4.23 Стандартные минимальные значения отношения короткого замыкания (ОКЗ) приведены в 5.3 и 6.5.

Большие минимальные значения ОКЗ могут быть установлены или согласованы, но при этом обычно требуется некоторое увеличение размеров машины.

4.24 Значения переходного x¢_d и сверхпереходного x¢¢_d индуктивных сопротивлений по продольной оси должны быть установлены или согласованы с учетом условий работы турбогенераторов в энергосистеме.

Рекомендуется устанавливать или согласовывать минимальное значение x¢¢_d при уровне насыщения, соответствующем номинальному напряжению, а максимальное ненасыщенное значение x¢_d - при номинальном токе. Так как x¢¢_d и x¢_d в большей степени определяются общими магнитными потоками, то следует иметь в виду, что x¢¢_d и x¢_d связаны друг с другом и нельзя выбирать верхний предел x¢¢_d слишком близким к нижнему пределу x¢_d.

Если другое не оговорено, то x¢¢_d должно быть не менее 0,10 отн. ед. при уровне насыщения, соответствующем номинальному напряжению.

x¢¢_d и x¢_d могут быть также установлены или согласованы при другом уровне насыщения.

Если оговаривается, что x¢¢_d и x¢_d должны быть определены опытным путем, то испытания следует проводить в соответствии с ГОСТ 10169. При этом если:

- предельные значения, предусмотренные настоящим стандартом или другие предельные значения ОКЗ, x¢¢_d и x¢_d установлены или согласованы, то при согласованном минимальном значении без отрицательного допуска и положительном допуске 30 %, а при согласованном максимальном значении без положительного допуска и отрицательном допуске 30 %;

- ОКЗ, x¢¢_d и x¢_d установлены, но не определены их предельные значения, то ОКЗ, x¢¢_d и x¢_d следует рассматривать как номинальные значения с допуском ±15 %;

- ОКЗ, x¢¢_d и x¢_d не оговорены или не согласованы, то их устанавливает изготовитель с допуском ±15 %.

4.25 Статическая перегружаемость не должна быть ниже:

1,7 - для турбогенераторов мощностью до 160 МВт;

1,6 » » » св. 160 до 800 МВт;

1,5 » » » » 800 МВт и более.

Статическую перегружаемость _{рассчитывают по формуле}

_{, (1)}

где i_fном - ток возбуждения при номинальной нагрузке, А;

i_fк - ток возбуждения при установившемся трехфазном коротком замыкании и при номинальном токе статора, А;

cos j_ном - номинальный коэффициент мощности.

4.26 Вибрация (среднеквадратическое значение вибрационной скорости) подшипников турбогенераторов и сочлененных с ними возбудителей в режимах работы, предусмотренных настоящим стандартом, должна соответствовать требованиям ГОСТ 25364.

Нормы вибрации сердечника и лобовых частей обмотки статора, контактных колец ротора установлены в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

4.27 Средний уровень звука, измеренный на расстоянии 1 м от наружного контура турбогенератора и сочлененного с ним возбудителя, охлаждаемых газом по разомкнутому и замкнутому циклам, или от наружного контура соответствующих шумозащитных кожухов (при их наличии), не должен превышать 90 дБА, а при отсутствии электромашинного возбудителя для замкнутой схемы вентиляции генератора - 85 дБА, если по соглашению не установлена более жесткая норма.

4.28 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками турбогенераторов с воздушным заполнением или охлаждением, - IP54, с водородным охлаждением - IP55, контактных колец - IP23 по ГОСТ 17494.

4.29 Турбогенератор должен сохранять работоспособность после кратковременных воздействий внешних механических факторов (аварийный небаланс и выбег турбины со срывом вакуума и др.) по группе М6 ГОСТ 17516.1 с ограничением максимальной амплитуды ускорения до 4,9 м/с²(0,5 g) и выдерживать сейсмическое воздействие не менее 7 баллов по шкале MSK-64 (т.е. амплитуду ускорения не более 0,5 g на уровне установки).

Более жесткие требования устанавливаются по соглашению.

4.30 Смазка подшипников турбогенератора и непосредственно соединенного с ним возбудителя должна осуществляться под давлением от масляного насоса турбины.

