Главная » Здоровье » РД -88 — Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

РД -88 — Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

РД 34.45.501-88. Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

1 Общие требования

2 Режимы работы генераторов

3 Надзор и уход за генераторами

4 Неисправности генераторов

5 Испытания генераторов

6 Сушка генераторов

7 Общие указания по составлению местной производственной инструкции по эксплуатации генераторов

Приложение 1 Снижение влажности водорода в турбогенераторах

Приложение 2 Рекомендации по хранению и испытаниям резервных стержней обмоток генераторов и синхронных компенсаторов, а также хранению резинотехнических уплотнительных изделий

Приложение 3 Значения увеличенной мощности генераторов с косвенным охлаждением обмоток водородом при увеличении избыточного давления водорода свыше номинального

Приложение 4 Использование генераторов для работы в режиме синхронного компенсатора

Приложение 5 Указания по проведению испытаний турбоагрегатов в асинхронном режиме

Приложение 6 Проверка чередования фаз и синхронизационного устройства генератора

Приложение 7 Газовые объемы турбогенераторов с водородным охлаждением

Приложение 8 О ликвидации несимметричных режимов блоков при неполнофазных отключениях и включениях выключателей

Приложение 9 Перевод возбуждения работающего турбогенератора с основного возбудителя на резервный и обратно

Приложение 10 О допустимости эксплуатации генераторов при выходе из строя части термометров сопротивления

Приложение 11 О недопустимости работы турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток при снижении сопротивления изоляции в цепях возбуждения

Приложение 12 Указания по испытанию стали сердечника статора

Приложение 13 Указания по сушке генератора

Принят: Министерство заготовок СССР

Принят: НИИпромстроя Минпромстроя СССР

Принят: СПО Союзтехэнерго

Издан: ЛПЭО Электросила

Издан: ПО Союзтехэнерго

Утвержден: Минэнерго СССР 28.03.1988

Утвержден: Химия 28.03.1988

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ПО «СОЮЗТЕХЭНЕРГО»

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)

ИСПОЛНИТЕЛИ Л.Г. МАМИКОНЯНЦ, А.П. ЧИСТИКОВ, Г.А. ОСТРОУМОВА

СОГЛАСОВАНО с ЛПЭО «Электросила», заводом «Электротяжмаш» и ПО «Союзтехэнерго»

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 28.03.88 г.

Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ

Настоящая Типовая инструкция разработана с учетом опыта эксплуатации турбо- и гидрогенераторов на электростанциях и требований действующих «Правил технической эксплуатации», «Правил устройства электроустановок», а также других отраслевых нормативно-технических документов Минэнерго СССР.

С выходом настоящей Типовой инструкции отменяется «Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Срок действия установлен

Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях (далее Инструкция) является обязательной для персонала всех электростанций, предприятий и организаций Минэнерго СССР. По всем вопросам, не рассмотренным в данной Инструкции, эксплуатация генераторов должна осуществляться согласно указаниям заводов-изготовителей.

Требования настоящей Инструкции должны учитываться при разработке заводами-изготовителями эксплуатационных документов1 по ГОСТ 2.601-68 на все новые генераторы и при согласовании этих документов с Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации в соответствии с ГОСТ 2.609-79 и техническими условиями на поставку. При выполнении этого условия эксплуатация таких генераторов должна производиться по заводским инструкциям 2.

1 Далее — заводские инструкции.

2 Допускается эксплуатация первых головных (опытно-промышленных) образцов генераторов по временной заводской инструкции в течение года до ее отработки и согласования с Главтехуправлением.

Внесение изменений в настоящую Инструкцию и в заводские инструкции по эксплуатации конкретных типов генераторов на основании соответствующих предложений электростанций, предприятий или заинтересованных организаций осуществляется совместным решением Главтехуправления Минэнерго СССР и завода-изготовителя.

Сведения о внесенных изменениях (ГОСТ 2.603-68) должны публиковаться в виде решений и циркуляров Главтехуправления Минэнерго СССР.

1.1. Указания настоящей Инструкции обязательны для применения персоналом, обслуживавшим вновь вводимые и действующие установки с генераторами мощностью 2500 кВт и более.

Положения настоящей Инструкции должны по возможности учитываться также при эксплуатации генераторов меньшей мощности.

1.2. Каждый генератор должен иметь на корпусе порядковый станционный номер. Если генератор имеет несколько одинаковых вспомогательных агрегатов или другое оборудование, то каждый из них должен иметь тот же номер, что и генератор, с добавлением индекса А, Б и т.д.

1.3. Каждый генератор, возбудитель и охладитель (газоохладитель и теплообменник) должны иметь щиток с номинальными данными.

1.4. Генераторы должны быть оборудованы необходимыми контрольно-измерительными приборами, устройствами управления и сигнализации, средствами защиты в соответствии с действующими ПУЭ.

Для контроля за перегрузкой генератора один из трех амперметров, установленных в цепи статора, должен иметь шкалу, рассчитанную на удвоенный номинальный ток для всех гидрогенераторов и турбогенераторов с косвенным охлаждением и на полуторный номинальный ток для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора. Для удобства контроля за режимом работы генератора значения номинальных токов статора и ротора должны быть указаны на шкале прибора.

Генераторы, используемые в режимах недовозбуждения, должны быть оборудованы приборами контроля потребляемой реактивной мощности.

Турбогенераторы мощностью 300 МВт и выше рекомендуется оборудовать приборами для определения температуры обмотки ротора с выводом на БЩУ предупредительного сигнала о превышении температуры.

1.5. На каждом генераторе должны быть устройства для контроля сопротивления изоляции цепей возбуждения во время их работы.

1.6. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) со всеми устройствами, включая устройства форсировки возбуждения и ограничения максимального тока (по значению и длительности) и минимального тока ротора, должны быть постоянно включены в работу, и, как правило, не должны отключаться при останове и пуске генераторов. Отключение АРВ допускается только для его ремонта или ревизии.

Настройка и действие АРВ должны быть согласованы с работой общестанционных устройств автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности. На электростанциях и в энергоуправлениях должны быть таблицы основных параметров настройки АРВ.

На резервных возбудителях генераторов допускается не устанавливать АРВ. Рекомендуется применять на них релейную форсировку возбуждения, обеспечивающую кратность не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.

1.7. Устройства АРВ и форсировки рабочего возбуждения должны быть настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:

предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме (если это значение не ограничено государственным стандартом или техническим условием на поставку);

заданная государственным стандартом или техническим условием номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения.

Для генераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора должно быть обеспечено автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.

1.8. Генераторы должны вводиться в эксплуатацию на основном возбуждении.

В условиях эксплуатации оперативные переключения с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети (кроме генераторов с бесщеточными системами возбуждения).

На всех генераторах с системами возбуждения на базе полупроводниковых преобразователей и на генераторах, оборудованных автоматами гашения поля с разрывом цепи ротора, должны быть установлены и постоянно находиться в работе специальные защиты обмоток ротора от перенапряжений (разрядник, нелинейный резистор и т.д.).

Запрещается производить гашение поля автоматами АГП-1 при токах, меньших 200 А.

1.10. Расположение ключей (кнопок) управления реостатом возбуждения и регулятором возбуждения, а также направление вращения маховичков приводов реостатов и регуляторов возбуждения в сторону увеличения возбуждения должно быть одинаково для всех генераторов данной электростанции.

На маховичковом приводе реостата возбуждения коллекторного возбудителя и на самом реостате должны быть нанесены красной краской отметки, соответствующие холостому ходу и полной нагрузке генератора, и стрелкой — направление вращения для увеличения возбуждения.

1.11. Командоаппарат, если он установлен на генераторе, должен быть оборудован светозвуковой сигнализацией и иметь необходимые надписи.

1.12. Все оборудование, обеспечивающее смазку поверхностей трения и охлаждение генератора (независимо от его типа и конструкции), установленное в соответствии с требованиями ПУЭ, должно находиться в работе.

1.13. Охлаждение обмоток статора и ротора генератора водой (дистиллятом) должно осуществляться по замкнутому циклу с теплообменниками. Расход, давление и качество охлаждающего дистиллята должны контролироваться средствами, предусмотренными ПУЭ.

1.14. Устройства теплового контроля генератора должны вводиться в работу в полном объеме с использованием всех рабочих функций (регистрация температур, сигнализация при достижении предельно допустимых температур и т.п.).

Если устройства теплового контроля имеют две уставки сигнализации по температуре, то при наличии соответствующих указаний заводских инструкций должны быть введены в работу обе уставки.

Помимо устройств дистанционного контроля за температурой газа в генераторе, необходимо установить термометры расширения в предназначенные для них карманы в корпусе генератора (если это предусмотрено конструкцией генератора).

1.15. Осушитель газа турбогенератора с водородным охлаждением должен быть подключен таким образом, чтобы он работал при полном напоре вентилятора. Место установки осушителя выбирается из условий удобства обслуживания и достаточной вентиляции. При этом нельзя допускать образования взрывоопасной смеси, когда оставшийся в осушителе водород выпускается в машинный зал или имеется утечка водорода из осушителя. Вместо сорбционно-силикагелевых осушителей рекомендуется применять холодильные установки (приложение 1).

1.16. У некоторых типов генераторов циркуляция воды в газоохладителях осуществляется по замкнутому циклу с установкой промежуточных теплообменников. При этом для тех генераторов, нормальная работа которых не допускается при температуре воды на входе в газоохладители выше 33 °С (генераторы ТВВ), должны быть предусмотрены возможность перехода на разомкнутый цикл и выполнение мероприятий в соответствии с п. 6.6 «Сборника директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР» (М.: Энергоатомиздат, 1985).

1.17. Вновь устанавливаемые турбогенераторы с водородным охлаждением должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода. При этом должно быть обеспечено автоматическое управление работой системы маслоснабжения уплотнений вала.

1.18. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и при снижении давления масла ниже установленного предела.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки с постоянной циркуляцией масла.

1.19. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).

Контроль за давлением масла в уплотнениях должен производиться в непосредственной близости к напорным камерам уплотнений.

Маховики вентилей, установленных на маслопроводах системы масляных уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

1.20. Фильтры, установленные в системе подвода воды к воздухоохладителям, газоохладителям, теплообменникам для охлаждения генераторов, и фильтры в системе циркуляции дистиллята или масла должны постоянно находиться в работе.

1.21. Все газопроводы, маслопроводы и трубопроводы дистиллята, относящиеся к турбогенераторам с водородным и смешанным водородно-водяным охлаждением, должны иметь опознавательную окраску и предупреждающие знаки в соответствии с ГОСТ 14202-69 и «Типовой инструкцией по эксплуатации электролизных установок для получения водорода и кислорода» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986).

1.22. Все вентили и краны в системах водородного и водяного охлаждения должны быть пронумерованы и на них должны быть указаны индексы: в масляной системе — «М», а при наличии вакуума — «ВК», в газовой системе, заполненной водородом — «В», заполненной углекислым газом — «У», заполненной азотом — «А», в системе водяного охлаждения обмоток статора — «Д». Индексы указываются перед номером вентиля и крана.

1.23. Для контактных колец должны применяться щетки одной марки на каждое кольцо или на оба кольца согласно заводской инструкции. Для коллектора возбудителя должны также применяться щетки одной марки. Давление щетки на кольцо или коллектор должно соответствовать государственным стандартам, техническим условиям и рекомендациям заводов-изготовителей машин.

На коллекторе возбудителя щетки должны быть установлены в шахматном порядке для обеспечения равномерного износа поверхности коллектора. Щетки каждой пары рядов (положительных и отрицательных) должны работать одна за другой по одному следу, а щетки следующей пары — по следу, сдвинутому относительно первого.

Эксплуатация щеточно-контактных аппаратов генераторов должна осуществляться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и «Типовой инструкцией по эксплуатации узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 165 МВт и выше» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

1.24. Запасные части генераторов должны храниться в сухом помещении. Особенно бережно следует хранить стержни обмотки, уплотнительные резинотехнические изделия (приложение 2) и изоляционные материалы.

1.25. Запасные якоря коллекторных возбудителей турбогенераторов должны быть испытаны и подготовлены к работе; их коллекторы должны быть отшлифованы, промежутки между пластинами «продорожены». Запасной якорь возбудителя турбогенератора после отбалансировки должен быть установлен для опробования взамен рабочего якоря на срок не менее полугода.

1.26. Для каждого типа генератора на электростанции должны быть в наличии все приспособления и комплекты инструмента, необходимые для разборки и сборки генераторов во время ремонта и для снятия бандажей ротора. Приспособления для снятия и индукционного нагрева бандажей роторов турбогенераторов могут быть общими для нескольких электростанций одной энергосистемы, на которых установлены однотипные генераторы.

