Поиск по сайту
Начало >> Книги >> ГОСТ >> Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы - ГОСТ 533-2000

Общие требования - Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы - ГОСТ 533-2000

Оглавление
Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы - ГОСТ 533-2000
Общие требования
Турбогенераторы с воздушным охлаждением
Турбогенераторы с водородным или жидкостным охлаждением
Турбогенераторы, приводимые во вращение газовыми турбинами
Окончание
Основные параметры турбогенераторов к паровым турбинам

4 Общие требования

продолжительная работа турбогенераторов

Рисунок 1

4.1 Если другое не оговорено настоящим стандартом, то турбогенераторы и их системы возбуждения должны соответствовать общим требованиям, предъявляемым к вращающимся электрическим машинам по ГОСТ 183 и ГОСТ 21558.
4.2 Основные параметры турбогенераторов, соединяемых с паровыми и газовыми турбинами, устанавливаются по соглашению*) с учетом требований настоящего стандарта.
Рекомендуемые значения параметров турбогенераторов к паровым турбинам приведены в приложении А.
_____________
*) Здесь и далее имеется в виду соглашение между изготовителем и основным потребителем или заказчиком.

4.3 Номинальная частота вращения — 1500 или 3000 об/мин при частоте тока 50 Гц и 1800 или 3600 об/мин при частоте тока 60 Гц.
4.4 Машины должны допускать продолжительную работу с номинальной мощностью и номинальным коэффициентом мощности, а также с оговоренным соглашением, разделом 7 и приложением А, максимальными нагрузками, при отклонениях напряжения ±5 % и частоты ±2 % номинальных значений, как это показано заштрихованной площадью на рисунке 1.
Предельные превышения температуры или предельные температуры, указанные в таблице 1, следует применять только к режиму работы с номинальными напряжением и частотой.

Таблица 1 — Предельные температуры и превышения температур

 

Измерение температуры, °С (превышение температуры, К) методом

Части турбогенераторов или охлаждающая среда

сопро-
тивления

заложенных термопреобра-
зователей сопротивления

термо-
метра

сопро-
тивления

заложенных термопреоб-разователей сопротивления

термо-
метра

 

Класс В

Класс F

1 Охлаждающая среда на выходе из непосредственно охлаждаемых активных частей:

 

 

 

 

 

 

газ (воздух, водород)

110

110

130

130

вода или масло

85

85

85

85

2 Обмотка статора:

 

 

 

 

 

 

а) при косвенном охлаждении воздухом

(80)

(85)

(100)

(105)

водородом с абсолютным давлением, кПА:

 

 

 

 

 

 

до 150 включ.

(85)

(105)

св. 150 до 200 включ.

(80)

(100)

» 200 » 300 »

(78)

(98)

» 300 » 400 »

(73)

(93)

» 400

(70)

(90)

б) при непосредственном охлаждении газом или жидкостью

120

145

3 Обмотка ротора:

 

 

 

 

 

 

а) при косвенном охлаждении

 

 

 

 

 

 

воздухом

(90)

(110)

водородом

(85)

(105)

б) при непосредственном охлаждении газом (воздух, водород) и числе зон выпуска газа:

 

 

 

 

 

 

1 и 2

100

115

3 и 4

105

120

6

110

125

от 8 до 14 включ.

115

130

св. 14

120

135

4 Активная сталь сердечника статора

120(80)

120(80)

140(100)

140(100)

Примечания

1 Допускаемая температура обмотки ротора, измеренная методом сопротивления, при непосредственном охлаждении жидкостью должна быть установлена в инструкции по эксплуатации турбогенератора.

2 Термопреобразователями сопротивления, уложенными под пазовый клин, допускается контролировать только температуру обмоток с жидкостным охлаждением.

3 Вентиляция ротора при непосредственном охлаждении обмотки газом характеризуется числом радиальных зон выхода газа по всей длине ротора. Зоны выхода охлаждающего газа из лобовых частей обмотки с одной стороны ротора следует учитывать как одну зону.
Общие зоны выхода охлаждающей среды двух аксиальных противоположно направленных потоков следует рассматривать как две зоны.

4 Снижение допускаемых превышений температуры обмотки статора при косвенном воздушном или водородном охлаждении для турбогенераторов с номинальным напряжением свыше 11 кВ — по ГОСТ 183.

