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
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. НАДЗОР И УХОД ЗА ГЕНЕРАТОРАМИ
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.
3.12. Сопротивление изоляции подшипников генераторов при полностью собранных маслопроводах, измеренное мегаомметром на 1000 В, должно быть не менее 1 МОм, а подпятников и подшипников гидрогенераторов - не менее 0,3 МОм, если в стандартах или в инструкциях заводов-изготовителей не указаны другие более жесткие нормы.
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.
