впустить в камеру рабочего колеса турбины атмосферный воздух через установленные для этой цели трубы.
Контроль за состоянием турбины и ее обслуживание при работе агрегата в режиме синхронного компенсатора остаются без изменений;
после срыва вакуума закрыть все вентили на трубопроводах, подводящих воздух в турбину (для ускорения в случае необходимости обратного перехода в генераторный режим);
загрузить гидрогенератор реактивной нагрузкой (путем увеличения возбуждения).
2.2. Освобождение рабочего колеса от воды
Освобождение производить отжатием воды в следующей последовательности:
после разгрузки агрегата от активной нагрузки и закрытия направляющего аппарата открыть вентили на крышке турбины для впуска воздуха из атмосферы и срыва вакуума в полости рабочего колеса;
после срыва вакуума пустить в камеру рабочего колеса сжатый воздух из ресиверов. Значение создаваемого в камере избыточного давления должно обеспечить снижение уровня воды до отметки нижнего торца колеса;
после освобождения рабочего колеса от воды, что определяется по манометру, присоединенному к камере рабочего колеса, либо по уменьшению потребляемой активной мощности, впуск сжатого воздуха должен быть прекращен. Утечки воздуха из камеры рабочего колеса необходимо восполнять с помощью компрессора, который включается в работу периодически при падении давления в камере; наблюдение за давлением вести по манометру.
2.3. Пуск гидрогенератора для работы в режиме синхронного компенсатора частотным методом
Пуск производить следующим образом:
сорвать вакуум и отжать воду из камеры рабочего колеса, как указано в п. 2 настоящего приложения;
произвести предварительную смазку пяты;
перевести регулятор частоты вращения вспомогательного агрегата на ручное регулирование.
В остальном частотный пуск гидрогенератора производить так же, как и турбогенератора (см. п. 1.2 настоящего приложения).
Приложение 5
УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ В АСИНХРОННОМ РЕЖИМЕ
При испытании турбогенератора в асинхронном режиме рекомендуется проводить опыты с имитацией следующих возможных в эксплуатации случаев потери возбуждения:
обрыв цепи возбуждения;
замыкание обмотки возбуждения на гасительное сопротивление;
замыкание обмотки возбуждения накоротко.
Опыты вывода в асинхронный режим могут проводиться при постепенном ступенчатом повышении нагрузки турбогенератора с обмоткой возбуждения, соединенной по требуемой схеме. На каждой ступени нагрузки опыты по всем трем схемам соединения обмотки возбуждения могут быть совмещены.
Перед проведением опытов должны быть выполнены соответствующие расчеты ожидаемого понижения напряжения при работе турбогенератора в асинхронном режиме, проведена оценка поведения параллельно работающих генераторов, системы собственных нужд и действия токовой защиты. Должны быть приняты меры по предотвращению отключения отдельных присоединений от действия перегрузочной защиты.
При наличии у турбогенератора устройства блокировки, отключающего турбогенератор при отключении АГП, его следует на время опытов вывести из действия.
Ниже приводится рекомендуемый порядок проведения опытов для двух наиболее распространенных видов гашения поля с применением автоматов АГП-1, АГП-12, АГП-30, АГП-60 с гашением поля на дугогасящей решетке или переводом преобразователя в инверторный режим и автоматов с замыканием обмотки ротора на гасительный резистор с последующим отключением якоря возбудителя (схема ХЭМЗ).
Гашение поля с применением дугогасящей решетки или переводом преобразователей в инверторный режим
Перед проведением опыта следует установить вспомогательный контактор, шунтирующий резистор самосинхронизации и рассчитанный на длительный ток, равный 0,2 номинального тока возбуждения. При заданной нагрузке перевести турбогенератор в асинхронный режим отключением АГП с предварительно разомкнутой цепью управления основным контактором, включающим обмотку ротора на сопротивление самосинхронизации. При этом турбогенератор переходит в асинхронный режим с разомкнутой обмоткой возбуждения.
После необходимых измерений обмотку возбуждения замкнуть на сопротивление самосинхронизации, для чего восстановить цепь управления основным контактором.
После очередных измерений резистор замкнуть накоротко с помощью вспомогательного контактора. Опять произвести необходимые измерения, после чего отключить вспомогательный контактор, включением АГП или снятием инвертирования подать возбуждение и турбогенератор переходит в синхронный режим.