5 Допускаемое значение температуры обмотки статора при непосредственном охлаждении жидкостью устанавливается в инструкции по эксплуатации турбогенератора, но не более указанного в таблице.

Примечания
1 По мере увеличения отклонения напряжения и частоты от номинальных превышения температур или температуры могут прогрессивно увеличиваться. Продолжительная работа с номинальной мощностью в некоторых граничных токах заштрихованной площади может привести к росту превышений температур приблизительно на 10 К.
Машины также должны обеспечивать номинальную мощность при номинальном коэффициенте мощности при изменении напряжения ±5 % и частоты от плюс 3 % до минус 5 % номинальных значений, как это определено внешней пунктирной границей на рисунке 1, однако при этом будут иметь место дальнейшие повышения превышений температур.
2 Для уменьшения сокращения срока службы из-за повышения температур или превышений температур работа машины вне пределов заштрихованной площади должна быть ограничена по продолжительности и числу случаев По мере возможности должна снижаться мощность машины или должны предприниматься другие меры
Турбогенераторы должны допускать продолжительную работу со сниженной нагрузкой при одновременных отклонениях напряжения сверх ±5 %, но не более чем до ±10 %, и частоты до ±2 % номинальных значений.
Допустимые нагрузки в зависимости от их продолжительности и числа случаев работы вне заштрихованной зоны должны быть указаны изготовителем в инструкции по эксплуатации машины
3 Режимы работы при повышенном напряжении в сочетании с пониженной частотой или при пониженном напряжении и повышенной частоте являются анормальными При этом работа в первом из режимов может привести к увеличению превышения температуры обмотки возбуждения. При режимах работы, показанных на рисунке 1, перевозбуждение или недовозбуждение машины и ее трансформатора не превышают 5 %.
4 Следует учитывать влияние отклонения частоты от номинальной на работу других элементов турбоагрегата, например турбины и вспомогательного оборудования Изготовителю турбины следует указывать пределы изменения частоты и время, в течение которого турбина может работать при этой частоте. Следует также учитывать возможность работы вспомогательного оборудования при изменении напряжения и частоты

