НАДЗОР И УХОД ЗА ГЕНЕРАТОРАМИ

 

3.1. С момента начала вращения турбо- и гидрогенератора при подаче пара или воды в турбину считается, что генератор и все связаннее с ним электрические устройства находятся под напряжением. На автоматизированных гидроэлектростанциях неподвижный гидрогенератор также считается находящимся под напряжением, если не отключены шинные разъединители и пусковые органы автоматического управления.

3.2. Перед пуском и включением в работу генератора на неавтоматизированных электростанциях необходимо проверить исправность и подготовить к работе системы возбуждения, газомасляную, водяного охлаждения генератора в соответствии с указаниями местных инструкций по эксплуатации этих систем.

3.3. На неавтоматизированных электростанциях подъем напряжения на генераторе и включение его в сеть должны производиться дежурным персоналом щита управления (главного или блочного).

Способы проверки синхронизационного устройства генератора приведены в приложении 6.

3.4. Скорость подъема напряжения на генераторах не ограничивается при пуске их как из горячего, так и из холодного состояния.

Возбуждение генераторов с жидкостным охлаждением обмоток и сердечника статора при отсутствии циркуляции жидкости в них не допускается.

3.5. Турбогенераторы и гидрогенераторы в нормальных условиях, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации (автоматической или полуавтоматической).

При отказе или отсутствии устройств автоматической синхронизации допускается включение способом ручной точной синхронизации.

При включении в сеть способом точной синхронизации с включенным АРВ, снабженном устройством автоматической подгонки напряжений, различие напряжений сети и генератора не должно превышать 1%. При отсутствии устройства автоматической подгонки напряжений, а также при ручном регулировании возбуждения различие напряжений сети и генератора не должно превышать 5%.

Во всех случаях включения способом точной синхронизации следует стремиться к тому, чтобы угол между напряжением генератора и сети в момент включения не превышал 10°.

При использовании способа точной синхронизации должна действовать блокировка несинхронного включения.

Турбогенераторы с косвенным охлаждением обмоток статора, работающие по схеме генератор-трансформатор, гидрогенераторы с косвенным охлаждением обмоток при мощности 50 МВт и менее могут включаться на параллельную работу способом самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем генератора.

Турбогенераторы мощностью до 200 МВт включительно и все гидрогенераторы при ликвидации аварии в энергосистеме разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации. Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0.

При отсутствии или отказе устройств полуавтоматической самосинхронизации допускается ручная самосинхронизация.

Включение в сеть способом ручной самосинхронизации производится при частоте вращения ротора невозбужденной машины, близкой к синхронной (в пределах ±2%), и обмотке ротора, замкнутой на штатное сопротивление. Возбуждение подается сразу же после включения в сеть.

3.6. Скорость набора активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла. При этом наибольшие допустимые скорости набора и изменения нагрузки турбогенераторов в нормальных режимах указываются в заводских инструкциях.

Скорость повышения тока статора и ротора генераторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость, не должна превышать в нормальных режимах скорости набора активной нагрузки, а в аварийных режимах - не ограничивается.

В аварийных условиях не следует вмешиваться в работу АРВ и форсировки, если при этом не нарушаются условия предусмотренные в п. 2.25.

3.7. Эксплуатация газомасляной системы турбогенераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением, включая операции по замене в корпусе турбогенератора воздуха водородом и водорода воздухом, производится в соответствии с заводскими инструкциями и "Типовой инструкцией по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

3.8. Эксплуатация системы жидкостного охлаждения обмоток и сердечника статора должна производиться в соответствии с указаниями заводов-изготовителей.

3.9. Показания приборов, характеризующих состояние генератора при его эксплуатации, должны записываться в щитовую ведомость не реже чем два раза в смену (кроме показаний, которые фиксируются регистрирующими приборами).

На генераторах, вновь вводимых в эксплуатацию, в течение первых 6 мес. и на головных и опытно-промышленных образцах генераторов в период освоения запись показаний приборов должна производиться не реже чем через 2 ч. На гидроэлектростанциях без постоянного дежурного персонала запись показаний приборов производится во время обходов. Объем и периодичность записи информации устанавливаются для каждого генератора в соответствии с ПТЭ и заводской инструкцией по эксплуатации генераторов с учетом местных условий и приводятся в местной инструкции на каждый тип генератора.

