», 2023

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

II

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Содержание

1 Область применения..................................................................1

2 Нормативные ссылки..................................................................1

3 Термины и определения................................................................2

4 Сокращения и обозначения.............................................................3

5 Требования к организации оценки технического состояния гидрогенераторов...................4

6 Перечень методик и периодичность испытаний гидрогенераторов.............................5

7 Методики испытаний гидрогенераторов..................................................16

Приложение А (рекомендуемое) Программа технического осмотра гидрогенераторов.............18

Приложение Б (обязательное) Методика проведения эксплуатационных испытаний гидрогенераторов на нагревание............................................24

Приложение В (обязательное) Методика проведения вибрационных испытаний гидрогенераторов с определением форм статора, ротора и оценкой симметрии воздушного зазора.....................................33

Приложение Г (обязательное) Нормы испытаний гидрогенераторов при ремонтах обмоток.........41

Приложение Д (рекомендуемое) Методика контроля нагрева паяных соединений лобовых частей обмоток статора гидрогенераторов с помощью термоиндикаторных этикеток...............................................45

Приложение Е (обязательное) Нормы контроля гидрогенератора..............................47

Библиография........................................................................59

III

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Введение

Настоящий стандарт разработан для гидроэнергетических компаний, занимающихся проведением оценки технического состояния вертикальных гидрогенераторов и генератор-двигателей.

IV

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Гидроэлектростанции

Ч а с т ь 2-2

ГИДРОГЕНЕРАТОРЫ

Методики оценки технического состояния

Hydro electric power plants. Part 2-2. Hydrogenerators. Procedure for evaluating technical condition

Дата введения — 2023—12—01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к объему, периодичности и методикам проведения оценки технического состояния вертикальных синхронных явнополюсных гидрогенераторов и генератор-двигателей частотой 50 Гц, предназначенных для соединения непосредственно или через ускоряющую передачу с гидравлическими турбинами и изготовленных для нужд электроэнергетики.

1.2 Настоящий стандарт предназначен для применения гидроэнергетическими компаниями, а также специализированными организациями, выполняющими работы по монтажу, наладке, испытаниям, ремонту и техническому обслуживанию гидрогенераторов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 5616 Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия

ГОСТ 6651 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 8865 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация

ГОСТ 10169 Машины электрические трехфазные синхронные. Методы испытаний

ГОСТ 11828 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний

ГОСТ 18188 Растворители марок 645, 646, 647, 648 для лакокрасочных материалов. Технические условия.

ГОСТ 19431 Энергетика и электрификация. Термины и определения

ГОСТ 20911 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 25866 Эксплуатация техники. Термины и определения

ГОСТ 27471 Машины электрические вращающиеся. Термины и определения

ГОСТ IEC/TS 60034-27 Машины электрические вращающиеся Часть 27. Измерения частичного разряда на изоляции статорной обмотки отключенных от сети вращающихся электрических машин

ГОСТ Р 27.102 Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения

ГОСТ Р 55260.3.2 Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины. Оценка технического состояния

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого

Издание официальное

1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 19431, ГОСТ 20911, ГОСТ 25866, ГОСТ 27471, ГОСТ Р 27.102, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 измерение: Совокупность операций по применению технического средства, хранящего единицу величины, обеспечивающих нахождение соотношения измеряемой величины с ее единицей в явном или неявном виде и получение значения этой величины.

3.2 исправное состояние: Состояние объекта, в котором все параметры объекта соответствуют всем требованиям, установленным в документации на этот объект.

3.3 испытание: Техническая операция, заключающаяся в определении одной или нескольких характеристик данной продукции в соответствии с установленной процедурой.

3.4 испытательное выпрямленное напряжение: Амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электрооборудованию в течение заданного времени при определенных условиях испытания.

3.5 испытательное напряжение промышленной частоты: Действующее значение напряжения переменного тока 50 Гц, которое должна выдерживать в течение заданного времени внутренняя и/или внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях.

3.6 комплексное диагностическое обследование: Комплекс мероприятий, проводимый по специальным программам для получения объективной и достоверной информации о техническом состоянии оборудования, его функциональных узлов и систем расширенными методами диагностирования с целью определения его пригодности к эксплуатации по правилам, установленным нормативно-техническим документом, разработки рекомендаций по рациональной эксплуатации и ремонту.

3.7 контроль (технического состояния): Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

Примечание — Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени.

3.8 мониторинг технического состояния: Составная часть технического обслуживания, представляющая собой наблюдение за объектом с целью получения информации о его техническом состоянии и рабочих параметрах.

Примечания

1 Мониторинг может проводиться в процессе работы объекта непрерывно или через запланированные интервалы времени.

2 На основе данных мониторинга осуществляется контроль технического состояния и оценка остаточного ресурса объекта.

3.9 напряжение линейное: Напряжение между фазными проводами электрической сети.

3.10 напряжение номинальное: Напряжение, на которое спроектирована сеть или оборудование и к которому относят их рабочие характеристики.

3.11 напряжение фазное: Напряжение между фазным проводом и нейтралью.

3.12 наработка: Продолжительность или объем работы объекта.

3.13 неисправное состояние: Состояние объекта, в котором хотя бы один параметр объекта не соответствует хотя бы одному из требований, установленных в документации на этот объект.

3.14 неработоспособное состояние: Состояние объекта, в котором значение хотя бы одного из параметров, характеризующих способность объекта выполнять заданные функции, не соответствует требованиям документации на этот объект.

Примечание — Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции.

2

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

3.15 предельно допустимое значение параметра; предельное значение: Наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное электрооборудование.

3.16 предельное состояние: Состояние объекта, в котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

3.17 работоспособное состояние: Состояние объекта, в котором значения всех параметров, характеризующих его способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям нормативной и технической документации.

3.18 ресурс: Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до момента достижения предельного состояния.

3.19 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации объекта от начала эксплуатации или ее возобновления после капитального ремонта до момента достижения объектом предельного состояния.

3.20 тепловизионный инфракрасный контроль: Дистанционное (бесконтактное) наблюдение, измерение и регистрация пространственного/пространственно-временного распределения радиационной температуры объектов путем формирования временной последовательности термограмм и определения температуры поверхности объекта по известным коэффициентам излучения и параметрам съемки (в том числе температура окружающей среды, пропускание атмосферы, дистанция наблюдения).

3.21 технический руководитель гидроэлектростанции: Лицо в штате организации собственника (эксплуатирующей организации) гидроэлектростанции, уполномоченное принимать решения и отдавать распоряжения по всем техническим вопросам касательно оборудования данного объекта электроэнергетики.

3.22 техническое состояние: Состояние объекта в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, характеризующееся фактическими значениями параметров, установленных в документации.

3.23 (техническая) диагностика: Область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объектов.

3.24 (техническое) диагностирование: Определение технического состояния объекта.

Примечание — Задачами технического диагностирования являются:

- контроль технического состояния;

- поиск места и определение причин отказа (неисправности);

- прогнозирование технического состояния.

4 Сокращения и обозначения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения и обозначения:

АЧХ — амплитудно-частотная характеристика;

ГЭС — гидроэлектростанция;

К — категория контроля электрооборудования при капитальном ремонте;

КЗ — короткое замыкание;

М — категория контроля электрооборудования между ремонтами;

П — категория контроля электрооборудования при вводе в эксплуатацию;

Т — категория контроля при текущем ремонте электрооборудования;

ТЭ — термоиндикаторная этикетка;

XX — холостой ход;

2А_КЗ — размах вибраций в режиме короткого замыкания, мкм;

/_ном — номинальный ток обмотки статора, А;

^ом — номинальный ток обмотки ротора, А;

р — число пар полюсов;

^ном — номинальное напряжение обмотки статора, В;

P_f— мощность потерь в обмотке ротора, Вт;

R₁₅ — значение сопротивления изоляции, измеренное мегаомметром и отсчитанное через 15 с после приложения напряжения, МОм;

R₆₀ — значение сопротивления изоляции, измеренное мегаомметром и отсчитанное через 60 с после приложения напряжения, МОм;

3

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

r_f— активное сопротивление обмотки ротора, °C;

r_x, г_г— активные сопротивления обмотки ротора, измеренные в холодном и нагретом состояниях, мОм;

Д_рот — степень искажения формы ротора, %;

Д_ст — степень искажения формы статора, %;

^пш ном — номинальная температура сегментов генераторного подшипника, определенная по результатам эксплуатации, °C;

д_хг — температура холодного воздуха, °C;

Д^ — превышение температуры, °C.

5 Требования к организации оценки технического состояния гидрогенераторов

5.1 На каждой ГЭС должна быть организована постоянная и периодическая оценки технического состояния гидрогенераторов.

5.2 Постоянная оценка технического состояния гидрогенераторов должна производиться оперативным персоналом ГЭС на основе данных о режимах работы, получаемых от систем управления гидроагрегатов, автоматизированных систем технического диагностирования, а также данных визуального контроля.

5.3 Периодическая оценка технического состояния гидрогенераторов выполняется лицами, отвечающими за их безопасную эксплуатацию, в соответствии с локальными нормативными актами ГЭС.

5.4 Периодическую оценку технического состояния гидрогенераторов проводят:

- при вводе в эксплуатацию;

- периодических осмотрах;

- испытаниях во время ремонтов и в межремонтный период;

- завершении ремонтов;

- комплексных диагностических обследованиях;

- расчете индексов технического состояния в соответствии с требованиями [1];

- технических освидетельствованиях, требования к которым определены в [2].

5.5 Периодичность и программа периодических осмотров должны быть установлены локальным нормативным актом ГЭС. Результаты осмотров необходимо фиксировать в специальном журнале, протоколе или акте осмотра. Рекомендуемая программа осмотра, выполняемого на остановленном гидрогенераторе, приведена в приложении А.

5.6 Объем и периодичность испытаний гидрогенераторов при вводе в эксплуатацию, во время ремонтов и в межремонтный период указаны в разделе 6.

5.7 Комплексное диагностическое обследование гидрогенераторов проводится по решению технического руководителя ГЭС в следующих случаях:

- при проведении технического освидетельствования;

- когда анализ результатов мониторинга, регламентных измерений, выполняемых в соответствии с типовыми объемами и нормами, не дают возможности определить причину неисправности или отказа.

Объем контроля при комплексном диагностическом обследовании определяется техническим руководителем ГЭС в зависимости от целей его проведения. Типовая программа комплексного диагностического обследования должна включать оценку технического состояния по всем методикам, указанным в настоящем стандарте.

5.8 Техническое состояние гидрогенераторов при периодических осмотрах и комплексном диагностическом обследовании должно оцениваться по критериям исправности и работоспособности в соответствии с ГОСТ Р 27.102 (исправное состояние, неисправное состояние, работоспособное состояние, неработоспособное состояние).

При вводе в эксплуатацию, испытаниях во время ремонтов и межремонтный период — по критерию соответствия требованиям нормативной документации (соответствует/не соответствует). В методиках могут быть указаны степени соответствия технического состояния (значения контролируемого параметра) требованиям нормативной документации (удовлетворительное, неудовлетворительное, недопустимое состояние).

Критерии и правила выставления оценок технического состояния гидрогенераторов при завершении ремонтов, проведении технических освидетельствований, расчете индексов технического состояния (см. [1], [2], [3]).

4

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

6 Перечень методик и периодичность испытаний гидрогенераторов

6.1 При вводе в эксплуатацию проводят следующие испытания и измерения:

- измерение сопротивления изоляции обмоток;

- испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки;

- испытания изоляции обмоток повышенным напряжением промышленной частоты;

- измерение сопротивления обмоток постоянному току;

- измерение сопротивления полюсов ротора переменному току;

- измерение воздушного зазора;

- определение характеристик XX и КЗ;

- испытание межвитковой изоляции обмотки статора;

- испытание на нагревание гидрогенератора;

- определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени гидрогенератора;

- измерение вибрации стальных конструкций и лобовых частей обмотки статора, опорных конструкций, диска подпятника, биений вала в районе генераторных подшипников;

- испытание воздухоохладителей гидравлическим давлением;

- проверку плотности водяной системы охлаждения обмотки статора (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);

- осмотр и проверку устройств водяного охлаждения;

- проверку качества дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);

- проверку паек лобовых частей обмотки статора;

- измерение электрического напряжения между концами вала и на изолированных подшипниках;

- измерение уровня частичных разрядов обмотки статора.