4.5 Турбогенераторы следует изготавливать для продолжительного типового режима работы S1 по ГОСТ 183.
4.6 Турбогенераторы следует изготавливать климатического исполнения У категории 3 по ГОСТ 15150. По соглашению допускается изготавливать турбогенераторы других исполнений и категорий.
Номинальные значения климатических факторов внешней среды по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1 при:
высоте над уровнем моря не более 1000 м;
нижнем значении температуры окружающего воздуха 5 °С (для турбогенераторов с водяными газоохладителями или теплообменниками).
Окружающая среда — не взрывоопасная, не содержащая агрессивных паров и газов в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию, не насыщенная водяными парами и токопроводящей пылью.
Концентрация пыли не должна превышать 10 мг/м3.
4.7 Направление вращения турбогенераторов должно соответствовать турбине и указываться на машине или на ее маркировочной табличке, кроме того, должен быть указан порядок следования фаз путем обозначения выводов в алфавитном порядке, например, U1, Vl,W1по ГОСТ 26772.
4.8 Допускается обмотку статора соединять в звезду или треугольник, причем, если специально не указано соединение в треугольник, то имеется в виду соединение обмотки в звезду. В любом случае, если другое не предусмотрено соглашением, обмотка должна иметь не менее шести выводов.
4.9 Номинальными являются те значения тока и напряжения обмотки возбуждения, при которых обеспечиваются номинальная полная мощность, напряжение и коэффициент мощности при номинальных частоте и давлении водорода (для машин с водородным охлаждением), и температуре обмотки возбуждения, соответствующей температуре первичной охлаждающей среды для вышеуказанных условий нагрузки при максимальной температуре конечной охлаждающей среды, указанной в нормативном документе на машину.
При наличии у машины контактных колец номинальное напряжение возбуждения включает также падение напряжения в щеточно-контактном аппарате.
4.10 Если соглашением не оговорено иное, то изоляционные системы, используемые для обмоток, по нагревостойкости должны быть не ниже класса В по ГОСТ 8865.
Максимальные температуры проводников обмоток, активной стали и конструктивных частей машины, соприкасающихся с изоляцией, при продолжительной работе с нагрузками по 4.17 не должны быть выше допускаемых ГОСТ 8865 значений, соответственно классу нагревостойкости примененной изоляции.
Предельные допускаемые значения превышений температур или температур активных частей в номинальном режиме в зависимости от методов их измерения должны быть указаны изготовителем и быть не более приведенных в таблице 1.
4.11 Конструкцией обмотки статора турбогенератора должна быть предусмотрена одинаковая электрическая прочность изоляции в лобовых и пазовых частях обмотки.
4.12 Сопротивление изоляции обмоток статора турбогенератора относительно корпуса и между обмотками при температуре 10—30 °С должно быть не ниже 10 МОм на каждый киловольт номинального напряжения обмотки (при водяном охлаждении — после продувки и осушки обмотки воздухом).
Для более высоких температур допускаемое сопротивление изоляции снижается в два раза на каждые 20 °С разности между температурой, при которой выполняется измерение, и 30 °С.
Сопротивление изоляции обмоток во всех случаях не должно быть менее 0,5 МОм.
4.13 Изоляция обмоток статора должна выдерживать испытание на электрическую прочность относительно корпуса машины и между обмотками, а также испытание междувитковой изоляции — по ГОСТ 183 и ГОСТ 11828.
Изоляцию обмотки возбуждения следует испытывать на электрическую прочность:
- испытательным напряжением, равным десятикратному номинальному напряжению, но не менее 1500 В — при номинальном напряжении обмотки возбуждения до 500 В;
- испытательным напряжением, равным 4000 В, плюс удвоенное номинальное напряжение — при номинальном напряжении обмотки возбуждения свыше 500 В.
4.14 В машине должны быть предусмотрены меры, препятствующие протеканию подшипниковых токов и замыканию их на землю.
Подшипник турбогенератора, масляное уплотнение вала и маслоуловители (в машинах с водородным охлаждением), лабиринтное уплотнение вала (в машинах с воздушным охлаждением) со стороны, противоположной турбине, подшипники непосредственно присоединенных возбудителей и подвозбудителей, а также водоподводы к валу и подшипники редуктора (если таковые имеются) должны быть электрически изолированы от фундаментных плит и водомаслопроводов.
Электрическое сопротивление этой изоляции, измеренное мегомметром напряжением 1000 В, должно быть не менее 1 МОм. Изоляция от подшипниковых токов должна быть выполнена таким образом, чтобы ее можно было контролировать в процессе работы машины.
4.15 Роторы турбогенераторов должны выдерживать испытание при повышенной частоте вращения, равной 1,2 номинальной частоты вращения, в течение двух минут, если иное не установлено по соглашению.
4.16 Критические частоты вращения ротора в составе турбоагрегата не должны вызывать аварийных режимов при эксплуатации, изменении частоты тока в пределах, указанных в 4.4.
4.17 Изготовитель в инструкции по эксплуатации должен приводить нагрузочную диаграмму, показывающую пределы работы турбогенератора по реактивной нагрузке Q в зависимости от активной мощности Р,обусловленные допустимыми температурами или превышениями температур, а в необходимых случаях также статической устойчивостью машины. Диаграмму приводят для режима работы с номинальными напряжением, частотой тока, температурами охлаждающих сред и давлением водорода (для машин с водородным охлаждением).
По нагревам в торцевых зонах статора турбогенераторы должны допускать работу с номинальной активной нагрузкой в режиме потребления реактивной мощности при коэффициенте мощности, равном 0,95.
Типовая диаграмма приведена на рисунке 2.