Проверка приборов, регистрирующих электрические параметры, производится сравнением показаний регистрирующих и показывающих приборов с последующей записью об этом на ленте не реже одного раза в сутки.

3.10. У турбогенераторов с водородным охлаждением запись показаний приборов контроля работы газомасляной системы производится в соответствии с ПТЭ, Типовой инструкцией по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов и инструкциями заводов-изготовителей.

3.11. Запись показаний устройства контроля изоляции цепи возбуждения производится не реже одного раза в сутки.

Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное соответствующим устройством или мегаомметром на 500-1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм.

При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и действующими "Нормами испытания электрооборудования" (М.: Атомиздат, 1978).

Работа генераторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений (если при этом не нарушаются условия п.4.20), допускается только с разрешения главного инженера электростанции или предприятия электрических сетей.

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

Исправность изоляции подшипников генераторов, а также изолированных крестовин и подпятников гидрогенераторов должна проверяться не реже одного раза в месяц, если в заводских инструкциях для крупных генераторов, снабженных специальными устройствами контроля, не указана более частая периодичность проверок.

Исправность изоляции подшипников турбогенератора контролируется во время его работы путем проверки целостности изоляции между стулом подшипников и фундаментной плитой (рис.1).

Для сравнения результатов измерений с предшествующими состояние изоляции рекомендуется проверять при одной и той же нагрузке турбогенератора и одном и том же токе ротора.

Измеряются напряжение между концами вала и напряжение между фундаментной плитой и корпусом подшипника со стороны, противоположной турбине. В этом случае должна быть зашунтирована масляная пленка между валом и корпусом подшипника с обеих сторон турбогенератора.

При исправной изоляции показания вольтметров V ₁ и V ₂ (см. рис.1) должны быть практически одинаковыми. Различие более чем на 10% указывает на неисправность изоляции. При этом показание вольтметра V ₂ должно быть меньше, чем вольтметра V ₁; если же показание будет больше, это свидетельствует о неправильности произведенного измерения, которое должно быть повторено. Измерение проводится с помощью вольтметра переменного тока со шкалой 3-10 В и возможно меньшим внутренним сопротивлением. При использовании приборов с большим внутренним сопротивлением его следует зашунтировать резистором 50-100 Ом.

 

 

Рис.1. Схема подключения вольтметров для определения исправности сопротивления изоляции турбогенератора во время его работы при измерении напряжения:

а - на концах вала; б - между изолированной опорой подшипника и фундаментной плитой;

П - перемычка для шунтирования масляной пленки

 

Для измерения напряжения на валу и шунтирования масляной пленки между валом и подшипниками необходимо применять медные сетчатые или пружинящие пластинчатые щетки с изолирующими рукоятками.

В качестве дополнения к указанному выше способу контроля подстуловой изоляции подшипников турбогенераторов является использование мегаомметра. Им можно проконтролировать сопротивление подстуловой изоляции подшипника относительно закладываемого в ней стального листа, что позволяет судить о загрязненности периферийной части подстуловой изоляции. При этом изоляция болтов крепления стула подшипника и фланцев маслопроводов остается непроверенной.

У турбогенераторов с подшипниками, встроенными в щиты, контроль за изоляцией подшипников следует производить в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

У турбин, не имеющих открытых участков вала, необходимо просверлить отверстие для доступа к валу, лучше всего в крышке одного из подшипников. Это отверстие должно быть надежно закрыто пробкой.

Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенераторов следует проверять в зависимости от их конструкции либо способом, рекомендуемым для турбогенераторов, либо по указанию завода-изготовителя.

3.13. Обслуживание генераторов во время эксплуатации возлагается на персонал цехов: электрического, котлотурбинного, химического и контрольно-измерительных приборов и автоматики.