1.27. На каждый генератор на электростанции должна быть следующая документация:

данные приемо-сдаточных испытаний на заводе-изготовителе по ГОСТ 183-74, если они не приведены в паспорте генератора;

заводская инструкция по монтажу и эксплуатации генератора;

протоколы приемо-сдаточных испытаний, акты промежуточных испытаний, данные испытаний на нагревание с картой нагрузок;

протоколы периодических профилактических и других испытаний как генератора, так и относящегося к нему электрического оборудования (выключателей, кабелей и пр.), протоколы сушки;

отчетные документы средних и капитальных ремонтов с техническими ведомостями и актами приемки;

данные измерения напряжения на валу генератора;

протоколы испытаний устройств защиты и гашения поля, измерительных и регистрирующих приборов генератора и регулятора возбуждения;

документы обо всех ремонтах и осмотрах генератора и его вспомогательного оборудования;

комплект чертежей генератора, в том числе монтажных, с указанием массы наиболее тяжелых частей; чертежи и схемы вспомогательных устройств (возбуждения, охлаждения, газомасляного хозяйства и пр.);

суточные ведомости регистрации режимов работы генераторов по установленной форме;

сведения об эксплуатационных и специальных режимах работы (асинхронных, недовозбуждения, несимметричных и пр.);

формуляры сборочно-монтажных и пусконаладочных работ.

1.28. Генераторы, находящиеся в резерве, и все относящиеся к ним вспомогательное оборудование должны быть постоянно готовы к немедленному пуску и должны периодически осматриваться по графику, утвержденному главным инженером электростанции.

1.29. Дизель-генераторные установки для аварийного питания ответственных механизмов электростанций должны находиться в состоянии готовности к автоматическому запуску. Исправность и готовность их к автоматическому запуску должны периодически проверяться по графику, утвержденному главным инженером электростанции.

1.30. Устройства для пожаротушения генераторов с воздушным охлаждением должны находиться в постоянной готовности к действию и обеспечить возможность быстрой подачи воды в генератор.

1.31. Запас водорода на электростанциях, где установлены генераторы с водородным охлаждением, должен обеспечивать десятидневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного генератора с наибольшим газовым объемом, а запас углекислого газа или азота — шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом.

При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50 %.

1.32. Все генераторы должны периодически подвергаться капитальному, среднему и текущему ремонтам, которые должны совмещаться соответственно с капитальным, средним и текущим ремонтом турбин по заранее установленному в энергосистеме графику.

Порядок планирования и производства ремонта определяется «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984) и «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Энергия, 1977).

1.33. Ремонт генератора необходимо производить в соответствии с руководством по капитальному (среднему) ремонту или техническими условиями на ремонт, утвержденными Союзэнергоремонтом и согласованными в установленном порядке, а также в соответствии с ОСТ 34-38-454-79 «Уплотнения торцевые роторов турбогенераторов с водородным охлаждением. Правила эксплуатации и ремонта» и технической документацией, специально подготовленной организацией производящей ремонт, в соответствии с планируемыми работами (в зависимости от состояния генератора и объема ремонта).

1.34. При текущем ремонте производится осмотр и чистка узлов и деталей, а также устранение незначительных дефектов, не связанных с большими объемами разборки узлов.

В объем текущего ремонта входят: осмотр, чистка возбудителя, узла контактных колец и цепи возбуждения, устранение утечек газа без удаления водорода из корпуса, контроль изоляции доступных узлов (ротор, статор, подшипники), проверка состояния систем обеспечения (газомасляной, водоснабжения и т.д.) и проведение других работ, если они указаны в инструкциях заводов-изготовителей.

1.35. Первые ремонтные работы на вновь введенных машинах для своевременного выявления и устранения возможных дефектов изготовления и монтажа (включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора) следует производить не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию с выемкой ротора у турбогенераторов и не позднее чем через 6000 ч на гидрогенераторах.

Увеличение срока проведения первых ремонтных работ допускается лишь тогда, когда этот срок приходится на период осенне-зимнего максимума нагрузки. В этом случае через 6 мес. после пуска должен быть проведен осмотр генератора (у турбогенератора со снятием верхних половин щитов). Если при осмотре будут обнаружены признаки повреждений узлов генератора (следы истирания изоляции и контактной коррозии, ослабленные бандажи, выпавшие клинья, дистанционные распорки, выползшие подклиновые прокладки и другие дефекты), то он должен быть остановлен для ликвидации отмеченных дефектов в ближайшее же время.

1.36. Обо всех серьезных дефектах (повреждение активной стали или системы ее крепления, повреждение изоляции, пробои при испытаниях и т.п.), обнаруженных во время осмотров, ремонтов и профилактических испытаний генераторов мощностью 100 МВт и выше (за исключением рядовых случаев пробоя на них микалентной компаундированной изоляции), следует немедленно (телеграфно) уведомлять Главтехуправление и завод-изготовитель для своевременного принятия мер по предотвращению аналогичных повреждений на других электростанциях и оказания квалифицированной помощи в установлении причин возникновения дефекта.

Режим работы генератора при номинальных параметрах, указанных на заводском щитке и в паспорте генератора, называется номинальным.

2.2. Для каждого значения рабочего напряжения, давления газа и температуры охлаждающей среды устанавливаются допустимые токи статора и ротора. Длительные перегрузки — увеличение этих токов сверх допустимого значения — не разрешаются.

При вводе генератора в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта независимо от срока проведения испытаний на нагревание необходимо при первом подъеме нагрузки проверить тепловое состояние генератора и оценить исправность (и полный объем включения) устройств теплового контроля. Для турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора определить неравномерность нагрева отдельных стержней обмотки в целях диагностики состояния параллельных гидравлических каналов.

2.4. По результатам испытаний на нагревание устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температуры (с округлением в большую сторону до 5 °С) обмоток статора и ротора, а также активной стали, которые имеют место при продолжительной работе генератора с номинальной нагрузкой при номинальных значениях коэффициента мощности, напряжения, температуры, давления и чистоты охлаждающей среды. Для турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ 533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной по сравнению с номинальной активной нагрузкой при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения, наибольшие допустимые в эксплуатации температуры следует определять для номинального и максимального режимов. За наибольшие допустимые в эксплуатации температуры для таких машин должны приниматься максимальные из определенных для этих режимов.

Для генераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора устанавливается также наибольшая допустимая в эксплуатации температура дистиллята или газа, выходящего из обмоток статора, причем для этих генераторов указанная температура является основным показателем нагрева обмотки статора.

Определенные выше наибольшие допустимые в эксплуатации температуры указываются в местных инструкциях. Они не должны превышать предельно допустимых значений, установленных государственными стандартами, техническими условиями и приведенных в заводских инструкциях (в соответствии с методом их измерения).

При всех длительных отклонениях от номинального режима (см. п. 2.1) наибольшие температуры нагрева отдельных частей генератора не должны превышать наибольшие допустимые в эксплуатации.

Для турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ 533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной по сравнению с номинальной активной нагрузкой, при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения наибольшая допустимая в эксплуатации температура обмотки ротора должна быть определена также для наибольшего значения тока возбуждения, полученного при работе с номинальной или максимальной длительной нагрузкой при отклонении напряжения от номинального до ±5 %.

Примечание. Значение тока возбуждения при указанных значениях тока и напряжения статора может быть определено опытным путем или графоаналитически.

2.6. Измерение температуры производится: обмотки статора — с помощью термометров сопротивления, заложенных между стержнями обмотки или под клином или установленных на боковой поверхности стержней у выхода из паза; стали статора — с помощью термометров сопротивления, заложенных на дно паза; обмотки ротора — методом сопротивления. У генераторов с непосредственным охлаждением обмоток температура газа на выходе из обмотки статора измеряется термометрами сопротивления, расположенными против мест выхода газа. У генераторов с жидкостным охлаждением температура выходящей из обмоток и сердечника жидкости измеряется ртутными термометрами и термометрами сопротивления, установленными в сливных трубопроводах.

2.8. Предельные значения температуры, измеряемой термометрами сопротивления, установленными для контроля за проходимостью полых проводников стержней генераторов с водяным охлаждением обмотки статора, допустимая разность температур по ним, а также температура выходящего охлаждающего газа для генераторов с непосредственным газовым охлаждением обмотки статора и для генераторов, имеющих аксиальную систему охлаждения сердечника, указываются заводом-изготовителем. Для остальных генераторов температура выходящего охлаждающего газа не нормируется.

2.9. Если наибольшие полученные по результатам испытаний на нагревание (п. 2.4) температуры при работе генератора с номинальной или максимальной длительной нагрузкой больше предельно допустимых, указанных в п. 2.7, мощность генератора должна быть соответственно ограничена до выяснения и устранения причин повышенных нагревов. Об ограничении мощности генераторов необходимо сообщать в Главтехуправление и заводу-изготовителю.

2.10. Если наибольшие допустимые в эксплуатации температуры, определенные по п. 2.4, при работе генератора с номинальными параметрами меньше предельно допустимых значений (п. 2.7) и целесообразно использование генератора с повышенной нагрузкой, то следует запросить завод-изготовитель о возможности увеличения номинальной мощности (перемаркировки) и необходимости проведения для этого специальных испытаний на нагревание с определением наибольших местных температур частей генератора по дополнительно установленному тепловому контролю, модернизации отдельных узлов и пр.

Перемаркировка турбогенераторов, роторы которых перемотаны с заменой косвенного охлаждения на непосредственное, производится после проведения специальных испытаний на нагревание.

В каждом отдельном случае перемаркировка должна производиться по согласованию с заводом-изготовителем (для генераторов отечественного производства) и Главтехуправлением.

2.11. Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности, а для турбогенераторов 30 МВт и более также и длительная максимальная мощность при заданном коэффициенте мощности должны сохраняться при отклонениях напряжения от номинального до ±5 %.

Для всех генераторов наибольшее рабочее напряжение не должно превышать 110 % номинального. При напряжении выше 105 % допустимая полная мощность генератора должна быть уменьшена в соответствии с указаниями инструкции завода-изготовителя или установлена по результатам испытаний.

При напряжении на генераторе ниже 95 % номинального ток статора не должен превышать 105 % длительно допустимого при данных параметрах охлаждающей среды.

2.12. При снижении температуры охлаждающего воздуха или водорода по сравнению с номинальной разрешается увеличить мощность генераторов с косвенным и непосредственным газовым охлаждением.

Для турбогенераторов мощностью до 25 МВт и гидрогенераторов с длиной сердечника статора до 2 м (первая группа) увеличение мощности разрешается при снижении температуры охлаждающего газа на 20 °С, а для турбогенераторов мощностью 25 МВт и более и гидрогенераторов с длиной сердечника статора более 2 м (вторая группа) — на 10 °С.

Не разрешается при большем снижении температуры охлаждающего газа дальнейшее увеличение мощности и соответствующих ей токов статора и ротора.

Если допустимые при снижении температуры охлаждающего газа токи ротора и статора не указаны заводом-изготовителем, то их значения устанавливаются на основании испытаний генераторов на нагревание при условии, что не должны быть превышены наибольшие допустимые в период эксплуатации температуры, определенные в соответствии с п. 2.4. При этом увеличение токов не должно быть больше чем на 15 % номинального для генераторов первой группы и на 10 % — для генераторов второй группы во всем диапазоне допустимых отклонений напряжения до ±5 % номинального.

Определенные по результатам испытаний на нагревание повышенные значения токов статора и ротора должны быть согласованы с заводом-изготовителем генератора.

Увеличение токов должно производиться равномерно через каждые 5 °С снижения температуры охлаждающего газа.

Для генераторов с водяным охлаждением обмоток увеличение мощности при снижении температуры охлаждающего газа ниже номинальной (40 °С) не разрешается.

2.13. При повышении температуры охлаждающего газа сверх номинальной допустимые токи статора и ротора для всех генераторов независимо от способа их охлаждения уменьшаются по данным испытаний на нагревание до значений, при которых температуры обмоток (а для генераторов с непосредственным охлаждением и температура охлаждающей среды на выходе из обмотки) не будут превышать наибольшие допустимые в эксплуатации температуры, определенные согласно п. 2.4.

Если генератор не имеет температурных индикаторов или еще не испытан на нагревание, а в заводской инструкции не указаны допустимые нагрузки для повышенных температур охлаждающего газа, то уменьшение значения допустимого тока статора на каждый градус повышения температуры охлаждающего газа выше номинальной при работе машин с коэффициентом мощности не ниже номинального производится в соответствии с табл. 1.

Одновременно с уменьшением токов должны быть приняты меры по выяснению и устранению причин повышения температуры охлаждающего газа.

Работа генераторов при температуре входящего охлаждающего газа выше 55 °С запрещается независимо от способа охлаждения.

Уменьшение допустимого тока статора генератора на каждый градус повышения температуры охлаждающего газа выше номинальной

Уменьшение значения допустимого тока статора, % на 1 °С

От 35 до 40 вкл.

Св. 40 до 45 вкл.

От 40 до 45 вкл.

Св. 45 до 50 вкл.

Св. 45 до 50 вкл.

Св. 50 до 55 вкл.

Св. 50 до 55 вкл.

2.14. Допускается отклонение температуры охлаждающего обмотку дистиллята или масла против номинальной на ±5 °С, если иное не оговорено в заводских инструкциях. Мощность генератора при этом не изменяется.