диаграмма работы турбогенератора

Рисунок 2

Границы диаграммы определяются следующими ограничениями:
- кривая А соответствует работе с номинальным током возбуждения и поэтому характеризуется примерно постоянным превышением температуры обмотки ротора;
- кривая В соответствует работе с номинальным током статора и характеризуется примерно постоянным превышением температуры обмотки статора;
- кривая С показывает предел, обусловленный местными нагревами в торцевой зоне или статической устойчивостью машины, или комбинацией обоих эффектов.
Точке Н соответствует номинальная мощность.
По соглашению между изготовителем и заказчиком следует приводить также и другие диаграммы для условий работы при отклонениях напряжения и частоты в соответствии с 4.4 и параметров охлаждающих сред, отличающихся от номинальных. Генератор должен работать в пределах границ диаграммы при заданных условиях по напряжению, частоте, температурам охлаждающих сред и давлению водорода. Работа вне границ может приводить к сокращению срока службы машины.
4.18 Турбогенераторы должны без повреждений и остаточных деформаций допускать перегрузку по току кратностью 1,5 номинального тока статора в течение:
двух, минут — при косвенном охлаждении обмотки;
одной минуты при непосредственном (газом или жидкостью) охлаждении обмотки.
Роторы турбогенераторов должны выдерживать двухкратный номинальный ток возбуждения в течение не менее:
50 с для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора;
20 с для турбогенераторов мощностью менее 800 МВт с непосредственным охлаждением обмотки ротора;
15 с для турбогенераторов мощностью от 800 до 1200 МВт;
10 с — для турбогенераторов мощностью 1200 МВт и более.
Турбогенераторы должны выдерживать без повреждений перегрузки с другим сочетанием кратности токов и их длительности при условии, что дополнительное повышение температуры соответствующих обмоток за время перегрузки остается неизменным.
Допустимые в аварийных условиях длительности перегрузок статора и ротора в зависимости от кратностей токов в обмотках должны быть указаны изготовителем в инструкции по эксплуатации машины.
Примечание — При токовых перегрузках температуры обмоток могут превышать достигаемые в номинальном режиме, поэтому в конструкции машины должно быть учтено, что число перегрузок предельной длительности в среднем не более двух в год.

4.19 Турбогенераторы должны допускать длительную работу при несимметричной нагрузке, если токи в фазах не превышают номинального значения, а токи обратной последовательности не превосходят 10 % номинального значения тока статора при косвенном охлаждении обмотки ротора и 8 % — при непосредственном. При этом допускается повышение температуры активных частей машин на 5 °С.
4.20 Турбогенераторы по термической стойкости ротора при кратковременной работе в несимметричных режимах должны выдерживать тепловые воздействия при значениях произведения квадрата тока обратной последовательности в относительных единицах на допускаемое время работы в секундах в несимметричном режиме не менее:
30 с для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток;
15 с — для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки статора и непосредственным охлаждением обмотки ротора;
8 с — для турбогенераторов мощностью до 800 МВт включительно с непосредственным газовым или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора;
6 с — для турбогенераторов мощностью свыше 800 МВт с непосредственным водородным или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора.
4.21 На холостом ходу с номинальным напряжением при номинальной частоте вращения коэффициент телефонных гармоник в линейном напряжении не должен превышать 3 % для турбогенераторов мощностью до 5000 кВт включительно и 1,5 % —для машин мощностью более 5000 кВт.
4.22 Турбогенераторы должны выдерживать без повреждения внезапные короткие замыкания любого вида на выводах обмотки статора при номинальной нагрузке и напряжении, равном 1,05 номинального, при условии, что максимальный ток в фазе ограничен внешними средствами и не превосходит максимальный ток в фазе при внезапном трехфазном коротком замыкании. «Без повреждения» означает, что не должны иметь место повреждения, препятствующие продолжению эксплуатации машины, хотя некоторые деформации обмотки статора могут иметь место.
Если испытание на внезапное короткое замыкание проводят на новой машине, то его следует выполнять после проверки изоляции обмотки на электрическую прочность полным испытательным напряжением по ГОСТ 183.
В случае, когда генератор предназначен для работы на общие шины, испытание на внезапное трехфазное короткое замыкание следует проводить из режима холостого хода при номинальном напряжении. Испытание на внезапное короткое замыкание турбогенераторов, которые присоединяются к энергосистеме через трансформатор или реактор (обычно с помощью пофазно закрытых шинопроводов), проводят из режима холостого хода напряжением, равным 70 % номинального, если не согласовано другое пониженное его значение, исходя из условия, чтобы ток короткого замыкания генератора был таким же, как и в случае трехфазного короткого замыкания на выводах трансформатора или реактора со стороны энергосистемы при работе на холостом ходу с номинальным напряжением.
Турбогенератор считают выдержавшим испытание на внезапное короткое замыкание, если машину можно сразу или после незначительного ремонта обмотки статора включить в сеть и если машина выдержала испытание изоляции напряжением, равным 80 % испытательного напряжения, предусмотренного ГОСТ 183 для нового генератора. Незначительным считается мелкий ремонт крепления лобовых частей обмотки или наружных слоев изоляции, не связанный с заменой стержней.
Примечание — Анормально высокие токи и вращающие моменты могут возникать в эксплуатации в случаях близкого к генератору короткого замыкания или отключения и повторного включения машины при более удаленном повреждении, а также при ошибочной синхронизации. Если при таких режимах имели место всплески повышенных токов, то рекомендуется тщательно проверить машину, обращая особое внимание на обмотку статора. До введения генератора в работу следует устранить любое ослабление крепления обмотки во избежание возможного ее повреждения, вызванного вибрацией; также необходимо проверить возможные деформации валопровода, полумуфты и болтов полумуфты.

