Примечание. Для турбогенераторов, имеющих торцевые уплотнения с пружинным прижатием, необходимость упоров устанавливается в зависимости от особенностей конструкции уплотнений;
б) установить отдельный масляный насос для смазки подшипников; если при отсоединенной и остановленной турбине маслоснабжение подшипников генератора прекращается, в качестве привода для рабочего насоса следует применять короткозамкнутый асинхронный двигатель; в качестве резервного насоса может быть использован пусковой или резервный масляный насос турбины с электроприводом или паровым приводом, причем давление масла от этих насосов должно соответствовать нормальному рабочему давлению масла на подшипниках генератора;
в) разобрать соединительную муфту между турбиной и генератором, зазор между полумуфтами должен быть больше одностороннего значения разбега ротора;
г) заглушить маслопроводы от подшипников и регулятора турбины.
1.2. Частотный пуск турбогенератора
При частотном пуске желательно осуществлять возбуждение ведомого и ведущего генераторов от двух отдельно стоящих источников постоянного тока (резервного возбудителя, двигателя генераторных установок постоянного тока и т.п.); мощность каждого должна быть достаточной для того, чтобы обеспечить возбуждение холостого хода при номинальном напряжении соответствующего генератора. Допускается применение источника возбуждения ведомого генератора несколько меньшей мощности, но не менее той, которая необходима для обеспечения возбуждения, соответствующего половине тока возбуждения холостого хода при номинальном напряжении генератора.
Поскольку при соединении обмоток возбуждения источников постоянного тока по схеме самовозбуждения не обеспечивается устойчивое возбуждение ведомого генератора, следует применять в этом случае схему независимого возбуждения с питанием от аккумуляторной батареи.
При наличии одного отдельного источника возбуждения мощность должна быть достаточной для обеспечения требуемого возбуждения ведомого и ведущего генераторов; в этом случае целесообразно также предусмотреть регулируемое сопротивление в цепи ротора ведомого генератора, позволяющее устанавливать ток возбуждения, равный половине тока возбуждения холостого хода при номинальном напряжении, и повышать его до полного значения в две - три ступени. Устройства гашения поля обоих генераторов должны быть включены по нормальной схеме.
При частотном способе пуска турбогенератора для использования его в качестве синхронного компенсатора операции необходимо выполнять в следующей последовательности:
а) пустить масляный насос ведомого турбогенератора и прогреть его подшипники маслом до температуры 35 - 40 °С;
б) привести ведущий турбогенератор и его турбину в состояние полной готовности к пуску с предварительно прогретой турбиной;
в) пустить воду в маслоохладитель и газоохладитель ведомого турбогенератора;
г) собрать схему соединений турбогенераторов на генераторном напряжении или через блочные трансформаторы, для чего выделить их на резервную систему шин, находящуюся без напряжения; выключатели обоих турбогенераторов или блоков должны быть включены.
Примечание. Допускается связь между турбогенераторами через линию электропередачи;
д) подготовить возбудители к пуску; непосредственно перед впуском пара для трогания с места ведущего агрегата подать возбуждение и установить токи возбуждения турбогенераторов равными:
при непосредственном соединении статоров обеих машин: на ведущем турбогенераторе - току холостого хода при номинальном напряжении, на ведомом - половине тока холостого хода при номинальном напряжении;
при соединении статоров обоих турбогенераторов через блочные трансформаторы: на ведущем турбогенераторе 1,1 - 1,2 тока холостого хода турбогенератора при номинальном напряжении, а на ведомом - половине тока холостого хода при номинальном напряжении.
Примечание. В том случае, когда связь между генераторами осуществляется линией значительной длины, оптимальные токи возбуждения определяются специальным расчетом;
е) начать после установления указанных токов возбуждения медленный пуск ведущего агрегата. Время с момента подачи возбуждения до момента трогания ведомого турбогенератора не должно быть больше 3 мин. При затяжке пуска возможны повреждения контактных колец и перегрев обмотки ротора. Вращение ротора ведомого турбогенератора должно начаться одновременно с вращением ведущего. Убедившись в этом, увеличивают поступление пара и плавно повышают скорость ведущего турбогенератора. Скорость ведомого турбогенератора при этом должна соответственно повышаться.