2.15. Нижний предел температуры охлаждающего газа для генераторов с замкнутым циклом охлаждения определяется из условий отпотевания газоохладителей (см. п. 3.20, в) и, как правило, должен быть не менее 20 °С.

2.16. У турбогенераторов с непосредственным и косвенным водородным охлаждением мощность может быть увеличена при повышении давления водорода до предельно допустимого.

Допустимое увеличение мощности (если она не указана в инструкции завода-изготовителя) следует определять на основании специальных испытаний на нагревание, при этом не должны быть превышены наибольшие допустимые в эксплуатации температуры частей генераторов, установленные согласно п. 2.4.

Определенные таким образом мощности должны быть согласованы с заводом-изготовителем и Главтехуправлением.

Значения увеличенной мощности (без проведения испытаний) для некоторых типов турбогенераторов приведены в приложении 3.

Турбогенераторы серии ТВФ могут работать при пониженном избыточном давлении водорода в течение 24 ч. Решение об этом принимает главный инженер электростанции. Мощность (полная) генераторов при этом должна быть уменьшена до значений, приведенных в табл. 2.

Значения уменьшенной мощности турбогенераторов с водородным охлаждением при понижении избыточного давления ниже номинального

Мощность турбогенератора, % номинальной (при значении cosj не ниже номинального), при избыточном давлении водорода, МПа (кгс/см2)

Разрешается работа турбогенераторов с жидкостным охлаждением обмотки статора, водородным или водяным охлаждением обмотки ротора и водородным охлаждением стали статора при пониженном избыточном давлении водорода не более пяти суток.

Решение об этом принимает главный инженер электростанции. Мощность (полная) генераторов при этом должна быть уменьшена до значений, указанных в табл. 3.

Значения уменьшенной мощности турбогенераторов при снижении давления водорода

Мощность турбогенераторов, % номинальной (при значении cosj не ниже номинального), при избыточном давлении водорода, МПа (кгс/см2)

ТВВ-165-2 (Рном = 160 МВт)

ТВВ-165-2 (Рном = 150 МВт)

ТВВ-320-2 (с тангенциальной системой охлаждения)

Разрешается работа турбогенераторов с водородным охлаждением обмоток статора и ротора при пониженном избыточном давлении водорода. Решение об этом принимает главный инженер электростанции. Мощность (полная) генератора при этом должна быть уменьшена до значений, приведенных в табл. 4.

2.18. Для каждого генератора должна быть составлена карта нагрузок согласно «Методическим указаниям по проведению испытаний на нагревание генераторов» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

Целесообразно также построить диаграммы допустимых нагрузок (диаграммы мощности) — зависимости между активной и реактивной мощностями при различных коэффициентах мощности.

При отклонении напряжения от номинального и изменении температуры охлаждающей среды режим работы генератора следует вести в соответствии с картой нагрузок.

Значения уменьшенной мощности турбогенераторов при снижении давления водорода

Мощность турбогенератора, % номинальной (при значении cosj не ниже номинального), при избыточном давлении водорода, МПа (кгс/см2)

2.19. При одновременных отклонениях напряжения на выводах генераторов до ±5 % и частоты до ±2,5 % номинальных значений номинальная и максимальная длительная (для турбогенераторов 32 МВт и более) мощности сохраняются при условии, что в режиме работы с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %.

2.20. При работе генератора в режимах перевозбуждения с коэффициентом мощности, меньшим номинального, нагрузка генератора регулируется так, чтобы токи статора и ротора не превышали допустимых значений при данных температуре и давлении охлаждающей среды и напряжении на выводах.

2.21. При увеличении коэффициента мощности (cosj) от номинального значения до единицы активная нагрузка генератора может быть повышена по сравнению с номинальной.

Генераторы с косвенным охлаждением могут при этом работать с сохранением номинального значения полной мощности. При работе таких генераторов в режиме недовозбуждения (емкостный квадрант) с потреблением реактивной мощности их допустимая нагрузка, как правило, определяется условиями обеспечения устойчивости.

У некоторых турбогенераторов старых выпусков, у которых элементы крепления лобовых частей и выводных дуг обмотки статора выполнены из магнитных материалов, допустимые нагрузки в режимах недовозбуждения могут ограничиваться, кроме того, нагревом этих элементов, что устанавливается испытаниями.

Для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток допустимые нагрузки при работе с коэффициентом мощности, близким к единице, и в режиме недовозбуждения ограничиваются по условиям устойчивости и нагреву крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон генераторов.

Допустимые нагрузки генераторов в режимах недовозбуждения (по условиям сохранения устойчивости машин и электропередачи) должны оцениваться с учетом конкретных условий работы генераторов в системе с помощью общих методов анализа устойчивости энергосистем (см. «Методические указания по определению устойчивости энергосистем» — (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

При этом в зависимости от значимости генераторов и электропередачи в энергосистеме и тяжести последствий возможного нарушения устойчивости допустимо снижение запасов статической устойчивости до 10 %.

Допустимые нагрузки по условиям нагрева должны определяться по диаграммам мощности, представляемым заводами-изготовителями, а при их отсутствии — на основании специальных испытаний, программу и результаты которых необходимо согласовывать с заводом-изготовителем и Главтехуправлением.

Допустимые нагрузки некоторых типов турбогенераторов с непосредственным охлаждением, полученные по результатам специальных испытаний на нагревание, приведены в табл. 5.

Работа генераторов с коэффициентом мощности, равным единице, и в режимах недовозбуждения должна проводиться при включенном АРВ. Исключение составляют генераторы с системами простого компаундирования, у которых при включенном устройстве компаундирования не удается снизить возбуждение до нужных значений реактивной нагрузки даже при полностью введенном шунтовом реостате и минимальном токе корректора. У таких генераторов устройство компаундирования следует отключать, оставляя в работе лишь корректор и релейную форсировку.

Для предупреждения нарушений устойчивости при случайных повышениях напряжения в сети необходимо, чтобы АРВ генераторов имели устройства ограничения минимального тока возбуждения.

Допустимые значения реактивной мощности, потребляемой генераторами, при работе их в режимах недовозбуждения (при номинальном давлении водорода)

Допустимое значение потребляемой реактивной мощности, Мвар, при активной мощности, % Рном

ТВФ-60-2 (Uном = 6,3 кВ)

ТВФ-60-2 (Uном = 10,5 кВ)

ТВВ-165-2 (Рном = 150 МВт)

ТВВ-165-2 (Рном = 160 МВт)

ТГВ-200 до модернизации системы охлаждения сердечника статора при РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(3,0 кгс/см2)

ТГВ-200 до модернизации системы охлаждения статора при РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(4,0 кгс/см2)

ТГВ-200 после модернизации системы охлаждения сердечника статора** при РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(3,0 кгс/см2)

ТГВ-200 после модернизации системы охлаждения сердечника статора** при РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(4,0 кгс/см2)

ТГВ-200М Рном = 200 МВт, РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(3,0 кгс/см2)

ТГВ-200-2М Рном = 220 МВт, РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(2,0 кгс/см2)

ТГВ-300 РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(3,0 кгс/см2)

ТГВ-300 при РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях(4,0 кгс/см2)

* Для режима выдачи реактивной мощности.

** Модернизация турбогенератора предусматривает установку разработанного ЦКБ Союзэнергоремонта направляющего аппарата к осевому вентилятору (или замену лопаток самого вентилятора лопатками другого профиля заводского изготовления) с одновременным выполнением дополнительных вентиляционных каналов в раме корпуса статора по технологии, разработанной заводом «Электротяжмаш».

2.22. Разрешается (при необходимости) длительная работа генераторов в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (приложение 4). Допустимая нагрузка в этом режиме устанавливается заводом-изготовителем или определяется из условия, чтобы ток возбуждения не превышал наибольшего допустимого значения по п. 2.5.

Нагрузка генератора с косвенным охлаждением, работающего в режиме недовозбужденного синхронного компенсатора, как правило, определяется значением минимального устойчивого возбуждения.

Для генераторов с косвенным охлаждением, у которых конструктивные элементы в торцевых зонах выполнены из магнитных материалов, допустимая нагрузка устанавливается на основании специальных испытаний и согласовывается с заводом-изготовителем.

Для генераторов с непосредственным охлаждением допустимое значение потребляемой реактивной мощности в режиме недовозбужденного синхронного компенсатора определяется на основании испытаний или по диаграммам мощности, представляемым заводами-изготовителями. При отсутствии таких данных для некоторых турбогенераторов реактивная мощность, потребляемая в режиме синхронного компенсатора, не должна превышать указанную в табл. 5 для 40 %-ной активной нагрузки.

При длительной работе турбогенератора в режиме синхронного компенсатора его рекомендуется отделять от турбины. Пуск турбогенератора для работы в режиме синхронного компенсатора может быть осуществлен частотным методом, а для турбогенераторов с оставленными бандажами — также и методом асинхронного пуска (см. приложение 4).

2.23. Перевод гидрогенераторов в режим работы синхронного компенсатора осуществляется закрытием направляющего аппарата со срывом вакуума и последующим отжатием воды из камеры рабочего колеса, если она затоплена (см. приложение 4). Процесс перевода гидрогенератора в режим работы синхронного компенсатора должен быть автоматизирован в тех случаях, когда гидрогенератор систематически работает в режиме синхронного компенсатора.

2.24. Длительная работа генераторов при номинальной мощности в симметричном режиме на сеть, имеющую крупные преобразователи переменного тока в постоянный (для привода прокатных станов и т.д.), допускается при условии, что значения высших гармонических составляющих токов 5-го и 7-го порядков не превосходят соответственно 4 и 3 % значения номинального тока для турбогенераторов и 7 и 6 % значения номинального тока для гидрогенераторов.

В аварийных условиях разрешаются кратковременные перегрузки генераторов по токам статора и ротора согласно инструкциям заводов-изготовителей, ГОСТ и ТУ.

Если такие данные отсутствуют, то при авариях в энергосистеме допускаются кратковременные перегрузки по токам статора и ротора в соответствии с табл. 6 и 7, в которых кратности перегрузок отнесены к номинальным значениям токов статора и ротора.

Допустимые кратности и продолжительность перегрузки генераторов по току статора

Кратность перегрузки генератора

с косвенным охлаждением обмотки статора

с непосредственным охлаждением обмотки статора

Примечание. Фактическая продолжительность перегрузок кратностью более 1,3 должна быть минимальной и, как правило, не превышать времени срабатывания резервных защит генераторов из условия обеспечения селективности их действия по отношению к резервным защитам элементов внешней сети. Указанные в таблице продолжительности допускаются как предельные в исключительных случаях при отказе защит.

Для генераторов с косвенным охлаждением обмоток разрешается такая перегрузка по току ротора, которая требуется при данной перегрузке по току статора. При форсировке возбуждения двукратная перегрузка по отношению к номинальному току ротора разрешается в течение 50 с.

Допустимые кратности и продолжительность перегрузки по току ротора для турбогенераторов с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора

Кратность перегрузки турбогенераторов серий

ТВФ, кроме ТВФ-120-2

ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2

Запрещается использовать указанные в табл. 6 и 7 перегрузки при нормальных режимах работы энергосистемы.

При временной работе турбогенераторов с пониженным давлением или повышенной температурой водорода (без изменения уставок защит) в случае внезапных повышений токов статора и ротора по сравнения с длительно допустимыми наибольшими значениями для соответствующих параметров водорода (пп. 2.13 и 2.17) должны быть немедленно приняты меры по их снижению до допустимого уровня.

Турбогенераторы мощностью до 300 МВт, имеющие массивные роторы и бандажи, при потере возбуждения не следует немедленно отключать от сети, если это допустимо по условиям установленного предела снижения напряжения в энергосистеме и потеря возбуждения произошла не по причине, угрожающей целости генератора (недопустимые вибрации, пожар и т.п.).

При потере возбуждения необходимо немедленно замкнуть обмотку возбуждения генератора на гасительное сопротивление, отключив АГП (при его наличии), а при тиристорном возбудителе перевести последний в режим инвертирования. Затем следует уменьшить активную нагрузку до допустимого значения для данного типа турбогенератора, переключить вручную или автоматически (от контактов АГП, а также от специальных устройств — при их наличии) питание собственных нужд блока с рабочего на резервный источник, выяснить и устранить причины потери возбуждения или перевести турбогенератор на резервное возбуждение. Если в течение времени, допустимого для работы турбогенератора в асинхронном режиме (п. 2.27), восстановить возбуждение не удается, следует разгрузить турбогенератор и отключить его от сети.

Во время работы турбогенератора в асинхронном режиме необходимо следить за нагрузкой других генераторов электростанции и не допускать их перегрузки по току статора и ротора свыше значений, указанных в п. 2.25.

Допустимая нагрузка в асинхронном режиме без возбуждения определяется с учетом следующих условий:

ток статора не должен превышать значений, приведенных в табл. 6, при продолжительности перегрузки 30 мин для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки статора и 15 мин для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора мощностью до 300 МВт;

при косвенном охлаждении обмотки ротора потери в роторе, обусловленные скольжением, не должны превышать потери на возбуждение при номинальном режиме.

