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.
4.28. При появлении водорода в газовой ловушке системы водяного охлаждения обмотки статора следует установить тщательное наблюдение за турбогенератором (проверять наличие водорода в дистилляте каждый час, следить за температурой стержней и отсутствием попадания воды в корпус турбогенератора). Для выяснения возможности устранения причин неплотности турбогенератор следует остановить при первой возможности, но не позднее чем через 5 сут после обнаружения водорода в дистилляте.
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. ИСПЫТАНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
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.
Объем, методы и нормативные показатели испытаний устанавливаются в соответствии с действующими «Нормами испытаний электрооборудования», ГОСТ 10159-79, ГОСТ 183-74, ГОСТ 11828-86, ГОСТ 533-85, ГОСТ 10169-77, ГОСТ 5616-81 и другими нормативно-техническими документами.
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. СУШКА ГЕНЕРАТОРОВ
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;