6.2 При капитальном ремонте проводят следующие испытания и измерения:

- измерение сопротивления изоляции обмоток;

- испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки;

- испытания изоляции обмоток повышенным напряжением промышленной частоты;

- измерение сопротивления обмоток постоянному току;

- измерение сопротивления обмотки ротора переменному току;

- измерение воздушного зазора;

- определение характеристик XX и КЗ;

- испытание межвитковой изоляции обмотки статора после ремонтов с полной или частичной заменой обмотки статора;

- испытание стали статора;

- измерение вибрации стальных конструкций и лобовых частей обмотки статора, опорных конструкций, диска подпятника, биений вала в районе генераторных подшипников;

- проверку качества дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);

- проверку плотности водяной системы охлаждения обмотки статора (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);

- осмотр и проверку устройств водяного охлаждения;

- гидравлические испытания воздухоохладителей повышенным давлением;

- проверку паек лобовых частей обмотки статора;

- измерение электрического напряжения между концами вала и на изолированных подшипниках;

- контроль плотности прессовки стали;

- измерение уровня частичных разрядов обмотки статора.

6.3 При текущем ремонте проводят следующие испытания:

- измерение сопротивления изоляции обмоток;

- проверку качества дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора).

6.4 В межремонтный период проводят следующие испытания:

- испытание на нагревание;

- проверку качества дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);

- тепловизионный контроль щеточно-контактного аппарата.

5

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

6.5 Определение сопротивления изоляции

Сопротивление изоляции измеряют мегаомметром, напряжение которого выбирается в соответствии с таблицей 6.1.

Сопротивление изоляции обмоток статора с водяным охлаждением измеряется без воды в обмотке, после продувки ее водяного тракта сжатым воздухом при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения. Допускается проведение измерения сопротивления обмоток статора с водяным охлаждением без слива дистиллята по методикам, согласованным с заводом-изготовителем.

Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции при температуре 10 °C — 30 °C приведены в таблице 6.1.

Для температур выше 30 °C допустимое значение сопротивления изоляции снижается в два раза на каждые 20 °C разности между температурой, при которой выполняется измерение, и 30 °C.

Таблица 6.1 —Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции

6

Окончание таблицы 6.1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

6.6 Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки

Для испытания обмоток статоров впервые вводимых в эксплуатацию гидрогенераторов зависимость испытательного выпрямленного напряжения от номинального напряжения генераторов следующая: 1,28 (2О_ном+1).

В эксплуатации изоляция обмотки статора испытывается выпрямленным напряжением у гидрогенераторов, начиная с мощности 5000 кВт.

Для гидрогенераторов, находящихся в эксплуатации, испытательное выпрямленное напряжение принимают равным 1,6 испытательного напряжения промышленной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор при вводе в эксплуатацию. Для межремонтных испытаний испытательное выпрямленное напряжение выбирается по указанию технического руководителя ГЭС. Рекомендуется, чтобы снижение испытательного напряжения (если оно предусмотрено) было не более чем на 0,5U_HOM по сравнению со значением, принятым при последнем капитальном ремонте. При оценке результатов токи утечки не нормируются, но по характеру зависимости их от испытательного напряжения, асимметрии токов по фазам или ветвям и характеру изменения токов утечки в течение одноминутной выдержки судят о степени увлажнения изоляции и наличии дефектов.

Токи утечки для построения кривых зависимости их от напряжения должны измеряться не менее чем при пяти равных ступенях напряжения. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом отсчет токов утечки производится через 15 и 60 с. Ступени должны быть близкими к 0,5(7_НОМ. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональное росту приложенного напряжения,

7

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

особенно на последних ступенях напряжения (перегиб в кривой зависимости токов утечки от напряжения) является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании одной фазы обмотки, или признаком увлажнения, если оно происходит при испытании каждой фазы.

Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности. Коэффициент нелинейности рассчитывают по формуле

is ^нб^нм

^и ⁼ ------->

^и III

'нм^инб

(1)

где U_h6 — наибольшее, т. е. полное испытательное напряжение (напряжение последней ступени);

^нм — наименьшее напряжение (напряжение первой ступени);

^нб’ ^нм — ^т°ки утечки (/₆₀») при напряжениях U_H^ и U_HM.

Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение менее 10 мкА, то за U_HM и /_нм допускается принимать напряжение и ток первой из последующих ступеней, на которой ток утечки составляет не менее 10 мкА. Для вновь вводимых генераторов коэффициент нелинейности должен быть не более трех.

Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 50 мкА. Рост тока утечки во время одноминутной выдержки изоляции под напряжением на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлажнение изоляции) и в том случае, когда токи не превышают 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений, указанных ниже:

Кратность испытательного напряжения по отношению к С/_ном 0,5; 1,0; 1,5 и выше

Ток утечки, мкА 250; 500; 1000

Примечание — У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция.

Испытание изоляции полным испытательным напряжением в течение 60 с с определением тока утечки последней ступени считается одновременно и испытанием электрической прочности изоляции выпрямленным напряжением.

6.7 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Значение испытательного напряжения принимается по таблице 6.2.

Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин. Изоляцию обмотки статора машин, впервые вводимых в эксплуатацию, рекомендуется испытывать до ввода ротора в статор. При капитальных ремонтах и межремонтных испытаниях генераторов изоляция обмотки статора испытывается после останова генератора до очистки изоляции от загрязнения.

В гидрогенераторах с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается при циркуляции в системе охлаждения дистиллята с удельным сопротивлением не менее 100 кОм-см и номинальном расходе, если в инструкции завода — изготовителя генератора не указано иначе.

При первом включении гидрогенератора и послеремонтных (с частичной или полной сменой обмотки) испытаниях генераторов с номинальным напряжением 10 кВ и выше после испытания изоляции обмотки повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин испытательное напряжение снижается до номинального значения и выдерживается в течение 5 мин для наблюдения за характером коронирования лобовых частей обмотки статора.

При этом не должны наблюдаться сосредоточенное в отдельных точках свечение желтого и красноватого цвета, дым, тление бандажей и тому подобные явления. Голубое и белое свечение допускаются.

Перед включением гидрогенератора в работу по окончании монтажа или ремонта необходимо провести контрольное испытание номинальным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением, равным 1,5U_H0M. Продолжительность испытания — 1 мин.

Таблица 6.2 — Испытательные напряжения промышленной частоты

8

Окончание таблицы 6.2

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

9

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

6.8 Измерение сопротивления постоянному току

Измерение производится в холодном состоянии гидрогенератора. При сравнении значений сопротивлений они должны быть приведены к одинаковой температуре.

Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 — Нормы отклонений значений сопротивления постоянному току

6.9 Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току

Измерение производится в целях выявления витковых замыканий в обмотках ротора. Измеряется сопротивление каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе, измерения проводятся при неподвижном роторе. Измерение следует производить при подводимом напряжении, рассчитываемым по формуле

Ч_КгГ¹⁰Чомрот^/2Р’ (2)

где U_{H0M т} — номинальное напряжение ротора;

2р — число полюсов.

Для сравнения результатов сданными предыдущих измерений, измерения должны производиться при аналогичном состоянии генератора (вставленный или вынутый ротор, разомкнутая или замкнутая накоротко обмотка статора) и одних и тех же значениях питающего напряжения или тока. Отклонения полученных результатов от данных предыдущих измерений или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3 % — 5 %, а также скачкообразные снижения сопротивления при изменении частоты вращения, могут указывать на возникновение междувитковых замыканий. Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следует делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и сравнения ее сданными предыдущих измерений. Можно использовать также другие методы (измерение пульсаций индукции в воздушном зазоре между ротором и статором, оценка распределения переменного напряжения по виткам соответствующего полюса, применение специальных импульсных приборов).

10

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

6.10 Измерение воздушного зазора

Воздушные зазоры между статором и ротором гидрогенератора в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на ±20 %, если заводскими инструкциями не предусмотрены более жесткие нормы.

Воздушный зазор у вновь вводимых гидрогенераторов измеряется относительно всех полюсов.

При вводе в эксплуатацию и капитальных ремонтах многополюсных генераторов следует определять форму расточки статора измерением зазоров под одним и тем же полюсом, проворачивая ротор каждый раз на полюсное деление с одновременным определением формы ротора — измерением зазора в одной и той же точке статора при проворотах. Результаты измерений сравниваются с данными предыдущих измерений. При их отклонении более чем на 20 % принимаются меры по указаниям завода — изготовителя машины.

6.11 Определение характеристик генератора

6.11.1 Снятие характеристики трехфазного КЗ

Отклонение характеристики КЗ, снятой при испытании, от исходной должно находиться в пределах допустимых погрешностей измерений.

Если отклонение снятой характеристики превышает пределы, определяемые допустимой погрешностью измерения, и характеристика располагается ниже исходной, это свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора.

При приемо-сдаточных испытаниях характеристику КЗ собственно гидрогенератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не снимать, если она была снята на заводе-изготовителе и имеется соответствующий протокол испытания.

У гидрогенератора, работающего в блоке с трансформатором, после монтажа и при каждом капитальном ремонте необходимо снимать характеристику КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором).

Для сравнения с заводской, характеристику гидрогенератора допускается получать пересчетом данных характеристики КЗ блока по ГОСТ 10169.

Характеристика непосредственно гидрогенератора снимается у машин, работающих на шины генераторного напряжения, после монтажа и после каждого капитального ремонта, а у генераторов, работающих в блоке с трансформатором, — после ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

6.11.2 Снятие характеристики XX

Характеристика снимается при убывающем токе возбуждения, начиная с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,5 номинального. Допускается снимать характеристику XX начиная от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения гидрогенератора при условии, что напряжение на обмотке статора будет не более 1,3 номинального. У гидрогенераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика XX блока, при этом гидрогенератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформаторами).

При вводе в эксплуатацию блока, характеристику XX собственно гидрогенератора (отсоединенного от трансформатора) допускается не снимать, если она была снята на заводе-изготовителе и имеются соответствующие протоколы. При отсутствии на электростанциях таких протоколов снятие характеристики XX гидрогенератора обязательно.

В эксплуатации характеристика XX собственно гидрогенератора, работающего в блоке с трансформатором, снимается после капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

После определения характеристики XX гидрогенератора и полного снятия возбуждения рекомендуется измерить остаточное напряжение и проверить симметричность линейных напряжений непосредственно на выводах обмотки статора.

Отклонения значений снятой характеристики XX от исходной и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.

6.12 Испытание межвитковой изоляции обмотки статора

Испытания проводят при вводе в эксплуатацию, за исключением гидрогенераторов, испытанных на заводе-изготовителе, и при наличии соответствующих протоколов.

В эксплуатации испытание межвитковой изоляции производится после ремонтов гидрогенераторов с полной или частичной заменой обмотки статора.

Испытание производится при XX машины путем повышения генерируемого напряжения до значения, равного 150 %.

11

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжительность испытания при наибольшем напряжении — 5 мин, а у гидрогенераторов со стержневой обмоткой — 1 мин. При проведении испытания допускается повышать частоту вращения машины до 115 % номинальной.

Межвитковую изоляцию рекомендуется испытывать одновременно со снятием характеристики XX.

6.13 Испытание стали статора

Первые испытания стали производятся на всех гидрогенераторах мощностью 12 МВт и более, проработавших свыше 15 лет, а затем при каждой выемке ротора.

Испытание проводится при повреждениях стали, частичной или полной переклиновке пазов, частичной или полной замене обмотки статора до укладки и после заклиновки новой обмотки.

У гидрогенераторов мощностью менее 12 МВт испытание проводится при полной замене обмотки и при ремонте стали по решению технического руководителя ГЭС, но не реже, чем один раз в 10 лет.

Для гидрогенераторов с изотропной электротехнической сталью испытательное значение индукции в спинке статора (1 ± 0,1) Тл, для генераторов с анизотропной электротехнической сталью испытательное значение индукции (1,4 ± 0,1) Тл.

Если тип стали неизвестен, то испытания проводят с параметрами режима аналогичному предыдущему режиму. Если такие испытания не проводились, то гидрогенераторы с косвенным охлаждением обмоток испытываются при значении индукции в спинке статора (1 ± 0,1) Тл, генераторы с непосредственным охлаждением обмоток испытываются при индукции (1,4 ± 0,1) Тл.

Продолжительность испытания при индукции 1,0 Тл — 90 мин, при 1,4 Тл — 45 мин.

Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, но не более чем на ±0,1 Тл, то длительность испытания должна соответственно изменяться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняют по формулам:

t = 90

‘исп

1,0

^исп

2

или

^исп 45

1,4 °исп

2

или

^1,0 ^исп

1,0 ^исп

2

П ,4 ^— ^исп

1,4 °исп

2

(3)

(4)

(5)

(6)

где В_исп — индукция при испытании, Тл;

/_исп — продолжительность испытания, мин;

Р_исп — удельные потери, определенные при В_исп, Вт/кг;

^рю^иР14 — удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к индукции 1,0 Тл и 1,4 Тл.

