Пособие для изучения Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей П 61 (электрическое оборудование) / Под общ. ред. Ф.Л. Когана. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. - 356с.: ил.

КВК 5-93196-025-2

В пособии приведены пояснения к разделу 5 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. Учтены замечания и вопросы, возникшие при изучении предыдущих изданий Пособия. Пояснительный текст значительно скорректирован, расширен и дополнен рисунками и диаграммами.

Пособие предназначено для персонала электростанций, электрических сетей и энергосистем при приеме на работу, при подготовке к очередной проверке знаний ПТЭ.

ББК 31.277.1 УДК 621.311.2 / 1.004.2 (07)

 © АО «Фирма ОРГРЭС», 2000
ISBN 5-93196-025-2 © ЗАО «Издательство НЦ ЭНАС», 2000

  Пособие для изучения Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей

Предисловие

 Настоящее издание Пособия по изучению Правил технической эксплуатации (ПТЭ) электрических станций и сетей Российской Федерации, изд. 15, РД 34.20.501 - 95 (М.: СПО ОРГРЭС, 1996), в части раздела 5 «Электрическое оборудование электростанций и сетей» существенно отличается от предыдущего. Это определяется не только тем, что предыдущее пособие было издано в 1992 г, а в 1996 г. вышло в свет новое, 15-е издание ПТЭ, переработанное и дополненное с учетом накопленного опыта эксплуатации и появления за последние годы большого количества нового оборудования и устройств релейной защиты и автоматики. При работе над данным изданием авторы учли замечания и вопросы, возникшие при изучении предыдущих изданий Пособия, пояснительный текст значительно скорректирован, расширен и в ряде случаев. дополнен рисунками и диаграммами.

Это позволит читателям намного лучше усвоить причины, по которым выдвинуты конкретные требования ПТЭ, а понимание их очень важно для сознательного выполнения своих обязанностей персоналом, который в своей работе должен неукоснительно соблюдать эти требования, как залог надежной работы всех многочисленных видов оборудования, электроустановки в целом и, в конечном счете, Единой энергетической системы России.

Авторами Пособия являются специалисты АО «Фирма ОРГРЭС», связанные в своей повседневной работе со всеми рассматриваемыми здесь вопросами, инженеры: Валитов В.А. (гл. 5.1 и 5.2), Климов С.П. (гл. 5.3), Сатин В.Б. (гл. 5.4), Гончарова В.С. (гл. 5.5), Коновалов Е.Ф. (гл. 5.6, 5.10, 5.11), Герасимов В.М. (гл. 5.7), Кричко В.А. (гл. 5.8), Борухман В.А. (гл. 5.9), Фейгин С.И. (гл. 5.12), Тищенко Б.А. (гл. 5.13), Шуварин Д.В. (гл. 5.14).

Изучение Пособия особенно важно для персонала электростанций, электрических сетей и энергосистем при приеме на работу, при переводе на другую должность и при подготовке к очередной проверке знаний ПТЭ. Основательное знакомство с Пособием полезно для работников проектных институтов, заводов, выпускающих и эксплуатирующих электротехническое оборудование, поскольку это позволит им своевременно избежать ошибок, которые нередко являются следствием недостаточного учета особенностей электроэнергетической отрасли и требований эксплуатации. Очень полезно изучение Пособия для выпускников вузов и техникумов электроэнергетических специальностей.

Замечания и предложения по настоящему изданию Пособия следует направлять по адресу: 105023, Москва, Семеновский пер., д. 15, АО «Фирма ОРГРЭС».

Глава 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.

Генераторы и синхронные компенсаторы являются сложными электрическими, машинами, надежная работа которых зависит от надежной работы ряда также сложных вспомогательных устройств. К таким устройствам, в первую очередь, относятся системы возбуждения и охлаждения.

Устройство возбуждения представляет собой систему электрических машин и аппаратов, с помощью которой в обмотку ротора подается постоянный ток для возбуждения синхронной машины. Собственно возбудитель может быть непосредственно связан с ротором синхронной машины (электромашинные возбудители постоянного или переменного тока, с помощью которых создаются так называемые системы независимого возбуждения, бесщеточные возбудители). Системы самовозбуждения с управляемыми тиристорными преобразователями получают питание от шин генераторного напряжения (через выпрямительный трансформатор) или от вспомогательной обмотки статора. В последние годы находят применение системы самовозбуждения, питаемые от секций надежного питания шин собственных нужд электростанций.

При протекании тока в обмотках, прохождении переменного магнитного потока по участкам магнитопровода статора, а также в процессе трения вращающихся частей ротора возникают потери, вызывающие нагрев машины. Для охлаждения машины требуется устройство принудительной циркуляции охлаждающей среды, поскольку эффективность естественного охлаждения недостаточна.

Турбогенераторы по способу охлаждения разделяются на машины с воздушным, водородным и жидкостным (водяным, масляным) охлаждением или комбинированным.

Гидрогенераторы из-за больших объемов и трудностей герметизации не изготовляются с водородным охлаждением, поэтому гидрогенераторы до мощности 250 МВт выполняются с воздушным охлаждением сердечника статора и обмоток. Мощные гидрогенераторы изготовляются с водяным охлаждением обмотки статора и воздушным форсированным охлаждением ротора. Гидрогенераторы с водяным охлаждением обмотки ротора широкого применения не получили.

Синхронные компенсаторы мощностью до 30 МВ-А изготовлялись с воздушным охлаждением активных частей. Более мощные компенсаторы (до 160 МВ-А) выполняются с водородным охлаждением сердечника статора, обмоток и щеточно-контактного аппарата.

Машины с воздушным охлаждением могут иметь разомкнутую и замкнутую системы вентиляции. При разомкнутой системе вентиляции в закрытую машину воздух подается извне обычно за счет вентиляторов на валу машины и, пройдя через нее, выбрасывается наружу. Такой вид вентиляции применяется только для машин мало мощности. При замкнутом цикле охлаждения в машине циркулирует один и тот же объем охлаждающего воздуха. При этом количество пыли, попадающей в машину сведено до минимума и имеет место только за счет присосов воздуха через неплотности вентиляционного тракта.

В новых сериях турбогенераторов с воздушным охлаждением надлежащая степень герметизации зон выхода вала из корпуса машины и разъемных соединений шумозащитных кожухов обеспечивается системой наддува, которая осуществляет заполнение корпуса машины очищенным воздухом под небольшим избыточным давлением от специальных вентиляторов, установленных вне генератора.

Охлаждение воздуха, циркулирующего в замкнутой системе вентиляции, производится в специальных трубчатых теплообменных аппаратах-воздухоохладителях, в которых отводимые воздухом потери передаются охлаждающей воде. Наибольшее распространение получили схемы разомкнутого водоснабжения воздухоохладителей, которых охлаждающая вода забирается из циркуляционной системы водоснабжения электростанции или подстанции, посредством подъемных насосов поступает в воздухоохладители, а затем подогретой сливается в сбросной циркводовод. В воздухоохладители гидрогенераторов средненапорных ГЭС охлаждающая вода поступает самотеком из спиральных камер гидроагрегатов. Недостатками таких схем являются безвозвратная потеря тепла, отводимого от машины, и опасность закупорки внутренних поверхностей трубок воздухоохладителей минеральными и биологическими отложениями.

