Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов

РД 153-34.0-45.512-97

 РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОМАСЛЯНОЙ СИСТЕМЫ ВОДОРОДНОГО

ОХЛАЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

Дата введения 1998-12-01

РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»

ИСПОЛНИТЕЛИ В.А.Валитов, В.М.Гурьев

УТВЕРЖДЕНО Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 18.06.97 г.

Начальник электротехнического отдела К.М.Антипов

СОГЛАСОВАНО с НИИ АО «Электросила» 14.05.97 г.

Заместитель директора Ю.А.Дегусаров,

АО «Элсиб» 11.03.97 г.

Директор по науке А.С.Постников

Настоящая Типовая инструкция распространяется на турбогенераторы с водородным охлаждением и содержит краткое описание современных конструкций уплотнений вала, систем их маслоснабжения и газовых схем, технические требования по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации этих узлов и систем, указания по вводу и выводу систем из работы, их эксплуатации в нормальных и аварийных режимах, рекомендации по устранению неисправностей и организации физико-химического контроля газов.

В Типовой инструкции не рассматриваются вопросы эксплуатации систем маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов первых выпусков, которые были изложены в предыдущих инструкциях по эксплуатации газомасляных систем, изданных ОРГРЭС в 1965 и 1972 гг., а также особенности эксплуатации газомасляных схем генераторов с отодвигающимися вкладышами уплотнений и трехпоточными кольцевыми уплотнениями вала, не получившими широкого применения.

Типовая инструкция предназначена для персонала электростанций, осуществляющего оперативное обслуживание и ремонт газомасляных систем водородозаполненных турбогенераторов.

С выходом настоящей Типовой инструкции отменяется «Типовая инструкция по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов: ТИ 34-70-065-87» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

 I. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА

      1. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ, ОСНОВНЫЕ ТИПЫ, ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА. СХЕМЫ ИХ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ

1.1. 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.

Все известные конструкции уплотнений вала можно разбить на два основных типа — кольцевые и торцевые (рис.1).

Рис.1. Конструктивные схемы наиболее распространенных уплотнений вала:

Уплотнение кольцевого типа представляет собой кольцевой вкладыш, охватывающий вал с малым зазором. В первых конструкциях кольцевых уплотнений вала (генераторы типа ТВ-50-2) вкладыш жестко крепился к опорному подшипнику. В последующем от такой конструкции отказались и перешли на размещение вкладыша внутри корпуса уплотнения, закрепляемого на торцевом щите. Вкладыш имеет свободу незначительного радиального перемещения внутри напорной камеры, образованной боковыми стенками вкладыша (рис.1, д, генераторы типов ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2), корпуса (рис.1, е, разработка АО «ЦКБ Энергоремонт») или корпуса и крышки (рис.1, ж, генераторы единой серии). Уплотнение напорных камер первоначально осуществлялось медными или пластикатовыми кольцами, а позднее — посредством резиновых шнуров. От проворачивания вкладыш удерживается специальной шпонкой (на рисунке не показана). Уплотняющее масло под давлением, превышающим давление водорода, поступает в напорную камеру, а затем через радиальные отверстия во вкладыше в кольцевой зазор между гладкой баббитовой поверхностью вкладыша и валом ротора. Разделившись на два аксиальных потока в сторону водорода и воздуха, уплотняющее масло отводит потери трения с рабочей поверхности вкладыша и предотвращает утечку водорода из корпуса генератора. В более поздних конструкциях кольцевых уплотнений на воздушной части расточки вкладыша стали предусматривать специальную клиновую разделку баббитовой поверхности, что позволило обеспечить в работе хорошую центровку и концентричность расположения вкладыша относительно вала.

В кольцевом уплотнении усилие прижатия вкладыша к валу создается только массой вкладыша. В простейшем кольцевом уплотнении с гладкой баббитовой поверхностью уравновешивание массы вкладыша радиальным усилием в масляном слое сопровождается некоторым эксцентриситетом в расположении кольца относительно вала.

При нарушении маслоснабжения кольцевое уплотнение, как правило, не повреждается. Это объясняется тем, что вкладыш, оседающий на вал при нарушении масляного клина в верхней зоне вкладыша, соприкасается с валом на незначительной площади и баббит не так быстро перегревается. Если усилие трения вкладыша в корпусе окажется больше массы вкладыша, то оседания вкладыша может и не быть. При исчезновении масляного слоя наблюдается выход водорода в картер подшипника (сливную камеру на стороне воздуха). Нормализация маслоснабжения восстанавливает работоспособность кольцевого уплотнения.

Режим работы с пониженной частотой вращения для кольцевых уплотнений также не опасен, так как всегда сохраняется кольцевой зазор и жидкостное трение.

Износ баббита из-за загрязненного масла и вибрации вала приводит к увеличению зазора, увеличению расхода масла в сторону водорода и воздуха и к заметному понижению температуры баббита. Увеличение расхода масла в сторону водорода сопряжено с загрязнением газа и опасностью попадания масла в генератор. Увеличение расхода масла в сторону воздуха может явиться причиной пропуска водорода через уплотнения.

Кольцевые уплотнения заводского исполнения впервые были применены в турбогенераторах типов ТВ-50-2, ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 и предназначались для работы при избыточном давлении водорода 0,005-0,05 МПа. Уплотнения характеризовались большим расходом масла (30-35 л/мин), протекающим в сторону водорода по кольцевому радиальному зазору между вкладышем и валом и через неплотности сопряжения вкладыша с корпусом, что приводило к быстрому загрязнению водорода воздухом, выделяющимся из масла, и требовало вакуумной обработки масла (применения маслоочистительных установок). Другим существенным недостатком кольцевых уплотнений являлась недостаточная компенсация давления водорода на боковые поверхности вкладыша, что вызывало значительные силы трения между вкладышем и корпусом и приводило к интенсивному износу рабочей поверхности вкладыша и попаданию водорода в картер подшипника.

В последующем кольцевые уплотнения генераторов серии ТВ подверглись значительным усовершенствованиям, направленным на устранение выявленных недостатков. Благодаря принятым заводом-изготовителем, ремонтными и эксплуатационными предприятиями мерам удалось добиться приемлемой работы кольцевых уплотнений даже в условиях перевода генераторов серии ТВ на более высокое давление водорода (0,1-0,15 МПа).

К преимуществам кольцевых уплотнений вала следует отнести простоту их конструкции, нечувствительность к осевым перемещениям вала и живучесть при нарушении их маслоснабжения.

Модернизированные кольцевые уплотнения (включая трехпоточные уплотнения исполнения предприятия «Мосэнергоремонт») до сих пор находятся в эксплуатации на ряде турбогенераторов серии ТВ. У части генераторов этой серии кольцевые уплотнения были заменены уплотнениями торцевого типа, уже работавшими в то время при более высоком давлении водорода.

Повышение единичной мощности турбогенераторов до 300-500 МВт и сопутствующее этому повышение избыточного давления водорода до 0,35-0,4 МПа привело к повсеместному применению уплотнений вала торцевого типа. Уплотнения данного типа имеют незначительные расходы масла в сторону водорода (3-5 л/мин) и, следовательно, малую степень загрязнения водорода, что позволило упростить схему их маслоснабжения (отказаться от ненадежно работающей маслоочистительной установки, перейти на питание уплотнений маслом из системы смазки подшипников турбоагрегата).

Уплотнение торцевого типа (см. рис.1) состоит из вкладыша и корпуса, крепящегося к торцевому щиту. В качестве уплотнения зазора между вкладышем и корпусом уплотнения используется специальный резиновый шнур, помещаемый в прямоугольные канавки, выполненные во вкладыше. Запирающий масляный слой создается между торцевой поверхностью вкладыша и боковой поверхностью упорного диска вала. Усилие от давления масла в масляном слое, возрастающее по мере увеличения частоты вращения за счет клиновой разделки рабочей поверхности вкладыша, старается отжать последний от вала и разорвать масляную пленку. Для предотвращения этого явления искусственно создается усилие прижатия, которое уравновешивает усилие отжатия вкладыша от упорного диска. В зависимости от конструкции уплотнений прижим вкладыша к валу создается посредством совместного действия специальных пружин, давления водорода и уплотняющего масла (рис.1, б, турбогенераторы типов ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 и др.) или пружин и давления водорода (рис.1, а, турбогенераторы серий ТГВ-200, ТГВ-300 и ТВФ мощностью 60-120 МВт) или давления водорода и прижимающего масла (рис.1, г, турбогенераторы типов ТВВ-200-2А, ТВВ-320-2 с двухкамерными уплотнениями заводского исполнения, а также генераторы ТГВ-25, ТВ2-30-2, ТВС-30, ТВ-50-2, ТВ-60-2, ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 с двухкамерными уплотнениями, выполненными по проектам АО «ЦКБ Энергоремонт» и ремонтных предприятий). На ряде турбогенераторов (ТВ-60-2 и ТВФ-100-2) с уплотнениями заводского исполнения давление уплотняющего масла частично разгружает вкладыш от его прижатия к валу, осуществляемого давлением водорода и пружин (рис.1, в).

В эксплуатации имеются также уплотнения вала, реконструированные по проекту ремонтного предприятия «Ростовэнергоремонт», в которых вкладыш отодвигается от вала при исчезновении давления уплотняющего и прижимающего масла, что обеспечивает их полную сохранность и готовность к работе при восстановлении маслоснабжения. Широкого применения такие уплотнения не получили, так как требуются специальные устройства для выброса водорода из генератора при прекращении подачи масла.

Рабочая поверхность вкладыша уплотнения торцевого типа (рис.2) залита баббитом, имеющим специальную разделку, состоящую из чередующихся в тангенциальном направлении клиновых и плоских площадок, разделенных радиальными канавками, кольцевой канавки, наружного и внутреннего кольцевых поясков.     

Рис.2. Конструкции рабочих поверхностей вкладышей уплотнений торцевого типа:

а — конструкция, примененная АО «Электросила»; б — конструкция, примененная заводом «Электротяжмаш» на турбогенераторе ТГВ-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

Клиновые площадки при номинальной частоте вращения ротора являются основным несущим элементом, обеспечивающим образование сплошной масляной пленки толщиной 0,08-0,15 мм между упорным диском вала и вкладышем, смазывающей рабочие поверхности и отводящей потери трения. Через эти площадки и наружный поясок (сплошной или прерывистый в виде «сапожков») проходит основной поток масла на сторону воздуха, достигающий 95% общего расхода масла, поступающего в уплотнение.

Плоские площадки контактируют с поверхностью упорного диска при отсутствии сплошной масляной пленки, т.е. при низких частотах вращения и работе от ВПУ.

Между несущей поверхностью и внутренним кольцевым пояском располагается кольцевая канавка (сплошная или прерывистая), в которую подается уплотняющее масло под давлением, превосходящим давление водорода. Эта канавка вместе с внутренним пояском обеспечивает герметизацию газового объема генератора и незначительный расход масла в сторону водорода.

Газовый объем генератора отделен от камеры слива масла в сторону водорода маслоуловителями лабиринтного типа.

Слив масла, прошедшего на сторону воздуха, осуществляется в картер опорного подшипника.

Вкладыш удерживается от вращения посредством шпоночного узла, в конструкцию и технологию изготовления которого позднее были внесены существенные улучшения (приложение 1).

При номинальной частоте вращения в масляном слое между клиновыми площадками вкладыша и диском вала возникает гидродинамическое усилие, которое, суммируясь с гидростатическим усилием на плоских площадках баббитовой поверхности, уравновешивает усилие прижатия вкладыша к упорному диску. При этом обеспечивается жидкостное трение. В режимах работы с пониженной частотой вращения (пуск, останов турбоагрегата, вращение от ВПУ) гидродинамическое усилие значительно снижается и возникает полусухое трение между вкладышем и диском. В этом режиме усилие, прижимающее вкладыш к диску, воспринимается меньшей площадью баббитовой поверхности — только плоскими площадками. Если удельное давление на баббит в режиме полусухого трения велико, то неизбежен ускоренный износ баббита, который накапливается при повторении подобных режимов и особенно при продолжительном вращении от ВПУ. В результате износа уменьшаются несущие клиновые площадки, снижается гидродинамическое усилие и несущая способность вкладыша. Уравновешивание усилия, прижимающего вкладыш к диску, при номинальной частоте вращения достигается при уменьшенной толщине масляного слоя, что ведет к повышению температуры вкладыша в процесс эксплуатации. При ускоренном износе баббита толщина масляного слоя может снизиться настолько, что дальнейшее повышение температуры баббита может привести к его размягчению, затягиванию в направлении вращения вала и перекрытию маслоподающих отверстий во вкладыше. Отдельные заводы-изготовители (АО «Электросила») для снижения удельных давлений на трущихся поверхностях и износа баббита при низкой частоте вращения ротора идут на некоторое увеличение площади поверхностей сухого трения (плоских площадок).

Наиболее высокие удельные давления на баббит вкладышей в режиме полусухого трения имеют турбогенераторы серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт, что приводит к интенсивному износу вкладышей. Для предотвращения этого явления завод «Электротяжмаш» был вынужден пойти на увеличение перепада давлений масло-водород до 0,2 МПа, что позволило снизить удельные давления в 2-3 раза и обеспечить сохранность баббитовой поверхности.

Отличительной особенностью торцевых уплотнений является то, что усилие в масляном слое зависит от минимальной толщины этого слоя — резко увеличивается при уменьшении толщины слоя и уменьшается при увеличении толщины слоя. Это обстоятельство предопределяет способность вкладыша самоустанавливаться. При пусках и остановах турбоагрегата, росте или снижении нагрузки происходит тепловое перемещение его валопровода, а, следовательно, меняется положение упорных дисков относительно корпусов уплотнений вала. При отходе упорного диска от баббитовой заливки увеличивается минимальная толщина масляного слоя и снижается усилие в масляном клине. Усилие прижатия вкладыша становится выше отжимающего усилия в масляной пленке. Когда разность усилий превзойдет усилие трения вкладыша в корпусе, вкладыш сдвинется и последует за валом. При сближении упорного диска с вкладышем толщина масляного слоя уменьшается и возрастает усилие в масляном клине. Появляется неуравновешенная разность усилий, которая отжимает вкладыш от вала, преодолевая силы трения.

Существенным недостатком торцевых уплотнений вала является их повышенная чувствительность к нарушению их маслоснабжения. Кратковременное снижение давления масла (перепада давлений масло-водород) при нарушении работы системы маслоснабжения (например, при переключениях масляных насосов уплотнений — МНУ, действии АВР МНУ и т.п.) для большинства конструкций торцевых уплотнений представляет большую опасность как из-за возможного пропуска водорода в картеры подшипников, так и потому, что несущая способность вкладышей резко снижается, нарушается равновесие усилий, действующих на вкладыш, возникает режим полусухого трения. При сохранении достаточно высоких давлений на вкладыш и большой частоте вращения это приводит к выплавлению баббита и повреждению упорных дисков вала ротора. Предотвращение указанных явлений обеспечивается схемными решениями такими, как применение в качестве основного источника маслоснабжения высоконадежного инжектора, а там, где его установка не представляется возможной,- использованием быстродействующего резервирования путем подачи масла от демпферного бака (ДБ).

Длительный опыт эксплуатации торцевых уплотнений вала разных конструкций выявил и такой их дефект, как недостаточная подвижность вкладышей при осевых перемещениях вала. Вкладыш торцевого уплотнения во всех режимах работы турбоагрегата (сбросы, наборы нагрузки и пр.) должен следовать за упорным диском вала ротора. Этому препятствуют силы трения в узлах установки уплотняющих резиновых шнуров, применяемых для герметизации зазоров между вкладышем и корпусом уплотнения. Наличие шлама в смазочном масле, ржавчины на трущихся поверхностях, конструктивные и технологические дефекты шпоночных узлов, некачественная установка уплотняющих шнуров способствуют заклиниванию, перекосам вкладыша в корпусе, что может приводить к выплавлению баббитовой заливки или прорыву водорода в картеры подшипников.

Трудностями обеспечения идеальной подвижности вкладышей на турбогенераторах большой мощности объясняется возрастание доли их повреждений, обусловленных застреванием вкладышей.

В связи с этим на водородозаполненных турбогенераторах мощностью 500 МВт и выше стали применяться кольцевые уплотнения усовершенствованных конструкций, рассчитанные на работу с давлением водорода до 0,5 МПа. Малые удельные нагрузки на баббитовую заливку вкладыша, определяемые лишь массой вкладыша, и высокая его живучесть в режимах полусухого трения, независимость работы от осевых перемещений вала, позитивные конструктивные решения по компенсации усилий прижатия вкладыша к корпусу (от давления водорода) и снижению расходов масла в сторону водорода явились основанием для широкого использования кольцевых уплотнений на всех турбогенераторах единой серии ТВФ и ТВВ, а также на турбогенераторах серии ТГВ с водоводородным охлаждением.

1.2. Схемы маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением также, как и уплотнения вала, по мере их перевода на повышенное давление водорода претерпели значительные изменения и улучшения и в первоначальном виде мало где сохранились. В частности, модернизация схем маслоснабжения торцевых и кольцевых уплотнений вала шла в направлении отказа от использования отдельного бака маслоснабжения с переводом питания уплотнений маслом, забираемым из главного масляного бака турбины (ГМБ), исключения из схемы маслоочистительного оборудования, расширительного и воздухоотделительного бачков, замены электронных регуляторов давления масла механическими дифференциальными, установки ДБ и т.д.

На рис.3, 5-8 приведены наиболее распространенные схемы маслоснабжения уплотнений вала современных турбогенераторов мощностью 60 МВт и выше.

Рис.3. Схема маслоснабжения уплотнений вала торцевого типа турбогенераторов ТВВ-200-2, ТВВ-165-2, ТВФ-100-2, ТВФ-60-2:

1 — инжектор; 2 — масляный насос с приводом постоянного тока; 3 — масляный насос с приводом переменного тока; 4 — маслоохладитель МОВ-1; 5 — сетчатый фильтр ФМ-50; 6 — регулятор давления РПД-14; 7 — электроконтактный манометр; 8 — гидрозатвор ЗГ-500; 9 — масломерное стекло; 10 — демпферный бак; 11 — эксгаустер; 12 — маслобак турбины; 13 — вестовая труба

1.2.1. Схема, изображенная на рис.3, взята за основу при описании состава оборудования, его назначения и взаимодействия.