Определяемый с помощью приборов инфракрасной техники или термопар наибольший перегрев зубцов (повышение температуры за время испытания относительно начальной) и наибольшая разность нагревов различных зубцов не должны превышать 25 °C и 15 °C. Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных данных более чем на 10 %. Если такие данные отсутствуют, то удельные потери не должны быть более приведенных в таблице 6.4.

Если намагничивающую обмотку выполняют с охватом не только сердечника, но и корпуса машины, допустимые удельные потери могут быть увеличены на 10 % относительно указанных в таблице 6.4.

Таблица 6.4 — Допустимые удельные потери сердечника

12

Окончание таблицы 6.4

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Для более полной оценки состояния сердечника следует применять в качестве дополнительного электромагнитный метод (метод малых индукций), основанный на локации магнитного потока, вытесняемого из стали при образовании местных контуров замыканий.

Измерения проводят также при кольцевом намагничивании, но малым током (с индукцией в спинке сердечника около 0,01—0,05 Тл).

Метод позволяет выявлять замыкания листов на поверхности зубцов и в глубине сердечника и контролировать состояние активной стали непосредственно при проведении работ по устранению дефектов.

Методика проведения испытаний стали электромагнитным методом определяется производителем испытательного оборудования.

6.14 Испытание на нагревание

Испытание производится при температурах охлаждающих сред, по возможности близких к номинальным, и нагрузках около 60 %, 75 %, 90 %, 100 % от номинальной при вводе в эксплуатацию, но не позже, чем через шесть месяцев после завершения монтажа и включения генератора в сеть.

Испытания на нагревание проводятся также после полной замены обмотки статора или ротора, или реконструкции системы охлаждения.

По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию оценивается соответствие нагревов требованиям, указанным в заводской документации на гидрогенератор, устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры обмоток и стали генератора, составляются карты допустимых нагрузок при отклонениях от номинальных значений напряжения на выводах и температур охлаждающих сред.

Испытания и обработка получаемых материалов должны выполняться в соответствии с приложением Б.

В эксплуатации контрольные испытания производятся не реже одного раза в 10 лет при одной-двух нагрузках, близких к номинальной, а для машин, отработавших более 25 лет — не реже одного раза в 5 лет.

Результаты сравниваются с исходными данными. Отклонения в нагревах нормально не должны превышать 3 °C — 5 °C при номинальном режиме, а температуры не должны быть более допускаемых заводской документацией на гидрогенератор.

13

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

6.15 Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени гидрогенератора

Определение производится один раз при вводе в эксплуатацию головного образца нового типа гидрогенератора, если эти параметры не могли быть получены на заводском стенде (например, для крупных гидрогенераторов, собираемых на месте установки и т. п.).

Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются также один раз при капитальном ремонте после проведения реконструкции или модернизации, если в результате конструктивных изменений или применяемых материалов могли измениться эти параметры.

Полученные значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени оцениваются на их соответствие требованиям заводской документации.

6.16 Измерение вибрации

Измерения вибрации стальных конструкций статора и лобовых частей обмотки статора гидрогенератора должно осуществляться в соответствии с требованиями приложения В.

Измерение вибрации подпятника, генераторного подшипника, крестовин должно осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 55260.3.2.

В эксплуатации вибрация сердечника статора измеряется у гидрогенераторов мощностью 20 МВт и более при выявлении неудовлетворительного состояния узлов крепления сердечника, появлении контактной коррозии и т. д., но не реже одного раза в четыре — семь лет.

Вибрация лобовых частей обмотки статора определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов гидрогенераторов мощностью свыше 300 МВ А и генераторов-двигателей мощностью свыше 100 МВ А. В эксплуатации вибрация лобовых частей обмотки статора измеряется у гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более при выявлении ослаблений расклиновки и бандажных вязок, истирания изоляции, частых течей воды в головках стержней (для машин с водяным охлаждением обмотки) и т. д.

6.17 Проверка качества дистиллята

Система водяного охлаждения обмотки статора гидрогенератора должна обеспечивать качество циркулирующего дистиллята в пределах норм, приведенных ниже, если в инструкции завода-изготовителя не указаны иные требования:

Показатель pH при температуре 25 °C 8,5 ± 0,5 (7,0—9,2)

Удельное электрическое сопротивление при температуре 25 °C, кОм/см Не менее 200 (100)

Содержание кислорода, мкг/кг (для закрытых систем) Не более 400

Содержание меди, мкг/кг Не более 100 (200)

Примечания

1 В скобках указаны временно допускаемые нормы до ввода в эксплуатацию ионообменного фильтра смешанного действия (ФСД). Расход дистиллята на продувки контура свежим дистиллятом должен составлять не менее 5 м³/сут, а при необходимости снижения содержания меди расход дистиллята может быть увеличен, но во всех случаях не более 20 м³/сут для закрытых систем.

2 Допускается превышение не более чем на 50 % норм содержания соединений меди и кислорода в течение первых четырех суток при пуске генератора после ремонта, а также при нахождении в резерве.

3 При аммиачной обработке охлаждающей воды и работе фильтров в NH₄OH — форме для гидрогенераторов содержание кислорода в контуре допускается не выше 50 мкг/кг.

4 При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОмсм должна работать сигнализация.

Проверка качества дистиллята проводится при вводе в эксплуатацию, при капитальных и текущих ремонтах, в межремонтный период — в сроки, установленные заводом-изготовителем в заводской инструкции по эксплуатации.

6.18 Проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора

Плотность системы вместе с коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Предварительно через систему прокачивается горячая вода (60 °C — 80 °C) в течение 12—16 ч (желательно, чтобы нагрев и остывание составляли два-три цикла.)

Плотность системы проверяется избыточным статическим давлением воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соединительными шлангами наружного диаметра 28 мм (О_внутр = 21 мм)

14

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (О_внутр = 15 мм), если в заводских инструкциях не указаны другие, более жесткие требования.

Продолжительность испытания — 24 часа.

При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно быть более 0,5 %. Перед окончанием испытания следует тщательно рассмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.

6.19 Осмотр и проверка устройств жидкостного охлаждения

Осмотр и проверка производятся согласно заводским инструкциям.

6.20 Испытание воздухоохладителей гидравлическим давлением

Испытательное гидравлическое давление должно быть в 1,5 раза выше максимально возможного давления при работе, но не менее 0,3 МПа.

Продолжительность испытания — 30 мин.

При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды.

6.21 Проверка паек лобовых частей обмотки статора

Проверка производится у гидрогенераторов, пайки лобовых частей обмотки статора которых выполнены оловянистыми припоями (за исключением гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора).

Проверка паек при капитальных ремонтах, а также при обнаружении признаков ухудшения состояния паек в межремонтный период, производится по решению технического руководителя ГЭС.

Качество паек мягкими и твердыми припоями контролируется при ремонтах с частичной или полной заменой обмотки.

Метод проверки и контроля состояния паек (вихревых токов, ультразвуковой, термоиндикаторами и термопарами, приборами инфракрасной техники и др.) устанавливается техническим руководителем ГЭС.

6.22 Измерение электрического напряжения между концами вала и на изолированных подшипниках

Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенераторов следует проверять в зависимости от их конструкции либо по указанию завода-изготовителя.

При исправной изоляции значения двух измеренных напряжений должны быть практически одинаковы. Различие более чем на 10 % указывает на неисправность изоляции.

Величина напряжения между концами вала не нормируется, но резкое увеличение его по сравнению с измеренным ранее при той же нагрузке машины может указывать на изменение однородности и симметричности в магнитных цепях статора и ротора.

6.23 Контроль плотности прессовки активной стали

В начальный период эксплуатации гидрогенератора после ввода в эксплуатацию (три — пять лет), независимо от его конструктивного исполнения необходимо выполнять контроль плотности прессовки пакетов сердечника не реже одного раза в год.

В дальнейшем периодичность контроля должна быть установлена в зависимости от количества мест с ослаблением зубцов.

Если во время каждой из проверок обнаруживается значительное ослабление прессовки, требующее установки более 20 клиньев или «протезирования» активной стали, то проверки должны быть ежегодными.

Если имеется тенденция к стабилизации плотности прессовки (установка при очередном ремонте менее 20 клиньев толщиной до 1 мм и отсутствует необходимость «протезирования» активной стали), то проверки проводятся с периодичностью один раз в два года.

При полной стабилизации прессовки сердечника (отсутствие необходимости установки клиньев) дальнейшие проверки выполняют:

- на гидрогенераторах с запеченными крайними пакетами — один раз в шесть лет;

- гидрогенераторах с незапеченными крайними пакетами — один раз в три — четыре года;

- гидрогенераторах, имеющих систему крепления активной стали без отжимных болтов с удлиненными нажимными пальцами — один раз в два года.

15

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Контроль плотности прессовки на гидрогенераторах с традиционной системой крепления сердечника нажимными гребенками осуществляется в зубцовой зоне на двух-трех крайних пакетах в обоих торцах статора.

На гидрогенераторах, имеющих систему крепления активной стали без отжимных болтов с удлиненными нажимными пальцами, контроль плотности прессовки осуществляют по всей высоте сердечника как в зубцовой зоне, так и на спинке. На этих гидрогенераторах необходимо модернизировать систему крепления или заменить сердечник, планируя выполнение этих работ в рамках технического перевооружения.

Особое внимание на гидрогенераторах с разъемным статором следует обращать на зоны стыковки секторов сердечника.

Проверку плотности прессовки осуществляют заостренным клиновидным ножом толщиной 1,5 мм, обычно применяемым заводами-изготовителями в процессе шихтовки сердечника. Ослабление прессовки зубца считается незначительным в том случае, если от усилия руки нож входит между листами активной стали на глубину не более 5 мм. Если нож входит на глубину более 5 мм, ослабление прессовки считается значительным. Причем значительное ослабление прессовки может быть как без выкрашивания, так и с выкрашиванием листов активной стали.

6.24 Измерение уровня частичных разрядов

Контроль по параметрам частичных разрядов за состоянием изоляции обмотки статора распространяется на гидрогенераторы мощностью от 20 МВт и выше.

Перечень контролируемых генераторов и применяемые при этом измерительные системы устанавливаются по решению технического руководителя ГЭС.

6.25 Тепловизионный контроль щеточно-контактного аппарата

Периодичность контроля должна быть определена в местной инструкции по эксплуатации гидрогенератора. Превышение температуры контактных колец должно быть не более превышения температуры обмотки ротора, указанного в местной инструкции по эксплуатации гидрогенератора

6.26 Нормы испытания гидрогенераторов при ремонтах обмоток приведены в приложении Г.

7 Методики испытаний гидрогенераторов

7.1 Оценку технического состояния функциональных узлов гидрогенераторов проводят по результатам контроля, осуществленного по следующим методикам.

7.1.1 Обмотка ротора:

- измерение сопротивления изоляции в соответствии с требованиями 6.5 и ГОСТ 11828;

- испытание изоляции обмотки повышенным напряжением промышленной частоты в соответствии с требованиями 6.7 и ГОСТ 11828;

- измерение сопротивления обмотки постоянному току в соответствии с требованиями 6.8 и ГОСТ 11828;

- измерение сопротивления обмотки переменному току в соответствии с требованиями 6.9;

- испытание на нагревание в соответствии с требованиями 6.14 и приложением Б.

7.1.2 Обмотка статора;

- измерение сопротивления изоляции в соответствии с требованиями 6.5 и ГОСТ 11828;

- испытание изоляции обмотки повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки в соответствии с требованиями 6.6;

- испытания изоляции обмоток повышенным напряжением промышленной частоты в соответствии с требованиями 6.7 и ГОСТ 11828;

- измерение сопротивления обмотки постоянному току в соответствии с требованиями 6.8 и ГОСТ 11828;

- испытание межвитковой изоляции в соответствии с требованиями 6.12 и ГОСТ 10169;

- испытание на нагревание в соответствии с требованиями 6.14 и приложением Б;

- измерение вибрации лобовых частей в соответствии с требованиями 6.16 и приложением В;

- проверка паек лобовых частей в соответствии с требованиями 6.21 и приложением Д;

- измерение уровня частичных разрядов обмотки статора в соответствии с требованиями 6.24 и ГОСТ IEC/TS 60034-27.

16

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

7.1.3 Подпятник:

- по методикам, приведенным в ГОСТ Р 55260.3.2;

- измерение сопротивления изоляции в соответствии с требованиями 6.5, 6.22 и ГОСТ 11828.