Гашение поля по схеме ХЭМЗ
Перед проведением опыта необходимо установить вспомогательный контактор (или рубильник), шунтирующий гасительное сопротивление и нормально замкнутые контакты АГП и рассчитанный на длительный ток, равный 0,2 номинального тока возбуждения. При заданной нагрузке отключением АГП турбогенератор перевести в асинхронный режим с обмоткой возбуждения, замкнутой на гасительное сопротивление. После проведения необходимых измерений обмотку возбуждения замкнуть накоротко включением вспомогательного контактора. Снова произвести необходимые измерения и установить прокладку (из гетинакса или текстолита) между нормально замкнутыми контактами АГП, после чего вспомогательный контактор отключить и турбогенератор переходит в асинхронный режим с разомкнутой обмоткой возбуждения. После проведения необходимых измерений изоляционную прокладку между контактами удалить, включением АГП подать возбуждение (не меняя уставок регулятора возбуждения) и турбогенератор переходит в синхронный режим.
При испытаниях измерить и зафиксировать следующие величины:
у испытываемого турбогенератора - активную мощность, ток и напряжение статора, реактивную мощность (отдаваемую в сеть и потребляемую из сети в асинхронном режиме), напряжение на кольцах ротора, скольжение, потери в роторе;
у параллельно работающих генераторов и присоединений - реактивную мощность и напряжение.
Скольжение (%) определяется по формуле (для частоты 50 Гц)
или
где Nст и Nрот - число полных колебаний стрелок амперметров статора и ротора или вольтметра, подключенного к кольцам ротора, за время t, с.
Потери в роторе (кВт) определяются по формуле
P = PS,
где P - активная мощность, кВт;
S - скольжение, отн. ед.
Продолжительность нахождения генератора в асинхронном режиме определяется временем, необходимым для отсчетов по приборам. В целях получения более точных результатов рекомендуется основные измерения производить с использованием осциллографа. Испытания следует проводить при нескольких (три - пять) нагрузках, начиная с минимальной (примерно 15 - 20 % номинальной), до такой, при которой перегрузка по току статора не будет превышать допустимую. Во время опытов с разомкнутой обмоткой возбуждения следует обращать внимание на то, чтобы напряжение на кольцах ротора было ниже испытательного.
По полученным результатам испытаний строятся зависимости тока статора, активной мощности и потерь в роторе от скольжения и по ним определяется допустимая нагрузка, при которой турбогенератор может работать в асинхронном режиме, исходя из условий, изложенных в п. 2.27 настоящей Инструкции.
Приложение 6
ПРОВЕРКА ЧЕРЕДОВАНИЯ ФАЗ И СИНХРОНИЗАЦИОННОГО УСТРОЙСТВА ГЕНЕРАТОРА
Проверку чередования фаз нужно производить перед включением в сеть вводимого в эксплуатацию генератора и после окончания капитального ремонта, если во время последнего производились работы в первичных цепях генератора, которые могли привести к изменению чередования фаз.
Проверка синхронизационного устройства генератора должна производиться при вводе генератора в эксплуатацию и после окончания капитального ремонта, если в процессе последнего производились изменения в первичных цепях генератора, работы на трансформаторах напряжения или в цепях синхронизационного устройства.
Проверку чередования фаз генератора следует производить двумя способами:
первый способ применяют при наличии свободной системы шин. По этому способу к трансформатору напряжения, установленному на свободной системе шин, необходимо присоединить указатель чередования фаз. Затем на эту систему шин поочередно подать напряжение от генератора (трансформатора блока) и от сети. Если в обоих случаях диск указателя будет вращаться в одну и ту же сторону, то чередование фаз правильно, а если в разные стороны, то необходимо поменять местами две фазы генератора (трансформатора блока) и снова произвести проверку;
второй способ применяют при отсутствии свободной системы шин. По этому способу к трансформатору напряжения генератора следует присоединить указатель чередования фаз. Разобрать схему «нуля» неподвижного генератора и на трансформатор напряжения генератора подать напряжение сети. Затем отключить выключатель генератора (или блока), собрать схему «нуля», после чего генератор разворачивается и возбуждается и на трансформатор напряжения генератора подается напряжение генератора. Если в обоих случаях диск указателя вращается в одну и ту же сторону, чередование фаз правильно. Если между генератором и его трансформатором напряжения имеется разъединитель (или накладка), то разбирать схему «нуля» генератора не требуется, а достаточно перед подачей напряжения от сети отключить разъединитель (или снять накладку).