Если ротор ведомого турбогенератора с началом вращения ведущего не стронется с места или будут происходить его качания (заметные по показаниям амперметров цепей статора и ротора), то следует несколько увеличить ток возбуждения ведущего турбогенератора. Если в течение 3 мин не произойдет пуск ведомого турбогенератора, необходимо снять с обоих турбогенераторов возбуждение, остановить ведущий турбогенератор и повторно прогреть масло в подшипниках ведомого турбогенератора. После прогрева масла и подшипников вновь произвести пуск в соответствии с указаниями п. 1.2, д и е настоящего приложения;
ж) отрегулировать по достижении турбогенераторами частоты вращения, равной 0,5 - 0,6 номинальной, возбуждение ведомого турбогенератора так, чтобы уравнительные токи в цепи статора были сведены до минимума.
Примечание. В некоторых случаях для возбуждения ведомого турбогенератора может применяться источник тока, мощность которого недостаточна для обеспечения номинального тока холостого хода при номинальном напряжении, или один источник возбуждения для обоих турбогенераторов без регулирования возбуждения ведомого турбогенератора, однако при этом условия пуска ухудшаются.
Уравнительный ток (А) между генераторами будет определяться разностью ЭДС двух связанных генераторов и может быть подсчитан по формуле
где Е1 и Е2 - линейные ЭДС ведущего и ведомого генераторов, определяемые по характеристикам холостого хода для заданных токов возбуждения, В;
и - синхронные индуктивные сопротивления по продольной оси ведомого и ведущего генераторов, Ом;
хвн - внешнее индуктивное сопротивление, приведенное к стороне генераторного напряжения, Ом.
Поскольку турбогенераторы вращаются синхронно, в расчет принимается арифметическая разность ЭДС.
Значения ЭДС и индуктивных сопротивлений изменяются пропорционально частоте вращения, поэтому в расчетах принимаются значения всех параметров при синхронной скорости;
з) перевести при достижении турбогенераторами номинальной частоты вращения ведомый турбогенератор на возбуждение от своего возбудителя в соответствии с указаниями приложения 9 настоящей Инструкции. После перевода произвести выравнивание ЭДС ведомого и ведущего турбогенераторов до установления минимального тока статора;
и) произвести по приборам одного из турбогенераторов синхронизацию его с сетью, тем самым обеспечивая синхронное включение в сеть обоих турбогенераторов;
к) отключить ведущий турбогенератор от сети (или оставить в работе, если это требуется по условиям режима) и собрать рабочую схему электростанции.
1.3. Асинхронный пуск турбогенератора
Во избежание повреждения посадочных мест бандажей на бочке ротора асинхронный пуск допустим только для тех турбогенераторов, роторы которых имеют отставленные бандажи (с посадкой только на центрирующее кольцо).
Для турбогенераторов с проволочными бандажами и наборными роторами асинхронный пуск не допускается.
Напряжение на выводах турбогенератора в начальной стадии пуска определяют расчетом, исходя из наличия подключенных индуктивных сопротивлений (трансформаторов, токоограничивающих реакторов, участков линии электропередачи и т.п.). Для этого удобнее всего привести схему связи генератора с сетью к виду, представленному на рис. П4.1, а все индуктивные сопротивления привести к единому базисному напряжению и мощности. Тогда напряжение на выводах турбогенератора в начальной стадии его асинхронного пуска будет:
где Uc - напряжение в узле нагрузки, которое может быть принято равным 1,05 номинального.
Рис. П4.1. Схема для расчета асинхронного пуска генератора
Допустимость режима асинхронного пуска следует проверять по условиям воздействия на другие потребители (понижение напряжения на высокой UШII и низкой UШI сторонах трансформатора) и на турбогенератор (нагрев бочки ротора, усилия, возникающие в лобовых частях обмотки статора). Ограничивающим, как правило, является нагрев бочки ротора за время пуска, расчетное значение которого не должно превышать 200 °С. Для расчета нагрева во время пуска необходимо определить удельные потери в зубцовой поверхности и продолжительность пуска, по которым определяется наибольшее превышение температуры поверхности (рис. П4.2). Удельные потери (кВт/м2) в зубцовой поверхности определяются по формуле
где Iном - номинальный ток статора генератора, А;
Uп - напряжение на выводах генераторов при пуске, отн. ед.;
- приведенное к статору сопротивление ротора, Ом, которое может быть подсчитано по результатам опыта определения и при питании обмотки статора напряжением промышленной частоты и неподвижном роторе за вычетом потерь в обмотке статора или по формуле
где mп - кратность начального пускового момента, отн. ед.;
Рном - номинальная мощность генератора, кВт;
- сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора, отн. ед.