Для турбогенераторов с косвенным воздушным и водородным охлаждением обмоток разрешается работа в асинхронном режиме без возбуждения с нагрузкой до 60 % номинальной продолжительностью не более 30 мин.

У турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток допустимая нагрузка определяется главным образом нагревом крайних пакетов сердечника статора и некоторых конструктивных элементов в торцевых зонах турбогенераторов. Для турбогенераторов мощностью до 300 МВт допустимая нагрузка в асинхронном режиме без возбуждения не должна превышать 40 % номинальной при продолжительности работы не более 15 мин, а для турбогенераторов серии ТВФ — не более 30 мин.

Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток мощностью более 300 МВт устанавливаются заводскими инструкциями, а при их отсутствии по результатам специальных испытаний или руководящими документами.

Разгрузка турбогенераторов до допустимого предела должна производиться вручную или автоматически за время, не превышающее 2 мин. При этом для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток время разгрузки до 60 % номинальной нагрузки не должно превышать 1 мин для турбогенераторов мощностью менее 150 МВт и 30 с — для турбогенераторов большей мощности.

В целях надежной и быстрой разгрузки турбогенератора целесообразно автоматизировать этот процесс.

2.28. Для проверки допустимости асинхронного режима без возбуждения и ознакомления персонала с поведением турбоагрегата в этом режиме на электростанциях, где установлены турбогенераторы с массивными роторами и бандажами, следует проводить испытания турбогенераторов мощностью до 300 МВт включительно в асинхронном режиме без возбуждения.

При проведении испытаний в асинхронном режиме нагрузка турбогенераторов и продолжительность их работы не должны превышать указанных в п. 2.27.

При наличии на электростанциях однотипных турбогенераторов или их групп, имеющих одинаковые схемы связи с энергосистемой, достаточно провести испытания на одном генераторе группы.

Испытания должны проводиться для характерных наиболее тяжелых условий с точки зрения асинхронного режима.

Указания по проведению испытаний турбогенераторов в асинхронном режиме даны в приложении 5.

2.29. На всех турбогенераторах, работа которых допускается в асинхронном режиме без возбуждения, действие защит от повреждений в системе возбуждения, когда эти повреждения не представляют непосредственной опасности для самого генератора, необходимо переводить на отключение АГП (например, защиты от перегрева выпрямительной установки, защиты от повышения тока или напряжения возбуждения сверх предельно допустимого значения и пр.).

2.30. Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

2.31. Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции запрещается.

В случае, когда из-за уменьшения тока возбуждения генератор выпадает из синхронизма, необходимо:

генераторы, работа которых в асинхронном режиме без возбуждения не допускается, отключить;

в отношении турбогенераторов, работа которых в асинхронном режиме без возбуждения допускается, действовать в соответствии с указаниями п. 2.26.

2.32. Для ресинхронизации турбогенераторов при потере возбуждения следует осуществлять подачу возбуждения при активной нагрузке, не превышающей 60 % номинальной. Это обеспечивает вхождение турбогенератора в синхронизм после подачи возбуждения без дополнительных циклов асинхронного хода.

2.33. Допускается продолжительная работа турбогенераторов с косвенным и непосредственным охлаждением при разности токов в фазах, не превышающей 12 % номинального тока статора (ток обратной последовательности при этом не должен быть выше 8 % номинального значения тока статора).

Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20 % при мощности 125 МВ·А и ниже, 15 % при мощности свыше 125 МВ·А (это соответствует току обратной последовательности, равному примерно 10 — 14 и 7 — 11 % тока прямой последовательности соответственно).

Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10 %.

Во всех случаях при работе с несимметричной нагрузкой ток в наиболее нагруженной фазе генератора не должен превышать номинальный.

Допустимая степень несимметрии может быть увеличена только на основании специальных испытаний по согласованию с Главтехуправлением и заводом-изготовителем генератора.

2.34. При работе генераторов с несимметричной нагрузкой необходимо особо тщательно контролировать их тепловое состояние (обмоток, сердечника статора, охлаждающих газа и жидкости) и в случае повышения температуры сверх допустимой немедленно разгрузить генератор.

2.35. При возникновении несимметрии, превышающей допустимую для данного генератора, необходимо принять меры к исключению или уменьшению несимметрии или снижению нагрузки. Если сделать это в течение 3 — 5 мин при наличии УРОВ или в течение 2 мин при его отсутствии не представляется возможным, следует снять нагрузку и отключить генератор.

2.36. При возникновении несимметрии, превышающей длительно допустимую, и при несимметричных коротких замыканиях в сети допустимая продолжительность работы генератора определяется по формуле

РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

где I2 — ток обратной последовательности в долях номинального;

t — продолжительность короткого замыкания, с;

A — коэффициент, значение которого зависит от типа генератора:

для гидрогенераторов — 40 с при косвенном и 20 с при непосредственном охлаждении обмотки статора;

для турбогенераторов с косвенным воздушным и водородным охлаждением — 30 с;

для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки статора и непосредственным охлаждением обмотки ротора — 15 с;

для турбогенераторов мощностью до 800 МВт с непосредственным водородным или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора — 8 с;

для турбогенераторов мощностью свыше 800 МВт с непосредственным водородным или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора — 6 с;

для турбогенераторов ТВВ-320-2 (первых выпусков) без успокоительной системы на роторе — 5 с.

Эта формула должна учитываться при выборе уставок релейной защиты.

3.1. С момента начала вращения турбо- и гидрогенератора при подаче пара или воды на турбину считается, что генератор и все связанные с ним электрические устройства находятся под напряжением. На автоматизированных гидроэлектростанциях неподвижный гидрогенератор также считается находящимся под напряжением, если не отключены шинные разъединители и пусковые органы автоматического управления.

3.2. Перед пуском и включением в работу генератора на неавтоматизированных электростанциях необходимо проверить исправность и подготовить к работе системы возбуждения, газомасляную, водяного охлаждения генератора в соответствии с указаниями местных инструкций по эксплуатации этих систем.

3.3. На неавтоматизированных электростанциях подъем напряжения на генераторе и включение его в сеть должны производиться дежурным персоналом щита управления (главного или блочного).

Способы проверки синхронизационного устройства генератора приведены в приложении 6.

3.4. Скорость подъема напряжения на генераторах не ограничивается при пуске их как из горячего, так и из холодного состояния.

Возбуждение генераторов с жидкостным охлаждением обмоток и сердечника статора при отсутствии циркуляции жидкости в них не допускается.

3.5. Турбогенераторы и гидрогенераторы в нормальных условиях, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации (автоматической или полуавтоматической).

При отказе или отсутствии устройств автоматической синхронизации допускается включение способом ручной точной синхронизации.

При включении в сеть способом точной синхронизации с включенным АРВ, снабженном устройством автоматической подгонки напряжений, различие напряжений сети и генератора не должно превышать 1 %. При отсутствии устройства автоматической подгонки напряжений, а также при ручном регулировании возбуждения различие напряжений сети и генератора не должно превышать 5 %.

Во всех случаях включения способом точной синхронизации следует стремиться к тому, чтобы угол между напряжением генератора и сети в момент включения не превышал 10°.

При использовании способа точной синхронизации должна действовать блокировка от несинхронного включения.

Турбогенераторы с косвенным охлаждением обмоток статора, работающие по схеме генератор-трансформатор, гидрогенераторы с косвенным охлаждением обмоток при мощности 50 МВт и менее могут включаться на параллельную работу способом самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем генератора.

Турбогенераторы мощностью до 200 МВт включительно и все гидрогенераторы при ликвидации аварии в энергосистеме разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации. Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0.

При отсутствии или отказе устройств полуавтоматической самосинхронизации допускается ручная самосинхронизация.

Включение в сеть способом ручной самосинхронизации производится при частоте вращения ротора невозбужденной машины, близкой к синхронной (в пределах ±2 %), и обмотке ротора, замкнутой на штатное сопротивление. Возбуждение подается сразу же после включения в сеть.

3.6. Скорость набора активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла. При этом наибольшие допустимые скорости набора и изменения нагрузки турбогенераторов в нормальных режимах указываются в заводских инструкциях.

Скорость повышения тока статора и ротора генераторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость не должна превышать в нормальных режимах скорости набора активной нагрузки, а в аварийных режимах — не ограничивается.

В аварийных условиях не следует вмешиваться в работу АРВ и форсировки, если при этом не нарушаются условия, предусмотренные п. 2.25.

3.7. Эксплуатация газомасляной системы турбогенераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением, включая операции по замене в корпусе турбогенератора воздуха водородом и водорода воздухом, производится в соответствии с заводскими инструкциями и «Типовой инструкцией по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1967).

3.8. Эксплуатация системы жидкостного охлаждения обмоток и сердечника статора должна производиться в соответствии с указаниями заводов-изготовителей.

3.9. Показания приборов, характеризующих состояние генератора при его эксплуатации, должны записываться в щитовую ведомость не реже чем два раза в смену (кроме показаний, которые фиксируются регистрирующими приборами).

На генераторах, вновь вводимых в эксплуатацию, в течение первых 6 мес. и на головных и опытно-промышленных образцах генераторов в период освоения запись показаний приборов должна производиться не реже чем через 2 ч. На гидроэлектростанциях без постоянного дежурного персонала запись показаний приборов производится во время обходов. Объем и периодичность записи информации устанавливаются для каждого генератора в соответствии с ПТЭ и заводской инструкцией по эксплуатации генераторов с учетом местных условий и приводятся в местной инструкции на каждый тип генератора.

Проверка приборов, регистрирующих электрические параметры, производится сравнением показаний регистрирующих и показывающих приборов с последующей записью об этом на ленте не реже одного раза в сутки.

3.10. У турбогенераторов с водородным охлаждением запись показаний приборов контроля работы газомасляной системы производится в соответствии с ПТЭ, Типовой инструкцией по эксплуатация газовой системы водородного охлаждения генераторов и инструкциями заводов-изготовителей.

3.11. Запись показаний устройства контроля изоляции цепи возбуждения производится не реже одного раза в сутки.

Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное соответствующим устройством или мегаомметром на 500 — 1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм.

При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и действующими «Нормами испытания электрооборудования» (М.: Атомиздат, 1987).

Работа генераторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений (если при этом не нарушаются условия п. 4.20), допускается только с разрешения главного инженера электростанции или предприятия электрических сетей.

Исправность изоляции подшипников генераторов, а также изолированных крестовин и подпятников гидрогенераторов должна проверяться не реже одного раза в месяц, если в заводских инструкциях для крупных генераторов, снабженных специальными устройствами контроля, не указана более частая периодичность проверок.

Исправность изоляции подшипников турбогенератора контролируется во время его работы путем проверки целостности изоляции между стулом подшипников и фундаментной плитой (рис. 1).

Для сравнения результатов измерений с предшествующими состояние изоляции рекомендуется проверять при одной и той же нагрузке турбогенератора и одном и том же токе ротора.

Измеряются напряжение между концами вала и напряжение между фундаментной плитой и корпусом подшипника со стороны, противоположной турбине. В этом случае должна быть зашунтирована масляная пленка между валом и корпусом подшипника с обеих сторон турбогенератора.

При исправной изоляции показания вольтметров V1 и V2 (см. рис. 1) должны быть практически одинаковыми. Различие более чем на 10 % указывает на неисправность изоляции. При этом показание вольтметра V2 должно быть меньше, чем вольтметра V1; если же показание будет больше, это свидетельствует о неправильности произведенного измерения, которое должно быть повторено. Измерение производится с помощью вольтметра переменного тока со шкалой 3 — 10 В и возможно меньшим внутренним сопротивлением. При использовании приборов с большим внутренним сопротивлением его следует зашунтировать резистором 50 — 100 Ом.

РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

Рис. 1. Схема подключения вольтметров для определения исправности изоляции вала турбогенератора во время его работы при измерении напряжения:

а — на концах вала; б — между изолированной опорой подшипника и фундаментной плитой; П — перемычка для шунтирования масляной пленки

Для измерения напряжения на валу и шунтирования масляной пленки между валом и подшипниками необходимо применять медные сетчатые или пружинящие пластинчатые щетки с изолирующими рукоятками.

В качестве дополнения к указанному выше способу контроля подстуловой изоляции подшипников турбогенераторов является использование мегаомметра. Им можно проконтролировать сопротивление подстуловой изоляции подшипника относительно закладываемого в ней стального листа, что позволяет судить о загрязненности периферийной части подстуловой изоляции. При этом изоляция болтов крепления стула подшипника и фланцев маслопроводов остается непроверенной.

У турбогенераторов с подшипниками, встроенными в щиты, контроль за изоляцией подшипников следует производить в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

У турбин, не имеющих открытых участков вала, необходимо просверлить отверстие для доступа к валу, лучше всего в крышке одного из подшипников. Это отверстие должно быть надежно закрыто пробкой.

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

3.13. Обслуживание генераторов во время эксплуатации возлагается на персонал цехов: электрического, котлотурбинного, химического и контрольно-измерительных приборов и автоматики.

