какое должно быть содержание кислорода в водороде в корпусе генератора синхронного компенсатора
Во время пуска следят за работой регулятора давления масла, температурой вкладышей. Осмотр генератора производится один раз в смену начальником смены и один раз в сутки мастером по генераторам. Контакные кольца и щеточная система осматриваются монтером в установленные сроки.
5.3.2. перевод генератора с воздуха на водород и с водорода на воздух
Перевод производится с применением инертного газа. Вытеснение водорода или воздуха производится углекислым газом.
Воздух – углекислота. Первый анализ газовой смеси из водородного коллектора производят после выпуска в генератора 1,3 объема статора при неподвижном роторе и 1,8 – при вращающемся. Вытеснение воздуха углекислотой считается законченным при содержании углекислоты не менее 85% (Тогда взрывоопасной смеси не будет при любом содержании водорода).
Водород – углекислота. Вытеснение водорода углекислотой мало отличается от вытеснения воздуха углекислотой. Давление водорода в корпусе генератора снижается до 0,02 или 0,2 кгс/см 2 в зависимости от типа генератора. Затем вводится углекислота и одновременно выпускается водород. Вытеснение водорода считается законченным, если содержание углекислоты в газовой смеси не менее 85% при вращающемся роторе и 95% при неподвижном. Первый анализ производят при вводе углекислоты в количестве 1,1 – 1,2 объемов статора при неподвижном роторе и два объема при вращающемся.
Углекислота – воздух. Вытеснение углекислоты воздухом производится так же, как и водородом при установленной перемычке между водородным коллектором и линией сжатого воздуха. Вытеснение углекислоты воздухом считается законченным, когда анализ пробы газа из углекислотного коллектора покажет полное отсутствие углекислоты.
5.3.3. допустимые отклонения давления, чистоты и влажности водорода и давления масла
Отклонение давления водорода не должно превышать 0,1 ДаН/см 2 при давлении водорода в генераторе 0,5 Дан/см 2 и 0,01 для генераторов с давлением 0,05. При большем снижении давления водорода наступает перегрев обмоток и повышается угроза проникновения воздуха в генераторах с низким давлением, а при повышенном снижается надежность работы водородного охлаждения.
Чистота водорода должна быть не ниже:
– в корпусе генератора с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов – 98%;
– в корпусе генератора с косвенным водородным охлаждением при давлении 0,05 Дан/см 2 и выше – 95%;
– 2 Дан/см 2 и выше – 98%.
Понижение чистоты на 1% приводит к увеличению вентиляционных потерь на 10%. При снижении чистоты ниже нормы генератор продувается путем впрыска чистого водорода. Если чистота понижается быстро, применяется непрерывная продувка из бачка продувки.
Содержание кислорода в корпусе генератора не должно превышать 1,2% и в бачке продувки – 2%. При увеличении показателей производится продувка чистым водородом.
Влажность водорода не должна превышать 85% при рабочем давлении. Влага попадает в корпус из масла, сливающегося в сторону водорода из уплотнений. Влажность водорода снижает срок службы изоляции и увеличивает вентиляционные потери.