3.14. На персонал электрического цеха возлагается:

осмотр генератора оперативным персоналом электроцеха один раз в смену, мастером электроцеха по ремонту согласно утвержденному графику (не реже одного раза в неделю);

оценка температурного состояния генератора по данным регистрирующих приборов и записей оперативного персонала один раз в сутки, а также при первом наборе нагрузки после монтажа или расширенного ремонта;

контроль за изоляцией цепей возбуждения (не реже одного раза в сутки) и измерение сопротивления изоляции обмотки статора (на блоках вместе с шинопроводами и обмотками трансформатора) и цепей возбуждения при останове генератора;

проверка изоляции подшипников и уплотнений в сроки, установленные местными инструкциями;

уход за системами возбуждения в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации системы возбуждения;

осмотр и техническое обслуживание щеточно-контактных аппаратов главных генераторов, вспомогательных генераторов и возбудителей в установленные сроки, в аварийных случаях - по вызову машиниста или дежурного блочного щита;

обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопровод, арматуры, газоохладители), поддержание заданных чистоты и давления водорода в генераторе;

обслуживание и ремонт элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток внутри корпуса генератора;

обслуживание и ремонт электрооборудования всей водяной и газомасляной систем;

перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и обратно, а также продувка турбогенератора свежим водородом;

участие в приемке из ремонта масляных уплотнений;

обслуживание водородных трубопроводов и испарителей в установках для снижения влажности водорода и электроснабжение установок;

контроль за заполнением дистиллированной водой (или конденсатом) обмоток статора и роторов генераторов с непосредственным водяным охлаждением;

демонтаж и обратная установка при ремонтах датчиков теплового контроля внутри генератора;

эксплуатация системы вакуумирования и подготовки изоляционного масла; дегазация и заполнение маслом турбогенераторов с масляным охлаждением;

обслуживание электролизных установок для производства водорода.

3.15. На персонал турбинного, котлотурбинного цеха возлагается:

наблюдение за нагревом всех подшипников и подпятников генератора и возбудителя, за уровнем масла в ваннах пяты и направляющих подшипников гидрогенераторов;

контроль за работой и регулирование температуры охлаждающей среды (газа, воздуха, воды) газоохладителей (теплообменников) генератора;

контроль за температурой меди и стали статора генератора и обмотки ротора (при наличии прибора);

контроль за вибрационным состоянием подшипников турбины, генератора и возбудителя;

периодическое прослушивание генератора;

надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла) и масляных уплотнений всех типов;

надзор за работой и ремонт оборудования, теплообменников и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей и вентильных возбудителей, а также оборудования сметем охлаждающего обмотки и вентили возбудителей дистиллята (или масла) до генератора и преобразователей возбудителя;

внешний контроль за работой щеток на контактных кольцах и коллекторе возбудителя без производства каких-либо работ на них;

наблюдение по манометру за наличием давления в трубопроводе, подводящем воду для тушения пожара;

содержание в чистоте выступающих краев изоляционных прокладок под основанием подшипников генератора и возбудителя и наблюдение за тем, чтобы металлические предметы не замкнули их;

наблюдение за работой и ремонт оборудования системы масляного охлаждения статоров серии ТВМ вне генератора;

наблюдение за тем, чтобы посторонние лица не подходили к генератору.

При наличии БЩУ, на котором расположены приборы, контролирующие режим работы генератора, и ключи управления генераторным выключателем, АГП и системой возбуждения, на персонал котлотурбинного цеха дополнительно возлагается:

контроль за значением тока статора, тока ротора, напряжения статора;

регулирование тока возбуждения и реактивной мощности генератора по указанию начальника смены станции;

контроль за допустимой величиной водорода в картерах подшипников и в токопроводах генератора по имеющимся приборам на БЩУ;

ведение суточной ведомости по генератору.

3.16. На тех электростанциях, где имеется цех централизованного ремонта или участок подрядного ремонтного предприятия, ремонт указанного в п.п. 3.14 и 3.15 оборудования выполняется этим цехом или участком.

3.17. На персонал химического цеха возлагается:

химический анализ газа в корпусе турбогенератора, картерах подшипников, экранированном токопроводе, в масляном баке и других местах систем маслоснабжения генераторов, а также в электролизных установках;

контроль влажности газа в корпусе генератора;

контроль за качеством дистиллята (рН, содержание кислорода, наличие соединений меди и прочих примесей) и химический анализ масла в системе охлаждения статора для генераторов с водяным и масляным охлаждением обмоток

3.18. На персонал цеха контрольно-измерительных приборов возлагается: обслуживание и ремонт газоанализаторов; манометров, дифференциальных манометров, логометров и других приборов защит, сигнализации и контроля за газом; контроль за работой водородных уплотнений, маслоснабжением уплотнений, охлаждающей водой и охлаждающим обмотки дистиллятом (маслом), за температурой отдельных частей генератора по заложенным термоиндикаторам; обслуживание холодильно-компрессорных установок для снижения влажности водорода.