осмотр генератора оперативным персоналом электроцеха один раз в смену, мастером электроцеха по ремонту согласно утвержденному графику (не реже одного раза в неделю);

оценка температурного состояния генератора по данным регистрирующих приборов и записей оперативного персонала один раз в сутки, а также при первом наборе нагрузки после монтажа или расширенного ремонта;

контроль за изоляцией цепей возбуждения (не реже одного раза в сутки) и измерение сопротивления изоляции обмотки статора (на блоках вместе с шинопроводами и обмотками трансформатора) и цепей возбуждения при останове генератора;

проверка изоляции подшипников и уплотнений в сроки, установленные местными инструкциями;

уход за системами возбуждения в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации системы возбуждения;

осмотр и техническое обслуживание щеточно-контактных аппаратов главных генераторов, вспомогательных генераторов и возбудителей в установленные сроки, в аварийных случаях — по вызову машиниста или дежурного блочного щита;

обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопровод, арматура, газоохладители), поддержание заданных чистоты и давления водорода в генераторе;

обслуживание и ремонт элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток внутри корпуса генератора;

обслуживание и ремонт электрооборудования всей водяной и газомасляной систем;

перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и обратно, а также продувка турбогенератора свежим водородом;

участие в приемке из ремонта масляных уплотнений;

обслуживание водородных трубопроводов и испарителей в установках для снижения влажности водорода и электроснабжение установок;

контроль за заполнением дистиллированной водой (или конденсатом) обмоток статора и роторов генераторов с непосредственным водяным охлаждением;

демонтаж и обратная установка при ремонтах датчиков теплового контроля внутри генератора;

эксплуатация системы вакуумирования и подготовки изоляционного масла; дегазация и заполнение маслом турбогенераторов с масляным охлаждением;

обслуживание электролизных установок для производства водорода.

наблюдение за нагревом всех подшипников и подпятников генератора и возбудителя, за уровнем масла в ваннах пяты и направляющих подшипников гидрогенераторов;

контроль за работой и регулирование температуры охлаждающей среды (газа, воздуха, воды) газоохладителей (теплообменников) генератора;

контроль за температурой меди и стали статора генератора и обмотки ротора (при наличии прибора);

контроль за вибрационным состоянием подшипников турбины, генератора и возбудителя;

периодическое прослушивание генератора;

надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла) и масляных уплотнений всех типов;

надзор за работой и ремонт оборудования, теплообменников и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей и вентильных возбудителей, а также оборудования систем охлаждающего обмотки и вентили возбудителей дистиллята (или масла) до генератора и преобразователей возбудителя;

внешний контроль за работой щеток на контактных кольцах и коллекторе возбудителя без производства каких-либо работ на них;

наблюдение по манометру за наличием давления в трубопроводе, подводящем воду для тушения пожара;

содержание в чистоте выступающих краев изоляционных прокладок под основанием подшипников генератора и возбудителя и наблюдение за тем, чтобы металлические предметы не замкнули их;

наблюдение за работой и ремонт оборудования системы масляного охлаждения статоров генераторов серии ТВМ вне генератора;

наблюдение за тем, чтобы посторонние лица не подходили к генератору.

При наличии БЩУ, на котором расположены приборы, контролирующие режим работы генератора, и ключи управления генераторным выключателем, АГП и системой возбуждения, на персонал котлотурбинного цеха дополнительно возлагается:

контроль за значениями тока статора, тока ротора, напряжения статора;

регулирование тока возбуждения и реактивной мощности генератора по указанию начальника смены электростанции;

контроль за допустимым количеством водорода в картерах подшипников и в токопроводах генератора по имеющимся приборам на БЩУ;

ведение суточной ведомости по генератору.

3.16. На тех электростанциях, где имеется цех централизованного ремонта или участок подрядного ремонтного предприятия, ремонт указанного в пп. 3.14 и 3.15 оборудования выполняется этим цехом или участком.

3.17. На персонал химического цеха возлагается:

химический анализ газа в корпусе турбогенератора, картерах подшипников, экранированном токопроводе, в масляном баке и других местах систем маслоснабжения генераторов, а также в электролизных установках;

контроль влажности газа в корпусе генератора;

контроль за качеством дистиллята (рН, содержание кислорода, наличие соединений меди и прочих примесей) и химический анализ масла в системе охлаждения статора для генераторов с водяным и масляным охлаждением обмоток.

3.18. На персонал цеха контрольно-измерительных приборов возлагается: обслуживание и ремонт газоанализаторов, манометров, дифференциальных манометров, логометров и других приборов защит, сигнализации и контроля за газом; контроль за работой водородных уплотнений, маслоснабжением уплотнений, охлаждающей водой и охлаждающим обмотки дистиллятом (маслом), за температурой отдельных частей генератора по заложенным термоиндикаторам; обслуживание холодильно-компрессорных установок для снижения влажности водорода.

3.19. В местной инструкции для дежурного машиниста (дежурного блочного щита) должны быть указаны:

главная электрическая схема и схема собственных нужд электростанции;

нормальные, допустимые и аварийные режимы работы генераторов;

допустимые токи статора и ротора;

нижний предел температуры входящего газа и воды (из условий отпотевания);

допустимые температуры обмоток и стали статора, горячего и холодного охлаждающего газа и жидкости;

допустимые температуры масла, вкладышей подшипников и подпятников;

допустимые вибрации подшипников;

давление масла и газа (для турбогенераторов с водородным охлаждением), охлаждающей воды на входе и выходе газоохладителей, давление и расход дистиллята или масла (для генераторов с водяным или масляным охлаждением), которые должны поддерживаться в период эксплуатации;

перепад давления масло-водород, необходимый для нормальной эксплуатации турбогенераторов с водородным охлаждением;

назначение ключей, блокировок, смысловое значение табло;

порядок пуска и останова генератора;

меры по ликвидации отклонений от нормального режима, возникших неисправностей и аварий с генератором, тушению пожара.

а) избыточное давление в корпусе турбогенератора (в соответствии с паспортными данными или указаниями завода-изготовителя). Колебания давления водорода в корпусе генератора не должны превышать следующих значений:

номинальное избыточное давление

водорода, МПа (кгс/см2) 0,1 и более 0,05 0,005

предельное значение колебания

давления водорода, МПа (кгс/см2) ±0,02 ±0,01 ±0,001

б) чистота водорода:

в корпусе турбогенераторов с непосредственным водородным охлаждением — не ниже 98 %;

в корпусе турбогенераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) и выше — не ниже 97 %;

то же, но при избыточном давлении водорода до 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) — не ниже 95 %;

в) температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладители, но не выше 15 °С (если в заводских инструкциях для генераторов мощностью 500 МВт и выше не установлена более жесткая норма).

При этом относительная влажность водорода при температуре 35 °С и выше составляет 30 % и менее;

г) содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах и в кожухах экранированных токопроводов должно быть менее 1 %. В воздушном объеме главного масляного бака водород должен отсутствовать;

д) содержание кислорода в водороде в корпусе генератора при чистоте водорода 98; 97 и 95 % не должно превышать соответственно 0,8; 1,0 и 1,2 %, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора — 2 %.

3.21. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе должно быть не менее чем на 0,03 — 0,08 МПа (0,3 — 0,8 кгс/см2) выше давления газа в корпусе турбогенератора. Значение перепада зависит от конструкции уплотнения и рабочего давления водорода и должно устанавливаться в соответствии с заводскими инструкциями. Дифференциальные регуляторы должны поддерживать избыточное давление масла на уплотнениях при любых режимах работы генератора.

У некоторых типов турбогенераторов при вращении их от валоповоротного устройства перепад давления масло-водород должен быть увеличен по сравнению с нормальным в соответствии с указаниями инструкции завода-изготовителя.

3.22. Организация водно-химического режима системы охлаждения обмоток статора турбо- и гидрогенераторов, предельно допустимые значения показателей охлаждающего дистиллята, а также меры по обеспечению требуемого качества охлаждающего дистиллята должны соответствовать требованиям Эксплуатационного циркуляра № Ц-10/85 (Э) «Об организации водно-химического режима системы охлаждения обмоток статора турбо- и гидрогенераторов» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985) и Извещения № 15/86 о разъяснении положений Эксплуатационного циркуляра № Ц-10/85 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986).

В табл. 8 представлены нормы на качество дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток статоров турбогенераторов при нормальных условиях эксплуатации.

Нормы на качество дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток статоров турбогенераторов

Допустимое значение показателя

Значение рН при температуре 25 °С

Удельное электрическое сопротивление при температуре 25 °С, кОм × см

(Удельная электрическая проводимость при 25 °С, мкСм/см)

Содержание кислорода, мкг/кг (для закрытых систем)

Содержание меди, мкг/кг

Расход воды через фильтр смешанного действия (ФСД), % расхода циркулирующего дистиллята

Примечания: 1. До ввода в эксплуатацию ФСД временно допускаются следующие предельные значения показателей качества дистиллята: рН = 7,0 ÷ 9,2; содержание меди — не более 200 мкг/кг; удельное сопротивление дистиллята — не менее 100 кОм × см. Величина продувки контура должна составлять не менее 6 м3/сут, а при необходимости снижения содержания меди — не более 20 м3/сут для закрытых систем. — 2. Величину продувки (потерь) дистиллята в контуре охлаждения следует определять по скорости понижения уровня воды в баке подпитки при прекращении подпитки контура. — 3. Указанные показатели, включая продувку (потери) дистиллята, следует контролировать не реже одного раза в неделю (а при измерении их с помощью приборов автоматического контроля — один раз в смену) с записью результатов в журналах. Отбор проб и определение показателей производить одновременно (в течение одной смены). — 4. Допускается превышение не более чем на 50 % норм содержания соединения меди и кислорода в течение первых четырех суток при пуске генератора после капитального, среднего или текущего ремонтов, а также при нахождении в резерве. — 5. При ведении водного режима с ингибиторами коррозии допускаются отклонения от установленных норм по согласованию с заводами-изготовителями и Главтехуправлением.

Нормы на качество дистиллята, циркулирующего в системе водяного охлаждения обмоток статоров гидрогенераторов, должны быть такими же, как и для турбогенераторов, если в инструкциях заводов-изготовителей или в других руководящих документах не указаны более жесткие требования.

3.23. При снижении сопротивления дистиллята до 100 кОм × см должна сработать сигнализация. По получении сигнала необходимо увеличить сопротивление дистиллята путем замены части его свежим или пропуская часть его через ионнообменную установку.

Если поднять сопротивление дистиллята не удается и оно продолжает уменьшаться, то при сопротивлении 50 кОм × см генератор должен быть разгружен, отключен от сети и поле погашено.

Заполнение системы охлаждения обмотки статора дистиллятом следует производить при открытых дренажных трубках напорного и сливного коллекторов обмотки, теплообменников и фильтров в целях обеспечения вытеснения воздуха из системы. Система считается заполненной лишь после прекращения выделения воздуха из контрольных дренажных трубок обмотки статора.

В период работы водяной системы охлаждения у турбогенераторов необходимо поддерживать непрерывный минимальный слив и дренаж охлаждающей воды через контрольные дренажные трубки коллекторов обмотки.

На турбогенераторах с непосредственным масляным охлаждением обмоток физико-химические характеристики и изоляционные свойства масла должны соответствовать указаниям заводских инструкций по эксплуатации.

3.24. Расход дистиллята у генераторов с водяным охлаждением обмоток статора должен поддерживаться постоянным. Допускается отклонение ±10 % номинального.

Для исключения попадания дистиллята в корпус генератора (в случае возникновения течей в системе водяного охлаждения) давление дистиллята на входе в обмотку статора турбогенератора при фторопластовых шлангах должно, как правило, поддерживаться на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) ниже рабочего избыточного давления водорода в корпусе генератора.

Примечание. Это требование не распространяется на турбогенераторы, у которых из-за конструктивных особенностей давление на входе в обмотку статора не может быть ниже давления газа в корпусе генератора.

3.25. Максимальный эксплуатационный суточный расход водорода (с учетом продувок) не должен превышать 10 % общего количества водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении. Суточная утечка водорода вычисляется по формуле

РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

где t1 и t2 — время начала и окончания испытания;

P1 и P2 — абсолютное давление водорода в испытуемой машине в начале и в конце испытания, МПа (кгс/см2);

J1 и J2 — температура водорода на выходе из газоохладителей в начале и в конце испытания, °С.

При этом вычисленная суточная утечка водорода не должна превышать 5 % общего количества водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении.

Для подсчета суточной утечки водорода (м3) необходимо вычисленную суточную утечку газа (%), деленную на 100, умножить на газовый объем испытуемой машины (Vг) и абсолютное давление водорода при работе.

Суточную утечку водорода (м3), приведенную к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и температуре 0 °С), можно рассчитать по формуле

РД -88 - Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях

Значение множителя А изменяется в зависимости от того, в каких единицах измеряется давление, а именно:

Единица измерения мм рт. ст. кгс/см2 МПа

Множитель А 0,359 264 2690

Примерные газовые объемы турбогенераторов разных типов приведены в приложении 7 (данные заводов-изготовителей).