В целях утилизации потерь генератора и исключения загрязнения трубок воздухоохладителей на ряде тепловых электростанций предусматривается включение воздухоохладителей в отдельный замкнутый контур, заполняемый химически очищенной водой или конденсатом. Циркуляция чистой воды в замкнутом контуре осуществляется насосами, а для ее охлаждения используются специальные охладители ОГК, где циркулирует конденсат турбины и ОГЦ с циркуляционной водой. Это позволяет использовать выделяющиеся в турбогенераторе потери для начального подогрева конденсата турбины, что повышает экономичность работы энергоблока.

По аналогичным схемам выполняется подключение к системам технического водоснабжения газоохладителей и теплообменников генераторов и синхронных компенсаторов с водородным и жидкостным охлаждением активных частей.

Повышение единичной мощности электрических машин первоначально осуществлялось за счет увеличения габаритных размеров. Это продолжалось до тех пор, пока механические нагрузки различных элементов машин, и в первую очередь, бочек и бандажных колец роторов турбогенераторов, спроектированных на частоту вращения 3000 об/мин, не достигли предельных. Дальнейшее повышение мощностей происходило в основном за счет повышения электромагнитных нагрузок используемых в конструкции материалов (плотности тока в обмотках, частично индукции в магнитопроводе) и интенсификации охлаждения. Интенсификация охлаждения первоначально обеспечивалась путем перехода на косвенное водородное охлаждение турбогенераторов и синхронных компенсаторов, повышения давления водорода в корпусе машин и, в последующем, перехода на непосредственное водородное охлаждение турбогенераторов и, далее, на непосредственное жидкостное (водой, маслом) охлаждение обмоток, активной стали и других конструктивных узлов в турбогенераторах и водяное охлаждение обмоток в гидрогенераторах.

Применение водорода в качестве охлаждающего агента потребовало установки специальных масляных уплотнений вала в турбогенераторах и оснащения турбогенераторов и синхронных компенсаторов вспомогательным оборудованием - системами газового охлаждения, а в турбогенераторах - и системами маслоснабжения уплотнений вала.

Рис. 5.1.1. Газовая система водородного охлаждения турбогенератора:

1 - углекислотный коллектор (нижний коллектор); 2 - водородный коллектор (верхний коллектор); 3 - термометр; 4 - испаритель; 5 - фреоновый компрессор; 6 - терморегулирующий вентиль; 7 - индуктивный указатель жидкости; 8 - автоматический газоанализатор содержания водорода в картерах подшипников и кожухах нулевых и линейных выводов; 9 - автоматический газоанализатор для измерения чистоты водорода в корпусе генератора; 10 - ротаметр; 11 - регулятор давления; 12 - электроконтактный манометр; 13 - манометр; 14 - предохранительный клапан; 15 - съемный элемент

 Принципиальная схема газовой системы турбогенераторов с водородным или водородно-водяным охлаждением приведена на рис. 5.1.1. Система обеспечивает выполнение переводов с воздушной среды на водородную и обратно с использованием в качестве промежуточной среды инертного газа (углекислого газа или азота), поддержание заданных величин давления, чистоты и влажности водорода, контроль параметров водорода, сигнализацию появления водорода в элементах конструкции, заполненных воздухом (картеры подшипников, токопроводы и пр.), а также - сигнализацию появления воды или масла в корпусе генератора (компенсатора).

Масляные уплотнения вала предназначены для герметизации мест выхода вала ротора из корпуса турбогенератора, заполненного водородом. Уплотнения вала являются конструктивно сложным, трудоемким в настройке и уязвимым в эксплуатации узлом машины из-за определенных трудностей в реализации предъявляемых к ним требований, главными из которых являются: отсутствие пропуска водорода, обеспечение заданной чистоты водорода, сохранность деталей уплотнения и вала при нарушениях маслоснабжения и возврат к нормальному режиму работы после восстановления подачи масла, обеспечение приемлемой температуры вкладышей, предотвращение попадания масла внутрь машины. Применяемые типы уплотнений вала и системы их маслоснабжения имеют существенные различия в конструктивном исполнении, схемных решениях и эксплуатационных характеристиках. Более подробно о конструктивных особенностях торцевых и кольцевых уплотнений вала сказано в пояснении к п. 5.1.6. Состав вспомогательного оборудования и аппаратуры, входящих в современную систему маслоснабжения кольцевых уплотнений вала, показан на рис. 5.1.2.

 Рис. 5.1.2. Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой серии мощностью 60-300 МВт:

1 - маслонасос с приводом постоянного тока; 2 - маслонасос с приводом переменного тока; 3 -маслоохладитель; 4 - масляный фильтр; 5 - магнитный фильтр; 6 - регулятор давления; 7 - смотровое окно; 8 - демпферный бак; 9 — противосифонный клапан; 10 - маслоконтрольный патрубок; 11 - маслоуловитель; 12 - эксгаустер сливного коллектора; 13 - эксгаустер маслобака; 14 - маслобак турбины; 15 -гидравлический затвор; 16 - вестовая труба

В синхронных компенсаторах с водородным охлаждением по причине отсутствия выступающих концов вала масляные уплотнения не предусматриваются. Вместе с тем, на ряде компенсаторов мощностью 100 и 160 МВ-А используется охлаждение водородом узла контактных колец и щеточного аппарата. Для возможности отделения камеры контактных колец от газового объема корпуса на случай проведения ревизий щеточного аппарата без выпуска водорода из машины предусматривается установка кольцевого масляного уплотнения, в которое подается масло от системы смазки подшипников. Слив масла из уплотнения на сторону вскрытой камеры контактных колец осуществляется в вентилируемый резервный маслобак, как это показано на рис. 5.1.3.

Рис. 5.1.3. Схема принудительной смазки подшипников синхронного компенсатора с водородным охлаждением

Переход на жидкостное охлаждение обмоток, активной стали и других узлов турбо- и гидрогенераторов потребовал оснащения последних дополнительным вспомогательным оборудованием, обеспечивающим циркуляцию жидкости, регулирование ее расхода, давления и температуры, очистку от механических и ферромагнитных частиц, поддержание высоких диэлектрических свойств охлаждающей жидкости. Состав оборудования, входящего в систему водяного охлаждения обмотки статора, показан на рис. 5.1.4.

Рис. 5.1.4. Принципиальная схема непосредственного водяного охлаждения обмотки статора турбогенератора типа ТВВ:

/ - расширительный бак; 2 - регулятор уровня, 3 - реле уровня; 4 - эжектор; 5 - насос; 6 - предохранительный клапан, 7 - теплообменник; 8 - фильтр; 9 - ионообменный фильтр; 10 - магнитный фильтр; 11 - измерительная шайба; 12 - солеметр; 13 - электроконтактный манометр; 14 – газовая ловушка; 15 - вакуумметр; 16- ртутный термометр; 17' - термометр сопротивления, 18 - термосигнализатор

В состав вспомогательного оборудования турбогенераторов серии ТВМ помимо системы маслоснабжения статора входит также система подготовки и дегазации изоляционного масла, общая для нескольких однотипных генераторов.

Гидрогенераторы с водяным охлаждением обмоток или тиристорных преобразователей дополнительно оснащаются установками для получения дистиллята.

Обеспечение бесперебойной работы всего вспомогательного оборудования - одна из основных задач эксплуатации, так как ухудшение охлаждения приводит к необходимости резкого снижения нагрузки или отключения генератора (компенсатора).

В эксплуатации на электростанциях России находятся турбогенераторы с системами охлаждения, указанными в табл. 5.1.1.

По условиям функционирования энергосистем и электростанций необходима работа генераторов и синхронных компенсаторов в широком диапазоне нагрузок и режимов.

Допустимые нагрузки машин лимитируются нагревом их частей и зависят от параметров охлаждающих сред, а в режимах недовозбуждения могут также ограничиваться и требованием сохранения устойчивости параллельной работы в сети.