7.1.4 Генераторный подшипник:

- по методикам, приведенным в ГОСТ Р 55260.3.2;

- измерение сопротивления изоляции в соответствии с требованиями 6.5, 6.22 и ГОСТ 11828;

- измерение вибрации в соответствии с требованиями 6.16.

7.1.5 Сталь ротора:

- по методикам, приведенным в ГОСТ Р 55260.3.2;

- определение искажения формы ротора в соответствии с требованиями приложения В.

7.1.6 Сталь статора:

- испытания стали в соответствии с требованиями 6.13;

- испытание на нагревание в соответствии с требованиями 6.14 и приложения Б;

- измерение вибрации сердечника в соответствии с требованиями 6.16 и приложения В;

- контроль плотности прессовки в соответствии с требованиями 6.23;

- определение искажения формы статора в соответствии с требованиями приложения В.

7.1.7 Щеточно-контактный аппарат — тепловизионный контроль в соответствии с требованиями 6.25.

7.1.8 Крестовины:

- по методикам, приведенным в ГОСТ Р 55260.3.2;

- измерение вибрации в соответствии с требованиями 6.16.

7.1.9 Вал — по методикам, приведенным в ГОСТ Р 55260.3.2.

7.1.10 Система охлаждения:

- проверка качества дистиллята в соответствии с требованиями 6.17;

- проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора в соответствии с требованиями 6.18;

- осмотр и проверка устройств водяного охлаждения в соответствии с требованиями 6.19;

- испытание воздухоохладителей гидравлическим давлением в соответствии с требованиями 6.20.

7.2 Оценку технического состояния гидрогенераторов осуществляют по результатам контроля функциональных узлов, выполненного по методикам, указанным в 7.1, и контроля гидрогенератора в целом, проведенного по следующим методикам:

- периодический осмотр в соответствии с требованиями приложения А;

- измерение электрического напряжения между концами вала и на изолированных подшипниках в соответствии с требованиями 6.22, ГОСТ 10169 и ГОСТ 11828;

- измерение воздушного зазора в соответствии с требованиями 6.10 и приложения В;

- определение характеристик XX и КЗ в соответствии с требованиями 6.11 и ГОСТ 10169;

- определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени гидрогенератора в соответствии с требованиями 6.16 и ГОСТ 10169.

7.3 Результаты контроля функциональных узлов и гидрогенератора в целом должны оформляться документами, перечень которых приведен в приложении Е.

17

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Приложение А (рекомендуемое)

Программа технического осмотра гидрогенераторов

Конструктивные части гидрогенераторов, подлежащие осмотру, приведены в таблицах А.1—А.З.

Таблица А.1 — Сердечник и корпус статора

18

Окончание таблицы А. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

19

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Таблица А.2 — Обмотка статора

20

Окончание таблицы А. 2

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Таблица А.З — Ротор

21

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжение таблицы А.З

22

Окончание таблицы А.З

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

23

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Приложение Б (обязательное)

Методика проведения эксплуатационных испытаний гидрогенераторов на нагревание

Б.1 Общая часть

Испытания гидрогенератора на нагревание должны производиться не позднее чем через 6 мес после его ввода в эксплуатацию. В дальнейшем в период эксплуатации периодически (один раз в 10 лет) проводят контрольные испытания на нагревание при одном-двух режимах работы. Для машин, отработавших более 25 лет — не реже одного раза в пять лет. Испытания на нагревание проводят также после полной замены обмотки ротора или статора, или реконструкции системы охлаждения. Гидрогенераторы мощностью до 12 МВт можно не испытывать.

В настоящем приложении приведены рекомендации по проведению эксплуатационных испытаний на нагревание в целях получения характеристик нагревания генератора, выяснения их соответствия требованиям технических условий поставки и определения допустимых в эксплуатации нагрузок. В отдельных случаях такие испытания следует проводить в целях выяснения причин неполадок в системе охлаждения гидрогенератора.

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

Если наибольшие температуры, полученные по результатам испытаний на нагревание при работе гидрогенераторов при номинальной или длительной максимальной нагрузке, окажутся выше предельно допустимых значений, приведенных в ГОСТ 5616, технических условиях или указанных в документации заводом-изготовителем, то мощность испытуемого гидрогенератора должна быть соответственно ограничена до значения, при котором нагрев не будет превышать максимально допустимого, впредь до выяснения и устранения причин, вызвавших эти повышенные нагревы.

Если наибольшие температуры, полученные по результатам испытаний на нагревание, ниже предельно допустимых значений, то это еще не может служить основанием для перемаркировки гидрогенератора на большую мощность. При необходимости перемаркировки гидрогенератора, когда повышение мощности желательно для выдачи «запертой» мощности гидротурбины и не ограничивается мощностью трансформатора, должны быть проведены дополнительные специальные испытания по индивидуальной программе, составляемой применительно к каждому случаю. Перед этими испытаниями должны быть проведены соответствующие расчеты и оснастка гидрогенератора дополнительными средствами измерения температуры и других величин. Следует иметь в виду, что после проведения соответствующих испытаний перемаркировка может быть произведена по согласованию с заводом-изготовителем.

Б.2 Условия для проведения эксплуатационных испытаний на нагревание

Б.2.1 Испытания допустимо проводить на гидрогенераторе, 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. Проверку осуществляют как в неподвижном состоянии, так и при вращении ротора с различными скоростями, вплоть до номинальной по ГОСТ 10169.

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.

Б.2.2 Все приборы, которыми производятся измерения, должны быть поверены или калиброваны.

Б.З В объем эксплуатационных испытаний гидрогенератора на нагревание входят:

а) определение сопротивления обмотки ротора и заложенных термопреобразователей сопротивления в холодном состоянии;

б) 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 5 % (по условиям работы ГЭС), однако полная мощность гидрогенератора при этом не должна превышать установленной заводом-изготовителем.

В соответствии с ГОСТ 11828 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 следует измерять:

1) электрические величины, характеризующие работу гидрогенератора,

2) температуру обмотки и стали статора по заложенным термопреобразователям сопротивления,

24

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

3) температуру обмотки ротора методом сопротивления,

4) температуру входящего и выходящего охлаждающего воздуха, а для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора также и температуру входящего и выходящего дистиллята,

5) температуру охлаждающей воды на входе и выходе воздухоохладителей,

6) расход воды через воздухоохладители, а для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора расход дистиллята через обмотку и давление дистиллята на входе и выходе из обмотки.

Определение расхода воды через охладители желательно во всех случаях и обязательно при испытании новых типов гидрогенераторов и новых типов охладителей, а также при повышенной против нормы температуре входящего воздуха и других неполадках в системе охлаждения.

Определение расхода воздуха является обязательным в тех случаях, когда имеет место повышенный нагрев частей гидрогенератора и охлаждающего воздуха, неравномерность температуры или другие неполадки в системе охлаждения;

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

Б.4 Проведение измерений и требования к измерительным приборам

Б.4.1 Во время испытаний на нагревание и при определении регулировочной характеристики измеряют следующие электрические величины:

- активную и реактивную мощности;

- ток в обмотке статора (в трех фазах);

- напряжение обмотки статора (в трех фазах);

- ток возбуждения;

- напряжение на кольцах ротора;

- частоту.

Все указанные величины определяют как по станционным штатным приборам, так и по контрольным приборам, установленным на время проведения испытаний. Определение частоты тока допускается по штатным приборам.

Измерительные приборы в соответствии с требованиями ГОСТ 11828 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. При этом необходимо следить за тем, чтобы измеряемые значения токов и напряжений были не ниже 30 % номинальных токов и напряжений применяемых ваттметров.

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

Б.4.2 Перед испытаниями на нагревание необходимо измерить сопротивление обмотки ротора при постоянном токе в практически холодном состоянии г* и температуру, при которой проводилось это измерение 0_х, по ГОСТ 11828. Значение этого сопротивления является исходным для определения превышения температуры обмотки ротора во время испытаний на нагревание. За практически холодное состояние машины принимается такое состояние, при котором температура любой части машины отличается от температуры окружающего воздуха не более чем на ±3 °C. Температуру обмотки в холодном состоянии на вынутом роторе или на открытой машине измеряют несколькими (не менее четырех-пяти) термометрами расширения, устанавливаемыми на разных полюсах вдоль обмотки.

Температура окружающего воздуха определяется по ГОСТ 11828 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 г_х на закрытом генераторе. При этом необходимо вести периодический контроль за остыванием генератора по установленным температурным индикаторам (термопреобразователям сопротивления или термопарам и термометрам расширения) и приступать к измерению г_х только по достижении практически холодного состояния.

Одновременно с измерением г_х измеряют температуру по всем установленным измерителям температуры. За температуру обмотки принимают среднюю из всех полученных значений температур.

25

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

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

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.

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

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

В случае питания обмотки ротора от резервного возбудителя (или другого мощного источника постоянного тока) током порядка 0,3—0,5 номинального, во избежание ошибки от нагрева обмотки во время опыта, длительность последнего должна быть ограничена. Для роторов гидрогенераторов с косвенным охлаждением, у которых номинальная плотность тока составляет около 3,5—4 А/мм², допустимое время отсчета, в течение которого обмотка нагревается не более чем на 1 °C, составляет 1—2 мин при токе 0,3—0,5 1_НОМ.

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

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

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

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

Полученное сопротивление обмотки ротора следует привести к температуре 15 °C для возможности сравнения с данными завода-изготовителя.

Б.4.3 Перед испытаниями следует у всех заложенных термопреобразователей сопротивления измерить сопротивления при постоянном токе в холодном состоянии и сопротивление изоляции в соответствии с ГОСТ 11828.

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

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

Измерения проводят не ранее чем через шесть — семь дней 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 XX 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. При возможности следует поместить в корпус генератора дополнительные термометры. В качестве расчетной температуры берут среднюю из всех измеренных значений температуры.

Сопротивления термопреобразователей сопротивления измеряют приборами, обеспечивающими класс точности не ниже 0,5. 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. Необходимо измерить также сопротивление соединительных проводов от зажимов до измерительного моста (включая сопротивление переключателя). Полученные значения сопротивлений термопреобразователей сопротивления (за вычетом сопротивления соединительных проводов внутри и вне генератора) приводят к температуре 0 °C. Полученные сопротивления не должны отличаться от номинального сопротивления термопреобразователей сопротивления при 0 °C более чем на 1 %.

Б.4.4 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 кольцах ротора, чтобы исключить влияние падения напряжения на рабочих щетках. В качестве измерительных щеток следует применять медносетчатые или пластинчатые. Использовать угольные щетки не рекомендуется, так как контактное сопротивление между щеткой и кольцом быстро увеличивается за счет образования пленки на поверхности щетки. Пленка может также образоваться и на меднографитовых щетках с малым содержанием меди, поэтому при применении таких щеток их следует периодически зачищать.

26

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

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

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

Провода от измерительных щеток до прибора должны иметь надежную изоляцию, поскольку напряжение на кольцах у современных крупных генераторов достигает 500 В и более.

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

А + д у / \

^А$ = ~-^% - ^гх)+ ^х - ^о- (Б.1)

где $_х — температура, при которой измерялось сопротивление ротора (г_х) в холодном состоянии, °C;

г^ — температура входящего охлаждающего воздуха, °C;

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

г_х, 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.

Б.4.5 У гидрогенераторов с косвенным охлаждением превышение температуры обмотки и стали статора над температурой входящего в машину охлаждающего воздуха следует определять по показаниям заложенных в пазы термопреобразователей сопротивления. Термопреобразователи сопротивления, измеряющие температуру обмотки, заложены между стержнями, а измеряющие температуру стали — на дно паза.

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

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

Во время испытаний следует фиксировать показания системы автоматического управления гидроагрегата.

Превышение температуры по заложенному термопреобразователю сопротивления определяется по той же формуле (Б.1), что и превышение температуры обмотки ротора.

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

Формулы для расчета, соответственно, будут иметь вид:

ЛО = 4,7(г_г-50)-О_о, (Б.2)

ДО = 4,44(г_г-53)-О_о. (Б.З)

В формулы (Б.2) и (Б.З) 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 существенным образом на точность полученных результатов.

Б.4.6 Температуру входящего в гидрогенератор и выходящего из него воздуха измеряют по всем установленным на генераторе термометрам и термопреобразователям. Заранее на остановленном генераторе следует осмотреть места установки термометров и термопреобразователей и убедиться в том, что они расположены в потоке воздуха, температура которого контролируется. Можно (дополнительно к Б.4.3) 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 Б.4.3.

За расчетную температуру холодного воздуха принимают температуру воздуха на входе в генератор.

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

27

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

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

Температура воздуха, выходящего из колпачков обмотки статора, в значительной степени характеризует нагревание обмотки. Это также относится к температуре воздуха, 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 воздуха, выходящего из обмотки и сердечника.