Суточная утечка водорода из корпуса турбогенератора определяется не реже одного раза в месяц.

3.26. При пуске турбогенератора (с косвенным водородным охлаждением) на воздушном охлаждении необходимо предварительно произвести химический анализ воздуха в его корпусе для проверки отсутствия водорода в воздушной среде. При работе такого турбогенератора с воздушным охлаждением под нагрузкой необходимо, чтобы работал влагоосушитель.

3.27. Непродолжительная работа турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток (водородным и смешанным водородно-водяным) при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения, для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети. При этом температура воздуха должна быть не выше указанной в заводской инструкции.

работа под нагрузкой при воздушном охлаждении указанных турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток;

работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках статора во всех режимах, кроме режима холостого хода без возбуждения;

вращение ротора при отсутствии циркуляции дистиллята через обмотку ротора. В этом случае генератор должен быть аварийно остановлен со срывом вакуума.

3.28. Регулирование температуры охлаждающего газа и дистиллята следует производить с учетом особенностей схемы питания газоохладителей и теплообменников водой и использованием рециркуляции. Изменение расхода воды через газоохладители (при разомкнутой схеме) и циркуляционной воды через теплообменники (при наличии замкнутого контура газоохладителей) необходимо производить задвижками на линии слива.

При сбросах нагрузки для предотвращения резкого охлаждения генератора необходимо прикрыть задвижку на линии слива и подавать минимальное количество воды в газоохладители или теплообменники соответственно.

3.29. При обнаружении неисправности автоматического электрического газоанализатора чистоты водорода в корпусе турбогенератора необходимо немедленно принять меры по ее ликвидации. Если в течение 4 ч газоанализатор не может быть отремонтирован, то следует производить контрольный химический анализ один раз в смену до включения электрического газоанализатора.

3.30. Перед плановым отключением турбо- и гидрогенераторов необходимо полностью разгрузить генератор по активной и реактивной нагрузкам, затем после полного прекращения доступа пара в турбину или воды на рабочее колесо гидротурбин отключить генератор, убедившись в полнофазном отключении выключателя, погасить поле (п. 1.9).

В случае неполнофазного отключения выполнить указания п. 4.7.

3.31. У гидрогенераторов торможение агрегата при останове производится после прекращения доступа воды в турбину и отключения генератора от сети. Частота вращения ротора агрегата при включении торможения указывается заводом-изготовителем для каждого гидрогенератора и не должна превышать 30 % номинальной.

В аварийных случаях допускается останов гидрогенераторов, снабженных сегментными подпятниками, без включения устройства торможения (самоторможения). В этом случае после останова должен быть произведен осмотр состояния поверхности трения сегментов.

3.32. После отключения генератора, снятия возбуждения и останова генератора следует прекратить подачу воды в газоохладители и теплообменники дистиллята, охлаждающего обмотку статора, для генераторов с водяным охлаждением. При длительных остановах циркуляцию дистиллята через обмотку статора следует прекращать. Однако, если есть опасения, что температура в машинном зале может быть ниже нуля, то для предотвращения повреждения оборудования циркуляция дистиллята должна быть продолжена, а при необходимости ее прекращения систему следует опорожнить и оставшийся дистиллят из обмотки статора удалить продувкой сжатым воздухом согласно инструкции завода-изготовителя.

При всех условиях, кроме аварийных и испытательных, давление дистиллята в обмотке статора турбогенераторов с водо-водородным охлаждением должно быть ниже давления газа в корпусе генератора.

3.33. Подача масла к масляным уплотнениям турбогенератора должна производиться без перерыва все время, пока турбогенератор заполнен водородом, или во время замены охлаждающей среды независимо от того, вращается ротор или находится в неподвижном состоянии.

3.34. Длительная эксплуатация турбогенераторов и возбудителей, а также их приемка из капитального ремонта допускаются при вибрации подшипниковых опор (среднеквадратическом значении виброскорости), не превышающей 4,5 мм/с.

При превышении этого значения вибрации должны быть приняты меры по ее снижению в срок не более 30 сут.

Не допускается эксплуатировать более 7 сут турбогенераторы и возбудители при вибрации свыше 7,1 мм/с. Система защиты должна быть настроена на отключение при достижении вибрации 11,2 мм/с.

До оснащения необходимой аппаратурой разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допустима при вибрации 30 мкм при номинальной частоте вращения машины 3000 об/мин и 60 мкм при номинальной частоте вращения 1500 об/мин. Недопустима эксплуатация более 7 сут при вибрации свыше 65 мкм при 3000 об/мин и 130 мкм при 1500 об/мин.

Более жесткие требования к вибрации опор турбогенераторов могут устанавливаться инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей.

Контрольные измерения вибрации должны производиться при вводе турбоагрегата в эксплуатацию после монтажа, в последующем не реже чем один раз в 3 мес, перед выводом агрегата в капитальный ремонт и после него, а также при заметном повышении вибрации подшипников.

На турбоагрегатах мощностью 63 МВт и более, где еще отсутствует постоянный виброконтроль подшипников, рекомендуется принять меры к оснащению их стационарной виброаппаратурой. На оснащенных виброаппаратурой турбогенераторах за вибрацией должен осуществляться непрерывный контроль.

Вибрация контактных колец турбогенераторов должна измеряться после каждого ремонта с выемкой ротора и не должна превышать 200 мкм. В последующем вибрация контактных колец должна измеряться не реже одного раза в 3 мес и не должна превышать 300 мкм.

Если вибрация контактных колец в работе превышает 300 мкм, следует принять меры к ее снижению в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 165 МВт и выше».

3.35. Вибрация крестовин вертикальных гидрогенераторов со встроенными в них направляющими подшипниками и вибрация подшипников горизонтальных гидрогенераторов при номинальной частоте вращения не должна превышать:

вращения, об/мин. До 100 До 187,5 До 375 До 750

колебаний, мм. 0,18 0,15 0,1 0,07

Вибрация сердечника статора гидрогенераторов частотой 100 Гц при работе в симметричных режимах не должна превышать 0,03 мм.

Вибрация опорных конструкций гидроагрегата, а также сердечника корпуса и лобовых частей обмотки статора гидрогенератора должна контролироваться в соответствии с Эксплуатационным циркуляром № Ц-01-84 (Э) «О контроле вибрационного состояния гидроагрегатов». (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984) и «Методическими указаниями по проведению эксплуатационного контроля вибрационного состояния конструктивных узлов гидроагрегата» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

Временная работа гидрогенераторов с вибрацией, превышающей указанные пределы, допускается с разрешения энергоуправления.

3.36. Непосредственно после полного останова и разборки схемы генератора необходимо измерить сопротивление изоляции обмотки статора и всей цепи возбуждения; у генераторов, имеющих систему тиристорного (с водяным охлаждением) или ионного возбуждения, сопротивление изоляции цепей возбуждения измеряется при отсоединенной установке ионного или тиристорного возбуждения.

У генераторов с водяным охлаждением обмоток сопротивление изоляции измеряется в случаях, когда дистиллят из обмотки удален и водосборные коллекторы отсоединены от внешней системы водяного охлаждения или при заполненной дистиллятом обмотке, если указанное измерение предусмотрено конструкцией (в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования»).

У генераторов, работающих по схеме блока генератор-трансформатор, без выключателя на стороне генераторного напряжения сопротивление изоляции обмотки статора измеряется совместно с сопротивлением изоляции обмотки низкого напряжения блочного трансформатора, токопровода и трансформатора собственных нужд.

Результаты всех измерений сопротивления изоляции заносятся в специальный журнал.

На гидроэлектростанциях, работающих по пиковому графику, а также на автоматизированных гидроэлектростанциях эти измерения производятся по специальному графику, но не реже одного раза в 2 мес.

4.1. При возникновении аварии в генераторе дежурный персонал должен действовать в соответствии с указаниями местной инструкции по ликвидации аварий.

4.2. При автоматическом отключении генератора (блока) необходимо:

проверить, не сработал ли автомат безопасности турбины;

установить, от действия какой защиты отключился генератор;

выяснить по приборам, не предшествовало ли отключению короткое замыкание;

немедленно включить в сеть генератор и набрать нагрузку, если отключение произошло в результате ошибочных действий персонала.

4.3. Все генераторы при исправной работе системы регулирования турбины после сброса нагрузки, не связанного с повреждением агрегата, разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии.

Если гидрогенератор при сбросе нагрузки отключился от действия защиты от повышения напряжения, то разрешается немедленно включить его и приступить к набору нагрузки.

У турбогенератора с водородным охлаждением после его отключения следует проверить давление водорода в корпусе, а у турбогенератора с водяным охлаждением обмотки статора — отсутствие увеличения попадания водорода в дистиллят.

На основании опроса персонала следует выяснить, не было ли каких-либо внешних признаков (дыма, шума и т.п.), свидетельствующих о повреждении генератора.

Если в результате проведенных измерений и внешнего осмотра генератора и его цепей повреждения не будут обнаружены, то напряжение на генераторе можно плавно поднять с нуля или с минимального напряжения, обеспечиваемого данной системой возбуждения. При обнаружении неисправности во время подъема напряжения генератор должен быть немедленно остановлен для тщательного обследования и обнаружения дефектов.

Если при повышении напряжения неисправности не обнаружены, генератор может быть включен в сеть.

После короткого замыкания в цепи генераторного напряжения турбогенераторов с непосредственным охлаждением мощностью 150 МВт и выше следует немедленно проверить наличие и горючесть газа в газовом реле трансформатора блока и собственных нужд, снять торцевые щиты и тщательно осмотреть лобовые части обмотки статора. При отсутствии видимых следов нарушения крепления лобовых частей и изоляции обмотки статора испытать ее напряжением промышленной частоты, равным номинальному. При наличии повреждений произвести необходимый ремонт и испытать обмотку повышенным напряжением согласно «Нормам испытания электрооборудования».

4.5. При появлении однофазного замыкания на землю в цепи генераторного напряжения турбогенераторы мощностью 150 МВт и более, гидрогенераторы мощностью 50 МВт и более должны автоматически отключаться, а при отказе защиты немедленно разгружаться и отключаться от сети.

Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора турбогенераторов и гидрогенераторов меньших мощностей с токами замыкания более 5 А.

Работа турбогенераторов мощностью менее 150 МВт и гидрогенераторов менее 50 МВт, когда ток замыкания на землю не превышает 5 А, допускается в течение не более 2 ч (для отыскания места замыкания, перевода нагрузки), по истечению которых они должны быть отключены. В случаях, когда установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке генератора, по усмотрению главного инженера электростанции или предприятия электрических сетей допускается работа генератора с заземлением в сети продолжительностью до 6 ч.

4.6. Если генератор отключился от действия максимальной токовой зашиты вследствие короткого замыкания в сети или машинах электростанции, он может быть включен в сеть без осмотра.

Когда причина отключения генератора от действия максимальной токовой защиты неизвестна, следует поступать так, как указано в п. 4.4.

4.8. После короткого замыкания в сети, не вызвавшего автоматического отключения генератора, необходимо проверить состояние указателей срабатывания релейной защиты; если какие-либо указатели сработали, следует записать об этом в оперативный журнал и выяснить причину.

4.9. Неисправность автомата гашения поля, определенная при отключении генератора, должна быть устранена.

Запрещается включать в сеть генератор с неисправным автоматом гашения поля.

4.10. При повреждениях в генераторе или в турбине, требующих немедленного отключения генератора (появление дыма, огня, недопустимой вибрации, кругового огня на кольцах ротора или на коллекторе возбудителя, угроза для жизни людей и т.п.), дежурный машинист должен выбить автомат безопасности турбины (аварийно остановить гидроагрегат) и сообщить об этом на щит управления по месту нахождения ключа управления выключателем генератора или блока (при наличии командного аппарата включить сигнал «Машина в опасности»).

При таком сообщении и отсутствии активной нагрузки генератор нужно немедленно отключить и снять с него возбуждение.

4.11. При некоторых неисправностях возбудителя (например, при искрении на коллекторе машинного возбудителя, повреждении отдельных тиристоров или вентилей в тиристорных или высокочастотных возбудителях и т.д.) нет необходимости в немедленном останове генератора.

Дежурный персонал, обнаруживший неисправность, должен сообщить об этом на щит управления. Следует уменьшить возбуждение генератора или частично разгрузить его, а турбогенератор перевести на резервное возбуждение и устранить неисправность.

4.12. Переход на резервное возбуждение должен производиться без отключения турбогенератора от сети. Способы перевода турбогенератора на резервное возбуждение приведены в приложении 9.

Во избежание неоправданных разгрузок и отключений генератора местные инструкции должны содержать указания по выявлению ложных показаний системы теплового контроля. При этом следует принять во внимание, что возникновение неисправностей цепей теплоконтроля, как правило, сопровождается скачкообразным изменением показателей. Если установлен плавный рост температуры по термопреобразователям и четкая зависимость их (его) показаний от повышения и снижения нагрузки, то срабатывание сигнализации следует считать истинным. В большинстве случаев появления повышенного нагрева, зафиксированного одним из термодатчиков, сопровождается повышением температур либо по идентичным датчикам, либо по датчикам другого назначения (например, одновременное повышение температуры активных частей генератора и охлаждающих их сред и т.п.).

