Термоиндикаторных этикеток

Лобовых частей обмоток статора гидрогенераторов с помощью

Методические указания по контролю нагрева паяных соединений

Н.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.

Контроль паяных соединений является сложной технической задачей по следующим причинам:

обмотка (токоведущие части) находится под высоким напряжением; изоляция головок, как правило, неоднородна и величина теплоперепада от пайки до поверхности изоляции зависит как от конструкции изоляции, так и от ее индивидуального исполнения;

особенности конструкции гидрогенераторов не дают возможности контролировать температуру всех головок обмотки какими-либо бесконтактными методами - например, методом оптической пирометрии.

Для контроля паяных соединений разработан метод косвенной оценки температуры паяного соединения по уровню нагрева поверхности изоляции лобовой дуги стержня вблизи головки, что обеспечивает стабильность измерений и возможность контроля каждого паяного соединения головок как стержневых, так и катушечных обмоток.

Эксплуатационному персоналу ГЭС следует применять настояшее Приложение для организации периодического контроля состояния паяных соединений лобовых частей обмотки статора генератора для предотвращения повреждений и отказов в работе путем своевременного выявления дефектных паек и их ремонта.

Н.2 Осуществлять контроль состояния паяных соединений лобовых частей обмоток статора гидрогенераторов следует через полгода и после первого года эксплуатации вновь введенных генераторов, а также генераторов, на которых проводились ремонтные работы, связанные с перепайкой головок лобовых частей. В дальнейшем проверку состояния паек головок лобовых частей обмотки статора генераторов, которые находятся в эксплуатации менее 10 лет, следует производить один раз в 4 года, а более 10 лет - один раз в 2 года.

Н.3 В качестве термоизмерительных устройств используются термоэтикетки (ТЭ), которые, являясь необратимыми приборами, обладают "памятью" т.е. 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.

Н.4 Специальные высокоточные термоиндикаторные этикетки (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 - 3ºС 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 термочувствительня метка имеет белый или окрашенный цвет (в зависимости от применяемого термоиндикатора), после срабатывания – метка становится черной без градаций по цвету.

Н.5 Конструкция и применяемые материалы обеспечивают работоспособность (ресурс) ТЭ не менее 10000 часов. В течение этого периода сохраняется точность их срабатывания даже при воздействии температуры всего на 10ºС ниже температуры срабатывания. Замена ТЭ по истечении 10000 часов на новые производится по усмотрению эксплуатационного персонала.

Н.6 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, 70, 80, 95, 105, 115, 125, 130, 137, 142, 155ºС.

Н.7 Методика контроля предусматривает предварительное определение теплоперепада на участке от паяного соединения до места установки ТЭ. Теплоперепад, определенный испытаниями на одном гидрогенераторе, может быть распространен на однотипные гидрогенераторы данной ГЭС при условии одинаковых технологии и материалов изолировки головок при изготовлении, монтаже и ремонтах, одинаковых сроках эксплуатации (т.е. одинакового старения изоляции). В случае различия в технологии выполнения работы и используемых материалов необходимо определять теплоперепады на каждом гидрогенераторе. Учитывая процессы старения изоляции и возможное изменение ее теплопроводности, целесообразно проверять теплоперепад один раз в 3-4 года.

Н.8 Определение теплоперепада производят при помощи термопар, устанавливаемых непосредственно на пайке (зачеканкой головки термопары в отверстие, высверленное в ее монолите) и лепестковых термопар, наклеиваемых вблизи головки лобовой части стержня на монолитной изоляции (т.е. за пределами изоляционной коробочки – между первой и второй бандажными вязками). Там же (на расстоянии не более 2 см) для сопоставления результатов измерений наклеиваются термоэтикетки. Термопары защищаются от обдува по стандартной методике – одним слоем фланели, размером 2х2 см.

На стержневых обмотках термопары устанавливаются выборочно на пяти верхних и пяти нижних головках; на катушечных обмотках устанавливается не менее десяти термопар (на верхних головках). Для установки термопар желательно выбирать "нулевые" и (или) близкие к ним по потенциалу стержни. Вывод концов от термопар осуществляется, как правило, из-под верхней рифленки в удобное для наблюдений место.

В качестве термопар обычно используют пару медь-константан, отградуированную индивидуально в лабораторных условиях.

Схема измерений представлена на рис.1, а эскиз оснастки лобовых частей термопарами и термоэтикетками - на рис.2.

Н.9 В качестве измерителя э.д.с. термопар используются цифровые милливольтметры с высоким входным сопротивлением (на пределе 0-20 мВ - не менее 10 МОм) и подавлением на входе симметричных помех нормального вида не менее 60 дБ, класса точности 0,2 - 0,5 (например, Ф-30, Щ-300 или Щ-4316). При этом электропитание милливольтметра осуществляется через разделительный трансформатор.

Холодный спай компенсационной схемы измерения термостатируется в термосе с водой или маслом. Температура воды (или масла) контролируется лабораторным ртутным термометром с ценой деления 0,1ºС.

Н.10 Испытания на нагревание проводятся в режиме 3-фазного К.З. при номинальном значении тока статора и стабильной температуре входящего охлаждающего воздуха. Испытания проводятся до наступления установившегося теплового состояния генератора.

Н.11 Определенный в испытаниях теплоперепад (Δυ) на участке от пайки до места установки термоиндикатора служит для получения критерия оценки состояния пайки. При этом за величину теплоперепада принимается его максимальное значение, определенное отдельно по верхним и нижним лобовым частям.

Н.12 После демонтажа термопар восстанавливается изоляция головок лобовых дуг заливкой в высверленные отверстия эпоксидной смолы с наполнителем (слюдинитовая крошка или кварцевый песок).

Н.13 При проведении испытаний должны соблюдаться все требования правил техники безопасности при работе в электроустановках с напряжением выше 1000 В.

Н.14 После определения теплоперепадов на нескольких паяных соединениях полное 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 останавливют для осмотра ТЭ с фиксацией максимального значения температуры на исследуемых стержнях;

- используя полученные данные о величине теплоперепада, определяют уровни нагрева паек:

υ_п = Δυ + υ_тэ,

где, υ_п - температура паяного соединения;

Δυ - максимальное значение теплоперепада на участке пайка-место установки ТЭ, отдельно для верхних и нижних лобовых частей обмотки;

υ_тэ - температура сработавшего элемента ТЭ.

Выделяются стержни, нагретые выше предельно-допустимых значений, и даются рекомендации по ремонту (перепайке) головок. Согласно ГОСТ 8865-93 длительно допустимая температура термореактивной изоляции класса В на лобовых частях обмотки статора гидрогенератора у меди не должна превышать 130ºС, а изоляции класса F - 155ºС.

Н.15 Результаты первичного обследования являются базовыми для сравнения с данными последующего контроля, что в дальнейшем дает возможность проследить динамику нагревов паяных соединений.

Н.16 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.

Н.17 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, ацетоном или их аналогами), а затем спиртом. В случае значительного увлажнения спирта или его отсутствия можно ограничиться двукратной промывкой растворителем.

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 (рис. 3). Прикатывание осуществляют от середины ТЭ к периферии.

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

Н.18 Установка ТЭ на контролируемую поверхность должна проводиться при окружающей температуре не ниже +15ºС, поскольку при более низких температурах липкий удерживающий слой не обеспечивает достаточную начальную адгезию к поверхности.

Приложение П

(обязательное)

Дата добавления: 2017-01-14