В качестве основного источника маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов мощностью до 200 МВт, как правило, используется инжектор, который принято считать наиболее простым и надежным устройством из-за отсутствия в нем вращающихся и трущихся элементов. В инжектор подается масло высокого давления (до 2 МПа) из напорной магистрали главного маслонасоса (установлен на валу турбины) или пускового маслонасоса. Засасываемое инжектором масло забирается из трубопровода подачи масла на подшипники турбоагрегата. Смешанное и частично охлажденное масло под заданным давлением поступает в маслосистему уплотнений вала. Помимо инжектора предусматривается установка двух центробежных масляных насосов уплотнений, один из которых с приводом переменного тока является резервным, а другой с приводом постоянного тока — аварийным (АМНУ). Масло на стороне всасывания МНУ поступает из чистого отсека ГМБ. Нормально в работе находится инжектор, а при неисправности последнего — резервный МНУ. При снижении давления масла происходит автоматическое включение МНУ по импульсу от электроконтактных манометров (ЭКМ), установленных после фильтров механической очистки масла (ФМ). Предусматривается также автоматическое включение АМНУ при отключении электродвигателя резервного МНУ.

Из напорного коллектора масло, как правило, поступает в маслоохладитель (МО), в котором масло охлаждается до температуры 35-40 °С, а затем в сетчатые ФМ. Один из ФМ находится в работе, другой — в резерве.

После ФМ масло подается на вход регулятора перепада давлений масло-водород (РПД), который обеспечивает автоматическое поддержание постоянства перепада (0,04-0,09 МПа) во всех режимах работы. Применяемые в данной и других схемах РПД являются дифференциальными регуляторами прямого действия грузового типа с проточными (РПД-14, ДРДМ-5 и др.) или вращающимися (ДРДМ-12, ДРДМ-30, 2ДРД-10 и др.) золотниками.

Основным элементом РПД-14 (рис.4) или ДРДМ-5 является золотник, перемещающийся внутри буксы, в которой выполнены окна для входа и выхода уплотняющего масла. На золотнике имеются два поршня одинакового диаметра. На верхний поршень действует давление водорода, отбираемое посредством импульсной трубки из газового объема гидрозатвора (ЗГ), на нижний — давление масла обратной связи, отбираемое непосредственно со входа на уплотнения вала. К верхней части золотника крепятся сменные грузы, которыми устанавливается необходимый перепад давлений масло-водород. Регулятор работает следующим образом. Масло от инжектора или насоса поступает в верхний входной патрубок РПД и по верхней кольцевой проточке корпуса через верхние входные окна буксы — в проточную часть золотника. Из проточной части масло выходит через регулирующие нижние окна буксы в нижнюю проточку корпуса и нижний выходной патрубок регулятора. Золотник находится в равновесии в том случае, когда давление уплотняющего масла равно заданному. При повышении (понижении) давления газа равновесие сил, действующих на золотник, нарушается и он опускается (поднимается), увеличивая (уменьшая) проходное сечение дросселирующих окон буксы до тех пор, пока давление на выходе регулятора не станет равным заданному и не наступит равновесие золотника.      

Рис.4. Регулятор перепада давления РПД-14:

1 — крышка;

2 — ограничительный болт; 3 — груз; 4 — диск; 5 — золотник; 6 — букса; 7 — корпус; 8 — упор; 9 — дно; 10 — входной патрубок; 11 — выходной патрубок

В случае изменения давления масла до регулятора, что наблюдается при изменении частоты вращения ротора, импульс измененного давления проходит через регулятор и по трубопроводу обратной связи подается под золотник. Последний перемещается так, чтобы восстановить равновесие действующих на него сил и заданный перепад давлений. Для предупреждения возможных автоколебаний регулятора из-за высоких скоростей перемещения золотника при резких колебаниях давления масла до регулятора в линии обратной связи по маслу устанавливается приставка с дроссельной шайбой. Для исключения полного перекрытия регулирующих окон буксы при резком увеличении давления масла перед регулятором в верхней части корпуса регулятора устанавливается ограничительный болт.

После РПД уплотняющее масло под давлением выше давления водорода поступает на оба уплотнения вала. В эксплуатации имеются схемы, в которых масло после РПД поступает в МО, а затем на уплотнения. Пройдя уплотнения вала, большая часть масла сливается в сторону воздуха — в картеры подшипников и лишь незначительная часть — в сторону водорода, в сливную камеру.

Слив масла из ЗГ и опорных подшипников производится в общий сливной коллектор и далее через гидравлическую петлю высотой 1500 мм в грязный отсек ГМБ турбины. Выделяющиеся из масла газы (водород, воздух) отводятся из коллектора в атмосферу через вестовую (вытяжную) трубу диаметром 150 мм. Во избежание скопления взрывоопасных смесей в газовом объеме ГМБ предусматривается вентиляция посредством эксгаустера (центробежного вентилятора).

При нормальной работе уровень масла находится в переливной трубе на 1-2 м выше верхней образующей ДБ. Связь ДБ с ЗГ осуществляется посредством переливной и противосифонных труб. В верхнюю часть противосифонной трубы врезана продувочная труба. На переливной трубе устанавливается смотровое окно для контроля за возможным сифонным переливом масла из ДБ в ЗГ в случаях недопустимого увеличения перепада давлений масло-водород.

1.2.2. На рис.5 показана схема маслоснабжения торцевых уплотнений вала турбогенераторов типа ТВВ-320-2.

Рис.5. Схема маслоснабжения уплотнений вала торцевого типа турбогенератора ТВВ-320-2:

1 — масляный насос с приводом постоянного тока; 2 — масляный насос с приводом переменного тока; 3 — маслоохладитель МОВ-1; 4 — масляный фильтр ФМ-50; 5 — регулятор уплотняющего масла РПД-14; 6 — регулятор прижимающего масла РПМ-1; 7 — Злектроконтактный манометр; 8 — гидрозатвор ЗГ-500; 9 — масломерное стекло; 10 — демпферный бак; 11 — эксгаустер; 12 — маслобак турбины; 13 — вестовая труба

Первое отличие данной схемы от рассмотренной выше состоит в том, что вместо инжектора установлен МНУ с приводом переменного тока. Это объясняется тем, что в системах смазки турбин мощностью 300 МВт отсутствует источник масла высокого давления, а в системах регулирования вместо нефтяных масел применены негорючие жидкости.

Второе отличие заключается в установке дополнительного регулятора прижимающего масла (РПМ), что вызвано применением в генераторах типа ТВВ-320-2 двухкамерных уплотнений вала торцевого типа. Одна из камер служит для подачи уплотняющего масла, другая — для прижимающего масла. Последнее наряду с давлением водорода осуществляет прижатие вкладыша к упорному диску вала ротора. Устанавливаемый в схеме регулятор прижимного масла (РПМ-1, РДМ-17, РДМ-27) предназначен для автоматического поддержания постоянного давления прижимающего масла.

По принципу действия и конструкции РПМ аналогичны регуляторам уплотняющего масла. При аварийном отключении всех источников маслоснабжения РПМ сохраняет свою работоспособность за счет поступления масла в регулятор из ДБ (через обратный клапан).

Необходимо отметить, что на ряде турбогенераторов типов ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 с двухкамерными уплотнениями вала торцевого типа исполнения АО «ЦКБ Энергоремонт» для обеспечения расчетных удельных нагрузок на вкладыш давление прижимающего масла следует снижать с повышением давления водорода. С этой целью в схемах маслоснабжения упомянутых генераторов устанавливаются РПМ типа РДМ-7 конструкции АО «ЦКБ Энергоремонт», которые обеспечивают регулирование прижимающего масла обратно пропорционально изменению давления водорода.

1.2.3. На рис.6 представлена схема масло-снабжения уплотнений вала торцевого и кольцевого типов турбогенераторов серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт, которая не имеет принципиальных отличий от ранее рассмотренных.

Рис.6. Схема маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300, ТГВ-200М:

1 — масляный насос с приводом постоянного тока; 2 — масляные насосы с приводом переменного тока; 3 — масляный фильтр 4ФМ-10; 4 — регулятор уплотняющего масла 2ДРД-10; 5 — демпферный бак; 6 — полупроводниковые реле уровня ПРУ-5М; 7 — противосифонный клапан 2КО-6; 8 — электроконтактный манометр; 9 — гидрозатвор; 10 — расширительный бачок; 11 — эксгаустер; 12 — вестовая труба с клапаном 4КО-1

На турбогенераторах ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-200-2М основным источником маслоснабжения является, как правило, инжектор. На турбогенераторах ТГВ-300 вместо инжектора устанавливается МНУ, приводимый во вращение асинхронным электродвигателем.

Холодное масло на стороне всасывания МНУ поступает после МО системы смазки подшипников турбоагрегата. Имеются схемы, в которых масло на уплотнения попадает непосредственно из ГМБ; в этом случае для охлаждения масла используется отдельный МО.

Степень засорения ФМ контролируется дифференциальным манометром (перепадомером) типа ДП-778 с сигнальным устройством.

В турбогенераторах с торцевыми уплотнениями вала предусматривается установка специального клапана (на схеме он не показан), открытие которого при вращении ротора от ВПУ позволяет увеличить перепад давлений масло-водород до 0,2 МПа.

Демпферный бак подключен к системе по двухтрубной схеме с постоянным протоком масла через него. Уровень масла в ДБ контролируется двумя реле уровня типа ПРУ-5М и по масломерному стеклу. На трубопроводах обвязки ДБ предусматривается установка специальных вентилей для имитации снижения уровня в ДБ и опробования защиты.

Для исключения сифонного перелива масла через трубопровод связи ДБ с ЗГ устанавливается обратный клапан типа 2КО-6. Отсутствие перелива контролируется визуально через смотровое окно.

При выходе из строя ЗГ допускается осуществлять слив масла помимо ЗГ, контролируя уровень сливаемого масла по указателю уровня (масломерному стеклу), установленному несколько выше ЗГ. На ряде турбогенераторов устанавливается по два ЗГ-30, один из которых является резервным.

Выделяющиеся из масла и скапливающиеся в сливном коллекторе газы отводятся в атмосферу через вытяжную трубу, оснащенную обратным клапаном. Дополнительная вентиляция сливного коллектора осуществляется эксгаустером.

1.2.4. Схема, изображенная на рис.7, применяется для обеспечения маслом уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой унифицированной серии мощностью от 60 до 300 МВт.

Рис.7. Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой серии мощностью 60-300 МВт:

1 — масляный насос с приводом постоянного тока; 2 — масляный насос 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 конструкции уплотнений вала и схеме их маслоснабжения реализованы современные технические решения, направленные на повышение надежности их работы. В частности, предельно снижен расход масла на сторону водорода, что позволило отказаться от вакуумной обработки масла, выполнена разгрузка вкладышей от осевого давления водорода, установлены магнитный фильтр для улавливания ферромагнитных частиц и дополнительный МО, ДБ включен по схеме с постоянным протоком масла, предусмотрена установка специального противосифонного клапана в трубе над ДБ, установлены вентили для проверки работоспособности реле уровня и опробования защиты от снижения уровня в ДБ, а также смотровые патрубки для визуального контроля за уровнем масла в ДБ, вентиляция воздушных объемов сливного коллектора и ГМБ осуществлена посредством эксгаустеров с предвключенными маслоуловителями.

1.2.5. Схема маслоснабжения кольцевых уплотнений вала, изображенная на рис.8, используется в турбогенераторах производства АО «Электросила» мощностью 500, 800, 1000 и 1200 МВт.

Рис.8. Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов ТВВ-500-2 и ТВВ-800-2:

1 — масляный насос с приводом переменного тока; 2 — масляный насос с приводом постоянного тока; 3 — маслоохладитель МОФ-3; 4 — масляный фильтр ФМ-10; 5 — магнитный фильтр УФМ-36; 6 — регулятор уплотняющего масла РПД-14; 7 — регулятор компенсирующего масла РПД-14; 8 — демпферный бак; 9 — противосифонный клапан; 10 — гидрозатвор ЗГ-500; 11 — водородоотделительный бачок БВО-1; 12 — гидравлический затвор; 13 — масляный бак; 14 — маслоуловитель; 15 — эксгаустеры; 16 — агрегат вакуумной очистки масла; 17 — расширительный бак; 18 — дренажный вакуумный бачок; 19 — водоструйный эжектор; 20 — вестовая труба; 21 — дренажный вентиль

Система выполняется автономной, она не связана с системой смазки подшипников турбоагрегата, в которой может применяться негорючая синтетическая жидкость типа ОМТИ. Опыт использования ОМТИ в уплотнениях вала оказался негативным из-за агрессивного воздействия последней на изоляционные материалы генератора.

Отличительной особенностью приведенной схемы является наличие двух потоков масла: уплотняющего и компенсирующего, циркулирующих по одному замкнутому контуру, а также оборудования для вакуумной очистки масла.

Для предотвращения интенсивного загрязнения водорода и сокращения его расхода на продувки предусматривается вакуумная обработка масла. Для этого необходимо заполнить АВОМ маслом из маслобака системы, подключить всасывающие магистрали рабочего и резервного МНУ к АВОМ и подать часть масла по линии рециркуляции на разбрызгивающие сопла АВОМ. Разбрызгиванием масла под вакуумом (620-720 мм рт. ст.), создаваемым водоструйным эжектором (давление воды в эжекторе около 0,2 МПа), достигается наиболее полное удаление из масла растворенных в нем воздуха и водорода. На вакуумном трубопроводе над АВОМ установлен расширительный бак с поперечными перегородками, препятствующими засасыванию масляной пены и паров масла в эжектор. При значительном вспенивании масла, когда его уровень в АВОМ поднимается выше допустимого, поплавок регулятора уровня, вмонтированного в крышку АВОМ, перекрывает вакуумный трубопровод, снижая при этом значение вакуума, контролируемого мановакуумметром. Для выявления случайного попадания жидкости в вакуумный трубопровод и удаления ее в дренаж предусмотрен вакуумный дренажный бачок с указателем уровня.

При выводе генератора и системы маслоснабжения в ремонт масло из ДБ сливается в сливной коллектор через перемычку с дренажным вентилем.

 2. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТЕ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА И СХЕМ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ

Накопленный опыт эксплуатации уплотнений вала и их схем маслоснабжения позволяет сформулировать ряд общих технических требований к их работе, которые заключаются в следующем:

отсутствие пропуска водорода через уплотнения;

обеспечение заданной чистоты водорода при заданном его расходе;

сохранность деталей уплотнений вала и собственно вала при нарушениях маслоснабжения и возврат к нормальному режиму после восстановления маслоснабжения;

обеспечение допустимой температуры баббита вкладышей;

обеспечение срока службы (ресурса вкладыша) не менее периода между текущими ремонтами;

предотвращение попадания масла в корпус генератора.

2.1. Отсутствие пропуска водорода через уплотнения выполняется путем соблюдения правильной технологии сборки и наладки уплотнений, основные принципы которой сводятся к следующему:

2.1.1. Разъемы корпусов и вкладышей правильно собраны, т.е. обеспечивается правильное соотношение размеров канавок на разъемах и резинового шнура, исключающие закусывание резины, имеется масляная канавка на разъемах вкладышей и т.д.

2.1.2. Биение и конусность упорного диска для торцевых уплотнений или цилиндрической поверхности вала для кольцевых уплотнений находятся в пределах допусков, указанных в чертежах.

2.1.3. Шабровка уклонов на баббитовой поверхности вкладыша торцевого уплотнения выполнена в соответствии с чертежом, отсутствуют перекосы вкладыша в корпусе, расходы масла в сторону воздуха не превышают заданных (это исключает возможность пропуска водорода через масляный слой между вкладышем и валом).

2.1.4. Заданный перепад давлений масло-водорода поддерживается автоматически во всех эксплуатационных режимах, что обеспечивается при правильной настройке и исправной работе применяемых дифференциальных регуляторов прямого действия.

2.1.5. Вкладыш торцевого уплотнения легко перемещается в корпусе, т.е. обеспечены минимальные силы трения на сопряженных поверхностях вкладыша и корпуса. Это условие выполняется при правильном выполнении канавки под резиновые уплотняющие кольца, когда исключены выдавливание и защемление резинового шнура. Центровка вкладыша на сухарях, позволяющая снизить неравномерность сжатия резинового шнура, высокое качество обработки скользящих поверхностей, достаточная жесткость корпусов уплотнений и прочность их крепления к наружным щитам генератора, достаточная твердость и прочность шпоночных узлов — все это необходимо для беспрепятственного аксиального перемещения вкладышей внутри корпусов.

Недопустима коррозия деталей уплотнений, возникающая при обводнении масла.

2.1.6. Обеспечивается герметичность мест соединения наружного щита генератора и корпуса уплотнения.

2.1.7. Исключены заедания клапана ЗГ, которые могут приводить к переполнению сливной системы маслом либо прорыву водорода в сливные маслопроводы турбоагрегата.

2.2. Обеспечение заданной чистоты водорода при заданном его расходе определяет экономичность эксплуатации газомасляной системы.

Понижение чистоты водорода в корпусе генератора происходит за счет выделения воздуха из масла, соприкасающегося с водородом. Чем больше расход масла в сторону водорода, тем больше требуется водорода для продувки генератора для поддержания необходимой чистоты водорода.

Опыт эксплуатации показывает, что экономичная эксплуатация с точки зрения чистоты и расхода водорода на продувки обеспечивается при расходах масла в сторону водорода около 2-5 л/мин. Как торцевые, так и кольцевые уплотнения вала в состоянии обеспечить указанные выше расходы масла в сторону водорода.

В схемах маслоснабжения кольцевых уплотнений вала турбогенераторов большой мощности с повышенными расходами масла в сторону водорода возникает необходимость ввода в работу установок вакуумной очистки масла для поддержания необходимой чистоты водорода, о чем отмечалось выше.