4.14. Для турбогенераторов, имеющих замкнутый контур газоохладителей, при повышении температуры воды на входе газоохладителя выше 33 °С необходимо осуществить переход с теплообменника, охлаждаемого конденсатом (ОГК), на теплообменник с циркуляционной водой (ОГЦ) и включить дополнительный ОГЦ при его наличии.

При повышении температуры охлаждающего газа выше 40 °С (но не выше 55 °С), а дистиллята в обмотках выше 45 °С следует (в соответствии с п. 2.13) снизить токи статора и ротора и принять меры по восстановлению температуры.

При повышении температуры охлаждающего газа выше 55 °С необходимо наряду с разгрузкой машины по реактивной и активной мощности в течение 3 мин принять меры к снижению температуры холодного газа. В случае невозможности ее снижения турбогенератор должен быть аварийно отключен от сети вручную.

При появлении предупредительного сигнала о снижении расхода охлаждающей воды ниже 60 — 75 % номинального следует принять меры по восстановлению номинального расхода.

При появлении сигналов «Отключены оба НГО» или «Снижение расхода охлаждающей воды ниже 30 %» следует принять меры к восстановлению работоспособности насосов газоохладителей (НГО) и восстановлению расхода воды до срабатывания защиты (3 и 5 мин соответственно).

При появлении сигналов «Низкий уровень КБ» и «Неисправность охлаждения генератора» необходимо включить подпитку компенсационного бака (КБ) и после этого выяснить причину снижения уровня воды в КБ.

4.15. При повышении температуры, измеряемой термопреобразователями сопротивления, предназначенными для контроля за проходимостью стержней обмотки статора турбогенераторов с водяным охлаждением, сверх допустимой, действовать в соответствии с п. 4.13. Одновременно должна быть проведена проверка наличия водорода в дистилляте. Таким же образом следует действовать при увеличении сверх допустимой разницы температур отдельных стержней обмотки.

Турбогенератор, на котором отмечены указанные ненормальности, при первой возможности должен быть остановлен для выяснения причин повышения температуры.

При обнаружении водорода в дистилляте действовать в соответствии с п. 4.28.

4.16. При появлении предупредительного сигнала о снижении до 75 % номинального расхода дистиллята или масла в генераторах с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора необходимо принять меры по восстановлению расхода. Если восстановить расход дистиллята не удается и он продолжает снижаться, следует при снижении расхода до 50 % или прекращении циркуляции охлаждающей жидкости по обмотке попытаться до срабатывания защиты снять токовую нагрузку генератора, отключить его от сети и не более чем через 4 мин (считая с момента прекращения циркуляции или подачи сигнала об аварийном снижении расхода) снять напряжение. Уставки защит должны быть указаны в заводских инструкциях.

4.17. При выходе из строя части термометров сопротивления, контролирующих температуру обмотки и стали статора, а также охлаждающего газа генераторов с косвенным и непосредственным охлаждением необходимо действовать в соответствии с приложением 10.

4.18. При внезапном исчезновении показаний одного из приборов в цепи статора или ротора необходимо проверить по показаниям остальных приборов, не является ли это результатом повреждения этого прибора. Если будет обнаружено повреждение, следует, не изменяя режима работы генератора, принять меры к устранению обнаруженной неисправности.

При обрыве во вторичной цепи трансформаторов тока следует быстро разгрузить или отключить генератор, после чего принять меры к восстановлению целости токовой цепи с соблюдением необходимых мер безопасности.

4.19. При снижении сопротивления изоляции цепи возбуждения работающего генератора против обычного уровня (кроме случаев, оговоренных в п. 4.20) необходимо принять меры к восстановлению сопротивления изоляции путем обдува контактных колец генератора и коллектора возбудителя сжатым воздухом при давлении не более 0,2 МПа (2 кгс/см2), предварительно проверив его на отсутствие влаги, на турбогенераторах переводом на резервное возбуждение уточнить местонахождение участка со сниженным сопротивлением изоляции.

Если сопротивление изоляции не восстанавливается, необходимо установить тщательное наблюдение за генератором. При первой возможности такой генератор должен быть остановлен для выявления причины снижения сопротивления изоляции и приняты меры к его восстановлению.

При появлении замыкания на землю в цепи возбуждения турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора они должны быть переведены на резервное возбуждение. Если при этом замыкание на землю исчезает, допускается оставлять генераторы в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенераторы должны при первой возможности выводиться в ремонт. До вывода в ремонт при наличии устойчивого замыкания обмотки ротора на корпус должна вводиться защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал или отключение (по местным условиям). При появлении сигнала эти турбогенераторы должны немедленно разгружаться и отключаться от сети.

Работа гидрогенераторов с замыканием на землю в цепи возбуждения не допускается.

4.21. При возникновении в обмотке ротора виткового замыкания, не связанного с замыканием на землю, и при удовлетворительной вибрации генератора допускается длительная работа его до вывода в ремонт по решению главного инженера электростанции. Ток ротора при этом не должен превышать длительно допустимого значения (ограничения форсировки возбуждения не требуется).

До вывода в ремонт за таким генератором должно быть установлено дополнительное наблюдение (по изменению во времени сопротивления изоляции обмотки ротора, периодическому измерению полного сопротивления обмотки ротора переменному току при остановах).

4.22. Если генератор при симметричной нагрузке перешел в режим двигателя, то следует, не отключая генератор, принять меры к переводу его в режим выработки активной энергии. Работа генератора в режиме двигателя может быть допущена сколь угодно долго и ограничивается условиями работы турбины. Если переход генератора в режим двигателя связан с ложным срабатыванием автомата безопасности турбины, дежурный машинист должен немедленно завести автомат безопасности и сообщить об этом на щит, после чего следует приступить к подъему активной нагрузки.

В тех случаях, когда завести автомат безопасности без отключения генератора не удается, следует перевести реактивную нагрузку на другие генераторы и отключить генератор. После завода автомата безопасности генератор можно включить и набрать нагрузку.

4.23. В случае возникновения пожара в генераторе с воздушным, водородным или жидкостным охлаждением его необходимо немедленно отключить; погасить поле и действовать в соответствии с «Инструкцией по тушению пожаров на электроустановках электростанций и подстанций Минэнерго СССР» (М.: ХОЗУ Минэнерго СССР, 1981).

Запрещается до полной ликвидации пожара полностью останавливать генератор с горизонтальным валом во избежание прогиба вала от одностороннего нагрева; во время тушения пожара следует поддерживать частоту вращения не более 10 % номинальной или включить валоповоротное устройство.

При возникновении пожара в районе турбогенератора с масляным охлаждением в случае опасности повреждения уплотнений статора и вытекания масла в зону пожара необходимо немедленно отключить турбогенератор от сети и слить масло из статора и маслосистемы через трубопровод аварийного слива с подачей в статор азота для вытеснения масла. Загорание масла, вытекающего из статора из-за нарушения его плотности, следует ликвидировать общепринятыми средствами, применяемыми при тушении пожаров масла.

4.24. При возникновении качаний в сети дежурный персонал должен действовать согласно указаниям, приведенным в местных инструкциях.

4.25. При недопустимом понижении перепада давления «масло-водород» в системе уплотнений вала (устанавливается в заводских инструкциях), а также при нарушениях газоплотности масляных уплотнений вала, возникающих вследствие аварийного снижения давления масла, застревания вкладышей торцевого типа, выплавления вкладышей и т.д., турбогенератор необходимо немедленно отключить, погасить поле и начать вытеснение водорода углекислотой (или азотом).

4.26. При неполадках в работе газомасляной системы турбогенераторов с водородным и смешанным водородно-водяным охлаждением следует действовать согласно указаниям действующей Типовой инструкции по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов.

4.27. У турбогенераторов с косвенным или непосредственным водородным охлаждением при появлении в них незначительного количества воды (до 500 см3 в смену), свидетельствующего о течи в трубках газоохладителей, необходимо выявить неисправный газоохладитель поочередным их отключением. На время работы генератора с отключенным газоохладителем нагрузка должна быть уменьшена таким образом, чтобы токи статора и ротора не превышали 75 % номинальной нагрузки, а у турбогенераторов ТГВ-300 не более 65 % (у турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-200М отключать газоохладители не разрешается).

Наличие течи газоохладителей можно обнаружить также и с помощью дренажных вентилей, установленных в нижних точках петель газопроводов, соединяющих карманы газоохладителей с углекислотным коллектором.

Генератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети при попадании в корпус генератора большого количества воды (более 500 см3 в смену).

У турбогенераторов с непосредственным водяным и водородно-водяным охлаждением появившееся в корпусе небольшое количество воды (до 500 см3 в смену) следует слить и установить наблюдение за генератором.

Если вода продолжает скапливаться, то необходимо с помощью дренажных отводов определить источник появления воды. Если таким источником является газоохладитель, то следует при первой возможности генератор вывести в ремонт для исправления газоохладителя.

У турбогенераторов, имеющих водяное охлаждение щитов, промежуточной втулки и нажимных фланцев, необходимо убедиться, не попадает ли вода в корпус из системы их водяного охлаждения (по наличию водорода в сливном бачке). При попадании воды внутрь турбогенератора система должна быть отключена от питающей и сливной магистралей на время до ближайшего останова генератора и устранения причин возникновения течи.

При попадании воды в корпус турбогенератора из системы водяного охлаждения обмоток, а также в случае появления большого (более 500 см3) количества воды генератор должен быть немедленно разгружен и отключен.

При остановах генератора в результате попадания воды в корпус статора для уменьшения воздействия повышенного напряжения на увлажненную изоляцию обмотки ротора гашение поля следует производить с учетом п. 2.9.

Вопрос о возможности заглушения трубок газоохладителей при наличии водорода в корпусе турбогенератора (при работе или во время останова) решается в зависимости от конструкции крепления и уплотнения газоохладителя.

У гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток обнаружение течей в системе водяного охлаждения и их устранение производятся по указаниям завода-изготовителя.

Наличие в дистилляте большого количества водорода приводит к ухудшению охлаждения обмотки и может вызвать закупорку отдельных полых проводников стержней газовыми пробками. Во избежание этого рекомендуется при попадании водорода в дистиллят осторожно повышать давление дистиллята на входе в машину или снижать давление водорода в корпусе таким образом, чтобы количество водорода, попадающего в водяную систему, было минимальным, но не исчезающим, т.е. чтобы в месте возникновения неплотности еще сохранялось превышение давления газа над дистиллятом и исключалось бы увлажнение обмотки вытекающим дистиллятом. В случае снижения давления водорода необходимо также уменьшить нагрузку турбогенератора. До проведения соответствующих испытаний разрешается снижать нагрузку, как указано в п. 2.17.

Если эти меры оказываются неэффективными и наблюдается бурное выделение водорода в газовой ловушке, расход дистиллята через обмотку колеблется, снижается давление водорода в корпусе, необходимо немедленно разгрузить генератор и отключить его от сети, остановить насосы обмотки статора, закрыть задвижки на входе и выходе дистиллята из машины и вывести генератор в ремонт.

4.29. При обнаружении течи элементарных проводников обмотки статора генераторов поврежденные проводники могут быть заглушены.

Вопрос о допустимом числе заглушенных элементарных проводников при наличии течи в них на гидрогенераторах решается по согласованию с заводом-изготовителем.

Турбогенераторы с заглушенными полыми проводниками в стержне разрешается оставлять в эксплуатации при соблюдении следующих условий:

заглушать можно не более двух элементарных проводников в стержне. При этом не могут быть заглушены: у турбогенераторов серии ТВВ — два соседних проводника в вертикальном столбце; у турбогенераторов ТГВ-200М — два соседних проводника в вертикальном столбце, а также два крайних или средних проводника в верхнем и нижнем рядах; у турбогенераторов ТГВ-500 — два соседних проводника в вертикальном столбце, а также соседние проводники в верхнем и нижнем рядах;

обмотка статора должна быть испытана напряжением промышленной частоты, равным Uном, после заглушения проводников, имеющих течи.

Верхние стержни с двумя заглушенными проводниками должны быть заменены во время ближайшего капитального ремонта. Нижние стержни, выдержавшие при капитальном ремонте испытание повышенным напряжением, могут быть оставлены в работе на более длительный срок.

4.30. При систематическом появлении в картерах подшипников водорода с концентрацией около 1 % необходимо проверить работу системы маслоснабжения уплотнений вала. При содержании водорода от 1 до 2 % следует продуть картеры подшипников инертным газом.

При повышении концентрации водорода более 2 % необходимо остановить генератор для устранения причины утечки водорода.

При появлении водорода в кожухе экранированного токопровода более 1 % в него следует подать инертный газ, немедленно отключить турбогенератор и, не дожидаясь его останова, начать вытеснение водорода из корпуса.