Б.4.7 Для измерения температуры охлаждающего дистиллята, входящего и выходящего из обмотки статора (для гидрогенераторов с водяным охлаждением), дополнительно к стационарным термопреобразователям сопротивления должны устанавливаться контрольные термометры расширения с ценой деления 0,1 °C. Карманы, в которые устанавливаются термометры, должны обеспечивать возможность заливки их маслом и погружения рабочей части термометра не менее чем на 2/3 диаметра трубопровода.

Б.4.8 Температура воды, входящей и выходящей из воздухоохладителей, измеряется термометрами расширения, устанавливаемыми в карманы, вваренные в трубы и заполненные маслом. Карманы следует устанавливать так же, как указано в Б.4.7. Температура входящей в охладитель воды может измеряться на общем водоводе непосредственно перед разветвлением его по охладителям. Температура выходящей из охладителей воды должна измеряться в непосредственной близости от каждого охладителя, измерять следует термометрами с ценой деления 0,1 °C.

Б.4.9 Расход воды через воздухоохладители и дистиллята через обмотку следует измерять с помощью сужающих устройств (диафрагм) по перепаду давления.

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

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

Расход дистиллята через обмотку определяется по станционным расходе метрам. В случае необходимости могут быть установлены дополнительные измерительные диафрагмы.

Б.4.10 Определение регулировочных характеристик, номинального и наибольшего токов возбуждения следует производить в соответствии с требованиями ГОСТ 10169.

Б.4.10.1 Регулировочные характеристики, представляющие собой зависимости тока возбуждения оттока обмотки статора, следует определять при неизменных напряжении, коэффициенте мощности и частоте вращения методом непосредственной нагрузки. Допускается определение регулировочных характеристик методом графического построения.

Б.4.10.2 Номинальный ток возбуждения следует определять из регулировочной характеристики, снятой при номинальных мощности, напряжении, коэффициенте мощности и частоте сети. Если при снятии этой характеристики напряжение сети отклонялось от номинального не более чем на ±5 %, можно строить зависимость тока возбуждения от кажущейся мощности и определять значение номинального тока возбуждения для номинальной кажущейся мощности. Номинальный ток возбуждения можно также определить графоаналитическим способом по диаграмме. Для определения расчетного индуктивного сопротивления х_р в соответствии с требованиями ГОСТ 10169 используют характеристики XX и КЗ и точку нагрузочной характеристики, снятой при cos ф = 0 и токе возбуждения, близком к номинальному. Допускается определять х_р методом последовательного приближения. Для этого, задавшись х_р = 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 велико, 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:

u = u_Hom;/ ⁼ /ho_M; (б.4)

^ ^{= 1}^_ном;/ = 0,95/_НОм; (Б-5)

U = 0,95U_HOM;/=1,05/_HO^ (Б.6)

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

Для большинства гидрогенераторов наибольший ток возбуждения соответствует условию U = 1,051/_ном.

Б.4.10.3 Превышение температуры обмотки следует определять как для номинального, так и для наибольшего тока возбуждения, полученного при отклонении напряжения на ±5 % от номинального.

Б.5 Требования к режиму при проведении испытаний на нагревание

При проведении каждого опыта должны выполняться следующие требования:

а) заданная нагрузка, температура охлаждающих сред на входе в генератор, расход охлаждающего дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением) должны выдерживаться постоянными на протяжении всего

28

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

опыта до тех пор, пока не будут достигнуты установившиеся превышения температуры всех частей генератора. Температура считается установившейся, если изменение ее в течение часа не больше 1 °C.

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

- для генераторов с косвенным охлаждением — 6—8 ч,

- генераторов с непосредственным охлаждением — 4—5 ч;

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

Напряжение статора ±2,0 %;

Ток статора ±3 %;

Ток возбуждения ±1,5 %;

Частота вращения ±1,0%;

Частота тока ±1,0 %;

Температура охлаждающего воздуха ±1,0 °C;

Температура охлаждающего дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением ±0,5 °C;

обмотки статора)

Давление воздуха ±0,01 МПа;

Расход охлаждающего дистиллята (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки ±10 %, статора)

Испытание может быть начато как с практически холодного, так и с нагретого состояния машины.

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

в) рекомендуется проводить испытания при температуре охлаждающего воздуха на входе в генератор, близкой к номинальной (35 °C — 40 °C). При питании воздухоохладителей водой по замкнутому циклу (эта система принята для многих крупных гидрогенераторов) и при наличии рециркуляции нагретой воды, это условие легко выполнимо.

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

г) у машин с водяным охлаждением испытания должны проводиться при номинальной температуре охлаждающего дистиллята (обычно не выше плюс 45 °C) и при номинальном расходе дистиллята.

Удельное сопротивление дистиллята не оказывает существенного влияния на тепловое состояние генератора, однако запрещается проводить испытания при значении сопротивления меньшем чем 100 кОм/см²;

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

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

ж) записи всех измеряемых величин производятся в начале режима через час, а в последние 2 ч режима не реже чем через полчаса;

и) при невозможности поддержания температуры охлаждающего воздуха (или дистиллята для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора), близкой к номинальной, допускается проводить испытания при температуре охлаждающих сред, реально достижимых на месте испытаний. Однако температура охлаждающего воздуха должна быть не ниже 10 °C, а температура жидкой охлаждающей среды, применяемой как для непосредственного, так и для косвенного — не ниже точки росы при данном давлении охлаждающего воздуха. При нескольких видах охлаждающих сред (воздух, вода) разность их температур на входе в машину должна быть не более 10 °C.

Б.6 Обработка результатов испытаний

Б.6.1 За последний час каждого опыта необходимо подсчитать средние значения всех измеренных величин, вычислить среднюю температуру холодного воздуха (согласно Б.4.6), определить установившиеся превышения температуры отдельных частей генератора над температурой охлаждающей их среды (холодного воздуха или охлаждающего дистиллята).

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

Для всех гидрогенераторов необходимо построить кривые нагрева обмотки статора и стали статора по всем заложенным термопреобразователям сопротивления и обмотки ротора (по средней ее температуре). Особо выделяют кривые нагрева по наиболее нагретому термопреобразователю сопротивления, заложенному между стержнями, и наиболее нагретому термопреобразователю сопротивления, заложенному на дно паза (их строят обычно на отдельном графике).

29

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора должны быть построены те же кривые зависимости, а также кривые зависимости разности температур входящего и выходящего охлаждающего дистиллята от квадрата тока статора. Кроме того, необходимо построить кривые зависимости превышения температуры по наиболее нагретому термопреобразователю сопротивления, контролирующему обмотку статора, над температурой входящего в обмотку охлаждающего дистиллята от квадрата тока статора. Строить кривые нагрева для всех заложенных термопреобразователей сопротивления нет необходимости, достаточно сравнить между собой значения температуры наиболее и наименее нагретых термопреобразователей сопротивления, полученные во время опыта с номинальной (или близкой к ней) нагрузкой.

Кривые зависимости превышения температуры от квадрата тока для большинства генераторов могут быть с достаточной степенью точности представлены в виде прямых в интервалах от 0,6/_стном до /_стном для тока статора и от 0,4/_fHOM до /_fHOM для тока возбуждения. Однако необходимо учитывать, что для роторов с самовентилируемой обмоткой (непосредственное охлаждение) эта зависимость отклоняется от линейной.

Если опыты проводились при токах статора и ротора меньших номинальных, кривые могут быть экстраполированы до номинальных значений токов при условии, что наибольшие токи при опытах составляли не менее 90 % номинальных.

При значительном разбросе точек, полученных при различных опытах, следует повторить опыты (полностью или частично).

Целесообразно строить дополнительно к зависимости АО = f(//) кривые зависимости превышения температуры обмотки ротора от потерь возбуждения At} = f(P_f), так как при этом учитывается влияние общего уровня нагрева на сопротивление обмотки ротора.

В тех случаях, когда температура холодного воздуха при проведении отдельных опытов была различной или значительно отличалась от номинальной, построение кривых нагрева обмотки ротора в зависимости от потерь является обязательным.

Пересчитав зависимость ДО = f(P_f) в зависимость ДО = f(i?) при номинальном или другом заданном постоянном значении О_хг, строят кривую зависимости превышения температуры обмотки ротора от квадрата тока возбуждения для номинальной (или любой другой) температуры холодного воздуха.

Б.6.2 По кривым нагрева определяют наибольшие значения температуры обмоток статора и возбуждения и активной стали статора, а для генераторов с водяным охлаждением обмотки статора — также и температуры охлаждающего дистиллята на выходе из обмотки при номинальных нагрузке, коэффициенте мощности, напряжении, температуре охлаждающего дистиллята.

Поскольку в обмотках с непосредственным водяным охлаждением перепад температуры от меди к охлаждающему дистилляту очень мал, температура дистиллята, выходящего из обмотки, может быть принята за среднюю температуру стержней в месте выхода дистиллята.

Если наибольшие значения температуры, определенные по кривым нагрева, лежат в пределах, допустимых для данного класса изоляции и системы охлаждения генератора, они (с округлением до плюс 5 °C) принимаются за наибольшие допустимые в эксплуатации. Если полученные по кривым нагревания значения температуры оказываются выше допустимых, нагрузку генератора необходимо снижать до значения, при котором нагревание не будет превышать допустимых значений.

Наибольшую допустимую в эксплуатации температуру (с округлением в пределах плюс 5 °C) указывают в местной инструкции по эксплуатации генератора.

У гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора определяют также температуру и разницу температур между показаниями наиболее и наименее нагретых термопреобразователей сопротивления, контролирующих обмотку статора.

В случае, если указанные температуры или их разности оказываются выше, чем указанные заводом-изготовителем или установленные опытом эксплуатации для данного типа гидрогенератора, необходимо принять меры для выяснения причин повышенного нагревания.

Б.6.3 У гидрогенераторов с воздушным охлаждением разность значений температуры выходящего и входящего охлаждающего воздуха (определенная при номинальном токе) характеризует уровень отводимых воздухом потерь генератора и состояние системы его охлаждения и не нормируется (используется для сравнения при последующих контрольных испытаниях на нагревание).

Б.6.4 Карта допустимых нагрузок генератора составляется на основании кривых нагревания. Исходными условиями при ее составлении являются:

а) сохранение полной мощности (номинальной или максимально длительной) при отклонении напряжения на ±5 % номинального.

При работе генератора с номинальной и максимальной длительной нагрузкой и напряжением, отличающимся от номинального на ±5 %, дополнительное повышение температуры отдельных частей генератора и охлаждающей среды считается допустимым, хотя значение его не нормируется;

б) увеличение мощности генераторов при снижении температуры охлаждающего воздуха и уменьшение мощности при повышении его температуры.

Токи статора определяются и приводятся соответственно при трех значениях напряжения: U_H0M; 0,95L/_HOM и 1,05U_HOM. При необходимости могут быть указаны и промежуточные значения.

В карте нагрузок приводятся два значения тока ротора — номинальное и наибольшее.

30

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Для гидрогенераторов с длиной активной стали до 2 м увеличение мощности разрешается при снижении температуры холодного воздуха в пределах 20 °C (первая группа), гидрогенераторов с длиной активной стали более 2 м — в пределах 10 °C (вторая группа).

При большем снижении температуры охлаждающего воздуха дальнейшее увеличение мощности и соответствующих ей токов статора и ротора не допускается.

Увеличение токов статора не должно превосходить 15 % номинального значения для генераторов первой группы и 10 % номинального для генераторов второй группы во всем диапазоне допустимых отклонений напряжения до ±5 % номинального.

Для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора увеличение мощности при снижении температуры охлаждающего воздуха не разрешается, однако при повышении температуры охлаждающего воздуха требуется снижение мощности.

В карте нагрузок должны приводиться допустимые токи в обмотках статора и ротора для интервалов температуры не более 5 °C. Допустимый ток определяется для наибольшего значения температуры данного интервала.

Б.6.5 Порядок составления карты нагрузок для генераторов с воздушным и водяным охлаждением обмотки статора следующий:

а) по регулировочной характеристике и по диаграммам определяют номинальный и наибольший токи ротора;

б) по кривым нагрева находят наибольшие наблюдаемые в эксплуатации температуры обмоток статора и ротора, стали статора;

в) по кривым нагрева определяют допустимые токи, исходя из постоянства наибольших наблюдаемых в эксплуатации температур, отдельно для ротора и статора. Для статора используют ту из кривых нагрева (обмотки, стали, охлаждающего воздуха, которая при номинальном токе статора показывает наибольшую температуру по отношению к допустимой.