Подачу масла в масляные уплотнения вала турбогенератора с водородным охлаждением следует выполнять от системы маслоснабжения турбины или по индивидуальной схеме.

В качестве уплотняющего масла в уплотнениях вала и смазочного масла в подшипниках следует применять турбинное масло.

По соглашению допускается применять в опорных подшипниках и уплотнениях вала другую смазочную жидкость.

В системах маслоснабжения подшипников турбогенераторов мощностью 110 МВт и более, соединяемых с турбинами, не имеющими главного масляного насоса на своем валу, и в системах маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов мощностью 60 МВт и более должно предусматриваться кратковременное резервирование подачи масла при перерывах его поступления и для обеспечения аварийного останова без тяжелых последствий при прекращении поступления масла от источников маслоснабжения.

4.31 В патрубках подшипников турбогенераторов и непосредственно соединенного с ним возбудителя, а также масляных уплотнений, предназначенных для слива масла, должны быть смотровые окна для наблюдения за струёй выходящего масла и устройства для установки температурного индикатора. Около смотровых окон должны быть предусмотрены места для установки светильников.

4.32 В подшипниках и уплотнениях вала турбогенератора должны быть установлены устройства для дистанционного измерения температуры вкладышей. В подшипниках турбогенераторов мощностью 60 МВт и более должна быть предусмотрена возможность установки устройств для дистанционного измерения вибрации и постоянного контроля изоляции.

У турбогенераторов с водородным охлаждением должны быть предусмотрены возможности присоединения газоанализаторов для контроля за утечкой водорода в картеры подшипников и сливные маслопроводы уплотнений вала (с воздушной стороны), а также патрубков для подачи инертного газа.

4.33 Температура масла, выходящего из подшипников турбогенератора, не должна превышать 65 °С, а температура вкладыша подшипника - 80 °С. Температура вкладыша масляных уплотнений не должна превышать 80 °С для торцевых типов уплотнений и 90 °С - для кольцевых типов уплотнения.

4.34 Для контроля за температурой обмотки статора в машине должно быть заложено не менее шести термопреобразователей сопротивления.

Общее число уложенных в статор термопреобразователей сопротивления для контроля температуры обмотки и активной стали должно быть не менее:

9 - для турбогенераторов мощностью менее 32 МВт;

12 - для турбогенераторов мощностью 32 МВт и более.

4.35 Для измерения температуры охлаждающего газа должно быть установлено следующее число термопреобразователей сопротивления:

не менее двух - в зоне входа охлаждающего газа в машину, подводимого по трубам или от внешнего охладителя;

по одному или более - на выходе газа из каждого газоохладителя (для турбогенераторов с встроенными газоохладителями);

не менее двух - в зоне выхода горячего газа;

один или более - перед или после компрессора.

4.36 Турбогенераторы в нормальных условиях эксплуатации включают в сеть методом точной синхронизации.

4.37 Турбогенераторы мощностью до 800 МВт (кроме машин, соединяемых с газовыми турбинами) за весь срок службы должны допускать не менее 10000 пусков (включений в сеть) и не более 330 в год, а турбогенераторы большей мощности - не менее 3600 пусков и не более 120 в год.

4.38 Турбогенераторы (кроме машин, приводимых во вращение газовыми турбинами) должны допускать скорость набора и изменения активной и реактивной нагрузок не менее 6 % номинальной в минуту. В аварийных условиях скорости изменения нагрузок генератором не ограничиваются.

Допускаемое число сбросов и набросов нагрузки устанавливают в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

4.39 Показатели надежности и долговечности турбогенераторов устанавливаются в технических условиях на машины конкретных типов и должны быть не ниже приведенных в таблице 2.

Таблица 2 - Показатели надежности

5 Турбогенераторы с воздушным охлаждением

5.1 Настоящий раздел распространяется на турбогенераторы, в которых активные части охлаждаются воздухом непосредственно или косвенно, или же комбинированным способом.

5.2 Стандартными значениями коэффициента мощности cos j является 0,8 и 0,85 (перевозбуждение).