2.3. Сохранность деталей торцевых уплотнений вала и собственно вала при нарушениях маслоснабжения и возврат к нормальному режиму после восстановления маслоснабжения обеспечивается применением быстродействующего резервирования подачи масла в уплотнения за счет установки в системе маслоснабжения ДБ. Демпферные баки, снабженные устройствами сигнализации и защиты, позволяют сохранить уплотнения вала торцевого типа и газоплотность генераторов при аварийных нарушениях подачи масла, при безнасосном останове и обеспечивают возврат к нормальной работе уплотнений после восстановления подачи масла от маслонасосов.

Для кольцевых уплотнений нарушение маслоснабжения не представляет большой опасности. Однако при этом возможен выход водорода вдоль вала. Для предотвращения этого установка ДБ в системах маслоснабжения кольцевых уплотнений вала также целесообразна.

2.4. Температура вкладышей уплотнений вала является наиболее представительным параметром, характеризующим их состояние.

Допустимая температура вкладыша торцевого уплотнения ниже той, которая допустима для упорного подшипника турбины (95 °С). Это объясняется более тяжелыми условиями работы торцевого уплотнения по сравнению с упорными подшипниками, а также тем, что измерение температуры баббита торцевого уплотнения производится не в самой горячей зоне. Нагрев запирающего пояска вкладыша превышает нагрев зоны «сапожков», где контролируется температура, на 20-30 °С. Выплавление баббита сегментов упорных подшипников происходит при температуре колодок 130 °С, следовательно, температурный запас по предельной температуре составляет для подшипника 130-95=35 °С. Исходя из изложенного выше способа контроля нагрева баббита в уплотнениях, этот запас для торцевых уплотнений должен быть значительно больше (не менее чем на 15-20 °С), что и достигается нормированием допустимой температуры баббита 80 °С.

Кольцевые уплотнения вала не требуют больших запасов по температуре баббита с точки зрения их надежности. Износ баббита и приработка вкладышей при отсутствии перекосов ведут к увеличению расхода масла и снижению температуры. Поэтому предельная температура может быть принята равной 90 °С.

2.5. Ресурс вкладыша должен быть таким, чтобы обеспечивалась надежная работа уплотнений в период от одного планового ремонта до другого. Постепенное снижение работоспособности торцевых уплотнений вала в процессе эксплуатации связано с износом баббита вкладышей, деформацией и выдавливанием уплотняющих колец из резины, повреждениями шпоночного узла. Износ баббита объясняется в основном наличием механических включений в подаваемом на уплотнения масле и высокими удельными нагрузками на баббит при пуске и останове турбоагрегата, когда ухудшаются условия смазки и охлаждения вкладышей. Тщательная очистка масла, исключение возможности попадания в уплотнения продуктов коррозии металла, повышение перепада давлений масло-водород в режиме вращения от ВПУ позволяют уменьшить скорость износа баббита вкладышей. Выдавливание резинового шнура при его небольшом начальном сжатии (0,3-0,5 мм) можно предотвратить при центровке вкладыша в корпусе, обеспечивающей равномерность уплотняемого зазора по окружности, и при высокой точности обработки поверхностей вкладыша и корпуса.

Однако все эти мероприятия не позволяют точно нормировать ресурс уплотнений. Можно считать достаточным ресурс, равный одному году эксплуатации, и планировать текущие ремонты уплотнений вала торцевого типа с восстановлением работоспособности или заменой вкладышей не реже одного раза в год. Для уплотнений кольцевого типа ресурс может быть выше примерно вдвое.

2.6. Требование предотвращения попадания масла внутрь генератора обусловлено соображениями надежности изоляции обмоток и роторных бандажей. Для обеспечения этого требования в конструкции турбогенераторов с торцевыми и кольцевыми уплотнениями вала предусматривается установка на стороне водорода лабиринтных маслоуловителей, маслоотражательных колец и маслоотводящих устройств. Однако на многих генераторах наблюдается замасливание обмоток в процессе эксплуатации. Масло попадает в генератор как при переходных режимах (продувка, перевод генератора с водорода на воздух и обратно, пуски и остановы), так и при стационарных режимах. Причинами этого являются колебания давления масла и газа, заполнение сливной камеры маслом при низком давлении водорода, низкое качество маслоуловителей, высокий расход масла, проникновение в генератор водорода, содержащего распыленное горячее масло с последующей конденсацией этого масла на холодных деталях генератора.

Заслуживают внимания предложения ряда специализированных организаций по уменьшению попадания масла в генератор, такие как установка тормозных перегородок в маслоуловителях, выполнение непрерывной продувки сливных камер со стороны водорода в сочетании с автоматической подпиткой генератора и др.

 3. ОБЪЕМ УСТРОЙСТВ УПРАВЛЕНИЯ, ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ,

КОНТРОЛЯ, СИГНАЛИЗАЦИИ И ЗАЩИТЫ

3.1. Управление МНУ осуществляется дистанционно посредством ключей управления, устанавливаемых на местных щитах управления (панель сигнализаций водородного охлаждения) или на пультах БЩУ. Возможны схемы с использованием избирательных схем управления функциональными группами механизмов.

Выбор того или иного МНУ для целей автоматического включения резерва АВР производится двух- или трехпозиционными переключателями блокировок, которые размещаются рядом с индивидуальными ключами управления МНУ.

Сигнализация включенного или отключенного положения МНУ осуществляется коммутаторными лампами, встроенными в ключи управления или мнемосхему.

В непосредственной близости к МНУ предусматривается установка кнопочных постов аварийного отключения электродвигателей насосов.

3.2. Автоматическое включение резервного маслонасоса с электродвигателем переменного тока производится в следующих случаях:

при аварийном (ошибочном) отключении электродвигателя рабочего МНУ (на переменном токе).

Автоматическое включение аварийного МНУ с электродвигателем постоянного тока осуществляется:

при аварийном (ошибочном) отключении резервного МНУ (в схеме с инжектором и двумя насосами) или отключении электродвигателей рабочего и резервного МНУ.

3.3. Текущий контроль за состоянием уплотнений вала и параметрами системы их маслоснабжения осуществляется посредством показывающих или самопишущих приборов и указателей уровня, устанавливаемых на БЩУ, МЩУ и по месту.

Предусматривается установка (без привязки к конкретной конструкции уплотнений вала и схеме маслоснабжения) следующих средств измерения и контроля:

мановакуумметров для измерения давления масла во всасывающих патрубках каждого МНУ;

мановакуумметров для измерения разрежения в отсасывающих трубопроводах АВОМ;

манометров для измерения давления воды в водоструйном эжекторе создания вакуума в баке АВОМ;

манометров для измерения давления масла в напорном патрубке каждого МНУ (до обратного клапана);

манометров для контроля за маслом высокого и низкого давлений перед инжектором;

манометров для измерения давления масла до и после ФМ или дифференциального манометра для измерения перепада давлений на ФМ;

электроконтактных манометров для измерения давления масла в напорном маслопроводе после ФМ (до РПД), используемых для формирования импульса на АВР;

манометров для измерения давления уплотняющего масла после РПД (могут быть с сигнальным органом);

манометров для измерения давления масла до и после регуляторов компенсирующего масла;

манометров для измерения давления масла до (обычный) и после (с сигнальным органом) регуляторов прижимающего масла;

манометров для измерения давления уплотняющего, компенсирующего и прижимающего масла на входе в каждое уплотнение;

дифференциальных манометров со вторичными самопишущими сигнализирующими приборами для измерения перепада давлений уплотняющее (компенсирующее) масло-водород;

логометров, регистрирующих мостов (с сигнальными органами), а также установок централизованного контроля параметров типа А 701-03 (с функциями программируемой регистрации, индикации и сигнализации) для измерения температуры баббита вкладышей уплотнений вала, масла на выходе из МО и сливаемого из уплотнений на сторону воздуха;

реле верхнего и нижнего уровней (с сигнальными органами) для контроля за уровнем масла в ДБ, ЗГ, баке АВОМ и маслобаке системы;

реле уровня (с сигнальным органом) для контроля за наличием жидкости в дренажных трубопроводах генератора и в дренажном вакуумном бачке АВОМ.

3.4. В случаях нарушения режима работы маслосистемы и отклонения параметров от нормальных на щитах управления предусматривается следующий объем сигнализации.

На панелях оперативного контура БЩУ загораются сигнальные световые табло:

«Отклонение перепада давлений масло-водород»;

«Низкий уровень масла в ДБ»;

«Аварийный уровень масла в ДБ»;

«Наличие водорода в контрольных точках» (включая подшипники);

«Неисправность водородного охлаждения»;

«Вызов к установке теплоконтроля» и другие сигналы неполадок в газовой системе (см. п.13.5).

Сигнал «Неисправность водородного охлаждения» является групповым и включает в себя (для маслосистем с двухкамерными торцевыми уплотнениями и с кольцевыми уплотнениями без маслоочистки) сигналы:

«Уровень масла в ЗГ низкий»;

«Уровень масла в ЗГ высокий»;

«Давление уплотняющего масла низкое»;

«Жидкость в корпусе генератора»;

«Аварийное отключение эксгаустера»;

«Аварийное отключение МНУ»;

«АВР МНУ»;

«Давление прижимающего масла низкое (высокое)»;

«Нет постоянного тока в цепях питания аварийного МНУ» и другие сигналы, относящиеся к газовой системе (см. п.13.5).

На МЩУ устанавливаются указательные реле и сигнальные лампы, посредством которых осуществляется расшифровка группового сигнала «Неисправность водородного охлаждения».

В системах маслоснабжения кольцевых уплотнений вала с маслоочисткой предусматривается дополнительная сигнализация неисправностей, связанных с отклонением от нормы перепада давлений компенсирующее масло-водород, снижением (повышением) уровня масла в маслобаках системы и АВОМ и появлением масла в вакуумном дренажном бачке.

На мощных энергоблоках и турбоагрегатах, оснащаемых АСУ ТП, текущий контроль и технологическая сигнализация может осуществляться с использованием средств вычислительной техники. При этом предоставление информации оператору осуществляется в виде текстового сообщения на сигнальном видеомониторе, в форме видеокадров масляных схем с числовыми значениями параметров и т.п., сопровождаемых при отклонении от нормы звуковым сигналом, миганием или сменой цвета изменившегося параметра.

На информационные вычислительные системы возлагаются также функции регистрации во времени и документирования аварийных событий при действии технологических защит в маслосистеме уплотнений вала.

3.5. Системы маслоснабжения оснащаются следующими технологическими защитами:

защита от снижения уровня масла в ДБ. При снижении уровня масла в баке до второго предела с подтверждением его снижения до первого предела защита с выдержкой времени до 9 с действует на останов турбины со срывом вакуума, отключение генератора от сети и гашение поля;

защита от отключения всех трех электродвигателей МНУ. Выдержка времени защиты и характер действия аналогичны предыдущей.

 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЯЗАННОСТЕЙ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ СИСТЕМЫ

МАСЛОСНАБЖЕНИЯ МЕЖДУ ЦЕХАМИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ*

________________

* Распределение обязанностей между цехами по обслуживанию газовой системы приведено в разд.14.

4.1. На персонал электрического цеха (ЭЦ) возлагается:

осмотр электрооборудования системы маслоснабжения дежурным персоналом один раз в смену и мастером по ремонту согласно утвержденному графику, но не реже одного раза в неделю;

обслуживание и ремонт электрооборудования системы маслоснабжения;

участие в приемке из ремонта масляных уплотнений вала;

контроль за изоляцией уплотнений вала;

участие в опробовании АВР МНУ и технологических защит (совместно с персоналом котлотурбинного цеха (КТЦ) и цеха тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ);

участие в подготовке к пуску, пуске и останове системы совместно с КТЦ.

4.2. На персонал КТЦ возлагается:

надзор за работой, контроль и регулирование параметров системы;

ремонт оборудования, входящего в систему маслоснабжения (насосы, фильтры, ДБ, регуляторы давления, МО и т.п.);

контроль за температурой вкладышей уплотнений вала и масла на линии слива из них;

содержание в чистоте выступающих краев изоляции корпусов уплотнений со стороны выводов генератора (в доступных местах) и изоляции маслопроводов и наблюдение за тем, чтобы металлические предметы не замыкали их;

контроль за содержанием водорода в картерах подшипников (сливных камерах) по показаниям газоанализатора, действию сигнализации и устранение причин попадания водорода в подшипники;

содержание в исправности и готовности к действию стационарных и первичных средств тушения пожара на турбоагрегате;

выполнение операций по подготовке к пуску и останову маслосистемы.

4.3. На персонал ЦТАИ возлагается:

обслуживание и ремонт манометров, дифференциальных манометров, реле уровня и других первичных преобразователей и вторичных приборов и устройств технологического контроля (включая средства вычислительной техники), сигнализации, блокировок и технологических защит системы;

обслуживание и ремонт датчиков, цепей и приборов теплового контроля уплотнений вала.

4.4. На персонал химического цеха (ХЦ) возлагается:

определение содержания водорода в картерах подшипников (сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), масляном баке турбины, а также кислорода в ЗГ по контрольным химическим анализам газа;

контроль за качеством масла, подаваемого на уплотнения вала (проведение его химического анализа).

4.5. Метрологический надзор за состоянием средств измерения осуществляет метрологическая служба или подразделение, выполняющее функции метрологической службы.

 5. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ И ВВОД СИСТЕМЫ В РАБОТУ

5.1. К операциям по подготовке и включению маслосистемы уплотнений вала разрешается приступить после выполнения следующих работ:

закончен монтаж (ремонт) трубопроводов, арматуры, аппаратуры, приборов и оборудования маслосистемы с соблюдением заводских требований в части высот расположения оборудования, диаметров и уклонов трубопроводов, высот установки реле уровня и т.п.;

произведены осмотр, ревизия и наладка арматуры и оборудования, входящего в состав системы, выполнена поверка КИП;

произведены гидравлические испытания МО и напорных трубопроводов маслосистемы совместно с аппаратурой по нормам завода-изготовителя генератора;

проведена проверка газоплотности статора, ротора и газовой схемы генератора;

закончены предпусковые проверки и наладка электрооборудования МНУ и эксгаустеров с прокруткой их электродвигателей на холостом ходу, завершена наладка устройств технологической сигнализации, электроавтоматики и защиты маслосистемы, в соответствии с заводскими указаниями выставлены уставки технологической сигнализации и АВР МНУ, выполнены проверки работоспособности устройств сигнализации, возможные только в процессе монтажа (например, проверка сигнализации попадания жидкости в генератор);

проверена исправность датчиков, цепей и приборов теплового контроля уплотнений вала и охлаждающего масла;

произведена промывка по временной схеме (без уплотнений вала, ДБ, ЗГ, АВОМ, МО и регуляторов давления) трубопроводов системы турбинным маслом по заводской технологии с контролем перепада давлений на ФМ;

обеспечены требования техники безопасности и противопожарной безопасности, включено освещение машинного зала, местное освещение площадок обслуживания оборудования маслосистемы, подсветка масло-контрольных патрубков, задействованы телефонная и другие виды внутристанционной связи.

5.2. Старший по смене КТЦ, получив распоряжение от вышестоящего лица о подготовке к пуску турбоагрегата, должен выполнить или проконтролировать выполнение подчиненным персоналом и персоналом других цехов следующего:

5.2.1. Проверить, сданы и закрыты ли все наряды на работы, проводимые на маслосистеме, завершены ли работы, выполняемые по распоряжениям.

5.2.2. Проверить по записям в журнале ввода оборудования после монтажа (ремонта) о полном окончании монтажных и ремонтных работ, наличие записей о разрешении ввода оборудования в работу мастерами цехов, ответственными лицами от монтажной или наладочной организации.

5.2.3. Выполнить осмотр оборудования маслосистемы, обратив внимание на:

чистоту площадок обслуживания, отсутствие посторонних предметов;

наличие освещения над маслоконтрольными патрубками трубопроводов слива масла из уплотнений, чистоту смотровых окон и масломерных стекол;

отсутствие загрязнений и металлических предметов на изоляции корпусов и маслопроводов уплотнений вала со стороны возбудителя (выводов) генератора;

состояние сальников масляных насосов, надежность крепления кожухов соединительных муфт, исправность сочленения валов электродвигателей и насосов, подключенное состояние подводящих кабелей, наличие заземления корпусов электродвигателей МНУ и эксгаустеров, отсутствие попадания воды на приводные двигатели последних;

состояние фланцевых соединений маслопроводов и арматуры и аппаратов маслосистемы, отсутствие заглушек в тракте циркуляции масла, исправность арматуры, наличие четкой нумерации задвижек, вентилей, кранов, аппаратов и оборудования, соответствующей обозначениям на действующей технологической схеме маслосистемы.

5.3. Подготовительные и пусковые работы по вводу в работу маслосистемы осуществляются дежурным персоналом КТЦ. Необходимый объем подготовительных и пусковых операций определяется схемными особенностями систем маслоснабжения, учесть которые полностью в настоящей Типовой инструкции не представляется возможным. В силу этого в качестве типовой схемы при описании пуско-остановочных операций принята наиболее распространенная на электростанциях схема маслоснабжения, представленная на рис.7.

В процессе подготовки маслосистемы к пуску необходимо:

5.3.1. Проверить уровень масла в ГМБ и при необходимости подпитать его чистым маслом.

5.3.2. Убедиться в закрытом положении арматуры опорожнения маслосистемы, для чего проконтролировать закрытое состояние (закрыть) вентили:

М35 на линии слива масла из ЗГ помимо поплавкового регулятора уровня;

М36 на линии опорожнения трубопроводов слива масла из ЗГ;

М37 на линии опорожнения бака ЗГ;

М39 на линии опорожнения гидропетли сливного маслопровода со стороны возбудителя (контактных колец);

М41 на линии опорожнения ДБ и напорных трубопроводов уплотняющего масла;

М43 на линии опорожнения гидропетли перед ГМБ.

5.3.3. Заполнить маслом корпусы МНУ, для чего:

проверить закрытое положение (закрыть) задвижки М4, М5, М6 на линии напора МНУ и АМНУ;

открыть задвижки M1, M2 и МЗ на стороне всасывания МНУ и АМНУ;

открыть краны воздушников на корпусах масляных насосов, после появления масла воздушники закрыть.