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7
Раздел 1. Общие правила
Глава 1.8. Нормы приемо-сдаточных испытаний
Синхронные генераторы и компенсаторы
1.8.13. Синхронные генераторы мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенсаторы должны испытываться в полном объеме настоящего параграфа. ¶
Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по п. 1-5, 7-15 настоящего параграфа. ¶
Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности должны испытываться по п. 2, 4, 5, 8, 10-14 настоящего параграфа. ¶
1. Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ. При решении вопроса о необходимости сушки компаундированной, термореактивной и гильзовой изоляции обмотки статора синхронного генератора или синхронного компенсатора следует руководствоваться указаниями разд. 3 «Электрические машины» СНиП 3.05.06-85. «Электротехнические устройства» Госстроя России.¶
Для генераторов с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. ¶
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 допускается включение без сушки при коэффициенте нелинейности более 3, если остальные характеристики изоляции ( R60/R15 и R60) удовлетворяют установленным нормам.¶
2. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.1. ¶
3. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. ¶
У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание производится в случае, если возможность этого предусмотрена в конструкции генератора. ¶
Значения испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.2. ¶
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует производить по ветвям. ¶
Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типов ТГВ-200 и ТГВ-300 следует принимать в соответствии с инструкцией по эксплуатации этих генераторов. ¶
Таблица 1.8.1. Допустимое сопротивление изоляции. ¶
Напряжение мегаомметра, кВ
Обмотка статора напряжением до 1 кВ (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз)
Не менее 0,5 МОм при температуре 10-30 °С
То же напряжением выше 1 кВ
Должно соответствовать требованиям, приведенным в разд. 3 «Электрические машины» СНиП 3.05.06-85. У генераторов с водяным охлаждением обмоток сопротивление изоляции измеряется без воды в обмотке статора при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения
Не менее 0,5 МОм при температуре 10-30 °С. Допускается ввод в эксплуатацию неявнополюсных роторов, имеющих сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре +75 °С или 20 кОм при +20 °С
Подшипники генератора и сопряженного с ним возбудителя
Сопротивление изоляции, измеренное относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах, должно быть не менее 0,3 МОм для гидрогенератора и не менее 1 МОм для турбогенератора. Для гидрогенератора измерение производится, если позволяет конструкция генератора
Водородные уплотнения вала
Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТВВ
Сопротивление изоляции, измеренное относительно внутреннего щита и между полущитами вентиляторов, должно быть не менее 0,5 МОм
Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТГВ
Сопротивление изоляции, измеренное между частями диффузоров, должно быть не менее 1 МОм
Доступные изолированные стяжные болты стали статора
Диффузор и обтекатель у турбогенераторов серии ТГВ
Сопротивление изоляции, измеренное между уплотнением и задним диском диффузора, диффузором и внутренним щитом, обтекателем и внутренним щитом, двумя половинками обтекателя, должно быть не менее 1 МОм
Термоиндикаторы генераторов и синхронных компенсаторов:
с косвенным охлаждением обмоток статора
Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением соединительных проводов, должно быть не менее 1 МОм
с непосредственным охлаждением обмоток статора
Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением соединительных проводов, должно быть не менее 0,5 МОм
Цепи возбуждения генератора и возбудителя (без обмоток ротора и электромашинного возбудителя)
Сопротивление изоляции, измеренное с сопротивлением всей присоединенной аппаратуры, должно быть не менее 1 МОм
Таблица 1.8.2. Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов. ¶
Мощность генератора, МВт, компенсатора, МВ·А
Номинальное напряжение, кВ
Амплитудное испытательное напряжение, кВ
Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения — от 0,2 Umax до Umax равными ступенями. На каждой ступени напряжения выдерживается в течение 1 мин. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с.¶
Оценки полученной характеристики производятся в соответствии с требованиями разд. 3 «Электрические машины» СНиП 3.05.06-85 Госстроя России. ¶
4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание проводится по нормам, приведенным в табл. 1.8.3. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. ¶
Таблица 1.8.3. Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток синхронных генераторов и компенсаторов. ¶
Характеристика электрической машины
Испытательное напряжение, кВ
Обмотка статора синхронного генератора и компенсатора
Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В
Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ
То же, но номинальное напряжение выше 3,3 кВ до 6,6 кВ
Цепи возбуждения генератора со всей присоединенной аппаратурой (без обмоток ротора и возбудителя)
Резистор гашения поля
Обмотка статора синхронных генераторов, у которых стыковка частей статора производится на месте монтажа (гидрогенераторы) по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений
Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение выше 6,6 кВ
Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В
Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ
То же, но номинальное напряжение выше 3,3 кВ до 6,6 кВ
То же, но номинальное напряжение выше 6,6 кВ
Обмотка явнополюсного ротора
7,5Uном возбуждения генератора, но не менее 1,1 и не более 2,8
Обмотка неявнополюсного ротора