3.19. В местной инструкции для дежурного машиниста (дежурного блочного щита) должны быть указаны:

его обязанности;

главная электрическая схема и схема собственных нужд электростанции;

нормальные, допустимые и аварийные режимы работы генераторов;

допустимые токи статора и ротора;

нижний предел температуры входящего газа и воды (из условий отпотевания);

допустимые температуры обмоток и стали статора, горячего и холодного охлаждающего газа и жидкости;

допустимые температуры масла, вкладышей подшипников и подпятников;

допустимые вибрации подшипников;

давление масла и газа (для турбогенераторов с водородным охлаждением), охлаждающей воды на входе и выходе газоохладителей, давление и расход дистиллята или масла (для генераторов с водяным или масляным охлаждением), которые должны поддерживаться в период эксплуатации;

перепад давления масло-водород, необходимый для нормальной эксплуатации турбогенераторов с водородным охлаждением;

назначение ключей, блокировок, смысловое значение табло;

порядок пуска и останова генератора;

меры по ликвидации отклонений от нормального режима, возникших неисправностей и аварий с генератором, тушению пожара.

3.20. У турбогенераторов с водородным охлаждением при нормальной работе должны поддерживаться следующие параметры водорода:

а) избыточное давление в корпусе турбогенератора (в соответствии с паспортными данными или указаниями завода-изготовителя). Колебания давления водорода в корпусе генератора не должны превышать следующих значений:

номинальное избыточное давление водорода, МПа (кгс/см2)	0,1 и более (1,0)	0,05 (0,5)	0,005 (0,05)
предельные значения колебания давления водорода, МПа (кгс/см2)	±0,02 (±0,2)	±0,01 (±0,1)	±0,001 (±0,01)

б) чистота водорода:

в корпусе турбогенераторов с непосредственным водородным охлаждением - не ниже 98%;

в корпусе турбогенераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) и выше - не ниже 97%;

то же, но при избыточном давлении водорода до 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) - не ниже 95%;

в) температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладители, но не выше 15 °С (если в заводских инструкциях для генераторов мощностью 500 МВт и выше не установлена более жесткая норма).

При этом относительная влажность водорода при температуре 35 °С и более составляет 30% и менее;

г) содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах и в кожухах экранированных токопроводов должно быть менее 1%. В воздушном объеме главного масляного бака водород должен отсутствовать;

д) содержание кислорода в водороде в корпусе генератора при чистоте водорода 98; 97 и 95% не должно превышать соответственно 0,8; 1,0 и 1,2%, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора - 2%.

3.21. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе должно быть не менее чем на 0,03-0,08 МПа (0,3-0,8 кгс/см²) выше давления газа в корпусе турбогенератора. Значение перепада зависит от конструкции уплотнения и рабочего давления водорода и должно устанавливаться в соответствии с заводскими инструкциями. Дифференциальные регуляторы должны поддерживать избыточное давление масла на уплотнениях при любых режимах работы генератора.

У некоторых типов турбогенераторов при вращении их от валоповоротного устройства перепад давления масло-водород должен быть увеличен по сравнению с нормальным в соответствии с указаниями инструкции завода-изготовителя.

3.22. Организация водно-химического режима системы охлаждения обмоток статора турбо- и гидрогенераторов, предельно допустимые значения показателей охлаждающего дистиллята, а также меры по обеспечению требуемого качества охлаждающего дистиллята должны соответствовать требованиям Эксплуатационного циркуляра № Ц-10/85 (Э) «Об организации водно-химического режима системы охлаждения обмоток статора турбо- и гидрогенераторов» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985) и Извещения № 15/86 о разъяснении положений Эксплуатационного циркуляра № Ц-10/85 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986).

В табл. 8 представлены нормы на качество дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток статоров турбогенераторов при нормальных условиях эксплуатации.

 

Таблица 8