Примечание - Другие значения cos j могут быть согласованы, при этом нужно иметь в виду, что при меньших значениях турбогенератор будет иметь большие размеры.

5.3 Измеренные значения ОКЗ при номинальном напряжении и номинальном токе статора должны быть равны не менее:

0,45 - для турбогенераторов мощностью до 80 МВ×А включительно;

0,40 - для турбогенераторов мощностью более 80 МВ×А до 150 МВ×А включительно.

Для турбогенераторов мощностью более 150 МВ×А значение ОКЗ устанавливается по соглашению.

5.4 Система вентиляции должна быть замкнутой. Если определена или согласована разомкнутая воздушная система вентиляции, то во избежание перегрева машины должны быть предусмотрены меры, предотвращающие загрязнение ее вентиляционных каналов.

Если предусматривается применение контактных колец, то должны быть приняты меры по предотвращению загрязнения генератора и возбудителя угольной пылью.

5.5 Требования к температуре первичного хладагента, за исключением турбогенераторов, приводимых во вращение газовыми турбинами, - по ГОСТ 183.

Если максимальная температура окружающего воздуха или температура воздуха на выходе из охладителя воздух-вода (в случае его использования) отличается от 40 °С, то допустимые температуры или превышения температур определяют по ГОСТ 183.

Специальные требования к температуре первичного хладагента для турбогенераторов, приводимых во вращение газовыми турбинами, изложены в 7.3 и 7.6.

5.6 Если параметры охлаждающей воды не указаны в технических условиях на конкретный тип машины, то воздухоохладители должны быть выполнены на температуру охлаждающей воды на входе до 32 °С и рабочее давление воды не менее 170 кПа.

Испытательное давление воздухоохладителей должно составлять не менее 1,5 максимального рабочего давления охлаждающей воды и должно быть приложено в течение 15 мин.

Если давление воды в воздухоохладителе контролируется вентилем или другим понижающим давление устройством, присоединенным к источнику воды, где давление выше рабочего давления в воздухоохладителе, то воздухоохладитель должен быть выполнен на более высокое давление и испытан, если не оговорено другое, при давлении в 1,5 раза выше давления источника. Это повышенное давление должно быть определено заказчиком или изготовителем машины, если система водоснабжения воздухоохладителей входит в комплект поставки генератора.

Воздухоохладители должны быть выполнены таким образом, чтобы при выводе из эксплуатации одной его части для очистки машина могла нести, по крайней мере, Уз (или по соглашению меньшую часть) номинальной нагрузки в течение длительного времени без превышения допустимой температуры элементов машины. В этих условиях температура первичного охлаждающего воздуха может превышать расчетное значение.

5.7 Турбогенераторы с воздушным охлаждением (или заполнением) должны быть оборудованы системой пожаротушения распыленной водой или инертным газом (турбогенераторы с водородным охлаждением, допускающие работу при воздушном охлаждении).

Степень автоматизации системы пожаротушения устанавливают в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

При изготовлении турбогенераторов из материалов, не поддерживающих горение, что должно быть специально подтверждено изготовителем, систему пожаротушения не устанавливают.

6 Турбогенераторы с водородным или жидкостным охлаждением

6.1 Настоящий раздел относится к машинам, активные части которых непосредственно или косвенно охлаждают водородом или жидкостью, а также при комбинации обоих способов охлаждения. В некоторых конструкциях может применяться другой газ, а не водород, тогда, если это возможно, применяют те же требования.

6.2 Изготовитель должен указать давление водорода в корпусе, при котором машина выдает номинальную мощность.

Предпочтительными являются следующие значения избыточного давления: 100, 200, 300, 400, 500, 600 кПа.

Номинальное избыточное давление водорода в корпусе должно быть не менее 50 кПа.

6.3 В турбогенераторах с косвенным водородным охлаждением чистота водорода должна быть не ниже 97 %, при непосредственном - не ниже 98 %.

Утечка водорода в сутки (приведенная к нормальным условиям) из корпуса при номинальном давлении не должна быть более, м³:

3 - для турбогенераторов мощностью до 32 МВт;

7 » » » св. 32 » 63 МВт;

10 » » » » » 110 МВт;