1 (в том случае, если это не противоречит требованиям технических условий завода-изготовителя)
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин. ¶
При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться следующим:¶
а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекомендуется производить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде, то изоляция его испытывается дважды: после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в статор.¶
В процессе испытания осуществляется наблюдение за состоянием лобовых частей машины: у турбогенераторов — при снятых торцовых щитах, у гидрогенераторов — при открытых вентиляционных люках;¶
б) испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением следует производить при циркуляции дистиллированной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 75 кОм/см и номинальном расходе; ¶
в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напряжение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за коронированием лобовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредоточенного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, появления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается; ¶
г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора. ¶
5. Измерение сопротивления постоянному току. Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в табл. 1.8.4. ¶
Таблица 1.8.4. Допустимое отклонение сопротивления постоянному току. ¶
Обмотка статора (измерение производить для каждой фазы или ветви в отдельности)
Измеренные сопротивления в практически холодном состоянии обмоток различных фаз не должны отличаться одно от другого более чем на 2%. Вследствие конструктивных особенностей (большая длина соединительных дуг и пр.) расхождение между сопротивлениями ветвей у некоторых типов генераторов может достигать 5%
Измеренное сопротивление обмоток не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 2%. У явнополюсных роторов измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно
Резистор гашения поля, реостаты возбуждения
Сопротивление не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 10%
6. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты. Производится для генераторов мощностью более 1 МВт. Измерение следует производить при напряжении не более 220 В на трех-четырех ступенях частот вращения, включая номинальную, а также в неподвижном состоянии. Для явнополюсных машин при неизолированных местах соединений в неподвижном состоянии измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно. Отклонения измеренных значений от данных завода-изготовителя или от среднего сопротивления полюсов должны находиться в пределах точности измерения. ¶
7. Измерение воздушного зазора между статором и ротором генератора. Если инструкциями на генераторы отдельных типов не предусмотрены более жесткие нормы, то зазоры в диаметрально противоположных точках могут отличаться друг от друга не более чем: ¶
Измерение зазора у явнополюсных машин производится под всеми полюсами. ¶
8. Проверка и испытание системы возбуждения. Проверку и испытание электромашинных возбудителей следует производить в соответствии с 1.8.14. Проверка и испытание полупроводниковых высокочастотных возбудителей производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. ¶
9. Определение характеристик генератора: ¶
а) трехфазного КЗ. Характеристика снимается при изменении тока до номинального. Отклонения от заводской характеристики должны находиться в пределах точности измерения. ¶
Снижение измеренной характеристики, которое превышает точность измерения, свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора. ¶
У генераторов, работающих в блоке с трансформатором, снимается характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором). Характеристику собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не определять, если имеются протоколы соответствующих испытаний на стенде заводов-изготовителей. ¶
У синхронных компенсаторов без разгонного двигателя снятие характеристик трехфазного КЗ производится на выбеге в том случае, если не имеется характеристики, снятой на заводе; ¶
б) холостого хода. Подъем напряжения номинальной частоты на холостом ходу производить до 130% номинального напряжения турбогенераторов и синхронных компенсаторов, до 150% номинального напряжения гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику холостого хода турбо- и гидрогенератора до номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора не будет превосходить 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика холостого хода блока; при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Характеристику холостого хода собственно генератора, отсоединенного от трансформатора блока, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний на заводе-изготовителе. Отклонение характеристики холостого хода от заводской не нормируется, но должно быть в пределах точности измерения. ¶
11. Измерение вибрации. Вибрация (удвоенная амплитуда колебаний) подшипников синхронных генераторов и компенсаторов, измеренная в трех направлениях (у гидрогенераторов вертикального исполнения производится измерение вибрации крестовины со встроенными в нее направляющими подшипниками), и их возбудителей не должна превышать значений, приведенных в табл. 1.8.5. ¶
Газомасляной системы водородного охлаждения генераторов. Электролизные установки
ПБЭЭ. Правил безопасной эксплуатации электроустановок
10. Газомасляной системы водородного охлаждения генераторов. Электролизные установки
10.1. При эксплуатации газомасляной системы генераторов необходимо предотвращать образование взрывоопасной газовой смеси, не допуская:
содержания кислорода в водороде в корпусе генератора более 1,2%, а в поплавковом затворе, бачке продувки и водневовиддильному баке маслоочистительное устройства более 2%;
содержания водорода в токопроводах генератора более 1%, а в картерах подшипников более 2%.