4.23 Стандартные минимальные значения отношения короткого замыкания (ОКЗ) приведены в 5.3 и 6.5.
Большие минимальные значения ОКЗ могут быть установлены или согласованы, но при этом обычно требуется некоторое увеличение размеров машины.
4.24 Значения переходного xd' и сверхпереходного xd" индуктивных сопротивлений по продольной оси должны быть установлены или согласованы с учетом условий работы турбогенераторов в энергосистеме.
Рекомендуется устанавливать или согласовывать минимальное значение xd" при уровне насыщения, соответствующем номинальному напряжению, а максимальное ненасыщенное значение xd' — при номинальном токе. Так как xd" и xd' в большей степени определяются общими магнитными потоками, то следует иметь в виду, что xd" и xd' связаны друг с другом и нельзя выбирать верхний предел xd" слишком близким к нижнему пределу xd'.
Если другое не оговорено, то xd" должно быть не менее 0,10 отн. ед. при уровне насыщения, соответствующем номинальному напряжению.
xd" и xd' могут быть также установлены или согласованы при другом уровне насыщения.
Если оговаривается, что xd" и xd' должны быть определены опытным путем, то испытания следует проводить в соответствии с ГОСТ 10169.
При этом если:
- предельные значения, предусмотренные настоящим стандартом или другие предельные значения ОКЗ, xd" и xd'установлены или согласованы, то при согласованном минимальном значении без отрицательного допуска и положительном допуске 30 %, а при согласованном максимальном значении без положительного допуска и отрицательном допуске 30 %;
- ОКЗ, xd" и xd'  установлены, но не определены их предельные значения, то ОКЗ, xd" и xd' следует рассматривать как номинальные значения с допуском ±15 %;
- ОКЗ, xd" и xd' не оговорены или не согласованы, то их устанавливает изготовитель с допуском ±15%.
4.25 Статическая перегружаемость не должна быть ниже:
1,7 — для турбогенераторов мощностью              до 160 МВт;
1,6        »                  »                        »          св. 160 до 800 МВт;
1,5        »                  »                        »            »  800 МВт и более.
Статическую перегружаемость рассчитывают по формуле
,                                                     (1)
где  —   ток возбуждения при номинальной нагрузке, А;
 — ток возбуждения при установившемся трехфазном коротком замыкании и при номинальном токе статора, А;
cosjном — номинальный коэффициент мощности.
4.26 Вибрация (среднеквадратическое значение вибрационной скорости) подшипников турбогенераторов и сочлененных с ними возбудителей в режимах работы, предусмотренных настоящим стандартом, должна соответствовать требованиям ГОСТ 25364.
Нормы вибрации сердечника и лобовых частей обмотки статора, контактных колец ротора установлены в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.
4.27 Средний уровень звука, измеренный на расстоянии 1 м от наружного контура турбогенератора и сочлененного с ним возбудителя, охлаждаемых газом по разомкнутому и замкнутому циклам, или от наружного контура соответствующих шумозащитных кожухов (при их наличии), не должен превышать 90 дБА, а при отсутствии электромашинного возбудителя для замкнутой схемы вентиляции генератора — 85 дБА, если по соглашению не установлена более жесткая норма.
4.28 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками турбогенераторов с воздушным заполнением или охлаждением, — IP54, с водородным охлаждением — IP55, контактных колец — IP23 по ГОСТ 17494.
4.29 Турбогенератор должен сохранять работоспособность после кратковременных воздействий внешних механических факторов (аварийный небаланс и выбег турбины со срывом вакуума и др.) по группе М6 ГОСТ 17516.1 с ограничением максимальной амплитуды ускорения до 4,9 м/с2 (0,5 g) и выдерживать сейсмическое воздействие не менее 7 баллов по шкале MSK-64 (т. е. амплитуду ускорения не более 0,5 g на уровне установки).
Более жесткие требования устанавливаются по соглашению
4.30 Смазка подшипников турбогенератора и непосредственно соединенного с ним возбудителя должна осуществляться под давлением от масляного насоса турбины.
Подачу масла в масляные уплотнения вала турбогенератора с водородным охлаждением следует выполнять от системы маслоснабжения турбины или по индивидуальной схеме.