Таблица 5.1.1.

Характеристика систем охлаждения турбоагрегатов, находящихся в эксплуатации на электростанциях России и СНГ

Нормальные условия длительной работы генераторов и синхронных компенсаторов с номинальной и допустимыми нагрузками обеспечиваются только при соблюдении установленных требований к расходу и температуре воды, поступающей в газоохладители и теплообменники, температуре и расходу охлаждающей среды (воздух, водород, дистиллят, масло), выходящей из охладителя, давлению водорода. Кроме того, для турбогенераторов и синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением должно учитываться требование их установки на высоте не более 1000 м над уровнем моря, так как в противном случае температура газообразной охлаждающей среды должна быть соответственно снижена согласно указаниям завода-изготовителя. Для машин с водородным или жидкостным охлаждением это требование касается, в основном, только вспомогательного оборудования и щеточно-контактных аппаратов, работающих в воздушной среде.

Каждый генератор (синхронный компенсатор) оборудуется необходимым количеством приборов электрического, теплового, вибрационного и технологического контроля, устройств сигнализации, автоматики и защиты. В последние годы генераторы кроме традиционных приборных средств контроля стали оснащаться специальными датчиками и преобразователями, работающими с локальными автоматизированными системами контроля и диагностики (АСКДГ), либо с агрегатными (блочными) измерительно-вычислительными и управляющими комплексами (АСУ ТП).

Наличие этих приборов и устройств позволяет эксплуатационному персоналу вести необходимый режим работы машины, следить за ее параметрами, состоянием активных и конструктивных частей, контролировать исправность вспомогательных систем машины, а в аварийных условиях (короткие замыкания, прекращение циркуляции охлаждающей среды и т.п.) - автоматически отключать синхронную машину от сети, предотвращая тем самым развитие электрического или технологического повреждения.

В целях предупреждения возможных повреждений генераторов или синхронных компенсаторов при ненормальных режимах, таких как несимметричные режимы, перегрузки и т.п., установленные виды защит должны быть всегда готовы к действию, равно как и защиты, установленные для уменьшения последствий внутренних повреждений синхронных машин. Исправное состояние элементов синхронных машин (статор, ротор, система возбуждения, уплотнений при использовании водорода в качестве охлаждающей среды) и вспомогательного оборудования (газоохладители и теплообменники, система газомасляного хозяйства, система водяного хозяйства) обеспечивают их длительную бесперебойную эксплуатацию.

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 АО-энерго должны быть данные основных параметрах настройки АРВ.

На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.

Устойчивость синхронной машины зависит от электромагнитного момента пропорционального ЭДС, напряжению сети, синусу угла сдвига векторов между ЭДС и напряжением сети и обратно пропорционального индуктивному сопротивлению синхронной машины и сети. Значение ЭДС зависит от возбуждения. Устойчивая работа возможна, если максимум электромагнитного момента превышает вращающий момент турбины (для синхронных компенсаторов - тормозной момент потерь). Таким образом, при прочих равных условиях устойчивость синхронной машины зависит от возбуждения, и основным средством повышения устойчивой работы генератора или синхронного компенсатора в сети параллельно с другими синхронными машинами при кратковременных глубоких снижениях напряжения является автоматическое регулирование возбуждения или форсирование возбуждения.

Внезапное изменение напряжения и сопротивления сети может происходить за КЗ (уменьшение внешнего сопротивления при КЗ и увеличение при его отключении), включения или отключения нагрузки, асинхронных пусков крупных электрических машин и т.п.

Поэтому назначением АРВ, помимо поддержания заданного уровня напряжения при его колебаниях в сети, является обеспечение быстрого увеличения возбуждения (ЭДС) генератора (синхронного компенсатора) с целью увеличения электромагнитного момента и выработки дополнительной реактивной мощности для поддержания опасно понизившегося напряжения в сети.

Вместе с тем, в результате действия АРВ, реагирующего на отклонение напряжения от заданного уровня, ток ротора синхронной машины при глубоких снижениях напряжения может достигать опасных значений по тепломеханическому воздействию на обмотку, а при возможных повышениях напряжения в сети может уменьшаться такого значения, при котором не обеспечивается устойчивая работа. В турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток помимо обеспечения устойчиво параллельной работы могут возникать дополнительные ограничения, связанны нагревом элементов торцевой зоны статора, и прежде всего, крайних пакетов сердечника в режимах недовозбуждения.

Для предупреждения возможных повреждений обмотки ротора вследствие чрезмерных перегрузок по току и предотвращения перегрева торцевой зоны статора при развозбуждении машины АРВ крупных машин имеют специальные устройства ограничения максимального тока ротора и минимального возбуждения. Настройка этих устройств на каждой машине должна быть увязана с допустимыми кратностностями и продолжительностями перегрузок по току ротора и допустимыми границами работы в режимах недовозбуждения (по диаграмме мощности), которые приводятся в заводских инструкциях на конкретные типы машин.

В связи с этим автоматические регуляторы возбуждения со всеми указанными устройствами должны постоянно находиться в работе и не должны отключаться при остановке и пуске генераторов и синхронных компенсаторов, что обусловливает автоматический ввод этих устройств в работу после синхронизации машины с сетью.

Поскольку АРВ относятся к разряду общесистемных устройств, определяющих устойчивость параллельной работы генераторов и синхронных компенсаторов в реальной энергосистеме, то данные о параметрах настройки АРВ каждой синхронной машины должны иметься в диспетчерских и режимных службах каждого АО-энерго.

Современные АРВ являются сложными устройствами, поэтому на резервных возбудителях, используемых только при неисправностях основных систем возбуждения генераторов станции, их можно не устанавливать, что значительно упрощает коммутацию вторичных цепей при переводе машин с рабочего на резервное возбуждение и обратно. Однако и на этих возбудителях (обычно агрегатах, состоящих из машины постоянного тока и приводного асинхронного двигателя) необходимо применять простейшие релейные устройства, действующие при значительных (опасных по возможности нарушения устойчивости) снижениях напряжения в сети и обеспечивающих форсировку возбуждения генераторов 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 двухкратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено нормативно-техническими документами для отдельных старых типов машин;

·       номинальная скорость нарастания напряжение возбуждения;

·       автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.

Длительность переходного процесса после отключения КЗ или при набросе нагрузки зависит от возбуждения генератора. Способность генератора или синхронного компенсатора сохранять устойчивую работу резко повышается с увеличением возбуждения. В связи с этим все генераторы и синхронные компенсаторы согласно действующему ГОСТ 21558-88 должны иметь системы возбуждения, предельные значения напряжения которых значительно превышают их номинальные значения, причем оговорено не только предельное установившееся напряжение возбуждения, но и номинальная скорость нарастания напряжения.

Кратность предельного установившегося напряжения возбуждения (кратность форсировки), а также кратность предельного тока возбуждения (потолок по току) должны быть не менее 2, а номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения - не менее 2 отн.ед./с.

Предельное потолочное напряжение возбуждения может превосходить указанное установившееся его значение и на ряде машин достигать трех-четырехкратного номинального напряжения возбуждения. При этом ограничение предельного установившегося тока возбуждения должно осуществляться в соответствии с максимально допустимым по ГОСТу или ТУ током ротора синхронной машины.

Системы возбуждения должны удовлетворять указанные требования к кратности форсировки и быстродействию при снижении напряжения на выводах машины (на входе АРВ) на 5-20 % номинального.