В масляном баке не должно быть водорода.
10.2. Выжимать из генератора водород или воздух необходимо инертным газом, минимальная концентрация которого по окончании вытеснения определяется на выходе из корпуса машины и должна составлять:
Полноту продувки генератора инертным газом в случае вытеснения воздуха или водорода следует подтвердить анализом газа.
10.4. Перед вскрытием камеры контактных колец остановленного синхронного компенсатора без вытеснения водорода из его корпуса следует перед подачей инертного газа в камеру проверить плотность затвора, отделяющего ее от корпуса компенсатора.
Допускается начинать работы в камере после продувки ее инертным газом (без последующего его вытеснения воздухом) и проведения анализа.
10.5. В случае вывода в ремонт оборудования и трубопроводов газомасляной системы необходимо отсоединить трубопроводы или установить заглушки для исключения возможности проникновения водорода или инертного газа на ремонтируемые участки, через неплотности задвижек.
10.6. Работы с открытым огнем (электросварка, газовая сварка, резка и т.д.) на расстоянии менее 10 м от тех частей газомасляной системы, содержащие водород, следует выполнять по наряду. В этом случае в строке «Отдельные указания» наряда следует записать дополнительные меры, создающие безопасные условия выполнения работы (установка щитов-экранов, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода, наличие средств пожаротушения и т.п.).
Запрещается выполнять огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах газомасляной системы, заполненных водородом.
У генераторов и устройств газомасляной системы следует вывешивать плакаты «Водород. Огнеопасно! «.
10.7. Ремонтные работы в газомасляной системе остановленного и переведенного на воздух генератора могут выполняться по распоряжению. (Пункт 10.7 раздела 10 с изменениями, внесенными согласно Приказу Госнадзорохрантруда N 26 от 25.02.2000)
10.9. Запрещается работа электролизеров, если не видно уровня жидкости в смотровых стеклах регуляторов давления.
Максимально допустимый перепад давления между водородной и кислородной системами не должен превышать 1961,4 Па (200 мм вод.ст.).
10.10. Аппараты и трубопроводы ЭУ (кроме ресиверов) необходимо перед пуском продувать азотом (ГОСТ 9293, II сорт).
Запрещается продувать эти аппараты углекислым газом.
Ресиверы ЭУ следует продувать азотом или углекислым газом (ГОСТ 8050, сорт пищевой или технический). При необходимости внутреннего осмотра один ресивер или их группу следует продуть углекислым газом или азотом для удаления водорода, отключить от других групп ресиверов запорной арматурой и металлическими заглушками, имеющими хвостовики, выступающие за пределы фланцев, а затем продуть чистым воздухом.
Продувки ресиверов инертным газом, воздухом и водородом следует проводить до достижения в них указанных в таблице 10.1 концентраций компонентов.
При использовании для продувки ресиверов углекислого газа технического сорта, который содержит до 0,05% окиси углерода, его следует хранить отдельно от углекислого газа пищевого сорта.
5.1. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
5.1. Генераторы и синхронные компенсаторы
5.1. Генераторы и синхронные компенсаторы 
5.1.1. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.
5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения и др.) допускается только для ремонта или проверки.
Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики.
На электростанциях и в энергосистемах должны быть данные об основных параметрах настройки АРВ.
На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.
5.1.3. Автоматические регуляторы возбуждения и устройства форсировки рабочего возбуждения должны быть настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:
предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено нормативными документами для отдельных старых типов машин;
номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;
автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.
5.1.4. Генераторы должны вводиться в эксплуатацию на основном возбуждении.
В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети.
Переходы с рабочего канала регулирования возбуждения на резервный и обратно должны производиться, как правило, без изменения режима работы генераторов.
5.1.5. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений (разрядник, гасительное сопротивление и т.п.).
5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов и подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления (расхода) масла ниже установленного предела.
Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло-водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.
5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и капитального ремонта должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.
Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой не допускается.
Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети.
5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечивать возможность их быстрого приведения в действие.
Генераторы и синхронные компенсаторы с воздушным охлаждением должны быть оборудованы системой пожаротушения распыленной водой или инертным газом.
5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части; давления и чистоты водорода; давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала; герметичности систем жидкостного охлаждения; влажности газовой среды, заполняющей корпус турбогенераторов; уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов; вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов.
5.1.10. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:
Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически;
Температура точки росы водорода при рабочем давлении или воздуха в корпусе турбогенератора должна быть не выше 15 град. С и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.
Температура точки росы воздуха в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации.
5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должны быть не более 20%, а при большем избыточном давлении допускаются не более +/- 0,2 кгс/см2 (20 кПа).
5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см2 (20 кПа).
5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода-изготовителя.
5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).
Опломбирование запорной арматуры системы маслоснабжения уплотнений вала должно соответствовать положениям п. 4.4.17 настоящих Правил.
Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5% общего количества газа в нем.
5.1.19. Генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации.
При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.
Допускается использование при включении в сеть способа самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем.
При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы 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.
5.1.20. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, не сопровождающегося повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии.
5.1.21. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не ограничивается.
Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла.
5.1.22. Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более и всех турбогенераторов газотурбинных и парогазовых установок также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения) и номинальная мощность синхронных компенсаторов должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения до +/- 5% и частоты до +/- 2,5% номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6%, если в стандартах на отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению напряжения и частоты.
Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах +/- 5%, длительно допустим при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.
В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до +/- 5% длительно допустим только при соответствующих параметрах охлаждения.
Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110% номинального. При напряжении выше 105% допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с указаниями инструкций завода-изготовителя или по результатам испытаний.
При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже 95% номинального ток статора должен быть не выше 105% длительно допустимого.
5.1.23. Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, не допускается.
В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно инструкциям завода-изготовителя, техническим условиям и государственным стандартам. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в энергосистемах допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в таблице 5.1 кратности тока, отнесенной к номинальному значению.
Допустимая кратность перегрузки генераторов
и синхронных компенсаторов по току статора
Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора (таблица 5.2).
Допустимая кратность перегрузки
турбогенераторов по току ротора
Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора генераторов и компенсаторов, работающих на сборные шины при естественном токе замыкания на землю 5 А и более.
При появлении замыкания на землю в цепях генераторного напряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей и включенных на сборные шины генераторов (компенсаторов), когда емкостный ток замыкания не превышает 5 А и защиты действуют на сигнал или нечувствительны, работа генераторов (компенсаторов) допускается в течение не более 2 ч (для отыскания места замыкания, перевода нагрузки).
При выявлении замыкания в обмотке статора генератор (компенсатор) должен быть отключен.
Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмотрению технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрическую сеть, допускается работа генератора или синхронного компенсатора с замыканием на землю в сети продолжительностью до 6 ч.
При отсутствии резервного возбудителя, невозможности его использования или неисправности резервного тиристорного канала возбуждения, а также при дальнейшем понижении сопротивления изоляции (ниже предельного наименьшего значения) при работе на резервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.
При появлении замыкания на землю (понижении сопротивления изоляции до 2 кОм и ниже) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным охлаждением обмотки ротора он должен быть переведен на резервный возбудитель или резервный тиристорный канал возбуждения. Если при этом замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенератор должен быть при первой возможности выведен в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал или отключение. При появлении сигнала турбогенератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети. Если защита от двойного замыкания не предусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.
Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с замыканием на землю в цепи возбуждения не допускается.
5.1.26. Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12% номинального для турбогенераторов и 20% для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов.
Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10%.
Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального.
Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по их воздействию на сеть должна быть установлена расчетами или испытаниями.
Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.
Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не допускается.
5.1.28. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя ограничиваются условиями работы турбины и определяются заводом-изготовителем турбины или нормативными документами.
5.1.29. Длительная работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред.
5.1.30. Разрешается длительная работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.
При работе генераторов в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.
5.1.31. Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода без возбуждения, не допускается.