В качестве уплотняющего масла в уплотнениях вала и смазочного масла в подшипниках следует применять турбинное масло.
По соглашению допускается применять в опорных подшипниках и уплотнениях вала другую смазочную жидкость.
В системах маслоснабжения подшипников турбогенераторов мощностью 110 МВт и более, соединяемых с турбинами, не имеющими главного масляного насоса на своем валу, и в системах маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов мощностью 60 МВт и более должно предусматриваться кратковременное резервирование подачи масла при перерывах его поступления и для обеспечения аварийного останова без тяжелых последствий при прекращении поступления масла от источников маслоснабжения.
4.31 В патрубках подшипников турбогенераторов и непосредственно соединенного с ним возбудителя, а также масляных уплотнений, предназначенных для слива масла, должны быть смотровые окна для наблюдения за струей выходящего масла и устройства для установки температурного индикатора. Около смотровых окон должны быть предусмотрены места для установки светильников.
4.32 В подшипниках и уплотнениях вала турбогенератора должны быть установлены устройства для дистанционного измерения температуры вкладышей. В подшипниках турбогенераторов мощностью 60 МВт и более должна быть предусмотрена возможность установки устройств для дистанционного измерения вибрации и постоянного контроля изоляции.
У турбогенераторов с водородным охлаждением должны быть предусмотрены возможности присоединения газоанализаторов для контроля за утечкой водорода в картеры подшипников и сливные маслопроводы уплотнений вала (с воздушной стороны), а также патрубков для подачи инертного газа.
4.33 Температура масла, выходящего из подшипников турбогенератора, не должна превышать 65 °С, а температура вкладыша подшипника — 80 °С. Температура вкладыша масляных уплотнений не должна превышать 80 °С для торцевых типов уплотнений и 90 °С — для кольцевых типов уплотнения.
4.34 Для контроля за температурой обмотки статора в машине должно быть заложено не менее шести термопреобразователей сопротивления.
Общее число уложенных в статор термопреобразователей сопротивления для контроля температуры обмотки и активной стали должно быть не менее:
9 — для турбогенераторов мощностью менее 32 МВт;
12 — для турбогенераторов мощностью 32 МВт и более.
4.35 Для измерения температуры охлаждающего газа должно быть установлено следующее число термопреобразователей сопротивления:
не менее двух ~ в зоне входа охлаждающего газа в машину, подводимого по трубам или от внешнего охладителя;
по одному или более — на выходе газа из каждого газоохладителя (для турбогенераторов с встроенными газоохладителями);
не менее двух — в зоне выхода горячего газа;
один или более — перед или после компрессора.
4.36 Турбогенераторы в нормальных условиях эксплуатации включают в сеть методом точной синхронизации.
4.37 Турбогенераторы мощностью до 800 МВт (кроме машин, соединяемых с газовыми турбинами) за весь срок службы должны допускать не менее 10000 пусков (включений в сеть) и не более 330 в год, а турбогенераторы большей мощности — не менее 3600 пусков и не более 120 в год.
4.38 Турбогенераторы (кроме машин, приводимых во вращение газовыми турбинами) должны допускать скорость набора и изменения активной и реактивной нагрузок не менее 6 % номинальной в минуту. В аварийных условиях скорости изменения нагрузок генератором не ограничиваются.
Допускаемое число сбросов и набросов нагрузки устанавливают в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.
4.39 Показатели надежности и долговечности турбогенераторов устанавливаются в технических условиях на машины конкретных типов и должны быть не ниже приведенных в таблице 2.

Таблица 2 — Показатели надежности

 

Наименование показателя

Среднее значение показателя для турбогенераторов мощностью

до 350 МВт

более 350 МВт

Коэффициент готовности

0,996

0,995

Наработка на отказ, ч

22000

18000

Ресурс между капитальными ремонтами, лет

8

5

Полный назначенный срок службы, лет

40

40



 
« Машины электрические вращающиеся - методы испытаний - ГОСТ 11828-86   Метод определения тангенса угла диэлектрических потерь кабелей, проводов - ГОСТ 12179-76 »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.