5.3.4. Собрать схему подачи масла к РПД, для чего:

Проверить закрытое положение (закрыть) задвижки:

М8, М9 (М10, М11) на входе и выходе масла из резервного МО;

M12 на байпасе МО;

М13 (M15) на входе резервного ФМ;

M19 на байпасе магнитного фильтра.

Открыть задвижки (краны):

М20 перед РПД; М10, М11 (М8, М9) на входе и выходе масла из рабочего МО;

М7 на линии рециркуляции МНУ;

М15, М16 (М13, M14) на входе и выходе масла из рабочего ФМ;

М14 (М13) на выходе резервного ФМ;

M17, M18 на входе и выходе масла из магнитного фильтра;

воздушников на корпусах МО.

5.3.5. Проверить закрытое положение или закрыть задвижки на входе и выходе охлаждающей воды из МО. Убедиться, что обеспечена возможность подачи охлаждающей воды для регулирования температуры масла.

5.3.6. Собрать схему подачи масла на уплотнения вала, для чего:

Проверить закрытое положение (закрыть):

задвижку М23 после РПД;

задвижку М22 на байпасе РПД;

задвижку М27 на линии подачи масла помимо ДБ;

вентиль М30 на линии опорожнения байпасного трубопровода ДБ.

Открыть:

задвижку М25 на линии подачи масла в ДБ;

задвижку М26 на линии подачи масла из ДБ к уплотнениям;

вентиль М21 на импульсной линии масла к РПД;

вентиль М24 на импульсной линии водорода к РПД;

вентиль М31 на линии связи газовых объемов ЗГ и уплотнений вала;

вентили М28, М29 на обводном трубопроводе ДБ.

5.3.7. Подготовить схему слива масла из уплотнений, для чего открыть вентили:

М34 на линии слива масла из ЗГ через поплавковый регулятор уровня;

МЗЗ на трубе перелива масла из ДБ в ЗГ;

М32 на противосифонной трубе.

5.3.8. Проверить закрытое состояние (закрыть) продувочные вентили М38, М40, М42 и М44.

5.4. Включение маслосистемы в работу производится на неподвижном генераторе, заполненном воздухом при избыточном давлении 15-20 кПа.

5.4.1. Опробовать масляные насосы на холостом ходу, для чего:

перевести переключатели блокировок масляных насосов в положение «Отключено»;

включить электродвигатель АМНУ, по загоранию сигнальной лампы и по месту убедиться, что МНУ приведен во вращение;

прослушать электродвигатель и насос, убедиться в их нормальной работе и правильности вращения. По манометру на линии напора АМНУ проверить, что насос при работе на закрытую задвижку развивает давление большее, чем табличное значение. В случае отсутствия давления остановить насос кнопкой аварийного отключения и устранить неисправность. Продолжение пусковых операций при неисправности одного из насосов запрещается. Не допускать длительной (более 2-3 мин) работы насоса на закрытую задвижку;

аналогично пустить и поочередно опробовать резервный и рабочий МНУ. По истечении 2-3 мин работы каждого насоса на закрытую задвижку электродвигатель должен быть отключен.

5.4.2. Заполнить систему маслом в следующей последовательности:

открыть задвижки М6 на линии напора АМНУ и М5 (М4) на линии напора резервного МНУ;

включить электродвигатель рабочего МНУ и плавно открыть задвижку М4 (М5) на линии его напора. Убедиться в плотности клапанов на линии напора АМНУ и резервного МНУ по отсутствию обратного вращения роторов насосов;

закрыть кран воздушника рабочего МО после появления из него масла;

подать масло на уплотнения вала, для чего плавно открыть задвижку М23 после РПД и произвести заполнение системы маслом при пониженном давлении масла перед РПД;

контролировать в процессе заполнения системы маслом по масломерному стеклу уровень масла в ЗГ. При малом избыточном давлении воздуха в корпусе генератора не происходит вытеснения масла из ЗГ в сливной коллектор, что может привести к переполнению ЗГ и попаданию масла в корпус генератора. При повышении уровня масла выше верхней точки масломерного стекла закрыть вентиль М34, открыть вентили М35 и М36 и слить излишки масла в бак грязного масла, после чего вентили привести в рабочее состояние.

5.5. Проконтролировать уровень масла в ДБ при первоначально выставленном значении перепада давлений масло-водород. Уровень масла в ДБ должен находиться выше отметки установки смотрового окна, но не быть слишком высоким из-за опасности сифонного перелива масла из бака в ЗГ. Кроме того, следует считаться и с тем, что при высоком уровне масло в трубе над баком не прогревается, оно становится более вязким, что дополнительно снижает давление масла, поступающего на уплотнение при резервировании. Считается нормальным, если уровень масла в трубе над баком на 1,5-2,5 м выше верхней образующей бака, что обеспечивается при последовательной и последовательно-параллельной схемах подключения ДБ при условии, что выдержаны заданные диаметры трубопроводов и вентилей, высота установки бака при нормальном расходе масла. При необходимости провести поднастройку регуляторов уплотняющего масла. На остановленном генераторе значение перепада выбирается завышенным на 0,01 МПа, поскольку при номинальной частоте вращения ротора генератора оно понижается из-за появления реакции струи. Значение перепада давлений настраивается подбором массы грузов, размещаемых на золотнике регулятора. Кроме того, необходимо отрегулировать правильное положение ограничительных болтов (на всех регуляторах) для предотвращения полного перекрытия дросселирующих окон буксы. Положение болтов выбирается на остановленном генераторе при нулевом давлении газа и максимально возможном в эксплуатации давлении масла в общем коллекторе. При этом регулятор должен обеспечивать заданное давление после себя с погрешностью 10-15 кПа. Окончательная настройка регуляторов производится на вращающемся генераторе.

5.6. Плавно закрыть задвижку М7 на линии рециркуляции МНУ. После полного закрытия задвижки должно установиться давление масла перед РПД, близкое к рабочему значению (0,8-1,0 МПа).

5.7. Выполнить осмотр маслосистемы, поставленной под давление. При отсутствии замечаний сообщить руководству ЭЦ о готовности маслосистемы к работам по опрессовке генератора воздухом совместно с газомасляной системой. Эти работы выполняются дежурным и ремонтным персоналом ЭЦ согласно указаниям п.15.1.

5.8. По достижении испытательного давления воздуха осмотреть маслосистему, проконтролировать отсутствие течей масла и утечек водорода, убедиться, что РПД устойчиво поддерживает заданное значение перепада давлений, а регулятор уровня ЗГ обеспечивает поддержание нормального уровня масла, проконтролировать расход масла в сторону водорода (см. п.6.3).

5.9. По окончании работ по опрессовке и проверке газоплотности полностью собранного генератора выполнить предпусковую проверку устройств сигнализации, АВР МНУ и технологических защит маслосистемы.

5.9.1. Проверка устройств сигнализации маслосистемы выполняется ЦТАИ с привлечением в необходимых случаях дежурного персонала КТЦ и ЭЦ при изменении параметра или имитации его изменения до сигнальной уставки с контролем воздействия на указательное реле, световое табло и т.д.

5.9.2. Проверка АВР МНУ проводится оперативным персоналом КТЦ совместно с ЭЦ и КТЦ по специальным инструкциям и программам опробования АВР механизмов СН, утвержденным главным инженером электростанции.

В процессе опробования резервный и аварийный МНУ следует включать при действии каждого пускового органа АВР в отдельности (при снижении давления масла и при отключении электродвигателя).

Каждый из МНУ следует опробовать как в режиме работы, так и при нахождении в резерве.

При выявлении неисправности АВР МНУ дальнейшие пусковые работы должны быть приостановлены до устранения дефекта.

5.9.3. Проверка исполнительных операций технологических защит по снижению уровня в ДБ и по отключению всех электродвигателей МНУ должна осуществляться дежурным персоналом КТЦ совместно с ЦТАИ и ЭЦ по специальным инструкциям и программам, утвержденным главным инженером электростанции. Эти работы должны проводиться перед пуском оборудования после простоя более 3 сут или если во время останова на срок менее 3 сут производились ремонтные работы в цепях защит.

Опробование защит с воздействием на оборудование производится после окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работе защит.

Периодичность технического обслуживания и методы опробования защит должны соответствовать «Нормам технического обслуживания технологических защит теплоэнергетического оборудования на тепловых электростанциях» (М.: СПО ОРГРЭС, 1977), «Нормативному материалу по эксплуатации технологических защит теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций на базе аппаратуры УКТЗ: РД 34.35.622-93» (М.: СПО ОРГРЭС, 1994) и «Нормам технического обслуживания технологических защит, выполненных на аппаратуре УКТС: РД 34.35.623-90» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990).

При неисправности хотя бы одной из защит пуск турбины запрещается.

5.10. Оставить в постоянной работе один из МНУ с приводом переменного тока. Переключатели блокировок поставить в положение «Резерв».

5.11. Сообщить начальнику смены ЭЦ о готовности маслосистемы к переводу генератора на водород.

Операции перевода генератора с воздуха на инертный газ, а затем на водород осуществляются дежурным персоналом ЭЦ согласно указаниям разд.15.

5.12. Перед подачей водорода в генератор включить в работу эксгаустеры сливного маслопровода генератора и ГМБ.

5.13. В процессе перевода генератора на водород, осуществляемого при пониженном избыточном давлении газа (около 0,02 МПа) в корпусе генератора, контролировать и поддерживать вручную (по масломерному стеклу) уровень масла в ЗГ (см. п.5.4.2).

Примечание. Операции по замене воздуха инертным газом и последнего водородом допускается выполнять и при работе на ВПУ, когда начинаются работы по прогреву турбины паром. Во избежание нежелательных явлений, связанных с опасностью повреждения баббита вкладышей некоторых конструкций уплотнений вала в режиме полусухого трения (см. выше) и проникновения водорода в картер подшипника, необходимо:

на турбогенераторах серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт с торцевыми уплотнениями вала при работе на ВПУ увеличить перепад давления масло-газ до 0,2 МПа. Для исключения сифонного перелива масла ДБ должен быть выведен из работы. Снижение перепада до номинального значения и включение бака в работу должно быть произведено после толчка турбины;

на турбогенераторах с двухкамерными уплотнениями вала торцевого типа до подачи водорода в генератор должен быть включен в работу регулятор прижимающего масла.

5.14. После толчка турбины подать охлаждающую воду в МО, поддерживать температуру масла на выходе из МО на уровне 40 °С.

В процессе увеличения частоты вращения до номинальной и подъема давления водорода осуществлять постоянный контроль за постоянством перепада давлений масло-водород, расходом масла в сторону водорода, температурой вкладышей уплотнений вала и масла на линии слива из них, отсутствием попадания водорода в картеры подшипников (сливные камеры уплотнений с воздушной стороны) и сифонного перелива масла из ДБ в ЗГ.

5.15. При нарушении режима работы и отклонении параметров от нормальных значений действовать согласно указаниям разд.7.

5.16. При необходимости произвести окончательную поднастройку РПД на оптимальное значение перепада давлений. Для этого регулятор должен быть выведен из работы с переходом на кратковременное ручное поддержание перепада байпасным вентилем (см. п.7.2).

Примечание. В схемах маслоснабжения, отличных от рассматриваемой, при необходимости производится корректировка перепада давлений компенсирующее масло-водород и давления прижимающего масла.

5.17. По окончании регулировочных работ, при отсутствии сигналов неисправности и стабилизации режима работы уплотнений вала и маслосистемы после набора полной или частичной нагрузки произвести опломбирование в рабочем положении запорной и регулирующей арматуры, ошибочное переключение которой может привести к останову турбоагрегата, повреждению уплотнений вала или нарушению газоплотности.

 6. ОБСЛУЖИВАНИЕ МАСЛОСИСТЕМЫ В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

При работе генератора в сети функции надзора за работой маслосистемы, контроля и регулирования параметров, технического обслуживания оборудования и аппаратуры возлагаются на дежурный персонал КТЦ.

Дежурный персонал обязан:

6.1. Производить периодические обходы и осмотры оборудования системы (перед приемкой смены и не реже одного раза в течение смены), отмечать в журнале дефектов все выявленные неисправности и отказы в работе оборудования и делать записи в оперативном журнале о всех производимых в маслосистеме переключениях.

6.2. Контролировать по щитовым и местным приборам (а при наличии информационно-вычислительных систем — по видеомонитору) основные параметры уплотнений вала и маслосистемы и записывать их в суточную ведомость установленной формы (кроме показаний, фиксируемых самопишущими приборами и средствами вычислительной техники).

Объем контролируемых параметров и периодичность их записи в суточной ведомости должны соответствовать указаниям заводской инструкции по эксплуатации генератора, а при отсутствии в ней таких сведений — данным табл.1.

Таблица 1

Измеряемый параметр	Периодичность записи*
Температура вкладышей уплотнений	Непрерывно / один раз в 2 ч
Температура масла после МО (на входе в уплотнения вала)	Непрерывно / один раз в 4 ч
Температура масла на линии слива из уплотнений	Непрерывно / один раз в 2 ч
Перепад давлений уплотняющее (компенсирующее) масло-водород	Непрерывно / один раз в 2 ч
Давление уплотняющего масла на уплотнениях (с каждой стороны)	Один раз в 4 ч
Давление компенсирующего масла на уплотнениях (с каждой стороны)	Один раз в 4 ч
Давление прижимающего масла на уплотнениях (после регулятора)	Один раз в 4 ч
Давление масла перед регуляторами давления масла	Один раз в 4 ч
Давление масла до и после ФМ	Один раз в 4 ч
Содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах с воздушной стороны)	Непрерывно / не реже одного раза в сутки (по данным ХЦ)
Содержание водорода в маслобаке	Не реже одного раза в сутки (по данным ХЦ)
Контроль изоляции уплотнения вала и подшипников**	Один раз в месяц
_________________ * В числителе указана периодичность при наличии приборов и устройств непрерывной регистрации, в знаменателе — периодичность при их отсутствии или неисправности. ** Выполняется ЭЦ и фиксируется в журнале контроля изоляции.

Объем и периодичность записи параметров газовой системы приводятся в разд.16 (табл.8).

6.3. Обеспечивать при работе маслосистемы:

поддержание заданных заводской инструкцией и уточненного при наладке перепада давлений уплотняющего (компенсирующего) масла и водорода, а также давления прижимающего масла;

непревышение допустимых температур вкладышей уплотнений (80 °С для торцевых и 90 °С для кольцевых), масла на линии слива уплотнений (65 °С) и масла на входе (35-45 °С);

минимальную концентрацию водорода в картерах подшипников или сливных камерах (менее 1%) и отсутствие его в маслобаке;

минимальный расход масла, сливаемого в сторону водорода (не более указанного в заводской инструкции). Проверка расхода масла осуществляется либо посредством маслоконтрольных патрубков, установленных на сливных маслопроводах, либо путем измерения объема масла (по изменению уровня при известном сечении бака), поступившего в ЗГ за определенное время при закрытом выходном вентиле;

нормальные уровни масла в ДБ, ЗГ, баке АВОМ, маслобаке;

заданный заводской инструкцией перепад давления на ФМ;

своевременную дегазацию масла в АВОМ (при недопустимом снижении чистоты водорода);

постоянную вентиляцию сливных маслопроводов и маслобака при работе на водороде;

отсутствие попадания масла в корпус генератора;

периодическое дренирование воды из ЗГ.

6.4. При возникновении аварийных ситуаций и ненормальностей в работе маслосистемы и уплотнений вала действовать в соответствии с рекомендациями разд.7.

6.5. Следить за тем, чтобы были включены в работу в полном объеме технологические защиты маслосистемы, устройства электроавтоматики, сигнализации и КИП.

6.6. Осуществлять периодическую проверку защит от снижения уровня масла в ДБ и от отключения электродвигателей всех трех МНУ согласно утвержденному графику. Вывод из работы исправных технологических защит запрещается. Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит не допускается.

6.7. Содержать в исправности и постоянной готовности к пуску (с открытыми задвижками на линии напора и стороне всасывания) резервный и аварийный МНУ.

Проверка включения и плановый переход с работающего МНУ на резервный должны производиться по графику, но не реже одного раза в месяц.

По графику, но не реже одного раза в 2 мес, должно производиться опробование АВР МНУ.

Допускается кратковременная (с разрешения руководства электростанции) работа маслосистемы с выведенным в ремонт маслонасосным агрегатом переменного тока.

Работа без двух источников маслоснабжения, один из которых ДБ, не разрешается.

При осмотре работающего насосного агрегата контролировать значения давлений на линии напора и стороне всасывания, нагрев подшипников агрегата и корпуса электродвигателя (на ощупь), отсутствие повышенной вибрации, задеваний и шумов внутри насоса и двигателя, работу сальников, пополнять и заменять смазку в подшипниках в сроки, рекомендуемые заводской инструкцией по насосным агрегатам. Сообщать дежурному персоналу ЭЦ о замеченных недостатках в работе электрооборудования маслосистемы.

6.8. Обеспечивать на действующем оборудовании постоянное нахождение в работе ДБ и автоматических регуляторов давления масла.

Вывод этих элементов из работы допускается на период устранения неисправностей бака, регуляторов и их арматуры. Кратковременная работа (несколько часов) без ДБ допускается при условии одновременной работы рабочего и резервного МНУ. При отключении регулятора поддержание заданного перепада давлений масло-водород (давления масла) осуществлять байпасным вентилем. Переход с автоматического регулирования на ручное и обратно производить в соответствии с указаниями п.7.2.

6.9. Поддерживать качество турбинного масла в соответствии с требованиями ПТЭ, своевременно предотвращать утечки масла из системы, обеспечивать пожаробезопасные условия эксплуатации маслосистемы.

 7. ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ.