Для реализации заложенных в системах возбуждения возможностей повышения устойчивости работы генераторов и синхронных компенсаторов устройства АРВ форсировки возбуждения должны быть настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети обеспечивались установленные ГОСТом и ТУ значения предельного потолочного и предельного установившегося (кратности форсировки) напряжен возбуждения, а также номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения.

Для машин с косвенным охлаждением обмоток согласно ГОСТ 183-74 предусматривается длительность полуторакратной перегрузки по току статора в течение 2 мин. Исходя из соответствующего дополнительного нагрева обмотки, устанавливаются допустимые длительности перегрузок других кратностей, при этом как показала практика, не достигаются предельные нагревы обмотки ротора, допускаемые ГОСТ 533-85 при перегрузке ее двукратным током в течение 50 с. Поэтому каких-либо защитных устройств для прекращения действия форсировки таких машинах не предусматривается.

У машин с непосредственным охлаждением обмоток длительность допустимой ГОСТ 533-85 полуторакратной перегрузки сокращается до 1 мин, а длительность работы при двукратном токе возбуждения ограничивается 20-10 с. Этого времени, как правило, достаточно для нормализации процесса в сети, хотя в отдельных случаях имели, место глубокие и длительные (до 30-40 с) понижения напряжения при отказе основных защит, когда часть генераторов (преимущественно гидрогенераторы) выходила синхронизма, а действие противоаварийной автоматики в энергосистеме запаздывал

В целях предотвращения возможного повреждения обмоток роторов генераторов с непосредственным охлаждением обмоток в тех случаях, когда продолжительное действия форсировки возбуждения может иметь место сверх допустимого времен эти генераторы снабжаются устройствами, автоматически снижающими через установленное время ток возбуждения до номинального значения.

5.1.4. Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном возбуждении.

В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения и резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети.

В целях повышения надежности работы тепловых электростанций и сохранения технологического процесса выработки электроэнергии при выходе из строя возбудителя предусматривается установка агрегатов резервного возбуждения. При этом мощность резервного агрегата возбуждения должна быть достаточной для обеспечения работы самого крупного турбогенератора данной тепловой электростанции.

Гидрогенераторы, как правило, участвуют в покрытии пиков нагрузки (кроме паводкового периода), часть из них находится в резерве. Отключение одного из гидрогенераторов из-за отказа системы возбуждения не вызывает серьезных нарушений в электроснабжении потребителей, так как всегда имеется возможность быстрого ввода в работу резервного гидроагрегата с исправной системой возбуждения. Поэтому установка резервных возбудителей для них не предусматривается. Резервные агрегаты возбуждения также не предусматриваются для бесщеточных систем возбуждения серийных турбогенераторов, у которых отсутствуют контактные кольца и электрощетки. Однако до получения опыта эксплуатации на первых генераторах такого типа в качестве резерва контактные кольца оставлены для возможности перевода возбуждения на резервное при повреждении основного бесщеточного.

Не предусматривается установка агрегатов резервного возбуждения на турбогенераторах, оснащенных тиристорными системами возбуждения со        100 %-ным резервированием. Такие системы выполняются с двумя одинаковыми и автономными преобразовательно-регулирующими каналами. Вступление в работу резервного канала осуществляется автоматически при неисправности в рабочем канале (без изменения режима работы генератора).

Назначением резервных возбудителей является замена рабочего возбудителя на случай неполадки последнего, поэтому резервные агрегаты возбуждения рассчитаны на относительно кратковременную работу. Кроме того, по своим характеристикам они снижают надежность работы генератора, так как, будучи рассчитаны на кратковременную работу, имеют пониженные требования в части предельного значения возбуждения и скорости его нарастания. С учетом вышеизложенного, ввод генераторов в эксплуатацию должен производиться на основном возбуждении.

Включение агрегата резервного возбуждения должно предусматриваться по схеме, по которой переключение возбудителей могло бы быть выполнено в наикратчайшее время без отключения от сети основного генератора. В зависимости от применяемых систем возбуждения турбогенераторов переход на резервное возбуждение и обратный переход должны осуществляться в соответствии с требованиями местной инструкции.

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.).

Для снижения размеров разрушений в случаях внутренних повреждений генераторов и синхронных компенсаторов, повреждений на их выводах, шинопроводах, в трансформаторе блока или трансформаторе собственных нужд, присоединенном на генераторном напряжении, кроме отключения машины от сети, необходимо возможно быстрее уменьшить создаваемое обмоткой ротора магнитное поле, а следовательно, и ЭДС машины до минимального значения порядка 350 В, при котором прекращается горение дуги в месте повреждения. В связи с этим, системы возбуждения (в том числе и резервная) всех генераторов и синхронных компенсаторов снабжаются специальными устройствами гашения поля.

Обмотки возбуждения синхронных машин имеют большие индуктивности и малое сопротивление, поэтому простое отключение обмотки от возбудителя без принятия специальных мер приведет к опасным для ее изоляции перенапряжениям, а при замыкании обмотки накоротко гашение поля недопустимо затягивается. Процесс гашения может быть ускорен только приложением к кольцам ротора напряжения противоположной полярности, что практически достигается применением устройств, обеспечивающих включение обмотки на сопротивление гашения (постоянное или нелинейное) или изменением полярности возбудителя (перевод тиристорных преобразователей в инверторный режим). При этом скорость гашения поля возрастает с повышением прикладываемого к обмотке обратного напряжения и ограничивается предельным допустимым для изоляции уровнем напряжения. Согласно ГОСТ 21558-88 мгновенные значения напряжения на обмотке возбуждения не должны превышать 50 % амплитуды испытательного напряжения этой обмотки относительно корпуса, что соответствует примерно семикратному значению по отношению к номинальному напряжению возбуждения машины. Этим уровнем напряжения и определяется наибольшее сопротивление гашения, а у автоматов серии АГП - допустимое число дуговых промежутков камеры. Следует отметить, что существенные преимущества в отношении уменьшения времени гашения поля имеют получившие широкое распространение устройства с применением аппаратов серии АГП, у которых за счет использования свойства коротких электрических дуг сохранять постоянное падение напряжения (около 20 В) в широком диапазоне изменения проходящих в них токов гашение поля машины происходит практически с неизменным напряжением на обмотке в течение всего процесса, то есть с наибольшей скоростью.

На турбогенераторах, имеющих системы возбуждения с управляемыми преобразователями, гашение поля может осуществляться инвертированием преобразователя, которое обеспечивает быстрое изменение полярности на обмотке возбуждения, а это в сочетании с форсировкой возбуждения обусловливает быстрое снижение тока возбуждения до нулевого значения, после чего эта цепь уже не обтекается током (остается разомкнутой), и дальнейший процесс определяется токами в демпферном контуре. Процесс гашения поля в машине аналогичен процессу при использовании АГП с дугогасительной решеткой.

На генераторах и синхронных компенсаторах ГОСТ 21558-88 предписывает применение резервных (дополнительных) устройств, обеспечивающих при подаче соответствующего импульса гашение поля машины независимо от срабатывания основного устройства, что может осуществляться, например, гашением поля электромашинных возбудителей постоянного и переменного тока, прекращением выдачи управляющих импульсов на тиристорные преобразователи (после инвертирования) и т.д. На резервные устройства не распространяются требования ускорения гашения поля машин. На генераторах и синхронных компенсаторах, снабженных дополнительным устройством гашения поля, воздействующим на возбудитель или управляемый преобразователь, гашение поля персоналом на отключенной от сети синхронной машине должно выполняться, как правило, этим устройством с целью уменьшения воздействия повышенного напряжения на изоляцию обмотки возбуждения синхронной машины.