Для определения допустимых токов возбуждения следует использовать кривую нагревания ДО = f(P_f), так как в ней учтено влияние температуры охлаждающего воздуха на общее нагревание обмотки. Исходя из постоянства наибольшей в эксплуатации температуры, определяют для верхнего предела каждого интервала температуры холодного воздуха допустимые значения ДО^и соответствующие потери на возбуждение P_f. Допустимый ток возбуждения определяют по формуле

Если наибольшие наблюдаемые в эксплуатации температуры обмоток статора и ротора превышают допустимые для данного типа генератора, токи должны быть ограничены до значений, при которых температуры не превысят допустимых.

Б.6.6 Порядок составления карты нагрузок для генератора с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора следующий.

При повышении температуры охлаждающего воздуха у этих генераторов увеличивается нагрев стали статора и обмотки ротора, а нагрев обмотки статора, охлаждаемой непосредственно водой, меняется незначительно.

При использовании в качестве исходной для составления карты нагрузок кривой нагрева стали статора ограничения тока статора получаются неоправданно большими из-за пологости этой кривой.

В то же время сердечники большинства гидрогенераторов имеют тепловые запасы. Поэтому за исходную для составления карты нагрузок принимают кривую нагрева обмотки ротора. Для полученных из этой кривой допустимых значений тока ротора определяют по регулировочной характеристике допустимые токи статора. Полученные таким образом значения токов статора будут превышать те значения, которые можно было бы определить исходя из кривой нагрева стали статора. Соответственно и температуры стали при этих значениях токов будут несколько выше, чем наибольшая наблюдаемая в эксплуатации температура, определенная для номинального режима. Полученные значения температур не должны превышать допустимые для данного типа генератора.

Карты нагрузок составляются следующим образом:

а) по регулировочной характеристике и построенным диаграммам определяют номинальный и наибольший токи ротора;

б) по кривой нагрева обмотки ротора находят наибольшие наблюдаемые в эксплуатации температуры обмотки ротора для номинального и наибольшего токов ротора;

в) исходя из постоянства наибольшей наблюдаемой температуры обмотки ротора по кривой его нагрева определяют допустимые токи ротора для интервала температуры холодного воздуха не более 5 °C (от 40 °C до 55 °C);

г) по регулировочной характеристике находят токи статора, соответствующие полученным токам ротора;

д) по кривым нагрева сердечника статора проверяют, не превышают ли температуры, соответствующие полученным токам статора, предельно допустимые для данного генератора. Если указанные температуры превышают предельно допустимые, необходимо ограничить токи статора до значений, при которых допустимая температура сердечника не будет превышена;

е) подсчитывают допустимые токи статора при изменении напряжения на ±5 % от О_ном.

Б.7 Порядок составления отчетности по материалам испытаний

Материалы обработки результатов испытаний и составляемая отчетность должны быть точными, полными, наглядными, возможными для безошибочного использования в последующий период.

31

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

В отчетность должны быть включены:

а) паспортные и конструктивные данные гидрогенератора;

б) результаты измерения сопротивления обмотки ротора в холодном состоянии, включая результаты предыдущих измерений — заводских и эксплуатационных;

в) данные о термопреобразователях сопротивления — маркировка, места установки (желательно схематическое изображение), сопротивления в холодном состоянии, сопротивления соединительных проводов и изоляции;

г) сводные таблицы средних значений измерений (за последний час каждого опыта):

1) электрических величин (по контрольным и щитовым приборам),

2) температуры и расхода охлаждающей воды, охлаждающего воздуха (холодных и нагретых), давления дистиллята на входе и выходе из обмотки,

3) превышений температуры по всем термопреобразователям сопротивления, заложенным в пазах статора, над температурой охлаждающего воздуха, а для обмоток, охлаждаемых водой, над температурой дистиллята на входе (по данным измерений мостом, логометром или автоматическим регистратором температур),

4) превышения температуры обмотки ротора над температурой холодного воздуха,

д) кривые зависимости превышения температуры обмотки ротора от потерь возбуждения и от квадрата тока ротора;

е) кривые зависимости превышения температуры от квадрата тока статора для:

1) наиболее нагретых термопреобразователей сопротивления, заложенных на дно паза, между стержнями, под клиньями или на боковой поверхности стержней обмотки статора,

2) дистиллята, выходящего из обмотки статора (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора), ж) кривые распределения температуры по окружности статора;

и) разность значений температуры, измеренной по наиболее и наименее нагретым термопреобразователям сопротивления, заложенным под клинья или на боковой поверхности стержней обмотки статора, при номинальном режиме работы генератора (для гидрогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора);

к) регулировочная характеристика и данные по определению номинального и наибольшего тока возбуждения при отклонении напряжения и тока статора на 5 % от номинальных значений (желательно привести также характеристики XX и КЗ);

л) данные о наибольших допустимых в эксплуатации температур активных частей генератора;

м) карты допустимых нагрузок генератора;

н) выводы и предложения.

При необходимости в отчет могут быть включены сведения о реконструкциях, ремонтах и данные предыдущих испытаний.

При контрольных испытаниях допустимо составлять лишь протокол с результатами сопоставления.

Б.8 Оценка состояния гидрогенератора по результатам испытаний

По результатам испытаний определяют соответствие характеристик нагревания испытанного гидрогенератора стандартам или техническим условиям на его изготовление. Гидрогенератор соответствует условиям поставки, если значение температуры или превышение температуры его активных частей при номинальных токах меньше или равно тем значениям, которые указаны в ГОСТ 5616 или в паспорте гидрогенератора.

Если температура или превышение температуры при номинальном режиме работы выше, чем предусмотрено стандартами или техническими условиями на его изготовление, необходимо провести специальные испытания (с установкой дополнительных датчиков температуры) для выяснения и устранения причин повышенного нагревания.

До устранения причин повышенного нагревания вводится ограничение значения токовой нагрузки гидрогенератора, исходя из условий непревышения допустимой температуры или превышения температуры.

32

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Приложение В (обязательное)

Методика проведения вибрационных испытаний гидрогенераторов с определением форм статора, ротора и оценкой симметрии воздушного зазора

В.1 Контроль вибрационного состояния стальных конструкций статора

В.1.1 Причины вибрации

В. 1.1.1 Вибрация стальных конструкций статора гидрогенератора содержит составляющую частоты 100 Гц и полигармоническую низкочастотную составляющую, которая представляет собой, как правило, сумму четырех-пяти низших гармонических составляющих. Частота первой гармонической составляющей равна частоте вращения вала гидроагрегата, а частоты более высоких порядков кратны первой.

В.1.1.2 Наиболее вероятной причиной повышенной вибрации частоты 100 Гц являются недостаточная плотность стыковых соединений составного сердечника, которая в процессе эксплуатации может существенно уменьшаться. Вибрация может быть как общей, так и местной, причем ее неравномерность может быть не только вдоль окружности сердечника, но и по его высоте. Ранним признаком ухудшения состояния стыков является повышенный уровень вибрации на «холодном» (до 30 °C) сердечнике, и ее уменьшение по мере нагрева генератора.

В.1.1.3 Другими, менее распространенными причинами вибрации сердечника частоты 100 Гц, могут быть неудачная схема обмотки статора и уравнительные токи генератора. При неудачном выборе числового ряда обмотки наблюдается рост вибрации сердечника с увеличением нагрузки генератора. Влияние уравнительных токов может быть обнаружено по наличию периодических изменений (типа биений) уровня вибрации.

В.1.1.4 Низкочастотная вибрация статора, имеющая место при всех режимах работы агрегата, в том числе при XX без возбуждения, обусловлена механическими причинами и передается с вращающихся частей агрегата через опорные конструкции. Низкочастотная вибрация, возникающая при подаче возбуждения, является следствием искажения формы ротора или витковых замыканий в обмотках его полюсов. Способы определения форм ротора и статора подробно изложены в приложении В.З.

В.1.2 Места измерения вибраций, установка вибропреобразователей и режимы работы генератора при испытаниях

В.1.2.1 Вибрацию частоты 100 Гц измеряют в радиальном направлении на спинке сердечника статора в среднем сечении по его высоте по обеим сторонам каждого стыка секторов, а также в середине каждого сектора.

В.1.2.2 Низкочастотную вибрацию измеряют в радиальном направлении на спинке сердечника, полках и обшивках корпуса статора в среднем сечении по его высоте в середине каждого сектора, а также в нескольких точках по окружности фланца корпуса и в прилежащих точках фундамента.

В. 1.2.3 На кольцевых (бесстыковых) статорах вибрацию частоты 100 Гц и низкочастотную вибрацию измеряют на сердечнике и полках корпуса в двух сечениях по высоте и в четырех — шести точках по окружности гидрогенератора при номинальном напряжении. В двух — четырех точках измеряют вибрации верхнего и нижнего фланца корпуса в местах их крепления к верхней крестовине и фундаментным плитам соответственно. Особо следует проверять зависимости вибраций от теплового состояния гидрогенератора.

В.1.2.4 Крепление вибропреобразователей к исследуемому конструктивному узлу возможно с помощью болтов, жестких распорок, струбцин, клеев на эпоксидной основе и т. п. Крепление должно обеспечивать жесткий механический контакт, исключающий взаимное перемещение исследуемого узла и вибропреобразователя.

В.1.2.5 Вибрацию надлежит измерять при следующих режимах работы гидрогенератора:

- XX без возбуждения с номинальной частотой вращения вала (измеряется только низкочастотная вибрация);

- XX с различными уровнями возбуждения, обеспечивающими напряжение генератора от 0,4 до 1,0 /}ступенями по 0,2. При сложности осуществления режимов XX с возбуждением меньше номинального допускается измерение вибрации только при 1/_ном. Измерения проводят при «холодном» (не выше 30 °C) и при «горячем» (выше 50 °C) сердечнике;

- параллельной работе с системой в установившемся тепловом состоянии генератора при различных уровнях активной нагрузки, вплоть до номинальной или максимально возможной по условиям эксплуатации, а также в режиме синхронного компенсатора (если генератор эксплуатируется в данном режиме).

В.1.3 Осмотр стальных конструкций статора

В.1.3.1 Осмотру подлежат узлы крепления сердечника, спинка сердечника и стыки секторов статора, а также штифты нижнего фланца корпуса и узлы крепления корпуса к фундаменту.

В.1.3.2 При осмотре должны быть установлены качественные характеристики, место обнаружения анормальностей и, по возможности, их количественная оценка. Следует обращать особое внимание:

- на наличие контактной коррозии активной стали;

- трещины и обрывы сварных швов узлов крепления сердечника;

- трещины и изломы наборных призм (клиньев);

- разрушение (сколы, выкрашивания) активной стали;

- волны и «домики» активной стали;

33

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

- подвижность вентиляционных распорок;

- ослабление распорных домкратов;

- ослабление и «выползание» штифтов фланца корпуса;

- ослабление затяжки гаек стяжных шпилек сердечника и анкерных болтов.

В.1.3.3 Программа осмотра стальных конструкций статора определена в приложении А.

В.1.4 Оценка вибрационного состояния стальных конструкций статора гидрогенератора

В. 1.4.1 Оценку вибрационного состояния стальных конструкций по уровню вибрации частоты 100 Гц и низкочастотной вибрации проводят раздельно в соответствии с таблицами В.1.1 и В.1.2, которые в зависимости от результатов измерения вибрации и результатов осмотра сердечника статора и узлов его крепления к корпусу, а также корпуса и его крепления к фундаменту определяют три оценки состояния генератора: «удовлетворительно», «неудовлетворительно» и «недопустимо».

Таблица В. 1.1 — Оценка вибрационного состояния стальных конструкций статора гидрогенератора по составляющей вибрации частоты 100 Гц

Таблица В. 1.2 — Оценка вибрационного состояния стальных конструкций статора гидрогенератора по низкочастотным составляющим виброперемещений

В. 1.4.2 По результатам оценки вибрационного состояния генератора принимают решение о его дальнейшей эксплуатации и срокам обследования. Соответствующие рекомендации приведены в таблице В.1.3.

34

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Таблица В. 1.3 — Рекомендации по дальнейшему контролю вибрации, осмотрам и допустимости эксплуатации гидрогенератора

В.2 Контроль вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора

В.2.1 Причины вибрации

В.2.1.1 Вибрация лобовых частей обмотки статора содержит составляющую 100 Гц — в нормальном режиме и 50, 100, 150 и 200 Гц в переходных режимах.

В.2.1.2 Основной причиной повышенной вибрации в нормальных и переходных режимах работы гидрогенератора является наличие слабо демпфированных резонансов лобовых частей обмотки статора вблизи частот возмущающих сил — 50, 100, 150 и 200 Гц. Указанные резонансы зависят от системы и качества крепления обмотки у выхода из паза и у головок.