НЕИСПРАВНОСТИ В РАБОТЕ МАСЛОСИСТЕМЫ

7.1. Генератор должен быть немедленно отключен от сети дежурным персоналом путем воздействия на кнопку аварийного останова турбоагрегата в случаях:

появления искр и дыма из уплотнений вала (подшипников);

воспламенения масла на уплотнениях вала (подшипниках) и невозможности быстрой ликвидации загорания имеющимися средствами;

недопустимого перегрева вкладышей уплотнений вала и масла на линии слива из уплотнений выше норм (см. п.6.3);

недопустимой (свыше 2%) концентрации водорода в картерах подшипников (сливных камерах уплотнений вала со стороны воздуха);

отказа действия технологических защит генератора по фактам снижения уровня масла в ДБ и отключения всех трех электродвигателей МНУ.

Для ускорения времени выбега турбоагрегата должен быть автоматически или вручную сорван вакуум. При необходимости (при недостаточности объема ДБ) должно быть начато аварийное вытеснение водорода из корпуса генератора (см. разд.17).

В случаях загорания масла и опасности возникновения пожара действовать согласно указаниям разд.9.

Во всех остальных случаях нарушения режима работы уплотнений вала и системы их маслоснабжения персонал должен действовать в соответствии с приведенным ниже.

7.2. При появлении сигнала «Отклонение перепада давлений масло-водород» необходимо по регистрирующему прибору уточнить, в какую сторону изменился перепад.

При уменьшении перепада давлений ниже сигнальной уставки (может появиться сигнал «Уровень масла в ДБ низок») необходимо:

проверить давление масла перед РПД. Если оно снизилось до уставки срабатывания АВР МНУ, а АВР не произошло или включившийся насос не развивает нужного давления, включить резервный (аварийный МНУ) и проконтролировать восстановление давления перед РПД;

выяснить и устранить причину снижения давления перед РПД, для чего проверить положение задвижек по тракту маслоподачи от насоса до РПД, проконтролировать отсутствие течей масла, перепад на ФМ, при необходимости перейти на резервный фильтр;

в случае, если давление масла перед РПД нормальное, то причиной снижения перепада давлений масло-водород может быть неисправность РПД. Регулятор следует вывести из работы после перехода на ручное регулирование перепада байпасным вентилем, предварительно убедившись, что вентили на входе и выходе масла из регулятора и на импульсных линиях к нему полностью открыты и что легкое постукивание по корпусу регулятора эффекта не дает (золотник заклинило и он не перемещается, не вращается).

Переход с автоматического регулирования перепада на ручное осуществлять в следующей последовательности:

медленно прикрывать вентиль до или после регулятора до тех пор, пока будет сохраняться исходное значение давления после регулятора;

после этого медленно открывать байпасный вентиль и одновременно прикрывать вентиль до или после регулятора. При этом контролировать давление масла по манометру за регулятором, которое не должно колебаться более чем на 0,015 МПа;

после полного закрытия вентиля до или после регулятора подрегулировать давление масла байпасным вентилем до заданного значения перепада и закрыть до конца вентиль после или до регулятора;

закрыть вентили на импульсных трубках по водороду и маслу (в регуляторах типа 2ДРД-10 дополнительно закрыть вентиль на трубке перелива масла из регулятора в сливной трубопровод).

При работе с ручным регулированием перепада должен быть организован непрерывный контроль за значением перепада давлений масло-водород. При этом запрещается производство каких-либо переключений в маслосистеме и газовой схеме (включение и отключение МНУ, изменение давления водорода и т.п.).

Включение регулятора в работу по окончании ремонта выполнять в следующем порядке:

открыть полностью вентили на импульсных трубках по маслу и водороду, а в регуляторе типа 2ДРД-10 и вентиль на линии перелива масла из регулятора в сливной маслопровод;

полностью открыть один из вентилей (до или после) регулятора;

постепенно открывать другой вентиль (после или до) регулятора и одновременно прикрывать вентиль на байпасе до полного закрытия;

проконтролировать поддержание заданного перепада давлений при полностью открытых вентилях регулятора;

после перехода на автоматическое регулирование перепада опломбировать байпасный вентиль в закрытом состоянии, а вентили регулятора — в открытом рабочем состоянии.

При увеличении перепада давлений (может появиться сигнал «Уровень масла в ДБ высок») необходимо:

проверить давление масла перед РПД. Если оно возросло, то это может быть следствием одновременной работы двух МНУ или ошибочного открытия байпасных задвижек на ФМ и МО;

оставить в работе один из МНУ, закрыть задвижки на байпасе ФМ и МО, проконтролировать отсутствие сифонного перелива масла из ДБ и восстановление рабочего давления масла перед РПД;

при неизменном значении давления масла перед РПД наиболее вероятной причиной повышения перепада давлений может быть неисправность РПД. Осмотреть регулятор и убедиться, что его вентили полностью открыты, постучать по регулятору;

при нарушении работоспособности регулятора перейти на кратковременное регулирование перепада байпасным вентилем, как описано выше, и выполнить ревизию отключенного РПД.

Наиболее типичными неисправностями, требующими вывода регуляторов в ремонт, являются заедание их золотников вследствие дефектов изготовления (монтажа) и наличия в масле механических частиц, а также возможное в процессе эксплуатации засорение импульсных трубок по водороду и маслу, наличие больших протечек масла между золотником и буксой.

В табл.2 приведен перечень эксплуатационных признаков, которые характеризуют ту или иную неисправность регулятора. Сопоставление этих признаков может облегчить выявление дефекта и помочь дежурному персоналу принять правильное решение.

Таблица 2

Признак неисправности регулятора	Заедание золотника регулятора	Перекрытие импульсной трубки по маслу или засорение шайбы на этой трубке	Перекрытие импульсной трубки по водороду или утечки водорода из регулятора	Неавтоном- ностъ камер масла на входе регулятора, большие утечки между золотником и буксой
Прекращение вращения золотника регулятора (тип ДРДМ-12, ДРДМ-12М, ДРДМ-30, 2ДРД-10 и др.)	+	—	—	—
Понижение перепада давлений масло-водород, понижение уровня масла в ДБ и появление сигнала «Уровень масла в ДБ низок» при нормальном давлении масла на входе в регулятор в процессе пуска генератора	+	+	+	+
Повышение перепада давлений масло-водород до перелива масла из бака или до появления сигнала «Уровень масла в ДБ высокий» при нормальном давлении масла на входе в регулятор в процессе останова генератора	+	+	—	+
Повышение перепада давлений масло-водород при нормальном давлении масла на входе в регулятор в стационарном режиме при номинальной частоте вращения	—	+	—	—
Понижение перепада давлений масло-водород при нормальном давлении масла на входе в регулятор в стационарном режиме при номинальной частоте вращения	—	—	+	—
Повышение (устойчивое) перепада давлений масло-водород при одновременном включении двух источников	+	+	—	+
Понижение или повышение перепада давлений масло-водород при соответствующем искусственном плавном изменении в допустимых пределах давления масла на входе в регулятор	+	+	—	+
Заполнение маслом верхней камеры регулятора	—	—	+	+
Увеличение утечки водорода из генератора	—	—	+	—
Отсутствие изменения или незначительное изменение частоты вращения золотника при изменении давления масла на входе в регулятор	—	—	—	+
Увеличение или уменьшение перепада давлений масло-газ соответственно при понижении или повышении давления газа	+	—	+	—
Примечание. Знак»+» означает наличие признака или возможность его появления, знак «-» — отсутствие.

7.3. Причинами повышения температуры баббита вкладышей и масла на линии слива из уплотнений могут быть:

повышенная (более 45 °С) температура масла на входе в уплотнения вала обоих типов;

ошибочное прикрытие задвижек в тракте подачи масла на уплотнения;

в торцевых уплотнениях вала чрезмерное усилие прижатия вкладыша к валу, приводящее к уменьшению толщины масляной пленки и снижению расхода масла; нарушение подвижности вкладыша в процессе набора (снижения) нагрузки, приводящее к росту (понижению) температуры вкладыша со стороны турбины и понижению (росту) температуры вкладыша со стороны возбудителя (контактных колец); перекос вкладыша, характеризуемый большой разницей температур по установленным термосопротивлениям; износ баббита механическими частицами; неплотности резиновых колец, приводящие к перетокам части масла помимо рабочих поверхностей вкладыша и вала;

в кольцевых уплотнениях недостаточный расход охлаждающего масла, перекос вкладыша, неплотности резиновых колец.

При появлении предупредительного сигнала о повышении температуры баббита и масла на линии слива следует:

убедиться, что запорная арматура на линии от РПД до уплотнения вала находится в открытом рабочем положении, при необходимости обеспечить нормальную подачу масла на уплотнения;

отрегулировать увеличением расхода охлаждающей воды через МО или подключением резервного МО температуру входящего в уплотнения масла до нормальной (40 °С);

проконтролировать работу регулятора прижимающего масла в двухкамерных торцевых уплотнениях. Если давление прижимающего масла завышено, отключить регулятор с переходом на регулирование байпасным вентилем, уменьшив давление прижимающего масла до восстановления нормальной температуры вкладышей. После ревизии регулятора включить его в работу с уменьшенным значением давления на его выходе;

проконтролировать в кольцевых уплотнениях вала перепад давлений и слив масла на сторону водорода и воздуха. При уменьшенных сливах увеличить перепад давлений уплотняющее масло-водород, подкорректировать при необходимости давление компенсирующего масла (поднастройку регуляторов осуществлять после перехода на ручное регулирование).

Если принятыми мерами устранить повышенные нагревы не удается, то при достижении температуры баббита 80 и 90 °С соответственно для торцевых и кольцевых уплотнений и сливающегося масла 65 °С генератор должен быть немедленно отключен от сети и выведен в ремонт для ревизии уплотнений вала.

7.4. Причинами попадания водорода в воздушную область слива масла из уплотнений торцевого типа могут быть:

недостаточное усилие прижатия вкладыша к валу из-за неправильного (уменьшенного) натяга пружин или пониженного давления прижимающего масла вследствие неправильной настройки регулятора, заедания золотника регулятора, особо опасное в режиме подачи плохо прогретого прижимающего масла от ДБ, и пр.;

выполнение клиновых площадок с большой глубиной скоса, что приводит к увеличению отжимающего усилия, возрастанию толщины масляной пленки и увеличению расхода масла в сторону воздуха и эжекции водорода;

возможные перекосы вкладышей и неплотности разъемов корпусов и вкладышей уплотнений. При таких дефектах сборки уплотнений содержание водорода в подшипниках увеличивается с ростом давления водорода;

низкая подвижность вкладышей (их запаздывание с увеличением толщины масляной пленки при уменьшении нагрузки турбоагрегата);

повышенный износ баббитовой поверхности.

В кольцевых уплотнениях причинами повышенной концентрации водорода в подшипниках (сливных камерах) являются неплотности разъемов вкладышей и корпусов, чрезмерные зазоры межу вкладышем и валом, перекосы вкладышей и неплотности резиновых колец.

В случае обнаружения повышенного содержания водорода в подшипниках (свыше 1%) необходимо по возможности быстро:

подать в картеры подшипников (сливные камеры) инертный газ;

в торцевых уплотнениях вала увеличить давление прижимающего масла за счет поднастройки регулятора прижимающего масла или понизить давление уплотняющего масла (в допустимых пределах по условиям нагрева вкладышей);

в кольцевых уплотнениях увеличить перепад давлений компенсирующее масло-водород.

Если при этом концентрация водорода не снижается до нормы, при первой возможности остановить генератор для ревизии уплотнений вала.

При концентрации водорода 2% и более генератор должен быть немедленно отключен от сети.

7.5. При появлении сигналов «Высокий (Низкий) уровень масла в ЗГ» следует:

проверить положение вентилей ЗГ, убедиться, что они находятся в нормальном рабочем положении (при необходимости привести их в нормальное положение);

убедиться в отсутствии попадания масла в генератор и водорода в маслобак, проверить включенное состояние эксгаустеров сливных маслопроводов и маслобака;

при возможном заклинивании регулятора уровня постукиванием по баку ЗГ попытаться восстановить его работоспособность.

При неисправности поплавкового регулятора уровня необходимо:

в схемах маслоснабжения с одним гидрозатвором типа ЗГ-500 закрыть вентиль на линии слива масла через дефектный регулятор и приоткрыть вентиль на линии слива масла из ЗГ помимо регулятора, отрегулировав уровень масла в ЗГ на отметке середины масломерного стекла. При первой возможности остановить генератор для ревизии ЗГ;

в схемах маслоснабжения уплотнений вала с двумя гидрозатворами перейти на резервный ЗГ, а неисправный вывести в ремонт;

7.6. В случае попадания жидкости в корпус генератора ее вид и количество устанавливает дежурный персонал ЭЦ при появлении сигнала «Жидкость в корпусе генератора» (см. табл.10).

Причинами попадания масла в дренажные трубопроводы генератора могут быть:

переполнение ЗГ из-за заедания клапана поплавкового регулятора;

неправильный монтаж сливных маслопроводов, недостаточный объем сливной камеры между уплотнением и маслоуловителем;

неправильная установка маслоуловителя (нарушена центровка, увеличены зазоры между «ножами» маслоуловителя и валом, смещены камеры маслоуловителя относительно маслосбрасывающих канавок на валу);

в ряде случаев (особенно на кольцевых уплотнениях) увеличенный слив масла на сторону водорода из-за возросших зазоров между вкладышем и валом, неплотностей разъемов корпуса и вкладыша, а также резиновых уплотняющих колец;

недостаточный прижим вкладыша к валу и пр.

Для устранения попадания масла в генератор необходимо:

при переполнении ЗГ действовать в соответствии с п.7.5;

принять меры к уменьшению расхода масла на сторону водорода путем повышения в допустимых пределах давления прижимающего масла (в двухкамерных торцевых уплотнениях), уменьшения перепада давлений масло-водород с корректировкой перепада давлений компенсирующее масло-водород (в кольцевых уплотнениях).

Если принятые меры эффекта не дают, то организовать регулярный слив масла из дренажей генератора в последовательности, изложенной в примечании к табл.10, и при первой возможности вывести генератор в ремонт для ревизии уплотнений и маслоуловителей.

7.7. Масляный насос уплотнений должен быть немедленно отключен аварийной кнопкой при:

несчастных случаях с людьми;

появлении дыма или огня из электродвигателя насоса;

поломке насоса.

Работающий МНУ должен быть отключен после пуска резервного МНУ при:

появлении запаха горелой изоляции;

резком увеличении вибрации подшипников агрегата;

недопустимом нагреве корпуса и подшипников агрегата;

возникновении угрозы повреждения электродвигателя насоса из-за попадания на него большого количества воды, сильного запаривания и т.п.

При автоматическом отключении МНУ следует немедленно проверить успешное включение резервного насоса действием АВР.

При сигнале «АВР МНУ» проверить, по какому факту произошло АВР.

Если АВР произошло по факту отключения электродвигателя переменного тока, сообщить об этом дежурному персоналу ЭЦ, который должен выяснить причину его отключения. При исправности отключившегося двигателя вывести последний в резерв (переключателем блокировки), а при неисправности — в ремонт (переключатель блокировки МНУ переменного тока переводится в положение «Отключено»).

Если АВР произошло по факту падения давления масла, то необходимо выяснить причину падения давления масла (повреждение насоса, загрязнение фильтров, АВР секций 0,4 кВ и т.д.). После устранения неисправности в маслосистеме один из насосов (при работоспособности обоих) отключить, другой оставить в резерве.

7.8. В табл.3 и 4 приведен систематизированный перечень наиболее типичных дефектов и признаков нарушения работоспособности торцевых и кольцевых уплотнений вала. Хотя этот перечень и не является исчерпывающим для существующего многообразия уплотнений вала и схемных решений, он может быть полезен для диагностирования текущего состояния и принятия обоснованного решения о необходимости ревизии уплотнений или ремонта.

Таблица 3

	Дефекты торцевых уплотнений вала
Признаки дефектов (внешние проявления)	Усилие прижатия вкладышей к валу	Низкая подвиж- ность вклады- шей	Перекос вклады- шей	Износ баббита вкла- дышей	Неплот- ности разъе- мов корпусов и вкла- дышей	Разделка баббита со слишком боль- шими скосами или выхо- дами для масла	Неплот- ности рези- новых колец
	недос- таточ- ное	чрез- мер- ное
Эксплуатационные
Повышение максимальной температуры баббита вкладышей свыше 75 °С и продолжающийся ее рост в нормальных (стабильных) нагрузочных режимах при нормальной (40-42 °С) температуре масла на входе в уплотнения вала	—	+	—	+	+	—	—	+
Пониженная максимальная (менее 60 °С) по сравнению с прошлым опытом эксплуатации температура баббита вкладышей при нормальной температуре масла на входе в уплотнения	+	—	—	—	—	—	+	—
Изменения температуры баббита вкладышей при изменениях режима работы генератора: при повышении нагрузки генератора — рост температуры в уплотнении со стороны турбины и снижение со стороны возбудителя (контактных колец); при снижении нагрузки — наоборот	—	—	+	+	+	—	—	—
Существенные различия температуры баббита в различных точках вкладыша (на 4-5 °С)	—	—	+	+	—	—	—	—
Выплавление баббита вкладыша только с одной стороны при изменениях нагрузки, пусках и остановах генератора в условиях нормальной подачи масла	—	+	+	+	+	—	—	—
Сохранность баббита одного из вкладышей при выплавлении другого в случае нарушения подачи масла	—	—	+	—	—	—	—	—
Увеличенный слив масла в сторону водорода постоянно	+	—	—	—	—	+	—	+
Весьма малый слив масла в сторону водорода постоянно (менее 1 л/мин)	—	+	—	—	—	—	+	—
Изменения (видимые) слива масла в сторону водорода при изменениях режима нагрузки генератора	—	—	+	—	+	—	—	—
Увеличенный расход масла через уплотнения	+	—	+	+	—	—	+	+
Значительно сниженный расход масла через уплотнения (по сравнению с первоначальным)	—	+	—	—	+	—	—	—
Увеличение содержания водорода в картерах подшипников при развороте генератора и непрерывное попадание туда при номинальной частоте вращения независимо от давления водорода	+	—	—	—	—	—	+	—
Увеличение содержания водорода в картерах подшипников при повышении давления водорода в генераторе независимо от частоты вращения	—	—	—	+	—	+	—	+
Увеличение содержания водорода в картерах подшипников при понижении давления водорода	+	—	—	—	—	—	—	+
Случайное попадание водорода в картеры подшипников при изменении режима нагрузки генератора	—	—	+	+	+	—	—	—
После разборки уплотнений вала
Неравномерные натиры на баббите	—	—	—	+	—	—	—	—
Равномерное истирание «сапожков»	—	—	—	—	+	—	—	—
Значительная деформация резиновых колец	—	—	+	+	—	—	—	—
Неравномерная по окружности деформация резиновые колец	—	—	+	+	—	—	—	+
Повреждения поверхности шпоночного узла	—	—	+	+	—	—	—	+
Следы повышенного нагрева баббита	—	+	—	—	+	—	—	—
Примечание. Знак «+» означает наличие признака или возможность его появления, знак «-» — отсутствие.