При срабатывании основных устройств гашения поля с использованием автоматов серии АГП, а также режима инвертирования тиристорных преобразователей после снижения тока ротора до нуля обмотка возбуждения машины в течение некоторого времени (0,3-2 с в зависимости от вида машины) до момента ее шунтирования сопротивлением самосинхронизации (пусковым у синхронных компенсаторов) оказывается разомкнутой, что в ряде случаев может приводить к появлению на ней недопустимых перенапряжений. Это возможно, например, при гашении поля в режиме несимметричного КЗ, когда из-за наличия в токе ротора составляющей с частотой 100 Гц он может периодически кратковременно снижаться до нуля, при этом дуга в решетке ГП обрывается, а процесс инвертирования тиристорных преобразователей прекращается, хотя апериодическая составляющая тока ротора и ток обратной последовательности в обмотке статора остаются еще достаточно большими. Особенно опасны подобные условия при задержке отключения машины от сети вследствие большого времени отключения выключателя.

Для предупреждения повреждений изоляции обмотки ротора на всех генераторах и синхронных компенсаторах, оборудованных основными устройствами гашения поля, после действия которых обмотка ротора остается разомкнутой, должны быть остановлены и постоянно находиться в работе защитные разрядники многократного действия, шунтирующие обмотку на защитное сопротивление в случаях появления а ней перенапряжений свыше 0,7 амплитуды полного испытательного напряжения изоляции.

На синхронных компенсаторах с реверсивной бесщеточной системой возбуждения обмотки положительного и отрицательного возбуждения размещаются на одних тех же полюсах и питаются от разных возбудителей. Защита их от перенапряжений при гашении поля не требуется, так как для обеих волн перенапряжений обмотки попеременно закорачиваются через диодные преобразователи.

5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления масла ниже установленного предела.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло и водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.

В турбогенераторах с водородным охлаждением предотвращение утечки водорода в месте выхода вала ротора из корпуса генератора осуществляется посредством специальных масляных уплотнений вала, размещаемых между торцевыми щитами и опорными подшипниками.

Принцип действия уплотнения вала заключается в запирании водорода непрерывным встречным потоком масла, подаваемым в узкий зазор между валом ротора и вкладышем уплотнения под давлением, превышающим давление водорода. В зависимости от конструктивных особенностей уплотнений вала и их размеров значение перепада давлений масло - водород находится в пределах 0,04-0,09 МПа (0,4-0,9 кгс/см2). Номинальное значение перепада устанавливается заводом-изготовителем, корректируется в процессе наладки системы маслоснабжения уплотнений вала и на работающем генераторе автоматически поддерживается неизменным специальной регулирующей аппаратурой.

Все известные конструкции уплотнений вала можно разделить на два основных типа- кольцевые и торцевые (рис. 5.1.5).

Рис. 5.1.5. Конструктивные схемы наиболее распространенных уплотнений вала:

а - торцевого типа: 1 - упорный диск; 2 - вкладыш; 3 - пружины; 4 - корпус уплотнения; Ру- давление уплотняющего масла; Рг - давление газа; Рпм- давление прижимающего масла; Н2 - сторона водорода; б - кольцевого типа: 1 - вал ротора; 2 - вкладыш; 3 - корпус уплотнения; 4 - канавка отжимающего масла; 5 - большой вкладыш; 6 - малый вкладыш; 7 - крышка; Рк - давление компенсирующего масла

Рабочие поверхности вкладышей уплотнений обоих типов залиты баббитом и имеют специальную разделку. Варианты выполнения разделки рабочих поверхностей вкладышей уплотнений торцевого типа показаны на рис. 5.1.6.

Рис. 5.1.6. Конструкции рабочих поверхностей вкладышей торцевых уплотнений:

а - конструкция, примененная АО «Электросила»; б - конструкция, примененная заводом «Электротяжмаш» на турбогенераторе типа ГВ-300;        1 - внутренний кольцевой уплотняющий поясок; 2 –кольцевая канавка; 3 - радиальная канавка; 4 - клиновая несущая поверхность; 5 - радиальная плоская площадка; 6 - наружный кольцевой поясок; 7 - отсек кольцевой канавки; 8 - отверстие для подвода масла; 9 – перегородка

 Уплотняющее масло под давлением, превышающим давление водорода в корпусе генератора, подается в кольцевую камеру корпуса уплотнения, а затем через радиальные отверстия в корпусе поступает в кольцевую канавку вкладыша. Масло заполняет радиальные канавки и клиновые скосы в баббите вкладыша, растекается по обе стороны от кольцевой канавки, образуя сплошную масляную пленку, препятствующую выходу водорода. Большая часть масла, прошедшего через уплотнение и снявшего потери трения, сливается на сторону воздуха в картер подшипника, меньшая часть масла сливается на сторону водорода, а затем по трубопроводу в гидравлический затвор системы маслоснабжения уплотнений.

При нормальном маслоснабжении уплотнений в масляном слое между упорным диском и вкладышем уплотнения торцевого типа возникает гидродинамическое усилие (за счет клиновых площадок), которое, суммируясь с гидростатическим давлением, уравновешивает усилие прижатия вкладыша, создаваемое давлением водорода, пружин (прижимающего масла) и уплотняющего масла или иной комбинацией прижимающих усилий. В кольцевых уплотнениях гидравлическое радиальное усилие в масляном слое уравновешивается только массой вкладыша.

При кратковременном снижении давления масла нарушается равновесие усилий, действующих на вкладыш, что приводит к тому, что вкладыш прижимается плоскими площадками к упорному диску (в торцевых уплотнениях) или оседает на шейку вала (в кольцевых уплотнениях). Для обоих типов уплотнений это сопровождается прорывом водорода в картер подшипника или сливные камеры на воздушной стороне. Кольцевые уплотнения при оседании вкладыша на вал не повреждаются, так как вкладыш сопрягается с валом на незначительной площади, и баббит не перегревается. Кроме того, оседания вкладыша может и не быть, если силы трения при перемещении вкладыша в корпусе достаточно большие. Подача масла в кольцевое уплотнение восстанавливает его работоспособность. В торцевом уплотнении при достаточно высоких удельных давлениях прижатия вкладыша к валу в режиме полусухого трения происходит выплавление баббитовой заливки и повреждение упорных дисков вала ротора, что требует проведения ремонтных работ.

В качестве источников маслоснабжения для турбогенераторов мощностью 200 МВт и менее применяются инжекторы, а резервные маслонасосы устанавливаются с электродвигателями переменного и постоянного тока; для турбогенераторов мощностью 300 МВт и более - рабочий насос на переменном токе и резервные на переменном и постоянном токе. В последнее время трехнасосная схема питания уплотнений вала применяется и на генераторах меньшей мощности. Пуск резервных насосов при отключении рабочего или снижении давления масла - автоматический.

В эксплуатации возможны кратковременные снижения давления масла при нарушении работы системы маслоснабжения (например, при ручных переключениях маслонасосов, действии АВР маслонасосов и т.п.). Опыт эксплуатации показал, что аварийный переход с рабочего на резервный источник маслоснабжения крупных генераторов часто сопровождался прорывом водорода через уплотнениеи выплавлением баббита вкладыша. Для повышения надежности работы уплотнений вала турбогенераторов мощностью 60 МВт и выше предусмотрена обязанная установка демпферных баков в целях поддержания положительного перепада давления масла и водорода при автоматических и ручных переключениях источников маслоснабжения.