Проверка синхронизационного устройства одного генератора (блока) может совмещаться с проверкой чередования фаз и производиться подачей на него синхронного и несинхронного напряжений:
от свободной системы шин (или шин, с которыми синхронизируется генератор);
от генератора (через соответствующий трансформатор напряжения).
Если имеются затруднения в проверке синхронизационного устройства на синхронном напряжении, то следует проверить его на несинхронном напряжении, а генератор включать в сеть способом самосинхронизации. После этого при работе генератора в системе синхронизационное устройство необходимо проверить на синхронном напряжении.
Приложение 7
ГАЗОВЫЕ ОБЪЕМЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ (С ВСТАВЛЕННЫМ РОТОРОМ)
|
Турбогенератор |
Газовый объем, м3 |
Турбогенератор |
Газовый объем, м3 |
|
ТВ2-30-2 |
26 |
ТВВ-165-2 |
53 |
|
ТВ-50-2 |
50 |
ТВВ-200-2 |
56 |
|
ТВ-60-2 |
50 |
ТВВ-320-2 |
87 |
|
ТВ2-100-2 |
65 |
ТВВ-500-2 |
100 |
|
ТВ2-150-2 |
100 |
ТВВ-800-2 |
126 |
|
ТВФ-60-2 |
34 |
ТГВ-25 |
26 |
|
ТВФ-63-2 |
|
ТВС-30 |
26 |
|
ТВФ-100-2 |
50 |
ТГВ-200 |
70 |
|
ТВФ-120-2 |
|
ТГВ-300 |
75 |
|
|
|
ТГВ-500 |
73 |
Приложение 8
О ЛИКВИДАЦИИ НЕСИММЕТРИЧНЫХ РЕЖИМОВ БЛОКОВ ПРИ НЕПОЛНОФАЗНЫХ ОТКЛЮЧЕНИЯХ И ВКЛЮЧЕНИЯХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
При неполнофазных отключениях и включениях воздушных выключателей напряжением 110 кВ и выше и масляных выключателей с пофазным приводом методы ликвидации несимметричных режимов блоков на тепловых электростанциях с турбогенераторами мощностью 150 МВт и выше или с турбогенераторами меньшей мощностью с непосредственным охлаждением зависят от режима работы и нагрузки генератора во время возникновения неполнофазного режима:
1. Если неполнофазный режим возник во время работы блока под нагрузкой в результате аварийного отключения выключателя, то для предотвращения повреждения генератора токами обратной последовательности от действия релейной защиты должно осуществляться отключение смежных выключателей для обесточения секции или системы шин, к которой присоединен блок. Если релейная защита откажет или окажется выведенной из действия, то персонал должен быстро отключить вручную все смежные выключатели для обесточения секции или системы шин, что позволит вывести отказавший выключатель в ремонт. Допускается произвести однократную попытку дистанционного отключения отказавшего выключателя.
Если по значению нагрузки и при наличии технических средств представляется возможным быстро полностью разгрузить блок по активной и реактивной мощности, то отключение смежных выключателей не производится и после разгрузки генератора они переводятся на другую систему шин, после чего оставшийся на системе шин генератор останавливается и его выключатель выводится в ремонт. При наличии свободной системы шин (или обходной) на нее переводится генератор, что значительно упрощает и сокращает указанный объем работ.
После перевода генератора на обходную систему шин и выключения обходного выключателя восстанавливается полнофазный режим работы генератора, что позволяет продолжить работу генератора.
Режим работы турбины во время проведения работ по ликвидации несимметричного режима (продолжительность которых может составить 30 - 40 мин и более) определяется местными инструкциями, учитывающими характеристики и особенности каждой турбины.
2. На тепловых электростанциях с турбогенераторами мощностью 150 МВт и выше или с турбогенераторами меньшей мощностью с непосредственным охлаждением должны быть установлены устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ) или специальные устройства резервирования, действующие на отключение смежных выключателей секции или системы шин (к которой присоединен блок) при отказах выключателей, в том числе сопровождаемых неполнофазным отключением выключателя блока.