Для турбогенераторов мощностью до 12 МВт включительно при определении расчетным путем допускается принимать кратность начального пускового момента равной 2,4.
Рис. П4.2. Зависимость наибольшего превышения температуры поверхности ротора от времени пуска при различных удельных потерях в зубцовой поверхности
Площадь поверхности ротора F3 (м2) определяется по формуле
F3 = DpLK,
где Dp - диаметр бочки ротора, м;
L - длина бочки ротора, м;
K - коэффициент, учитывающий уменьшение поверхности за счет пазов; если неизвестны конструктивные данные, то обычно принимается K = 0,65.
Подсчет длительности пуска (с) приближенно может быть произведен по формуле
где Tj - механическая постоянная времени агрегата, определяемая по формуле
где GD2 - маховой момент агрегата, м2;
n - номинальная частота вращения турбогенератора, об/мин;
Uп - напряжение при пуске, отн. ед.;
mа ср - средний асинхронный момент (отн. ед.), который может быть принят равным 0,85mп или определен по формуле
По кривым рис. П4.2 для соответствующих Р и tп определяется превышение температуры ротора при асинхронном пуске.
При необходимости напряжение в начальной стадии пуска должно быть понижено до требуемого значения путем использования возможности подключения дополнительных индуктивных сопротивлений.
При отсутствии расчетных или экспериментальных данных по определенному типу турбогенератора пуск его может быть осуществлен при напряжении на выводах, равном 0,5 номинального или ниже.
В тех случаях, когда пуски предполагаются достаточно частыми, для снижения напряжения при пуске следует предусмотреть установку дополнительных шунтируемых реакторов.
Асинхронный пуск турбогенератора следует выполнять в следующей последовательности:
пустить масляный насос турбогенератора и прогреть его подшипники маслом до температуры 35 - 40 °С;
пустить воду в масло- и газоохладители турбогенератора;
убедиться в том, что обмотка ротора турбогенератора замкнута на якорь возбудителя (если в качестве возбудителя применяется коллекторная машина постоянного тока, механически связанная с валом пускаемой машины) или на резистор сопротивлением, равным трех - пятикратному сопротивлению обмотки ротора. Резистор должен выдерживать длительно 20 % номинального тока возбуждения пускаемого турбогенератора. Реостат возбуждения возбудителя при пуске с подключенным якорем возбудителя должен быть установлен в положение, примерно соответствующее возбуждению при холостом ходе с номинальным возбуждением;
подготовить схему пуска. Если для ограничения пускового тока применяются шунтируемые реакторы, убедиться, что шунтирующий выключатель отключен;
включить турбогенератор в сеть;
установить по достижении синхронной скорости требуемое возбуждение, если генератор пускался с глухо подключенным возбудителем, или подключить возбудитель (включить АГП). Произвести внешний осмотр и убедиться в том, что масло в подшипники подается в достаточном количестве.
Если применяется реактор, то он должен быть зашунтирован по достижении турбогенератором синхронной частоты вращения, после чего производится регулирование возбуждения.
2. Перевод гидрогенератора в режим синхронного компенсатора
Перевод гидрогенератора в режим синхронного компенсатора можно производить из любого режима без останова агрегата.
При переводе гидрогенератора в режим синхронного компенсатора в том случае, когда рабочее колесо турбины расположено выше уровня воды в нижнем бьефе, необходимо сорвать вакуум впуском под рабочее колесо воздуха из атмосферы при закрытом направляющем аппарате. В тех случаях, когда рабочее колесо гидротурбины расположено ниже уровня воды в нижнем бьефе, следует применять отжатие воды (после срыва вакуума) впуском в область рабочего колеса воздуха под давлением от специальных ресиверов. Объем и давление воздуха в ресиверах определяются заводом-изготовителем турбины.
2.1. Срыв вакуума
Срыв вакуума производить в следующей последовательности:
разгрузить агрегат, работающий в сети, от активной нагрузки до полного закрытия направляющего аппарата без отключения генератора от сети. Гидрогенератор начинает работать двигателем, потребляя активную мощность из сети;