Соединение демпферного бака по маслу должно быть последовательное или последовательно-параллельное. Этим обеспечивается наличие в трубопроводах и всегда теплого масла; кроме того, масло в трубе при таком соединении всегда находится в состоянии движения, поэтому потребность во внезапном повышении расхода масла удовлетворяется с меньшей инерционностью, чем если бы масло в трубопроводах находилось в состоянии покоя. Вместимость демпферного а ограничена (1,5-2 м3). он способен обеспечить безнасосное питание уплотнений маслом в течение нескольких минут при рабочей частоте вращения и, как правило, рассчитывается на обеспечение выбега турбоагрегата со срывом вакуума в течение 15 мин. Поэтому для предотвращения опорожнения бака и повреждений уплотнений предусматривается специальная технологическая защита от снижения уровня в баке с действием на останов турбины, отключение генератора от сети и гашение его поля.

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 запрещается.

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.

Номинальные нагрузки машин устанавливаются исходя из допустимого нагрева частей и видов охлаждения. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с косвенным охлаждением активных частей, рассчитанные на водородное охлаждение, допускают работу с воздушным охлаждением. Однако вследствие худших показателей охлаждения воздухом по сравнению с охлаждением водородом работа таких машин воздухе допускается, как правило, при нагрузках не выше 60 % номинальной. При этом нагревы активных элементов (обмотки статора и ротора, активная сталь статора примерно такие же или несколько выше, чем при работе с номинальной нагрузкой водородном охлаждении. Кроме того, при работе на воздушном охлаждении потери на вентиляцию генераторов в 6-10 раз выше, чем при водородном охлаждении (разница больше у мощных турбогенераторов).

Для турбогенераторов с водородным непосредственным охлаждением активных элементов машины работа без водорода не допускается из-за чрезмерно высоких нагревов и потерь при работе на воздухе; вращение на воздушном охлаждении разрешается только для проведения балансировки ротора на холостом ходу без возбуждения (для генераторов серии ТВФ с форсированным охлаждением ротора дополнительно допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети) при условии, что температура воздуха не превышает значения, указанного в заводской инструкции по эксплуатации генератора.

По этим причинам турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным или водородно-водяным охлаждением должны вводиться в эксплуатацию на водородном охлаждении с номинальным давлением водорода. Газомасляная система таких машин сразу же должна быть отлажена на осуществление автоматического управления и контроля (поддержание давления водорода в корпусе и перепада давления между маслом и газом на уплотнениях, контроль температуры газа и масла на входе и выходе, а также температуры баббита вкладышей уплотнений, отсутствие водорода в картерах подшипников и т.п.).

5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечивать возможность их быстрого приведения в действие.

Изоляция обмоток генераторов и элементы крепления обмоток выполняются с использованием горючих материалов. При наличии воздушной среды, в которой присутствует кислород, эти элементы, загоревшись от каких-либо внешних причин, могут гореть длительное время. Основными причинами возгорания изоляции являются повреждения обмоток, сопровождающиеся бурным выделением тепла (витковые замыкания обмотки статора, когда по замкнувшимся виткам обмотки статора протекает ток, в несколько раз превышающий номинальное значение, междуфазные замыкания, нарушения контакта в местах паек и т.п.).

Гашение возникшего пожара машин с воздушным охлаждением наиболее эффективно производить распыленной водой, так как при работе генератора возможны присосы наружного воздуха. Очаг разрушения при тушении водой получается наименьшим. Подача воды должна осуществляться после отключения генератора от сети и снятия возбуждения (при погашенном поле) вручную или автоматически. Наилучшие результаты тушения пожара достигаются на генераторах, оборудованных специальной спринклерной системой в зоне лобовых частей обмотки статора.

Устройства пожаротушения должны всегда находиться в готовности к действию, что должно периодически проверяться (без подачи воды в машину).

В генераторах и синхронных компенсаторах с водородным охлаждением его внутренняя область герметически отделена от внешней среды, и кислород в ней практически отсутствует. Горение в этих условиях поддерживаться не может. На случай по жара при работе таких машин с косвенным охлаждением в режиме с воздушным охлаждением тушение пожара предусматривается с помощью инертного газа, применяемого для вытеснения при переходе с воздушного на водородное охлаждение или обратно (углекислота или азот).

Для машин с водородным охлаждением в случае возникновения пожара в местах нарушения уплотнений необходимо немедленно приступить к вытеснению из корпуса водорода углекислотой (азотом) и отключить такую машину от сети с последующим ее остановом, а для турбогенераторов - переводом на вращение посредством поворотного устройства. Последнее необходимо для предотвращения возникновения остаточного прогиба вала. Во всех случаях давление газа внутри корпуса должно поддерживаться выше атмосферного давления.

Наибольшую опасность для оборудования электростанций представляет загорание водорода с маслом в процессе развития аварий, начинающихся с разрушения проточной части паровых турбин. Для указанных аварий, сопровождающихся крупными пожарами общестанционного характера, типична следующая картина протекания событий: разрушение лопаточного аппарата и диафрагм ЦНД - механический разбаланс валопровода - заклинивание отдельных вращающихся частей турбоагрегата разрушение подшипников и уплотнений вала - залповый выброс в машзал большого количества водорода и масла с их воспламенением или взрывом - загорание кровли зала с последующим обрушением перекрытий и возможным распространением ара на другие энергоблоки.

До разработки комплексной автоматической системы предотвращения развития загораний водорода и масла по указанным выше причинам ликвидация таких пожаров должна осуществляться в соответствии с рекомендациями, изложенными в п. 2.8 Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть), Москва, АО «Фирма ОРГРЭС», 1998 г. При этом время подачи масла на уплотнения вала от маслонасосов, а затем от демпферного бака должно перекрывать время вытеснения водорода из турбогенератора во избежание прорыва водорода в маслобак турбины. При угрозе для жизни дежурного персонала управление операциями вытеснения водорода целесообразно осуществлять с байпасного газового поста или дистанционно.

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 газа в корпусе турбогенераторов с водородным и полным водяным охлаждением; 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.

На каждом генераторе или синхронном компенсаторе имеется заводской щиток, на котором указаны номинальные паспортные данные машины, т.е. напряжение, токи и мощности, на которые данная машина была рассчитана при ее изготовлении для работы в определенных условиях охлаждения. Во избежание нагрева генераторов и синхронных компенсаторов эти параметры не должны длительно превышать допустимые значения.

При параллельной работе генераторов с энергосистемой требуется также распределение нагрузок по генераторам, с тем чтобы получить наилучшие экономические и технические показатели. Кроме того, в эксплуатации возможны кратковременные и продолжительные повышения токовых нагрузок по сравнению с номинальными или другие отклонения от номинальных значений. Поэтому режим работы генераторов должен постоянно контролироваться.

Контроль за режимами работы всех генераторов и синхронных компенсаторов, параметрами их вспомогательных систем ведется посредством штатных контрольно-измерительных приборов, которые в настоящее время дополняются или заменяются более современными средствами контроля и диагностики на базе использования устройств вычислительной техники.

Прохождение в обмотках статора тока, выше номинального, сопровождается увеличением потерь в них, что вызывает дополнительный нагрев. Повышение нагрева машины может вызвать преждевременный износ изоляции и снижение надежности работы. Все это говорит о необходимости ведения непрерывного контроля за величиной тока статора. У крупных генераторов и синхронных компенсаторов работа с несимметричной нагрузкой может сопровождаться быстрым повышением нагрева отдельных элементов ротора генератора и выходом его из строя (см. пояснение к п. 5.1.26). Поэтому для генераторов и синхронных компенсаторов мощностью 15 МВ-А и выше предусматривается контроль за симметрией токов в фазах посредством амперметров, устанавливаемых в каждой фазе, дополняемый измерением тока обратной последовательности с помощью специального прибора.