В.2.1.3 Вибрации лобовых частей обмотки зависят также от плотности заклиновки стержней в пазах статора.

В.2.2 Места измерения вибрации, установка вибропреобразователей, режимы работы генератора при испытаниях и обработка результатов

В.2.2.1 Вибрацию измеряют в радиальном и тангенциальном направлениях на головках верхних и нижних лобовых частей обмотки статора (по возможности не на изоляционных коробках), а также вблизи выхода из паза.

В.2.2.2 Вибропреобразователи рекомендуется заключать в изоляционные обоймы, приклеиваемые к лобовым частям обмотки эпоксидным клеем.

В.2.2.3 Вибропреобразователи устанавливают не менее чем на десяти стержнях обмотки.

В.2.2.4 Для определения вибрационного состояния лобовых частей снимают их АЧХ в режиме установившегося трехфазного КЗ-генератора.

Для снятия АЧХ выполняют осциллографирование виброперемещений лобовых частей при выбеге гидрогенератора. Закоротку устанавливают на выводах гидрогенератора или за трансформатором. Ток ротора должен быть неизменным, что обеспечивает неизменность тока статора. С этой целью на время испытаний гидрогенератор переводят на резервное возбуждение либо возбуждение подают от соседнего гидрогенератора и выводят из работы соответствующие защиты. Уровень возбуждения устанавливают таковым, чтобы при номинальной частоте вращения ротора ток статора был номинальным. Виброграммы снимают примерно через каждые 5 % изменения частоты вращения ротора в диапазоне 0,4—1,2 от номинального значения.

В.2.2.5 Измерения вибрации проводят при одном тепловом состоянии генератора — «горячем» (не менее 50 °C).

В.2.2.6 Построение АЧХ выполняется следующим образом: для каждого j-го фрагмента осциллограммы определяют частоту тока, а в каждой кривой виброперемещения известными способами выделяют гармоническую составляющую удвоенной частоты тока, двойную амплитуду которой приводят к номинальному току статора по соотношению:

2A = 2A_|(/_j/1_HO„)², (В.2.1)

где /j — ток статора в испытуемом режиме;

/_ном — номинальный ток статора;

2А- — размах вибрации при токе 1^

2А — размах вибрации при токе /_ном.

После этого строят кривые изменения размаха этой составляющей виброперемещения в зависимости от частоты возмущающей силы, равной удвоенной частоте тока статора.

35

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Результаты измерения вибрации при номинальном токе статора на номинальной частоте вращения, по которым оценивается состояние узла, подвергают статистической обработке следующим образом. Определяют среднеарифметическое значение вибрации: _

2A_K=1/mX2A_iK., (В.2.2)

где 2А_/К3 — размах вибраций в /-й точке в режиме короткого замыкания;

т — число вибропреобразователей, установленных в одинаковых местах лобовых дуг и одинаково ориентированных.

С доверительной вероятностью р = 0,975 вычисляют расчетный предельный уровень вибрации:

2^np.K3=2A_K3 + sf(p), (В.2.3)

щг^-гди,

где s = м—---------— — эмпирический стандарт,

V т-1

t(p) — коэффициент, зависящий от m и определяемый по таблице В.2.1.

Таблица В.2.1 — Значения коэффициента t(p) в зависимости от т

Полученное предельное значение вибрации при номинальном токе статора пересчитывается на нагрузочный режим по соотношению

²^п_Р.нагр=1-3 2Д_пркз (В.2.4)

и используется далее для оценки вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора.

В.2.3 Осмотр лобовых частей обмотки статора

В.2.3.1 При осмотре лобовых частей обмотки статора необходимо обращать внимание на следующие дефекты:

- ослабление заклиновки жестких элементов крепления (распорок, дистанционных прокладок и т.д.);

- ослабление и обрывы бандажных вязок;

- следы истирания изоляции или покровной ленты в местах соприкосновения с жесткими элементами;

- течи охлаждающей воды в головках (для генераторов с непосредственным водяным охлаждением);

- нарушение целостности элементов крепления или стержней обмотки статора (трещины, износ поверхности и т. д.).

В.2.3.2 Подробно приемы осмотра, критерии оценок и форма записи результатов изложены в приложении А.

В.2.4 Оценка вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора

В.2.4.1 Вибрационное состояние лобовых частей обмотки статора оценивают с помощью таблицы В.2.2 по предельному уровню вибрации с частотой 100 Гц, приведенной к номинальному нагрузочному режиму, определяемому в соответствии с В.2.2.6, а также по результатам осмотров.

В.2.4.2 По результатам оценки вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора принимают решение о его дальнейшей эксплуатации и о сроках технического обследования. Рекомендуемые решения приведены в таблице В.2.2.

Таблица В.2.2 — Оценка вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора гидрогенератора и рекомендации по дальнейшему контролю вибрации, осмотрам и допустимости эксплуатации гидрогенератора

36

Окончание таблицы В. 2.2

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

В.З Методические указания по определению форм ротора и статора гидрогенераторов и оценке симметрии воздушного зазора

В.3.1 Общие положения

В.3.1.1 Определение форм ротора и статора гидрогенераторов следует производить при каждом капитальном ремонте, но не реже, чем один раз в семь лет, а также в случае возникновения при подаче возбуждения повышенных низкочастотной вибрации сердечника статора и крестовины, биения вала и повышения температуры сегментов направляющих подшипников. Если предусматривается проведение работы по исправлению форм ротора и статора, то измерение их форм необходимо производить дважды: перед ремонтом и повторно после него.

В.3.1.2 Оценка симметрии воздушного зазора осуществляется с учетом статических и динамических форм, а также величин биения вала. При повышенном биении вала, связанным с наличием дефектов валопровода или узлов гидротурбинного оборудования («излом» вала, небалансы узлов в проточной части и др.), определение форм ротора и статора проводится после устранения причины биения вала.

Расположение ротора в расточке статора определяется измерением с помощью щупа воздушного зазора на остановленной машине по всей окружности.

Эксцентричное расположение ротора в расточке статора гидрогенератора в динамике определяется при помощи двух датчиков биения вала, установленных под 90° у генераторного подшипника по изменению положения центра вращения вала на режиме холостого хода с возбуждением и без возбуждения. При подаче возбуждения центр вращения ротора перемещается в сторону меньшего воздушного зазора в генераторе.

Статические формы ротора и статора определяют традиционным способом — измерением с помощью щупа при провороте ротора или поворотной стрелой при вынутом роторе.

Динамические формы ротора и статора определяются с использованием измерительных витков, устанавливаемых на сердечнике в нескольких сечениях по периметру статора, либо оптоэлектронным устройством, датчик которого устанавливается поочередно в выбранном количестве сечений статора. Возможно использование и других равноценных методов и средств измерения воздушного зазора.

При работе с измерительными витками величину воздушного зазора под каждым полюсом оценивают по уровню электродвижущей силы, наведенной в витке каждым полюсом, при использовании оптоэлектронного устройства — по величине отраженного светового потока, фиксируемого оптоэлектронным датчиком. Измерения с помощью витка выполняют в режиме XX с возбуждением.

В.3.1.3 Перед измерениями форм ротора и статора должна быть составлена программа работы, которая утверждается техническим руководителем ГЭС.

В.3.1.4 Протокол измерений должен содержать помимо результатов замеров их графическое отображение. При этом ротор изображается в расточке статора в положениях, при которых имеют место максимальные и минимальные зазоры между ротором и статором. В протоколе указывают также величины биения вала, напряжение XX, маркировку элементов ротора и статора (номера секторов и пазов статора, номера полюсов ротора) и их взаимное положение.

В.3.1.5 По результатам измерения и анализа форм ротора и статора составляют заключение, в котором должны быть даны оценки их несимметрии и рекомендации по ее устранению или снижению. Оценку неравномерности воздушного зазора при неудовлетворительном вибрационном состоянии статора выполняет персонал ГЭС с привлечением в случае необходимости специализированных организаций, имеющих необходимый опыт и лицензии на выполнение указанных работ.

В.3.2 Определение формы ротора

В.3.2.1 Определение статической формы ротора

Статическую форму ротора определяют при его провороте. С помощью щупа измеряют зазоры вверху и внизу ротора между серединой каждого полюса и фиксированной произвольной точкой статора. Затем определяется среднее арифметическое значение замеров вверху и внизу ротора.

Результаты измерений оформляют в табличной форме и составляют их графическое отображение: величины зазоров между каждым полюсом ротора и произвольно выбранной точкой статора наносят на график либо в полярных, либо в прямоугольных координатах.

37

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

При плавной форме огибающей полюсов ротора (без резких, превышающих 10 % — 15 % отличий в величинах зазоров под соседними полюсами) количественной оценкой искажения является разность между максимальной величиной зазора А_{ротмакс} и средним значением по всем точкам измерения 8_ротср, отнесенная к среднему значению. С помощью этой величины, взятой в процентах, определяют степень искажения формы ротора по формуле

△рот. ~ К^рот.макс ^— Крогер.)/5_рот.ср]Ю0%- (В-3.1)

Такой упрощенный анализ допустим при плавно меняющейся форме огибающей полюсов ротора.

При сложной форме огибающей полюсов ротора, полученной по результатам последовательного измерения величин зазоров между всеми полюсами и выбранной точкой статора, ее целесообразно разложить в ряд Фурье. Первая гармоническая составляющая будет характеризовать эксцентриситет, вторая — эллиптичность, а более высокие гармоники — более сложные формы искажения ротора.

Примечание — Форма ротора может определяться и без статора, например на монтажной площадке с помощью поворотной стрелы. В этом случае измеряется расстояние от струны до каждой грани обода или до каждого полюса. Затем также проводится Фурье-анализ формы ротора.

В.3.2.2 Определение динамической формы ротора

Для качественной оценки могут использоваться методы определения динамической формы ротора, упомянутые в В.3.1.2. Измерения динамической формы могут быть проведены с помощью оптоэлектронной измерительной техники. При этом имеется возможность раздельной оценки влияния центробежных (при выбеге на XX без возбуждения) и электромагнитных сил (при подаче возбуждения) на форму ротора, а, следовательно, получить количественную оценку ослабления посадки обода на спицах работающего агрегата.

Измерения должны проводиться вверху и внизу статора или в середине. Результаты измерений оформляются аналогично изложенному в В.3.2.1.

Измерения также могут быть проведены с помощью измерительного витка на статоре в режиме XX с номинальной скоростью вращения ротора и уровне возбуждения, обеспечивающем 0,4—0,6 1/_ном .

Результаты измерений следует сравнивать с предыдущими измерениями данным методом.

В.3.3 Определение формы статора

В.3.3.1 Определение статической формы статора

Статическая форма статора определяется одновременно с измерением формы ротора при его провороте, однако в данном случае щупом также измеряются зазоры между каким-либо фиксированным полюсом ротора и несколькими (не менее восьми) точками расточки статора, симметрично расположенными по его окружности. Измерения должны проводиться вверху и внизу статора или в середине. Затем определяется среднее арифметическое значение замеров вверху и внизу статора.

Результаты измерений оформляются в табличной форме и дается их графическое отображение: величины зазоров между симметричными точками статора и определенным полюсом ротора наносятся на график либо в полярных, либо в прямоугольных координатах. При плавной форме огибающей (без резких, более 10 % — 15 % отличий в величинах зазоров в соседних точках измерения) количественной оценкой искажения является разность максимальной величины зазора И_стмакс) и среднего значения по всем точкам измерения б_стср, отнесенная к среднему значению. С помощью этой величины, взятой в процентах, определяют степень искажения формы статора по формуле

△ст = [Истмакс-⁵стсо Жт™] ¹⁰⁰ %■ (В.3.2)

Полученную форму необходимо разложить в ряд Фурье. Первая гармоническая составляющая не определяет искажение формы статора, а характеризует эксцентриситет расположения оси статора относительно оси вращения ротора. Вторая гармоническая составляющая характеризует эллиптичность статора, а более высокие гармоники — более сложные формы искажения статора. Полученные амплитудные значения гармонических составляющих, отнесенные к средней величине воздушного зазора и представленные в процентах, позволяют оценить степень искажения формы статора.

В.3.3.2 Определение динамической формы статора

Для качественной оценки могут использоваться методы определения динамической формы статора, упомянутые в В.3.1.2. Динамическая форма качественно может быть определена с помощью измерительных витков, однако технология измерения достаточно трудоемка, поскольку требуется стационарная установка нескольких витков, равномерно распределенных вдоль окружности статора. Измерения с помощью оптоэлектронного датчика, помимо обеспечения более надежной информации, менее трудоемки и не требуют специальной остановки агрегата.