В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение 2 мин. (если в инструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены более жесткие условия), генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято.
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 объемом и нормами испытаний электрооборудования.
Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается только с разрешения технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрические сети, с учетом положений п. 5.1.25 настоящих Правил.
5.1.33. Качество дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать положениям типовой и заводских инструкций по эксплуатации генераторов и систем возбуждения.
Фильтры, установленные в системе жидкостного охлаждения, должны постоянно находиться в работе.
При понижении удельного сопротивления дистиллята в обмотках генератора до 100 кОм.см должна действовать предупредительная сигнализация, а при его понижении до 50 кОм.см генератор должен быть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято.
Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятников гидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должна проверяться не реже 1 раза в месяц.
Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна быть проверена при капитальном ремонте.
5.1.35. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок.
У синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения 750 и 1000 об./мин. двойная амплитуда вибрации должна быть не выше 80 мкм. При отсутствии устройства дистанционного измерения вибрации периодичность контроля устанавливается в зависимости от вибрационного состояния компенсатора, но не реже 1 раза в год.
Вибрация контактных колец турбогенераторов должна измеряться не реже 1 раза в 3 мес. и быть не выше 300 мкм. При вибрации контактных колец свыше 300 мкм, сопровождающейся ухудшением работы щеточно-контактного аппарата, турбогенератор при первой возможности должен быть выведен в ремонт. Вибрация колец после ремонта не должна превышать 200 мкм.
5.1.37. После монтажа и капитального ремонта генераторы и синхронные компенсаторы, как правило, могут быть включены в работу без сушки. Необходимость сушки устанавливается объемом и нормами испытаний электрооборудования.
5.1.38. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях должны производиться при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства.
В аварийных условиях освобождение от водорода может быть начато во время выбега машины.
Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора (синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов.
При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50%.
5.1.41. Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей), элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток и других активных и конструктивных частей внутри корпуса генератора, а также электрооборудования всей водяной и газомасляной систем, перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот, участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистоты и давления водорода, а также влажности газовой среды в турбогенераторе должен осуществлять электрический цех электростанции.
Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла и лабиринтные маслоуловители), масляных уплотнений вала всех типов, оборудования и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный или котлотурбинный цех.
На тех электростанциях, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования должен выполнять этот цех.
Возможное на ряде электростанций отступление от вышеуказанного распределения функций по обслуживанию узлов и систем генераторов с учетом местных условий должно быть закреплено распоряжением технического руководителя электростанции.
5.1.42. Капитальный и текущий ремонт генераторов должен быть совмещен с капитальным и текущим ремонтом турбин.
Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах и синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, должны быть произведены не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах должны быть произведены не позднее чем через 6000 ч.
Выемка роторов генераторов и синхронных компенсаторов при последующем ремонте должна осуществляться по мере необходимости или в соответствии с положениями нормативных документов.
5.1.43. Профилактические испытания и измерения на генераторах и синхронных компенсаторах должны проводиться в соответствии с объемом и нормами испытаний электрооборудования.
5.1.44. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин не допускаются.
5.1.45. При плановых и аварийных отключениях генераторов (блоков генератор-трансформатор) необходимо обеспечить безотлагательную разборку главной схемы электрических соединений для предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор (за исключением генераторов гидротурбинных установок, на которые распространяются положения п. 3.3.4 настоящих Правил).
5.1.46. Круговой огонь на контактных кольцах турбо- и гидрогенераторов, вспомогательного генератора, а также на коллекторе возбудителя не допускается.
При обнаружении кругового огня персонал должен немедленно отключить турбину, снять возбуждение и отключить генератор от сети.
5.1.47. Турбогенераторы с замкнутой системой воздушного охлаждения должны эксплуатироваться с включенными в работу и исправными устройствами предотвращения попадания загрязнений из окружающего воздуха внутрь машины (системой наддува, фильтрами и т.п.).
Турбогенераторы с разомкнутой системой охлаждения должны быть оборудованы устройствами подвода наружного воздуха, очистки и рециркуляции охлаждающего машину воздуха.