Таблица 4

	Дефекты кольцевого уплотнения вала
Признаки дефектов	Велик зазор между вкла- дышем и валом	Зазор мал, но есть перекос вкла- дыша	Неплотности разъемов вкладыша и корпуса	Неплотности резиновых колец	Недостаточен охлаждающий расход масла
Повышенная температура баббита вкладыша и масла, сливающегося в сторону водорода при нормальной температуре входящего масла	—	+	—	+	+
Пониженная температура баббита вкладыша и масла, сливающегося в сторону водорода	+	—	—	—	—
Повышенный расход масла в сторону водорода	+	+	+	+	—
Большая разница температур по диаметрально расположенным термодетекторам	—	+	—	—	—
Пропуск водорода через уплотнения. Содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах) возрастает при повышении давления водорода и не зависит от давления масла	—	—	+	—	—
Содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах) возрастает при повышении давления масла и не зависит от давления газа	+	+	—	+	—
Примечание. Знак «+» означает наличие признака или возможность его появления, знак «-» — отсутствие.

     8. ОТКЛЮЧЕНИЕ МАСЛОСИСТЕМЫ. ВЫВОД МАСЛОСИСТЕМЫ И

ЕЕ ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ В РЕМОНТ

8.1. Вывод маслосистемы из работы в плановый ремонт, для ревизии уплотнений вала, для осмотра генератора со вскрытием торцевых щитов и прочих целей должен производиться на остановленном турбоагрегате после перевода генератора на воздух (см. разд.18) и отключения ВПУ.

8.2. Кратковременный останов маслосистемы для производства мелких ремонтных работ (без слива масла) осуществляется в следующем порядке (см. рис.7):

переключатели блокировок МНУ поставить в положение «Отключено»;

вывести из действия на отключение технологические защиты по снижению уровня масла в ДБ и по отключению электродвигателей МНУ;

отключить работающий МНУ. При необходимости разобрать электрические схемы всех МНУ;

закрыть задвижки М1-М3 на стороне всасывания МНУ;

отключить эксгаустеры сливного маслопровода и ГМБ;

задвижки и вентили привести в положение, предшествующее пуску маслосистемы (см. пп.5.3.2-5.3.8). Перекрыть доступ масла на уплотнения из ДБ;

при необходимости снять напряжение с устройств защиты, сигнализации и КИП.

8.3. При останове маслосистемы на длительный период (вскрытие щитов генератора, ремонт уплотнений, вывод генератора в капитальный ремонт и пр.) маслосистема должна быть освобождена от масла.

Слив масла из системы (см. рис.7) осуществлять в следующем порядке:

открытием задвижек М25-М27 удалить масло из ДБ, его обводной трубы и напорных маслопроводов уплотнений путем прокачки масла через уплотнения с последующим сливом в ГМБ и ЗГ. Для ускорения слива открыть вентиль М41;

удалить масло из ЗГ и его сливных трубопроводов путем открытия вентилей М35-М37;

дренировать масло из корпусов МНУ, МО и фильтров путем открытия их воздушников и дренажных вентилей (пробок);

удалить масло из дренажей корпуса генератора;

при необходимости слить масло из ГМБ.

8.4. Ремонтные и восстановительные работы на маслосистеме должны проводиться на остановленном и заполненном воздухом генераторе (кроме описанных ниже случаев) с оформлением наряда-допуска и выполнением организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное выполнение работ, согласно требованиям действующих Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок. Допуск ремонтных бригад на место проведения работ должен осуществлять дежурный персонал КТЦ. Подготовка рабочего места при работах, требующих снятия напряжения, осуществляется дежурным персоналом ЭЦ (в части электробезопасности).

8.5. Перед допуском ремонтных бригад к месту работы дежурный персонал КТЦ должен выполнить следующие мероприятия общего характера:

остановить маслосистему в соответствии с пп.8.1 и 8.2;

разобрать электрические схемы электродвигателей МНУ, эксгаустеров и ВПУ с соблюдением требований правил электробезопасности. На ключах управления электродвигателями вывесить запрещающие плакаты «Не включать. Работают люди», а на месте работы — знаки «Работать здесь» (выполняется дежурным персоналом ЭЦ);

снять напряжение с устройств защиты, сигнализации и КИП;

опорожнить ДБ, ЗГ, напорные и сливные маслопроводы, а также аппараты маслосистемы согласно п.8.3;

установить запорную арматуру в положение, обеспечивающее безопасность проведения работ. Так, если масло из ГМБ не сливается, то задвижки М1-МЗ на стороне всасывания МНУ должны быть закрыты и заперты на замки с помощью цепей или других устройств и приспособлений с установкой запрещающих плакатов «Не открывать. Работают люди»;

закрыть доступ воды к МО, задвижки запереть на цепи с замками и вывесить плакаты «Не открывать. Работают люди».

8.6. На работающем генераторе (по наряду) разрешается вывод в ремонт одного МНУ, одного ФМ, магнитного фильтра, одного ЗГ (при наличии резервного).

С разрешения главного инженера электростанции допускается кратковременный вывод в ремонт ДБ и регулятора давления масла (уплотняющего, компенсирующего и прижимающего). Время вывода и ввода в работу указанного оборудования должно фиксироваться в оперативном журнале начальника смены КТЦ.

8.6.1. Вывод в ремонт одного из МНУ (см. рис.7) осуществлять в такой последовательности:

включить в работу резервный насос, убедиться в нормальной его работе;

отключить поврежденный насос. Переключатель блокировки поставить в положение «Отключено»;

разобрать электрическую схему выводимого в ремонт насоса (выполняется дежурным персоналом ЭЦ). При работах, связанных с прикосновением к токоведущим или вращающимся частям насоса, принять меры к исключению ошибочной или самопроизвольной подачи напряжения (отключение выключателей, выдвижение выключателя из отсека шкафа, отсоединение питающего кабеля и т.п.), вывесить запрещающий плакат «Не включать. Работают люди» на ключе дистанционного управления электродвигателем, проверить отсутствие напряжения и установить переносное заземление;

закрыть задвижку М4 (М5) на линии напора, а затем задвижку M1 (M2) на стороне всасывания поврежденного насоса. Убедиться по манометрам, что давление не возрастает;

опорожнить отключенный насос, открыв воздушник и дренажную пробку;

запереть на замки ручные приводы задвижек на стороне всасывания и линии напора отключенного насоса и вывесить на них плакаты «Не открывать. Работают люди»;

установить на месте производства работ знак «Работать здесь», а на работающем и аварийном насосах вывесить плакат «Стой. Напряжение» или «Осторожно. Оборудование в работе».

8.6.2. Вывод в ремонт масляного фильтра (см. рис.7) производить в следующем порядке:

включить в работу резервный ФМ, открыв сначала задвижку M14 (M16) на его выходе, а затем задвижку M13 (M15) на входе. Убедиться, что перепад давления на включенном в работу ФМ и давление масла перед регулятором находятся в пределах нормы;

отключить выводимый в ремонт ФМ, закрыв сначала задвижку M15 (М13) на входе, а затем задвижку M16 (M14) на выходе;

дренировать масло из корпуса отключенного фильтра;

опломбировать запорную арматуру включенного в работу ФМ;

запереть на замки запорную арматуру отключенного ФМ;

на задвижках отключенного ФМ вывесить плакаты «Не открывать. Работают люди», а на самом фильтре — знак «Работать здесь».

8.6.3. Вывод в ремонт магнитного фильтра (см. рис.7) производить следующим образом:

открыть задвижку M19 на байпасе фильтра. Проконтролировать, что давление перед РПД находится в норме;

закрыть задвижку M18 на выходе фильтра, а затем задвижку M17 на входе;

дренировать масло из корпуса отключенного фильтра;

запереть на замки запорную арматуру отключенного фильтра и вывесить на ней плакаты «Не открывать. Работают люди», а на самом фильтре — знак «Работать здесь»;

опломбировать байпасную задвижку.

8.6.4. Вывод в ремонт МО (см. рис.7) производить в такой последовательности:

подключить резервный МО, открыв задвижки М9 (M11), M8 (М10) и воздушник в масляном тракте, а затем задвижки на входе и выходе (последнюю не полностью) охлаждающей воды. После появления масла из воздушника последний закрыть. Проверить, чтобы давление после МО находилось в норме;

отключить выводимый в ремонт МО по воде;

проконтролировать температуру масла на выходе подключенного МО, при необходимости подрегулировать ее задвижкой на линии слива воды;

отключить выводимый в ремонт МО по маслу, закрыв задвижки М10 (M8) на входе, а затем M11 (M9) на выходе;

опорожнить отключенный МО по воде, а затем по маслу;

закрыть задвижки отключенного МО на замки и вывесить на них плакаты «Не открывать. Работают люди», а на самом МО — знак «Работать здесь»;

опломбировать задвижки включенного в работу МО.

8.6.5. Вывод в ремонт ЗГ (для схем, аналогичных изображенной на рис.7, но с двумя ЗГ) осуществлять в следующем порядке:

проверить по масломерному стеклу наличие нормального уровня масла в резервном ЗГ;

отобрать пробу газа из резервного ЗГ и провести химический анализ (выполняет дежурный персонал ХЦ). Продуть газовый объем ЗГ инертным газом (до концентрации углекислоты не менее 95% или до концентрации азота не менее 97%), после чего продувочные вентили закрыть;

подключить резервный ЗГ, открыв вентили на входе и выходе масла из ЗГ. Проконтролировать стабильность поддержания уровня масла;

продуть резервный ЗГ водородом, открыв продувочный вентиль, до содержания кислорода в водороде не более 2%, после чего закрыть продувочный вентиль;

закрыть вентили на входе и выходе масла из выводимого в ремонт ЗГ, вентили запереть на замки и вывесить плакаты «Не открывать. Работают люди»;

вытеснить водород из отключенного ЗГ инертным газом (см. выше). Для исключения поступления водорода через неплотно закрытые вентили ЗГ должен быть отделен от трубопроводов с водородом путем разъединения фланцев или демонтажа части трубопроводов с установкой заглушек;

вытеснить инертный газ из отключенного ЗГ воздухом до отсутствия углекислоты или до содержания кислорода в азоте не менее 20%;

перед работой внутри отключенного ЗГ последний дополнительно продуть воздухом.

8.6.6. Кратковременный вывод в ремонт регулятора давления масла с переходом на ручное управление байпасным вентилем должен производиться под наблюдением начальника смены КТЦ.

Последовательность операций по переходу на ручное управление перепадом давлений (давлением) указана в п.7.2.

При ручном регулировании давления должен быть организован по месту постоянный контроль за значением перепада давлений масло-водород (давлением прижимающего масла).

По окончании ремонта регулятора и перехода на автоматическое регулирование (см. п.7.2) задвижки и вентили регулятора должны быть опломбированы в открытом рабочем положении, а байпасный вентиль — в закрытом.

8.6.7. Кратковременный вывод в ремонт ДБ осуществляется с разрешения главного инженера электростанции. Вывод бака (см. рис.7) в ремонт производить в следующем порядке:

перевести действие защиты от снижения уровня масла в ДБ на сигнал;

полностью открыть задвижку М27 и закрыть задвижки М25 и М26;

слить масло из обводной трубы (закрыть вентиль М29, открыть вентиль М30);

закрыть вентили МЗЗ и М32 на переливной и противосифонной трубах соответственно;

понизить давление в переливной, противосифонной и обводной трубах до атмосферного, открыв вентиль М42. Вытеснить водород из указанных труб инертным газом (с учетом возможностей местной схемы подключения бака);

выполнить видимый разрыв, отделив бак от ЗГ путем разъединения фланцев или демонтажа части трубопровода с установкой заглушки;

запереть на замки задвижки М25-М27, а также вентили М32 и МЗЗ. Вывесить на них запрещающие плакаты, на баке установить знак «Работать здесь».

Запрещается производить огневые работы на ДБ, заполненном маслом.

8.7. Плановые ремонты уплотнений вала и маслосистемы должны совмещаться с капитальными, средними и текущими ремонтами генераторов и турбин.

Ремонт уплотнений вала и упорных дисков ротора необходимо производить в соответствии с руководством по капитальному ремонту или комплектом документации на технологический процесс капитального ремонта генератора конкретного типа, а ремонт маслосистемы — в соответствии с технической документацией завода-изготовителя и специализированного предприятия, осуществляющего ремонт вспомогательного оборудования генератора и турбины.

В период капитального (среднего) ремонта помимо типового объема работ по осмотру, разборке, чистке, восстановлению и замене изношенных узлов и деталей и т.п. должны быть выполнены модернизация и реконструкция отдельных узлов уплотнений вала и маслосистемы, предписанные противоаварийными циркулярами (см. приложения 1 и 2).

Испытания оборудования маслосистем должны производиться по нормам завода-изготовителя, а при отсутствии таковых согласно действующим Объему и нормам испытания электрооборудования.

 9. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ МАСЛОСИСТЕМЫ.

ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ*

_________________

* Соответствующие указания в части газовой системы см. в разд.19.

9.1. К оперативному обслуживанию, ремонту, наладке и испытаниям системы маслоснабжения уплотнений вала должны допускаться лица, прошедшие обучение, инструктаж и специальную подготовку по изучению принципов действия, устройства, компоновки и методов обслуживания аппаратов и оборудования маслосистемы, приобретшие навыки практической работы, обученные приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим от действия электрического тока и при других несчастных случаях, сдавшие экзамены на знание действующих Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей, должностных и местных инструкций по эксплуатации закрепленного за ними оборудования.

9.2. Руководящий персонал КТЦ, в ведении которого находится оборудование маслосистемы, должен обеспечить систематический контроль за соответствием оборудования требованиям безопасности, соблюдением персоналом требований правил техники безопасности, применением предохранительных приспособлений, спецодежды и средств индивидуальной защиты, а также безопасные условия труда путем проведения организационных и технических мероприятий.

9.3. Персонал, допускаемый к обслуживанию маслосистемы, в которой применяются горючее турбинное масло и взрывоопасный водород, должен знать свойства этих веществ и правила безопасности при обращении с ними.

9.4. Ремонтные работы на маслосистеме остановленного и освобожденного от водорода генератора разрешается выполнять по распоряжению.

Ремонтные работы на маслосистеме остановленного или вращающегося генератора, заполненного водородом, должны выполняться по наряду.

Также по наряду должны производиться работы с открытым огнем (сварка и т.п.) на расстоянии менее 10 м от участков маслосистемы, содержащих водород. При этом в наряде должны быть отражены дополнительные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и т.п.).

Запрещается работать с огнем непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах маслосистемы, заполненных водородом, а также подтягивать болты и гайки аппаратов и арматуры, находящихся под давлением.

9.5. При проведении ремонтных работ на маслосистеме необходимо:

подвергать гидравлическим испытаниям участки маслопроводов, на которых переварены сварные стыки фланцевых соединений штуцеров, отводов и т.п.;

немедленно убирать пролитое масло;

производить пропаривание труб маслосистемы и МО насыщенным паром давлением не выше 0,6 МПа на специально оборудованной площадке. Вентиль подачи пара устанавливать непосредственно у рабочего места. Применение для подвода пара резиновых шлангов запрещается;

производить работы внутри масляных баков только после очистки их от масла и шлама, пропаривания и вентиляции;

производить работы на вращающихся механизмах (МНУ) в соответствии с указаниями п.8.6.1.

9.6. Персонал, обслуживающий вращающиеся механизмы маслосистемы, должен работать в спецодежде, застегнутой на все пуговицы. На одежде не должно быть развевающихся частей, которые могут быть затянуты вращающимися частями механизмов.

9.7. Особую опасность представляет газообразный водород, смесь которого с воздухом является взрывоопасной при содержании в ней водорода от 4 до 75%, а развиваемое при взрыве давление тем выше, чем больше начальное давление и температура. Кроме того, водород способен самовозгораться при истечении его через неплотности газового и газомасляного трактов.

В аппаратах и трубопроводах маслосистемы взрывоопасная смесь может образоваться при:

больших расходах масла, содержащего воздух и протекающего на сторону водорода (корпус генератора), и отсутствии продувок водородом;

некачественной продувке аппаратов инертным газом при заполнении их водородом и вытеснении последнего из них во время подготовки к ремонту;

загрязнении воздушных объемов картеров подшипников (сливных камер) и сливного коллектора генератора водородом, выделяющимся из масла, при недостаточной их вентиляции;

прямом попадании водорода в сливной коллектор и ГМБ.

9.8. При эксплуатации маслосистемы необходимо предупреждать образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом, не допуская:

содержания кислорода в ЗГ и водородоотделительном баке маслоочистительной установки более 2%;

содержания водорода в картерах подшипников (сливных камерах) более 2%;

наличия водорода в маслобаке.

9.9. Операции заполнения и вытеснения водорода из трубопроводов и аппаратов маслосистемы должны осуществляться с применением в качестве промежуточной среды инертного газа с обязательным химическим анализом газового состава по окончании этих операций.

9.10. Вскрытие аппаратов маслосистемы разрешается осуществлять после того, как химический анализ подтвердит отсутствие в них углекислого газа или (при использовании азота) — содержание кислорода в воздухе не менее 20% по объему.

9.11. При выводе в ремонт аппаратуры и трубопроводов в которых находится водород, должны быть отсоединены трубопроводы или установлены заглушки для исключения возможности проникновения водорода на ремонтируемые участки через неплотности вентилей.