Форма статора определяется по величине электродвижущей силы или интенсивности отраженного светового потока от фиксированного полюса в выбранных точках вдоль окружности статора.

В.3.4 Оценка форм ротора и статора и принятие решений

Оценку неравномерности форм ротора и статора производят раздельно. Рекомендуется следующая градация оценок неравномерности:

- для ротора:

△рот < ⁵ % — удовлетворительно;

38

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

^дрот ⁼ 5 — Ю % — неудовлетворительно;

А _т > 10 % — недопустимо;

- для статора:

Д_ст < 8 % — удовлетворительно;

Д_ст = 8 % — 15 % — неудовлетворительно;

Д_ст > 15 % — недопустимо.

По результатам оценки форм ротора и статора с учетом повышенной низкочастотной вибрации сердечника статора, биения вала (из-за искажения формы ротора), повышенного одностороннего нагрева сегментов направляющих подшипников (из-за искажения формы статора) и результатов осмотра, в соответствии с таблицами В.3.1 и В.3.2 оценивают состояние гидрогенератора и принимают решение о его дальнейшей эксплуатации.

В отдельных случаях, в зависимости от особенностей конкретного генератора, например при сильном искажении формы статора, но нормальной температуре сегментов направляющих подшипников, рекомендуемые нормы неравномерности необходимо согласовать с заводом-изготовителем.

Примечание — В отдельных случаях в зависимости от особенностей конкретного генератора, даже в случае превышения вышеуказанных норм, но при отсутствии дефектов, перечисленных в таблицах В.3.1 и В.3.2, рекомендуемые нормы неравномерности могут быть изменены по согласованию с заводом-изготовителем.

Таблица В.3.1 — Оценка формы ротора и рекомендуемые решения

39

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Таблица В.3.2 — Оценка формы статора и рекомендуемые решения

40

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Приложение Г (обязательное)

Нормы испытаний гидрогенераторов при ремонтах обмоток

Г.1 Объем и нормы испытаний изоляции обмотки статора при ремонтах гидрогенераторов с полной или частичной сменой обмотки статора приведены в таблице Г.1.

Г.2 По сроку эксплуатации и состоянию изоляции на момент ремонта обмотки генераторов разделены в таблице Г.1 на две категории.

К первой из них относятся обмотки с микалентной компаундированной или гильзовой изоляцией, проработавшие 10 лет и менее, а также обмотки с термореактивной изоляцией, проработавшие 20 лет и менее (последние — при удовлетворительном состоянии сердечника статора и оставшейся части обмотки).

Ко второй относятся остальные обмотки.

Г.З При ремонте генератора, остановленного аварийно, испытательное напряжение для оставшейся части обмотки, а также для сдаточных испытаний устанавливается в зависимости от состояния изоляции обмотки и условий работы энергосистемы, но не ниже 1,2U_H0M.

Г.4 При частичной замене обмотки изоляция верхних стержней по технологическим условиям испытывается не после укладки их в пазы, а по окончании ремонта вместе со всей обмоткой.

Г.5 При пробое одного или нескольких стержней во время профилактических испытаний оставшуюся часть обмотки всех трех фаз необходимо испытывать напряжением промышленной частоты, равным 1,7L/_H0M. Допускается не испытывать неповрежденные фазы (ветви) обмотки, если была исключена возможность повреждения их изоляции при выемке стержней во время ремонта.

Г.6 После замены или при ремонте поврежденного стержня (секции, катушки) необходимо вновь испытывать все фазы таким же напряжением, как и применяемым при эксплуатационных испытаниях. По окончании ремонта после ввода ротора каждая фаза обмотки испытывается номинальным напряжением.

Г.7 Стержни (секции), вынимавшиеся из пазов во время ремонта, испытываются также, как и отремонтированные, в зависимости от срока службы по нормам таблиц Г.1.

Таблица Г.1 — Объем и нормы испытаний изоляции обмотки статора при ремонтах гидрогенераторов

41

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжение таблицы Г. 1

42

Окончание таблицы Г1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Г.8 Нормы пооперационных испытаний изоляции при ремонтах гидрогенераторов с полной или частичной сменой обмоток ротора приведены в таблице Г.1.

43

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Г.9 Приведенные нормы испытания изоляции повышенным напряжением распространяются на роторные обмотки гидрогенераторов с напряжением возбуждения свыше 100 В.

Г. 10 Если при частичной замене изоляции при испытаниях по нормам, указанным в таблице Г.2 наблюдается пробой нескольких катушек (не менее пяти) и устанавливается общее неудовлетворительное состояние обмотки, а по условиям работы энергосистемы и наличию запасных частей нельзя выполнить полную замену изоляции обмотки ротора, испытательное напряжение оставшейся части обмотки, а также испытательное напряжение при вводе в эксплуатацию устанавливаются по согласованию с изготовителем, но не ниже 1,5 кВ.

Г. 11 При полной замене изоляции обмотки старые контактные кольца, токопроводы и щеточные траверсы могут быть использованы без перерегулировки только в том случае, если они выдержали испытание изоляции напряжением, указанным в таблице Г.2 (позиция 3). В противном случае изоляция должна быть заменена.

Г. 12 Изоляцию контактных колец испытывают по отношению к корпусу и между собой.

Г. 13 Изоляцию обмоток относительно корпуса испытывают повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин.

Г.14 Витковую изоляцию [см. таблицу Г.2, позиция 1, перечисление б)] испытывают приложением напряжения к концам катушки в течение 5 мин при температуре 120 °C —130 °C и давлении, равном 0,75 развиваемого при опрессовке изоляции.

Таблица Г.2 — Объем и нормы пооперационных испытаний изоляции обмотки ротора гидрогенератора при ремонте

44

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Приложение Д (рекомендуемое)

Методика контроля нагрева паяных соединений лобовых частей обмоток статора гидрогенераторов с помощью термоиндикаторных этикеток

Д.1 Настоящее приложение устанавливает объем и порядок контроля состояния паек лобовых частей обмотки статора гидрогенератора с косвенным воздушным охлаждением, мощностью 20 МВт и выше путем измерения температуры на поверхности лобовых частей обмотки вблизи головок.

Д.2 В качестве термоизмерительных устройств используются ТЭ, которые, являясь необратимыми приборами, фиксируют максимальную температуру поверхности, на которой они установлены, что позволяет обнаружить недопустимый нагрев путем осмотра при любых плановых (или внеплановых) остановках гидрогенератора. ТЭ могут применяться не только при проведении испытаний, но и для эксплуатационного контроля температуры паяных соединений.

Д.З Специальные высокоточные ТЭ с липким удерживающим слоем представляют собой многоэлементные измерители температуры поверхности, на которой они установлены и являются измерителями температуры одноразового использования, обеспечивающими фиксацию температуры с точностью 1 °C — 3 °C в пределах дискретности ряда располагаемых термоиндикаторов плавления.

ТЭ состоят из специальной термоиндикаторной бумаги (теплопроводящая бумага черного цвета с термочувствительными метками из термоиндикаторов плавления), защищенной с двух сторон липкой теплостойкой лавсановой пленкой. Нижняя пленка защищена антиадгезионной технологической бумагой, сохраняющей работоспособность липкого слоя при хранении и удаляемой при наклейке ТЭ. Верхняя пленка обеспечивает герметичность ТЭ и позволяет применять их в условиях замасливания (брызги, пары масла) и влияния влаги.

Срабатывание ТЭ наблюдается очень четко: до срабатывания термочувствительная метка имеет белый или окрашенный цвет (в зависимости от применяемого термоиндикатора), после срабатывания — метка становится черной без градаций по цвету.

Д.4 Конструкция и применяемые материалы обеспечивают работоспособность (ресурс) ТЭ не менее 10000 ч. В течение этого периода сохраняется точность их срабатывания даже при воздействии температуры всего на 10 °C ниже температуры срабатывания. Замена ТЭ по истечении 10000 ч на новые производится по усмотрению эксплуатационного персонала.

Д.5 В процессе изготовления ТЭ при их градуировке учитывается теплоперепад в конструктивных элементах ТЭ между поверхностью исследуемого узла и термочувствительной краской. Таким образом, ТЭ надежно контролируют температуру тех узлов, на которые они наклеены.

Выпускаемый промышленностью ассортимент термокрасок, на основе которых изготовляются ТЭ, позволяет получить ТЭ на следующие значения температур: 60 °C, 70 °C, 80 °C, 95 °C, 105 °C, 115 °C, 125 °C, 130 °C, 137 °C, 142 °C, 155 °C.

Д.6 Обследование состояния паяных соединений обмотки статора гидрогенератора следует проводить в следующем порядке:

- в зависимости от конструктивного выполнения гидрогенератора проводят в необходимом объеме его частичную разборку для обеспечения доступа к лобовым частям обмотки статора; на все стержни обмотки устанавливают ТЭ: для стержневых обмоток — на верхних и нижних лобовых частях, для катушечных — только в верхней части обмотки, где есть пайки;

- производят сборку гидрогенератора, включение его в сеть и проведение теплового режима при номинальной нагрузке; указанную нагрузку выдерживают до наступления установившегося теплового состояния генератора, которое контролируют по системе штатного контроля;

- после проведения нагрузочного режима генератор останавливают для осмотра ТЭ с фиксацией максимального значения температуры на исследуемых стержнях;

- выделяются стержни, нагретые выше предельно-допустимых значений, и даются рекомендации по ремонту (перепайке) головок. Согласно ГОСТ 8865 длительно допустимая температура термореактивной изоляции класса В на лобовых частях обмотки статора гидрогенератора у меди не должна превышать 130 °C, а изоляции класса F — 155 °C.

Д.7 Перед установкой ТЭ на контролируемые узлы необходимо выбрать плоский, гладкий, не имеющий заусенцев, бугров или вмятин участок поверхности изоляции или обработать место установки, сравняв все неровности, чтобы осуществить плотное, без воздушных прослоек, прилегание термочувствительного элемента всей его поверхностью к исследуемому узлу. Это обеспечит оптимальную чувствительность и точность срабатывания ТЭ и исключит погрешность в измерении температуры из-за теплоперепада в воздушной прослойке между поверхностью объекта и ТЭ.

Выбранную поверхность необходимо тщательно промыть растворителем (N 646, N 647 по ГОСТ 18188, ацетоном или их аналогами), а затем спиртом.

За технологический язычок с ТЭ удаляют антиадгезионную бумагу, защищающую липкий удерживающий слой. Липким слоем ТЭ плотно прижимают к месту установки и разглаживают на нем. Для обеспечения более надежного прижатия целесообразно использовать резиновый ролик. Прикатывание осуществляют от середины ТЭ к периферии.

45

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Установленная таким образом ТЭ обеспечивает достоверный контроль температуры объекта, в том числе в условиях капельного воздействия влаги и масла.

Д.8 Установка ТЭ на контролируемую поверхность должна проводиться при окружающей температуре не ниже плюс 15 °C, поскольку при более низких температурах липкий удерживающий слой не обеспечивает достаточную начальную адгезию к поверхности.

Д.9 Результаты первичного обследования являются базовыми для сравнения с данными последующего контроля, что в дальнейшем дает возможность проследить динамику нагревов паяных соединений.

Д.10 При массовом срабатывании ТЭ, обнаруженном при последующих контрольных осмотрах, учитывая, что в процессе эксплуатации имело место общее повышение температуры обмотки из-за возможной перегрузки генератора, следует произвести выборочное вскрытие головок и оценить необходимость их перепайки.

После контрольных осмотров все ТЭ со сработавшими метками заменяют новыми.

46

Таблица Е.1

Приложение Е (обязательное)

Нормы контроля гидрогенератора

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

£ Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

g Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Ц Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

у Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

g Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Продолжение таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

g Окончание таблицы Е. 1

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

Библиография

[1] Методика оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей (утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26 июля 2017 г. № 676)

[2] Правила проведения технического освидетельствования оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики (утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 14 мая 2019 г. № 465)

[3] Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 25 октября 2017 г. № 1013)

59

ГОСТ Р 55260.2.2—2023

УДК 621.313:006.354

ОКС 27.140

Ключевые слова: гидроэлектростанция, гидрогенератор, техническое состояние, методики оценки

60

Редактор М.В. Митрофанова Технический редактор В.Н. Прусакова Корректор М.В. Бучная Компьютерная верстка Е.О. Асташина

Сдано в набор 07.11.2023. Подписано в печать 21.11.2023. Формат 60x84%. Гарнитура Ариал. Усл. печ. л. 7,44. Уч.-изд. л. 6,98.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Создано в единичном исполнении в ФГБУ «Институт стандартизации» , 117418 Москва, Нахимовский пр-т, д. 31, к. 2.