Все генераторы и синхронные компенсаторы рассчитаны на длительную работу с номинальной мощностью при напряжении, изменяющемся в пределах ±5 % номинального. Для сохранения номинальной мощности при понижении напряжения более чем на 5 % потребуется повышение тока более чем на 5 % номинального, что сопряжено с повышенным нагревом проводников. Допустимое значение нагрузки при этом должно быть указано в инструкции завода-изготовителя. При повышении напряжения сверх предусмотренного предела может иметь место повышенный нагрев активной стали (особенно в зубцовом слое), что может также вызвать ограничение мощности. Поэтому необходим контроль за напряжением статора.

При работе синхронных машин реактивную мощность (и напряжение на зажимах статора) можно регулировать изменением тока возбуждения. Наиболее устойчивым режимом работы является такой, при котором возбуждение превышает значение, которое соответствует режиму работы с коэффициентом мощности, равным единице данной нагрузке (режим перевозбуждения). Ток статора как в режиме недовозбуждения, так и в режиме перевозбуждения может быть одинаковым, но воздействие режимов на нагрев генератора различно. При недовозбуждении увеличиваются аксиальные составляющие поля рассеяния, вызывающие местные нагревы крайних пакетов стали статора, нажимных плит и других конструктивных элементов зон лобовых частей обмотки, что может потребовать ограничения нагрузки, кроме того, кается устойчивость работы генераторов.

Контроль за напряжением возбуждения позволяет в сочетании с контролем за м возбуждения выявлять неисправности в цепи возбуждения (при возникновении витковых замыканий, например, имеет место снижение сопротивления обмотки, определяемого отношением напряжения к току). Контроль за активной мощностью генератора ведется в целях предотвращения его перегрузки и для проверки работы турбины. С точки зрения режима самого генератора по условиям его нагрева важен контроль за активной и реактивной мощностью (или полной мощностью и cosj ). Этим определяется правильность загрузки по току. Кроме того, контроль за активной и реактивной мощностью ведется в целях поддержания заданного диспетчером графика нагрузки и напряжения. Для синхронных компенсаторов важен контроль только за реактивной (практически полной) мощностью, так как значение активной мощности, которую они потребляют из сети, определяется только потерями в синхронном компенсаторе и какого-либо влияния на режим работы не оказывает.

В процессе работы синхронной машины может иметь место снижение сопротивление изоляции цепи возбуждения вследствие, например, загрязнения или повреждения ее. Замыкание обмотки возбуждения на корпус в одном месте не сказывается на работе синхронной машины. Однако в случае возникновения замыканий в двух местах система возбуждения возможны повреждения обмотки и стали ротора дугой, а в многополюсных машинах из-за несимметрии магнитного потока - и механические повреждения, вызываемые значительными вибрациями. Необходимо поэтому контролировать состояние изоляции цепи возбуждения в процессе эксплуатации. Контроль изоляции и возбуждения при работе генераторов и синхронных компенсаторов осуществляется специальным штатным вольтметром, с помощью которого определение сопротивления изоляции проводится по методу трех измерений напряжений (между кольцами и вал-кольцо каждого полюса), либо по специальному прибору, входящему в комплект защиты генератора от замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения.

Существенное значение в работе обмоток электрических машин и их изоляции имеет температура в процессе эксплуатации. Температура обмотки и стали машины зависит не только от электрического режима (тока, напряжения), но и от температуры охлаждающей среды. Поэтому во время работы генераторов и синхронных компенсаторов необходимо вести контроль как за температурой обмотки и стали статора, так и температурой охлаждающей среды. Температура обмотки и стали статора контролируется с помощью заложенных заводом температурных индикаторов, в качестве которых в настоящее время используются, в основном, термопреобразователи сопротивления (термосопротивления). Термосопротивления в виде плоских элементов из бифилярно намотанной медной проволоки закладываются заводом изготовителем при изготовлении машины на дно паза (для измерения температуры стали) и между стержнями (для измерения температуры обмотки), в местах предполагаемого наибольшего нагрева машины не менее чем по одному в каждую фазу между стержнями и на дно паза (рис. 5.1.7).

Рис. 5.1.7. Расположение термометров сопротивления в пазу статора

У машин с непосредственным охлаждением обмотки статора водой термометры сопротивления устанавливаются под клин всех тех стержней, которые являются последними в цепи данной ветви водяного охлаждения.

Наряду с термосопротивлениями, устанавливаемыми под клин, предусматривается установка термосопротивлений на боковой поверхности каждого нижнего стержня в районе выхода его из сердечника.

Следует отметить, что измеряемая таким методом температура зависит от системы охлаждения машины, теплового потока и толщины изоляции. Поэтому она не может служить указателем допустимой перегрузки машины, так как не соответствует действительному нагреву меди обмотки в наиболее горячей точке. Однако она указывает на изменения в нагревах, которые могут возникнуть вследствие загрязнения, неисправностей в машине и системе охлаждения или при отклонении режима работы от номинального (допустимого).

У машин с непосредственным газовым охлаждением (турбогенераторы ТГВ-200, ТГВ-300) температура обмотки и сердечника статора измеряется также с помощью термосопротивлений, установленных в струе водорода, выходящего из обмотки и сердечника.

В ряде конструкций машин с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора термосопротивления устанавливаются на выходе подогретого дистиллята из каждого стержня (турбогенераторы серии ТЗВ) или каждого верхнего стержня и отдельных нижних стержней (турбогенераторы ТГВ-200М, ТГВ-500).

Температура охлаждающей среды контролируется непосредственно перед входом и на выходе из машины. Для машины с воздушным охлаждением обычно используются ртутные термометры или термосопротивления, устанавливаемые перед вентилятором или в специальных карманах торцевых щитов. Для машин с водородным охлаждением температура охлаждающей среды измеряется с помощью термосопротивлений, установленных в струе газа на входе и выходе из каждого охладителя и дублируемых термометрами расширения, помещенными в карманы внутри корпуса машины.

У некоторых турбогенераторов с непосредственным охлаждением (серия ТГВ) температура охлаждающей среды измеряется также термосопротивлениями, установленными в тракте холодного газа до и после компрессора. Контроль за температурой ведется как с целью поддержания ее на требуемом уровне, так и с целью ее выравнивания по охладителям машины.

Разность температур охлаждающей среды на входе и выходе из генератора позволяет судить о состоянии машины и своевременно обнаружить отклонение от нормального режима работы.

С понижением температуры охлаждающей среды ниже определенного уровня возможна конденсация влаги на трубопроводах, охладителе и т.п. (отпотевание). Температура, при которой имеет место конденсация влаги, зависит от местных условий и, как правило, ниже 20 °С.

Существенное значение также имеет контроль за температурой воды, подаваемой в газоохладители. По разнице температур газа на выходе из газоохладителя и охлаждающей воды на входе в газоохладитель судят о загрязненности трубок последнего или о недостатке охлаждающей воды. Контроль температуры воды на выходе газоохладителей позволяет оценить правильность раздачи воды по охладителям.

В установках с высокочастотными диодными или тиристорными преобразователями применяется как воздушное, так и смешанное воздушно-водяное охлаждение. Работа с температурой воздуха внутри шкафа преобразователей и охлаждающего дистиллята выше установленных заводом недопустима, и в этом случае предусматривается автоматическое отключение установки. Таким образом, для надежной работы генератора или синхронного компенсатора необходим тщательный контроль за температурой охлаждающей среды устройств системы возбуждения.