4.31. При внезапном изменении вибрации в установившемся режиме на 1 мм/с на двух опорах одного ротора или смежных опорах двух роторов, а также на одной опоре в двух направлениях или при плавном возрастании вибрации на 2 мм/с в течение трех суток на одной опоре или более, турбогенератор должен быть немедленно остановлен и приняты меры по снижению вибрации.

4.32. При снижении сопротивления изоляции подшипников, масляных уплотнений или маслоуловителей ниже установленных норм проверить содержание механических примесей и воды в масле и довести их до уровня, удовлетворяющего требованиям ПТЭ. При обнаружении неисправности изоляции подшипников, масляных уплотнений, маслоуловителей, устройств подвода и слива дистиллята (при водяном охлаждении ротора) на работающем генераторе и его возбудителе со стороны, противоположной турбине (у гидрогенераторов также изоляции подпятника при наличии таковой), по п. 3.12 или другим способом, предусмотренным заводской инструкцией, должны быть приняты все возможные меры по ее восстановлению в доступных местах. Необходимо проверить целостность изоляции фланцевых соединений (вставок — «катушек») масло- и водопроводов закладных листов в подстуловых изоляционных пакетах подшипников и маслованн (у гидрогенераторов), удалить скопившуюся грязь по периферии изоляционных прокладок, устранить возможные замыкания на корпус подшипника и маслованн металлической брони кабелей и шлангов, цепей теплового и вибрационного контроля и т.д.

Если перечисленные мероприятия не дали положительных результатов, то решение об останове генератора или временном сохранении его в работе принимает главный инженер электростанции.

В последнем случае следует установить наблюдение за нагревом вкладышей подшипников и при первой возможности вывести генератор в ремонт для восстановления поврежденной изоляции.

5.1. Генераторы, устанавливаемые на электростанциях и подстанциях, должны подвергаться следующим основным видам эксплуатационных испытаний: приемо-сдаточным (П), при капитальных и текущих ремонтах (К, Т) и в межремонтный период (М). При повреждениях электрических машин в процессе выполнения ремонта проводятся испытания отдельных элементов пооперационно.

Кроме того, могут проводиться приемочные испытания головных и опытных образцов машин, периодические и типовые испытания серийных электрических машин, а также специальные испытания.

В зависимости от местных условий объем испытаний может быть расширен. Указания по испытанию сердечника статора приведены в приложении 12.

Программы испытаний должны быть утверждены главным инженером электростанции, а программы приемочных, периодических, типовых и специальных испытаний кроме того должны быть согласованы с заинтересованными организациями.

5.2. Испытания генераторов на нагревание проводятся не позднее чем через 6 мес после ввода в эксплуатацию. В дальнейшем во время эксплуатации периодически (один раз в 10 лет) проводятся контрольные испытания на нагревание при одном-двух режимах работы. Испытания на нагревание должны проводиться также после полной замены обмотки ротора или статора, а также реконструкции системы охлаждения. Генераторы мощностью до 12 МВт включительно можно не испытывать.

Для турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ 533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной активной нагрузкой по сравнению с номинальной, при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждающих сред характеристики нагрева должны определяться как для номинальных, так и для упомянутых значений параметров охлаждения.

5.3. Определение регулировочных характеристик производится опытным путем или графическим способом по ГОСТ 10169-77.

5.4. Напряжение на выводах генератора при снятии характеристики и испытании защит зависит от схемы работы генератора (блоком или на шинах генераторного напряжения) и не должно превышать допустимого, указанного в действующих «Нормах испытаний электрооборудования».

5.5. Результаты всех испытаний должны оформляться протоколами. В протоколах помимо результатов должны быть указаны условия проведения измерений и испытаний. Особенно тщательно нужно измерять температуру машины и окружающей среды. Измерение температуры необходимо для сопоставления результатов испытаний, полученных в различное время.

5.6. Результаты испытаний не являются единственными и достаточными критериями для оценки технического состояния генератора и решения вопроса о возможности его включения, эксплуатации или необходимости ремонта. Окончательное решение этих вопросов принимается на основании результатов испытаний, ремонтов, осмотров состояния механической части, системы охлаждения, газомасляной системы, системы возбуждения, выключателей, АГП и других элементов схемы, а также результатов анализа работы генератора.

6.1. После монтажа и капитального ремонта генераторы, как правило, включаются в работу без сушки. Необходимость сушки устанавливается на основании «Инструкции по определению возможности включения вращающихся электрических машин переменного тока без сушки» (см. приложение 2 «Нормы испытания электрооборудования»).

6.2. При необходимости сушка обмотки статора производится одним из следующих способов:

а) нагревом активной стали статора магнитным потоком, создаваемым специальной намагничивающей обмоткой;

б) нагревом обмотки постоянным током;

в) нагревом в режиме трехфазного короткого замыкания или вентиляционными потерями (для гидрогенераторов);

г) нагревом воздуходувками.

Допускается сочетание указанных способов, например, способы по пп. а и г или б и г.

6.3. При необходимости сушка обмотки ротора производится следующими способами:

а) нагревом постоянным током от постороннего источника тока;

б) нагревом воздуходувками;

в) в процессе сушки статора при вставленном роторе.

6.4. Запрещается сушка турбогенераторов методом вентиляционных потерь (из-за чрезвычайной неэкономичности этого метода).

Указания по сушке генераторов приведены в приложении 13.

7. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО СОСТАВЛЕНИЮ МЕСТНОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ИНСТРУКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ

7.1. На каждой электростанции должна быть местная производственная инструкция по эксплуатации генераторов (одна на каждый тип генератора).

7.2. Инструкция должна составляться на основе требований данной Инструкции и эксплуатационной документации завода-изготовителя с учетом особенностей каждой электростанции. Отклонения допускаются только в том случае, если они вызваны особенностями данного генератора и направлены на обеспечение надежности его работы.

7.3. Местная инструкция должна включать в себя следующие основные разделы:

Общие сведения. Основные технические данные генератора и возбудителя, краткое описание конструкции генератора (включая систему охлаждения, возбуждения и газомасляную) и вспомогательного оборудования, допустимые режимы работы.

Эксплуатация генератора. Распределение обязанностей по обслуживанию генератора между цехами, подготовка генератора и его вспомогательного оборудования к пуску, пуск генератора, обслуживание генератора в нормальных, специальных и аварийных режимах, отключение генератора (плановое, аварийное, обусловленное отклонениями от нормального режима), обслуживание генератора в период останова, порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям, требования по технике безопасности и противопожарные мероприятия.

7.4. В должностных инструкциях для каждого лица, на которое возложено выполнение производственной инструкции по эксплуатации генераторов, должны быть указаны соответствующие разделы и пункты производственной инструкции, требования которых обязательны для выполнения этими лицами (дежурным инженером, дежурным электротехником, дежурным по щиту управления, дежурным машинистом, мастерами и пр.).

7.5. В соответствующих пунктах производственной инструкции все указания по режимам работы генераторов должны быть даны конкретно для каждого генератора в числовых значениях (амперах, вольтах, градусах, мегаомах и пр.).

7.6. Местная инструкция должна быть подписана начальником электроцеха и утверждена главным инженером электростанции.

Водяные пары, скапливающиеся в большом количестве в охлаждающем турбогенератор водороде, вредно влияют на изоляцию обмоток, приводят к снижению механической прочности бандажей роторов, вызывают конденсацию влаги на конструктивных элементах внутри корпусов, способствуя усилению процесса коррозии, повышают потери на трение и вентиляцию.

В последние годы на ряде электростанций прошел успешную проверку способ осушки водорода методом охлаждения с использованием фреоновых холодильных машин. Обобщение опыта эксплуатации 30 установок осушки водорода такого типа, проведенное ПО «Союзтехэнерго», показало, что с помощью холодильных машин влажность водорода в турбогенераторах может быть легко доведена до 10 — 30 %. Установки осушки водорода методом охлаждения, включающие в себя холодильные машины производительностью 700 ккал/ч, испарители и терморегулирующие вентили, достаточно надежны при продолжительной эксплуатации, потребляют незначительное количество электроэнергии, не требуют существенных трудозатрат при монтаже и обслуживании.

Температура водорода на выходе из испарителя составляет от +5 до -10 °С; в этом режиме из водорода испаряется основное количество влаги.

Учитывая изложенное выше, рекомендуется:

заменить неэффективные сорбционные осушители водорода установками осушки методом охлаждения, включающими холодильные машины ФАК-07Е производительностью 700 ккал/ч или другие холодильные агрегаты отечественного или зарубежного производства соответствующей производительности, терморегулирующие вентили ТРВ-2М и испарители змеевикового типа.

Указанную замену необходимо произвести на всех находящихся в эксплуатации турбогенераторах серии ТВВ и ТГВ мощностью 150 МВт и более и на турбогенераторах других серий, в которых влажность водорода превышает 30 %;

при своевременном обнаружении нарушения герметичности системы водяного охлаждения обмоток в турбогенераторах с водородным охлаждением по сливу воды из испарителя, установить для этих турбогенераторов режим работы холодильной машины, исключающей образование «снеговой шубы» в испарителях, поддерживая температуру водорода на выходе из последних в пределах от 0 до +5 °С. Дренирование воды из испарителей в этих машинах производить один раз в сутки.

Для турбогенераторов, в которых отсутствует система водяного охлаждения обмоток и давление воды в газоохладителях заведомо ниже давления водорода в корпусе, температуру водорода на выходе из испарителей поддерживать в пределах от 0 до -10 °С, отключая холодильную машину и испаритель для оттаивания один раз в неделю;

направлять в Главснаб Минэнерго СССР заказы на получение холодильных агрегатов и терморегулирующих вентилей ТРВ-2М.

Для получения технической документации на установки осушки водорода методом охлаждения, а также для консультации по вопросам внедрения и эксплуатации указанных установок обращаться в ПО «Союзтехэнерго» (105023, Москва, Семеновский пер., д. 15).

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ХРАНЕНИЮ И ИСПЫТАНИЯМ РЕЗЕРВНЫХ СТЕРЖНЕЙ ОБМОТОК ГЕНЕРАТОРОВ И СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ, А ТАКЖЕ ХРАНЕНИЮ РЕЗИНОТЕХНИЧЕСКИХ УПЛОТНИТЕЛЬНЫХ ИЗДЕЛИЙ

Рекомендуется хранить стержни уложенными по всей длине прямолинейной части в жесткие продольные уголки или швеллеры из досок; в этом случае допускается увеличение расстояния между опорами до 2 м.

Допускается хранение стержней генераторов с длиной пазовой части не более 2 м на козлах или кронштейнах с опорами только в прямолинейной части с укладкой стержней плашмя; опоры в этом случае устанавливаются на расстоянии не более 1 м одна от другой.

Не допускается во всех случаях укладка стержней одного на другой или установка прокладок, опирающихся на стержни.

Стержни рекомендуется хранить обернутыми или укрытыми во избежание запыления.

3. Переноску стержней с длиной пазовой части более 2 м следует производить с привязанными к пазовой части опорными досками или указанными в п. 2 уголками (швеллерами) с соблюдением мер предосторожности от раскачивания и излома лобовых частей.

4. Испытания стержней нужно производить перед укладкой их на хранение и в статор непосредственно вблизи ремонтируемого генератора.

Промежуточные испытания следует производить в исключительных случаях при явных повреждениях стержней или опасности их повреждения (ударах, повреждениях стеллажей, перевозке на новое место хранения и т.д.).

Испытательные напряжения выбирают в соответствии с действующими «Нормами испытания электрооборудования» применительно к назначению данных стержней, а также согласно указаниям заводских инструкций.

Наряду с испытаниями повышенным напряжением производят и остальные испытания, требуемые для стержней данного типа (например, проверка на отсутствие замыканий элементарных проводников, для стержней обмотки с водяным охлаждением — гидравлические испытания).

5. Перед испытаниями необходимо производить тщательный осмотр стержней.

Все обнаруженные повреждения наружных покрытий должны быть устранены до проведения испытаний повышенным напряжением. При условии соблюдения требований к помещению для хранения стержней, указанных в п. 1 настоящего приложения, сушка стержней перед испытаниями не требуется.

В случае каких-либо нарушений этих требований вопросы о необходимости сушки стержней (их поверхностного покрова) и о методах сушки разрешаются руководством электростанции совместно с ответственным представителем ремонтной организации.

6. Запасные уплотнительные детали генераторов и компенсаторов, изготовленные из резины (прокладки, шнуры, втулки, кольца, манжеты, шайбы), должны храниться в помещении при температуре от 5 до 40 °С.

При хранении детали из резины должны находиться в расправленном виде, исключающем их деформацию, трещинообразование; детали должны быть защищены от воздействия прямых солнечных тепловых и радиоактивных лучей, от попадания на них масла, бензина, керосина и действия их паров, а также от воздействия кислот, щелочей, агрессивных газов и других веществ, разрушающих резину.

ЗНАЧЕНИЯ УВЕЛИЧЕННОЙ МОЩНОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ С КОСВЕННЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ ОБМОТОК ВОДОРОДОМ ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ВОДОРОДА СВЫШЕ НОМИНАЛЬНОГО

О admin