9.12. Около генератора и устройств маслосистемы с водородом должны быть вывешены плакаты «Водород. Огнеопасно».

9.13. Трубопроводы маслосистемы, заполненные водородом, должны иметь отличительную от других окраску. Если трубопроводы с маслом окрашены в желтый цвет, то трубопроводы с водородом на желтом фоне должны иметь красные кольца. Интервал между кольцами должен составлять 0,5 м при ширине кольца 40 мм.

9.14. В машинном зале в районе турбогенератора должны быть размещены стационарные и передвижные средства пожаротушения (разводка пожарной воды с рукавами и кранами, лафетные стволы и т.п.), а также первичные средства пожаротушения (огнетушители, ящики с песком, асбестовые полотна и т.п.), которые должны быть в постоянной исправности и готовности к действию.

9.15. При загорании струи водорода, истекающей из трубопровода или аппарата, необходимо прекратить доступ воздуха к месту горения наложением на очаг огня асбестового полотна или сбить пламя струей углекислоты.

9.16. В случае возникновения пожара на генераторе с воспламенением водорода и масла в районе уплотнений вала дежурный персонал обязан:

воздействием на кнопку аварийного останова отключить турбоагрегат, сообщить о пожаре дежурному инженеру электростанции, вызвать пожарную команду;

после отключения выключателя генератора или блока и гашения поля на выбеге (со срывом вакуума) турбоагрегата открыть на посту газового управления вентили сброса водорода в атмосферу и подачи инертного газа в генератор, а также вентили подачи инертного газа в картеры подшипников (сливные камеры). В необходимьх случаях прекратить доступ масла на уплотнения вала и подшипники;

снять напряжение со всех электроустановок в зоне пожара (кроме освещения машинного зала);

приступить к тушению пожара посредством углекислотных огнетушителей и распыленной воды;

на время тушения пожара обеспечить вращение вала от ВПУ во избежание прогиба вала от одностороннего нагрева;

при угрозе распространения пожара на другое оборудование принять неотложные меры по охлаждению металлоконструкций перекрытия машинного зала водой из лафетных стволов, поставить водяную завесу для защиты от огня оборудования соседнего турбоагрегата;

прекратить все работы, не связанные с тушением пожара, удалить из зоны пожара людей, не занятых ликвидацией пожара;

по прибытии пожарной команды передать руководство тушением пожара ее командиру, сообщив о принятых мерах.

9.17. В случае местного загорания вытекающего из уплотнений вала или трубопроводов масла действовать в зависимости от обстоятельств, поставив в известность вышестоящий дежурный персонал.

При небольшой течи масла и малом очаге загорания необходимо с помощью песка ограничить площадь растекания масла, сбить пламя асбестовым полотном, применить углекислотные огнетушители.

Категорически запрещается применять для тушения загорания пенные химические огнетушители до снятия напряжения с электроустановок.

 10. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО СОСТАВЛЕНИЮ МЕСТНОЙ ИНСТРУКЦИИ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ МАСЛОСИСТЕМЫ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА

10.1. На каждой электростанции должна иметься местная инструкция по эксплуатации системы маслоснабжения уплотнений вала (одна на каждый тип генератора или тип уплотнений вала).

10.2. Инструкция должна составляться на основе требований данной Типовой инструкции и технической документации завода-изготовителя или ремонтного предприятия, осуществлявшего модернизацию уплотнений вала.

10.3. Местная инструкция должна состоять из следующих разделов (пунктов);

10.3.1. Общие сведения, которые должны включать:

краткое описание конструкции уплотнений вала и системы их маслоснабжения;

основные технические данные уплотнений вала, оборудования и аппаратов, входящих в состав маслосистемы;

объем устройств электроавтоматики, защиты, технологической сигнализации и КИП с указанием значений уставок и выдержек времени.

10.3.2. Указания по эксплуатации, включающие:

распределение обязанностей по обслуживанию уплотнений вала и систем их маслоснабжения между цехами электростанции и взаимодействие персонала различных цехов;

подготовка к пусковым операциям и пуск маслосистемы;

обслуживание маслосистемы в нормальных режимах работы;

обслуживание маслосистемы в аварийных режимах. Указания по устранению неисправностей;

вывод маслосистемы из работы. Порядок вывода в ремонт отдельных элементов системы;

требования по технике безопасности. Противопожарные мероприятия с указаниями по ликвидации загораний водорода и масла.

10.3.3. Исполнительная технологическая схема маслосистемы.

10.4. В должностных инструкциях для каждого лица оперативного персонала должны быть перечислены конкретные разделы (пункты) местной инструкции, требования которых обязательны для выполнения этими лицами (дежурный инженер, начальник смены КТЦ, машинист блока, машинист-обходчик и т.д.).

10.5. Местная инструкция должна быть подписана начальником КТЦ и утверждена главным инженером электростанции.

10.6. Местная инструкция и технологическая схема должны проверяться на соответствие фактическим эксплуатационным условиям не реже одного раза в два года с отметкой на них о проверке.

 II. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ ВОДОРОДНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

      11. ОПИСАНИЕ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ ВОДОРОДНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

11.1. Газовая система водородного охлаждения турбогенераторов включает в себя газовые коллекторы, арматуру, трубопроводы, приборы контроля и сигнализации, ресиверы для водорода и инертного газа, баллоны для водорода (при отсутствии электролизной установки), азота или углекислоты.

Газ вводится в корпус генератора и удаляется из него через два коллектора (рис.9), один из которых установлен в нижней части генератора, другой — в верхней. Через нижний коллектор вводится углекислый газ или азот; вытесняемый при этом водород или воздух удаляется через верхний коллектор, вытеснение углекислого газа или азота производится введением водорода или воздуха через верхний коллектор.

Рис.9. 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

Коллекторы соединены с трубопроводами соответствующего газа: верхний коллектор с трубопроводом водорода, идущим от ресиверов электролизной установки или ресиверов централизованного водородного хозяйства, и через фильтр-осушитель с трубопроводом сжатого воздуха; нижний коллектор — с трубопроводом инертного газа или рампой для разрядки утлекислотных баллонов.

Кроме того, каждый коллектор соединяется с выхлопным трубопроводом, выходящим на крышу машинного зала электростанции.

     В циркуляционный водородный контур турбогенератора встроен осушитель газа, предназначенный для осушки охлаждающего газа.

Для удобства обслуживания газовой системы часть арматуры и приборов размещена на специальной панели — «газовый пост» генератора.

11.2. Контроль чистоты водорода осуществляется автоматическим газоанализатором, действие которого основано на изменении теплопроводности водорода в зависимости от его чистоты. Датчик газоанализатора включается так же, как и осушитель водорода, в систему газопроводов между напорной и всасывающей камерами вентилятора генератора.

11.3. Контроль давления водорода в корпусе генератора осуществляется манометрами из двух независимых точек.

Поскольку давление водорода в корпусе генератора является одним из основных показателей исправности газовой системы генератора, предусматривается его регистрация.

11.4. К газовой системе охлаждения генераторов с водородным охлаждением относятся также вспомогательные устройства для хранения и транспортировки водорода и инертного газа.

11.4.1. Снабжение электростанций водородом может осуществляться:

из электролизной установки электростанции;

из баллонов, доставляемых с предприятия, вырабатывающего водород и расположенного на таком расстоянии от электростанции, которое позволяет экономически выгодно транспортировать водород в баллонах;

от предприятия, вырабатывающего водород и расположенного близко к электростанции, что позволяет подавать водород по трубопроводу.

11.4.2. При использовании водорода в баллонах на электростанции должна быть централизованная водородная система с ресиверами для хранения необходимого запаса водорода, разрядной рампой, складом баллонов и магистральным трубопроводом для подачи водорода из ресиверов в турбогенераторы.

Схемой включения ресиверов предусматривается возможность продувки их инертным газом (углекислым газом или азотом) и воздухом.

На рис.10 показана схема централизованного водородного хозяйства.     

Рис.10. Схема централизованного водородного хозяйства:

1 — рампа для разрядки водородных баллонов; 2 — трубопровод подачи углекислого газа (азота); 3 — ресивер для водорода; 4 — огнепреградитель; 5 — редуктор; 6 — обратный клапан; 7 — манометр; 8 — предохранительный клапан

11.4.3. Снабжение генераторов инертным газом — углекислым газом или азотом — должно осуществляться от централизованной системы, включающей в себя ресиверы, рампу для разрядки баллонов, трубопроводы и арматуру для подачи инертного газа в турбогенераторы, склад баллонов.

На рис.11 и 12 приведены схемы централизованного углекислотного хозяйства.

Рис.11. Схема централизованного углекислотного хозяйства с перевернутыми углекислотными баллонами:

1 — рампа для разрядки баллонов; 2 — ресивер для углекислого газа; 3 — предохранительный клапан; 4 — манометр; 5 — испаритель; 6 — обратный клапан; 7 — термометр

Рис.12. Схема централизованного углекислотного хозяйства с нормально стоящими углекислотными баллонами:

1 — рампа для разрядки баллонов; 2 — ресивер для углекислого газа; 3 — предохранительный клапан; 4 — манометр

На рис.11 баллоны устанавливаются на разрядной рампе вентилями вниз. Жидкая углекислота выпускается из баллонов в испаритель, где подогревается и переходит в газообразное состояние. При разрядке баллона давление в испарителе должно быть таким же, как давление в баллоне.

При понижении давления инертного газа в ресиверах до минимально допустимого значения действует предупредительная сигнализация в машинном зале на щите управления.

11.4.4. На рис.13 приведена схема централизованного азотного хозяйства.

Рис.13. Схема централизованного азотного хозяйства:

1 — рампа для разрядки азотных баллонов; 2 — редуктор; 3 — обратный клапан;

4 — ресивер для азота; 5 — манометр; 6 — предохранительный клапан

При использовании азота из баллонов, последние разряжаются в ресиверы, предназначенные для хранения запаса азота. Каждая партия баллонов с азотом должна иметь сертификат завода-изготовителя. При отсутствии сертификата необходимо провести анализ газа из каждого баллона.

Используется азот технический (ГОСТ 9293-74), содержащий менее 1% кислорода, а также азот из кислородных установок, если он содержит не более 2,5% кислорода.

Снабжение турбогенераторов азотом может осуществляться также из следующих источников:

азотно-кислородной установки электростанции или предприятия, расположенного близко к электростанции, что позволяет экономически выгодно подавать азот по трубопроводу;

из газоразделительной мембранной установки типа МВа-0,022, предназначенной для получения азота из атмосферного воздуха.

 12. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОВОЙ СИСТЕМЕ

12.1. От исправности и качества работы газовой системы турбогенераторов зависит возможность надежной работы турбогенераторов в продолжительном номинальном режиме работы.

12.2. К газовой системе турбогенераторов предъявляются следующие основные технические требования:

а) производить замену охлаждающей среды (в качестве промежуточного инертного газа применяется углекислый газ или азот);

б) поддерживать давление водорода в заданных пределах;

в) поддерживать заданную чистоту и влажность водорода;

г) обеспечивать автоматический контроль чистоты и давления водорода;

д) сигнализировать при нарушении параметров охлаждающей среды, при появлении водорода в картерах подшипников, комплектных экранированных токопроводах и нулевых выводах, при появлении воды или масла в генераторе.

 13. УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ, СИГНАЛИЗАЦИИ И

ОБЪЕМ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ГАЗОВ

13.1. В соответствии с действующими «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» и инструкциями заводов-изготовителей по эксплуатации турбогенераторов в газовой системе предусмотрен контроль следующих параметров:

чистоты и давления водорода в корпусе генератора;

содержания водорода в картерах подшипников (в сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), в кожухах комплектных экранированных токопроводов и коробе нулевых выводов;

температуры водорода в корпусе генератора;

давления газа в магистрали от водородных ресиверов;

давления инертного газа в магистрали.

13.2. Чистота водорода в корпусе генератора контролируется автоматическим газоанализатором, расположенным на местном щите на панели сигнализации генератора.

13.3. Давление водорода в корпусе генератора контролируется манометрами, измеряющими давление газа в двух независимых точках. Манометры устанавливаются на газовом посту.

13.4. Давление водорода и давление инертного газа в магистрали контролируются манометрами, установленными также на газовом посту генератора.

13.5. На основные щиты управления (блочный щит, групповой щит) выводится следующая предупредительная технологическая сигнализация:

понижение или повышение давления водорода в генераторе;

водород в экранированных токопроводах и подшипниках (сливных камерах);

неисправность водородного охлаждения;

вызов к установке теплоконтроля и другие сигналы неисправностей масляной системы (см. п.3.4).

Сигнал «Неисправность водородного охлаждения» является групповым и включает в себя следующие сигналы:

«Чистота водорода низкая»;

«Жидкость в корпусе генератора»;

другие сигналы неисправностей масляной системы (см. п.3.4).

Объем физико-химического контроля газов     

13.6. Назначение ручного лабораторного физико-химического контроля при эксплуатации турбогенераторов с водородным охлаждением — обеспечение экономичной и безопасной эксплуатации газомасляной системы и проверка правильности показаний приборов автоматического контроля.

13.7. При работе газовой системы генератора с водородным охлаждением должны измеряться с помощью лабораторных приборов следующие параметры:

чистота водорода в корпусе генератора;

содержание кислорода в бачке продувок, поплавковом затворе, водородоотделительном отсеке маслоочистки;

содержание водорода в картерах подшипников (сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), комплектных экранированных то копроводах и коробе нулевых выводов;

влажность водорода в корпусе генератора.

 14. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЯЗАННОСТЕЙ МЕЖДУ ЦЕХАМИ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ

14.1. Обслуживание газовой системы водородного охлаждения генераторов во время эксплуатации производится персоналом цехов: электрического, котлотурбинного, химического и цеха тепловой автоматики и измерений.

14.2. На персонал электрического цеха возлагается:

осмотр, обслуживание и ремонт трубопроводов, арматуры и оборудования газовой системы, ресиверов для водорода и углекислого газа (азота), транспортировка, разрядка и обслуживание баллонов с углекислотой (азотом);

обслуживание и ремонт испарителей в установках осушки водорода, оттаивание испарителей, слив воды из испарителей;

поддержание заданных значений давления, чистоты и влажности водорода в генераторе;

проведение непрерывных и периодических продувок генератора чистым водородом;

замена газа в генераторе;

контроль за газоплотностью генератора, устранение выявленных утечек водорода, включая утечки через выводы генератора;

обслуживание и ремонт электролизных установок для получения водорода;

обслуживание и ремонт газоразделительных мембранных установок для получения азота.

14.3. На персонал котлотурбинного цеха возлагается:

контроль за работой газоохладителей и регулирование температуры газа в генераторе;

контроль за содержанием водорода в токопроводах и картерах подшипников (при наличии сигнализации на БЩУ), за давлением водорода, чистотой водорода, перепадом давления между маслом и водородом, давлением дистиллята с оповещением дежурного персонала электроцеха.

14.4. На персонал химического цеха возлагается:

химический анализ газа в корпусе генератора при работе на водороде, при замене охлаждающей среды;

химический анализ газа (воздуха) в различных участках (аппаратах) газовой системы;

определение температуры точки росы водорода в генераторе.

14.5. На персонал цеха тепловой автоматики и измерений возлагается:

обслуживание и ремонт газоанализаторов, манометров, дифференциальных манометров, ротаметров и других средств измерения, применяемых в газовых системах;

обслуживание и ремонт холодильно-компрессорных агрегатов в установках осушки водорода;

ремонт индикаторов влажности водорода.

14.6. Метрологический надзор за состоянием средств измерения (теплотехнических и физико-химических) осуществляет метрологическая служба или подразделение, выполняющее функции метрологической службы.

14.7. Обязанности цехов в части обслуживания системы маслоснабжения уплотнений вала изложены в разд.4.

 15. ПОДГОТОВКА ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ К ВКЛЮЧЕНИЮ И ВВОД ЕЕ В РАБОТУ

Воздух, применяемый при опрессовке, должен быть сухим и чистым.

15.2. Проверку генератора и устройств газовой системы водородного охлаждения на газоплотность необходимо производить до подачи водорода в систему.

При испытании всей системы в сборе на уплотнения вала генератора должно быть подано масло (см. п.5.3), а положение вентилей должно соответствовать их положению при работе генератора на водородном охлаждении, но при закрытом вентиле подачи газа на автоматический газоанализатор чистоты водорода.

Испытание проводится воздухом. На трубопроводе подачи водорода должен быть видимый разрыв (съемный элемент, общий для водорода и воздуха, должен быть установлен на трубопроводе воздуха).

Все вентили газовой системы должны быть предварительно проверены на плотность в открытом и закрытом положениях, маховики вентилей должны быть исправными, каждый вентиль должен иметь бирку с номером, содержащим также характеристику среды в виде индекса:

«В» — для трубопроводов водорода;

«У» — для трубопроводов углекислого газа;

«А» — для трубопроводов азота.

Индекс указывается перед номером вентиля. Манометры, имеющиеся в газовой системе, должны иметь красную черту на шкале или контрольную стрелку.

15.3. Испытание на газоплотность проводится с помощью сухого и чистого воздуха при давлении, равном номинальному давлению водорода в генераторе.

Испытания проводятся в течение 24 ч.

Испытанию подвергаются корпус генератора, все трубопроводы и арматура, которые при работе генератора могут находиться под давлением водорода, включая газовый пост, гидрозатвор, осушитель (испаритель холодильной машины) и т.д.

Суточная утечка воздуха, рассчитанная по формуле, не должна превышать 1,5% независимо от типа генератора и номинального давления в корпусе.

При необходимости по утечке воздуха можно приблизительно оценить утечку водорода, умножив полученное значение утечки воздуха на коэффициент 3,2.

После выявления и устранения утечек воздуха необходимо повторно проверить газоплотность системы.

15.6. Для подготовки к работе автоматических газоанализаторов, контролирующих чистоту водорода в генераторе и наличие водорода в картерах подшипников, кожухах комплектных токопроводов и нулевых выводах, необходимо проверить показания приборов с помощью контрольных газовых смесей в соответствии с инструкциями по эксплуатации данных приборов.