В турбо- и гидрогенераторах с непосредственным водяным охлаждением обмоток важным показателем является расход дистиллята, циркулирующего по полым проводникам обмоток. Номинальное значение расхода устанавливается заводом-изготовителем исходя из условия максимального подогрева дистиллята на выходе из обмотки 25-30 °С, что гарантирует достаточно низкий уровень нагрева обмоток. Допустимое отклонение расхода дистиллята не должно превышать 10 % номинального значения. Более значительное снижение расхода приводит к ламинарному характеру течения струи внутри полого проводника, что существенно ухудшает теплоотдачу, ведет к росту температуры меди и возможному закипанию дистиллята с нарушением его циркуляции. Повышение расхода также нежелательно из-за опасности эрозии стенок внутренних каналов в проводниках. В качестве измерителей расхода используются измерительные диафрагмы в комплекте с дифманометрами и вторичными приборами. Возможно применение и других методов контроля, в частности, ультразвуковых расходомеров.

Дистиллят помимо того, что он является теплоносителем, выполняет роль диэлектрика, отделяющего обмотку статора, напряжение на которой может достигать 24 кВ, от заземленных частей водяной системы. Поэтому в эксплуатации необходим контроль за величиной электрического сопротивления дистиллята посредством солемеров.

Исправное состояние оборудования схемы водоснабжения обмоток и других конструктивных узлов может оцениваться по показаниям манометров, устанавливаемых в разных точках тракта циркуляции. Так, повышенный перепад давления на фильтрах механической очистки свидетельствует об их засорении и необходимости чистки.

У генераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением важно поддерживать требуемое давление, чистоту и влажность водорода. Общий характер зависимости допускаемой нагрузки в относительных единицах при изменении давления водорода для машин с косвенным и непосредственным охлаждением проводников приведен на рис. 5.1.8.

Рис. 5.1.8. Зависимость нагрузки турбогенераторов S/S_H с водородным охлаждением от давления водорода Р_н2 :

1 - турбогенераторы с косвенным охлаждением ТВ2-30-2, ТВ-50-2, 2 - турбогенераторы с косвенным охлаждением ТВС-30, ТВ2-100-2;                     3 -турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмотки ротора и косвенным охлаждением обмотки статора ТВФ-60-2; ТВФ-100-2,         4 - турбогенераторы с непосредственным охлаждением водородом обмоток ротора и статора ТГВ-200, ТГВ-300; 5 - турбогенераторы с непосредственным охлаждением водородом обмотки ротора и водяным охлаждением обмотки статора ТВВ-165-2, ТВВ-200-2А, ТГВ-200М

 Как видно из кривых, изменение давления водорода имеет Существенное значение для отдаваемой мощности или нагрева машины. Допустимые отклонения давления от номинального при нормальной работе указаны в п. 5.1.14. Повышая давление водорода выше номинального, можно допускать длительную перегрузку генератора по току. Однако чрезмерное повышение давления водорода, сопровождаемое излишней деформацией торцевых щитов, может вызвать нарушение работы уплотнений (в первую очередь вала) и опасную утечку водорода, приводящую к пожару или взрыву. Поэтому в заводских инструкциях всегда указывается максимально допустимое давление водорода.

При вынужденном снижении давления масла из-за неисправности в работе газомасляной системы и необходимости сохранения в работе генератора впредь до устранения этой неисправности должно быть соответственно снижено давление водорода в корпусе для обеспечения необходимого перепада давления масло - водород. В машинах с водяным охлаждением обмотки статора и водородным охлаждением обмотки ротора и стали статора снижение давления водорода должно сопровождаться снижением нагрузки по условиям нагрева обмотки ротора. Допустимая нагрузка для некоторых типов турбогенераторов при аварийных ситуациях в системе газоснабжения приведена в табл. 5.1.2.

Поддержание чистоты водорода важно с точки зрения как взрывобезопасности, так и экономичности работы. Достаточно сказать, что для машин с непосредственным охлаждением обмотки статора снижение чистоты водорода с 98 до 93 % вызывает увеличение вентиляционных потерь примерно в 1,5 раза, что приводит к снижению КПД генератора примерно на 0,15 %.

Таблица 5.1.2.

Допустимая мощность турбогенераторов при различных избыточных давлениях водорода

Периодический или непрерывный контроль за влажностью охлаждающего водорода позволяет судить о герметичности гидравлических соединений элементов водяной системы охлаждения, находящихся внутри машины (водоподводы к обмотке статора, газоохладители и пр.), и эффективности работы штатных устройств осушки газа. Контроль влажности газа должен дополняться осмотрами дренажей из нижних точек корпуса машины, в которых возможно скопление воды.

Контроль за величинами давлений на стороне всасывания и нагнетания маслонасосов уплотнений вала, на входе и выходе сетчатых фильтров, до и после автоматических регуляторов давления, на входе в каждое уплотнение, перепада давлений масло - водород, уровнями масла в поплавковом гидрозатворе и демпферном баке помогает выявить неисправности отдельных элементов схемы маслоснабжения и судить о правильном их функционировании.

Важными показателями работы уплотнений вала являются температура вкладышей и масла на сливе из уплотнений в сторону воздуха, которые характеризуют состояние баббитовой заливки вкладышей. Повышение указанных температур свидетельствует об износе несущих поверхностей вкладышей, приводящем к уменьшению толщины масляной пленки, снижению расхода масла и ухудшению теплоотвода.

Своевременное выявление и устранение случаев нарушения герметичности водоохлаждаемых элементов турбогенераторов с непосредственным водяным охлаждением приобретает особое значение в связи с негативным воздействием влаги на изоляцию обмоток, бандажные кольца и другие элементы конструкции.

Нарушение герметичности водяной системы иногда имеет место в эксплуатации и обусловлено рядом причин: нарушением пайки проводников в наконечниках, появлением трещин в местах заделки фторопластовых шлангов, возникновением трещин в полых проводниках и т.п. В целях предупреждения увлажнения изоляции стержней необходимо поддерживать давление водорода выше давления воды на 50 кПа (0,5 кгс/см2). Однако следует иметь в виду, что попадание водорода в стержень может привести к снижению расхода дистиллята через стержень. Опыт эксплуатации показал, что аварийное снижение расхода дистиллята через стержень примерно в 2 раза можно считать предельно допустимым, но такое значительное понижение расхода воды в стержень в суммарном расходе остается трудно различимым.

Существующий контроль за попаданием водорода осуществляется с помощью газовой ловушки, подключенной к дренажной системе из верхних точек сливного и напорного коллекторов; попадание водорода в газовую ловушку определяется по наличию пузырьков водорода. Такая система действенна лишь при больших утечках водорода, когда дистиллят уже полностью насыщен водородом. При малых утечках водорода и хорошей дегазации дистиллята утечка водорода может быть не обнаружена. Для выявления малых утечек водорода в дистиллят может быть использован метод хроматографии, с помощью которого утечка водорода может быть определена на ранней стадии возникновения. Поскольку метод достаточно сложен, он может быть рекомендован для применения перед выводом генератора в ремонт, в первую очередь на тех турбогенераторах, где имели место нарушения герметичности водяного тракта.

При пусках и во время эксплуатации гидрогенераторов для обеспечения нормальных условий работы подшипников и подпятников, кроме наблюдения за нагреванием необходимо контролировать также температуру и уровень масла в их масляных ваннах.

Далее...