Работы по подготовке холодильной машины осуществлять согласно инструкции завода-изготовителя.

15.8. Заполнение генератора водородом следует производить в соответствии с нижеуказанными требованиями:

15.8.1. Категорически запрещается вытеснять воздух из генератора непосредственно водородом без применения промежуточной среды: углекислого газа или азота.

15.8.2. Перед подачей углекислого газа или азота необходимо создать видимый разрыв на трубопроводах, подводящих к газовому посту генератора водород или воздух, сняв съемный элемент, общий для этих трубопроводов, и установив в необходимых местах заглушки.

15.8.3. Перед заполнением генератора с неподвижным или вращающимся от валоповоротного устройства ротором и газовой системы углекислым газом и вытеснением воздуха следует:

отключить питание автоматического газоанализатора;

открыть вентили на газовом посту для подачи углекислого газа из трубопровода централизованной разводки в нижнюю зону корпуса генератора;

отобрать пробы для анализа из вентилей, снабженных соответствующими ниппелями и бирками и позволяющих анализировать газ из верхнего и нижнего коллекторов генератора.

15.8.4. При достижении содержания углекислого газа в обеих пробах не менее 85% продувку корпуса можно считать законченной. Если в одной из проб содержание углекислого газа окажется менее 85%, следует дополнительно продуть генератор, выпустив в него из ресиверов необходимое количество углекислого газа и произведя повторные анализы.

15.8.5. После окончания продувки следует записать в контрольном и оперативном журналах результаты анализов и данные об израсходованном объеме углекислого газа.

15.8.6. За счет оставшегося в генераторе небольшого избыточного давления углекислого газа необходимо продуть осушитель водорода, поплавковый затвор, импульсные трубки и т.д.

15.8.7. Ориентировочный расход углекислого газа на вытеснение воздуха составляет:

при неподвижном или вращающемся от валоповоротного устройства роторе — 1,5 газового объема генератора (приложение 4);

при вращении ротора — 2,5 газового объема генератора.

15.8.8. Углекислый газ не должен длительно (более 8 ч) находиться в генераторе, так как он при наличии водяных паров вызывает коррозию металла.

15.8.9. Для вытеснения воздуха азотом следует:

отключить питание автоматического газоанализатора;

подключить к газовому посту трубопровод подачи азота из ресиверов, зафиксировать давление азота в ресиверах, открыть вентили на газовом посту для выпуска воздуха из генератора;

подать азот в генератор (азот можно подводить при вытеснении воздуха к нижнему или верхнему коллекторам, так как плотность азота составляет около 97% плотности воздуха; для небольшой экономии азота предпочтительна его подача сверху вниз);

закрыть вентили для выпуска воздуха и подачи азота и произвести анализы из нижнего и верхнего коллекторов генератора. Закончить продувку, если содержание кислорода в одной из проб превысит 3%, продолжить продувку генератора, повторяя оба анализа до тех пор, пока не будет достигнута требуемая полнота удаления воздуха.

15.8.10. После окончания продувки следует записать в контрольном и оперативном журналах результаты анализов и данные об израсходованном объеме азота.

15.8.11. За счет оставшегося в корпусе небольшого избыточного давления азота следует продуть участки схемы, перечисленные в п.15.8.6.

15.8.12. Ориентировочный расход азота на вытеснение воздуха зависит от его чистоты, как это показано в табл.5.

Таблица 5

Способ подачи азота	Чистота азота, %	Расход азота в газовых объемах генератора
Снизу-вверх	99,9	3
Снизу-вверх	98,5	3,5
Снизу-вверх	97,5	4,4
Сверху-вниз	99,9-97,5	3-4

15.8.13. Время нахождения азота в корпусе генератора не нормируется.

15.8.14. Для вытеснения углекислого газа водородом необходимо:

подключить к газовому посту трубопровод подачи водорода из ресиверов, проверив предварительно наличие видимого разрыва на трубопроводе подвода воздуха;

открыть вентили для выпуска углекислого газа из нижнего коллектора генератора и подать водород в верхний коллектор;

продуть водородом все аппараты газовой системы и импульсные трубки приборов после вытеснения углекислого газа;

поднять давление водорода в корпусе генератора до номинального, включить автоматический газоанализатор, проверить содержание водорода в корпусе, в картерах подшипников, кожухах комплектных экранированных токопроводов и коробе нулевых выводов.

15.8.15. Для вытеснения азота водородом необходимо провести операции, аналогичные перечисленным в п.15.8.14. Разница заключается в том, что при вытеснении углекислого газа анализ пробы газа в конце операции проводится с целью определения в пробе углекислого газа и кислорода, а при вытеснении азота — с целью непосредственного анализа водорода (см. табл.9, п.4).

15.8.16. Запас водорода на электростанции должен обеспечивать покрытие утечек и продувок всех генераторов в течение 10 сут и однократное заполнение одного генератора, имеющего наибольший газовый объем.

При наличии на электростанции электролизной установки с одним рабочим и одним резервным электролизерами запас водорода в ресиверах должен обеспечивать покрытие утечек и продувок водорода во всех генераторах в течение 5 сут и однократное заполнение одного генератора, имеющего наибольший объем.

 16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ

16.1. При нормальной работе генератора в корпусе должно поддерживаться избыточное давление водорода, соответствующее паспортным данным генератора или указаниям завода-изготовителя. Давление должно поддерживаться с помощью автоматических регуляторов или вручную. И в том, и в другом случае колебания давления в корпусе генератора не должны превышать значений, указанных в табл.6.

Таблица 6

Номинальное избыточное давление водорода, МПа (кгс/см )	Предельное значение колебания давления водорода, МПа (кгс/см )
1,0 и более (0,1)	±0,02 (±0,2)
0,05 (0,5)	±0,01 (±0,1)
0,005 (0,05)	±0,001 (±0,01)

Содержание кислорода в водороде не должно превышать 1,2%.

Максимальное содержание кислорода в водороде в системе слива масла с водородной стороны уплотнений не должно превышать 2%.

16.3. Температура точки росы водорода в корпусе генератора должна быть ниже температуры воды, подаваемой в газоохладители, но не выше 15 °С.

Для измерения температуры точки росы водорода рекомендуется использовать индикатор влажности водорода, разработанный АО «Фирма ОРГРЭС».

При отсутствии приборов прямого измерения точки росы допускается определение температуры точки росы по номограмме по фактическим значениям относительной влажности и температуры водорода в точке измерения относительной влажности.

16.5. Максимальный эксплуатационный суточный расход водорода (с учетом продувок) не должен превышать 10% общего количества водорода в корпусе генератора при рабочем давлении.

При этом вычисленная суточная утечка водорода не должна превышать 5% общего количества водорода в корпусе генератора при рабочем давлении.

Примерные газовые объемы генераторов различных типов (данные заводов-изготовителей) приведены в приложении 4.

где значения множителя А выбираются из табл.7 в зависимости от того, в каких единицах измеряется давление, а именно:

Таблица 7

Единица измерения давления	Множитель А
мм рт.ст.	0,359
кгс/см	264
МПа	2690

16.6. Суточную утечку водорода следует определять не реже одного раза в месяц.

16.7. При работе холодильной машины в установке осушки водорода холодильно-компрессорный агрегат не должен работать непрерывно или слишком часто включаться и выключаться во избежание быстрого выхода из строя. Суммарное время работы машины не должно превышать 12 ч в сутки. Ввод холодильной машины в цикличную работу может осуществляться с помощью реле времени.

При нормальной работе холодильной машины температура водорода на выходе из испарителя должна поддерживаться не выше 10 °С.

16.8. Необходимо один-два раза в месяц осматривать каждый агрегат, проводить проверку затяжки гаек и болтов на компрессоре и фильтре ресивера, проверять герметичность фреоновой системы, устранять утечки фреона и добавлять фреон (при необходимости) в систему, производить чистку ребристых поверхностей конденсатора.

16.9. Допускается работа генератора без включения установок осушки водорода, если температура точки росы благодаря малому расходу масла на водородной стороне уплотнений или правильно организованной непрерывной продувке не превышает значений, указанных в п.16.3.

16.10. Оттаивание испарителя следует производить один-два раза в неделю, измеряя при этом количество слитой из испарителя воды.

16.11. Содержание водорода в картерах подшипников (в сливных камерах уплотнений вала с воздушной стороны), в кожухах комплектных экранированных токопроводов и коробе нулевых выводов должно быть менее 1%. В воздушном объеме главного масляного бака водород должен отсутствовать.

16.12. Автоматический газоанализатор, контролирующий чистоту водорода в генераторе, должен находиться в работе при наличии водорода в корпусе независимо от того, остановлен или работает генератор. Для этого автоматический газоанализатор должен быть подключен к газовой системе таким образом, чтобы водород после датчика выпускался в атмосферу.

16.13. Давление водорода в датчике газоанализатора при этом должно соответствовать указанному в паспорте завода-изготовителя прибора. Один раз в неделю следует проверять показания автоматического газоанализатора с помощью химического анализа. При неисправности автоматического газоанализатора анализ производится один раз в смену.

Один раз в три месяца необходимо проверять газоанализатор с помощью контрольных газовых смесей.

Один раз в сутки нужно проверять наличие расхода водорода через датчик газоанализатора.

16.14. При наличии в газовой схеме автоматического газоанализатора, контролирующего содержание водорода в картерах подшипников и комплектных экранированных токопроводах, он должен находиться в работе, если в корпусе генератора есть водород.

Схема выполнения линий отбора воздуха из экранированных токопроводов и картеров подшипников должна осуществляться согласно указаниям приложения 5.

При неисправности или отсутствии автоматического газоанализатора необходимо производить не реже одного раза в сутки проверку содержания водорода во всех токопроводах и в картерах подшипников с помощью переносного газоанализатора ПГФ-2М-И4А, индикатора ИВП-1, сигнализатора-эксплозиметра СТХ-17-10 и т.п. При обнаружении водорода индикатором ИВП-1 следует производить химический анализ воздуха из данной точки с помощью газоанализатора КГА-2-1 (ГХЛ-1) [приложение 6] или хроматографа для определения количества водорода.

Результаты анализов воздуха в токопроводах и картерах подшипников должны фиксироваться в оперативных журналах начальников смен электрического и химического цехов.

При наличии автоматического контроля сигнал о повышении содержания водорода в токопроводах и картерах подшипников должен поступать при достижении концентрации водорода 1%.

Один раз в сутки следует проверять по показаниям ротаметров проток анализируемой смеси через датчик автоматического газоанализатора. Один раз в три месяца нужно проверять газоанализаторы (переносные и стационарный) с помощью контрольных газовых смесей, которые могут приготавливаться на месте по методике, описанной в приложении 7.

Контроль содержания водорода в приготовленной на месте контрольной газовой смеси следует производить с помощью газоанализатора КГА-2-1 (ГХЛ-1) по методике (ГОСТ 5439-76) или с помощью газового хроматографа.

Для проверки газоанализаторов, контролирующих содержание водорода в воздухе, следует применять поверочные газовые смеси водород-воздух с содержанием водорода 0,2-1,0%, выпускаемые по ТУ 6-21-28-77.

Перечень контролируемых в процессе эксплуатации параметров газовой системы и периодичность их записи приведены в табл.8.

Таблица 8

Измеряемый параметр	Периодичность записи
1. Давление водорода в корпусе генератора	Регистрируется прибором автоматически
2. То же при неисправности прибора	Один раз в 4 ч
3. Температура охлаждающего газа до и после газоохладителей	Регистрируется прибором автоматически
4. То же при отсутствии приборов автоматического контроля	Один раз в 4 ч
5. Чистота водорода в корпусе генератора (по автоматическому газоанализатору)	То же
6. Контрольный химический анализ водорода в корпусе генератора	Один раз в неделю
7. Влажность водорода в корпусе генератора	Один раз в неделю
8. То же при неисправной системе индивидуальной осушки газа или в случаях, когда влажность превышает допустимую	Не реже одного раза в сутки
9. Содержание водорода в экранированных токопроводах, в картерах подшипников	Регистрируется прибором автоматически
10. То же при отсутствии или неисправности автоматического газоанализатора	Один раз в сутки
11. Контрольный анализ на содержание водорода в картерах подшипников, в шинопроводе при автоматическом газоанализаторе, действующем на сигнал	Один раз в неделю
12. Содержание кислорода в гидрозатворе	Один раз в сутки
13. Наличие водорода в системе водяного охлаждения обмотки статора	Регистрируется прибором автоматически
14. То же при неисправности или отсутствии автоматического газоанализатора	Не реже одного раза в сутки
15. Утечка водорода из корпуса генератора	При подпитке, но не реже одного раза в месяц

Объем и периодичность ручного лабораторного химического контроля состава газа в системе водородного охлаждения представлены в табл.9.

Таблица 9

Место отбора пробы газа на анализ	Периодич- ность анализа	Определяемый компонент	Допус- тимая концен- трация	Формула для расчета	Примечание
1.Верхний и нижний коллекторы генератора	При вытеснении воздуха углекислым газом	Углекислый газ (СО )	Не менее 85%		Поглощение углекислого газа раствором КОН
2. Верхний и нижний коллекторы генератора	При вытеснении воздуха азотом	Кислород (О )	Не более 3%		Поглощение кислорода раствором пирогаллола «А»
3. Нижний коллектор генератора	При вытеснении углекислого газа водородом	Углекислый газ (СО )	Не более 3%		Поглощение углекислого газа раствором КОН
4. Нижний коллектор генератора	При вытеснении азота водородом	Водород (Н )	Не менее 97%		Сжигание пробы с разбавлением на катализаторе; объем пробы 33,35 см с учетом вредного объема
5. Верхний и нижний коллекторы генератора	При вытеснении водорода углекислым газом	Углекислый газ (СО )	Не менее 95%		Поглощение углекислого газа раствором КОН
6. Верхний и нижний коллекторы генератора	При вытеснении водорода азотом	Водород (Н )	Не более 3%		Сжигание пробы с разбавлением на катализаторе; объем пробы 33,35 см с учетом вредного объема
7. Нижний коллектор генератора	При вытеснении углекислого газа воздухом	Углекислый газ (СО )	Отсутствие		Поглощение углекислого газа раствором КОН
8. Верхний коллектор генератора	При вытеснении азота воздухом	Кислород (О )	Не менее 20%		Поглощение кислорода раствором пирогаллола «А»
9. Перед автоматическим газоанали- затором, измеряющим чистоту водорода в корпусе генератора	Один раз в неделю	Водород (Н )	Не менее 95-98% в зависимости от типа генератора		Сжигание пробы с разбавлением на катализаторе; объем пробы 33,35 см с учетом вредного объема
10. Бачок продувки, поплавковый затвор	Один раз в сутки	Кислород (О )	Не более 2%		Поглощение кислорода раствором пирогаллола «А»
11. Перед испарителем	Один раз в неделю	Температура точки росы	Не более 15 °С		Определение температуры точки росы
12. Картеры основных подшипников; комплектные экранированные токопроводы, нулевые выводы (при отсутствии автоматических анализаторов ТП-1116 У4)	Один раз в сутки, а также при пуске и останове генератора	Водород (Н )	Не более 1%		Анализ с помощью газоанализато- ров ПГФ-2М-И4А; СТХ-17-10 и т.п.
13. Картеры основных подшипников; комплектные экранированные токопроводы, нулевые выводы (при отсутствии автоматических анализаторов ТП-1116 У4)	Один раз в сутки, а также при пуске и останове генератора	Водород (Н )	Не более 1%		Анализ с помощью индикатора ИВП-1 с последующим уточнением на КГА-2-1 (ГХЛ-1) без разбавления
14. Картеры основных подшипников; комплектные экранированные токопроводы, нулевые вывода (при наличии автоматических анализаторов ТП-1116 У4)	Один раз в неделю, а также при пуске и останове генератора	Водород (Н )	Не более 1%		Анализ с помощью газоанализато- ров КГА-2-1 (ГХЛ-1)
Примечания: 1. При неисправности автоматического газоанализатора, измеряющего чистоту водорода в корпусе генератора, производится анализ на содержание кислорода в газовой смеси один раз в смену. 2. Отбор проб газа на анализ производится из труб, в которых при работе генератора имеет место непрерывная циркуляция газа; при отборе проб из генератора с неподвижным ротором (или вращающегося от валоповоротного устройства) необходима предварительная тщательная продувка трубопроводов газом объемом, превышающим в два-три раза объем трубопровода, соединяющего точку отбора с корпусом генератора. 3. Обозначения в приведенных формулах:      С — содержание водорода в исследуемом газе, %; — объем пробы газа, см ; — объем воздуха, см ; — объем газа, оставшегося после поглощения раствором или оставшегося после сжигания водорода на катализаторе.

  17. ОСНОВНЫЕ НЕПОЛАДКИ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ, МЕТОДЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

17.1. В период эксплуатации турбогенератора выявляются дефекты и неполадки в работе газовой системы, которые приводят к нарушениям нормального режима ее работы.

Эти нарушения имеют место в результате:

дефектов при изготовлении, сборке деталей и узлов газовой системы;

неправильной эксплуатации, когда не учитываются особенности конструкции аппаратов газовой системы, и ошибок оперативного персонала;

старения и износа деталей (прокладки, уплотняющая резина и пр.);

случайных отказов оборудования газовой системы, аппаратуры схем контроля и сигнализации.

17.2. Некоторые неполадки работы газовой системы не приводят к серьезным повреждениям и вынужденным остановам турбогенераторов, если своевременно обнаружить эти неполадки, предотвратить их развитие и при первой возможности устранить.

Другие неполадки приводят к вынужденным остановам турбогенераторов.

Все основные неполадки в работе газовой системы, а также действия персонала по выявлению и устранению неполадок указаны в табл.10.

Таблица 10

Неисправность	Вероятная причина	Методы выявления и устранения неисправности
1. Внезапное резкое падение давления водорода в корпусе генератора с выбросом большого количества водорода в машинный зал и его возгоранием с угрозой перехода в пожар	Повреждение прокладок выводов, щитов и т.д., разрушение уплотнений вала	Отключить турбину кнопкой аварийного отключения со срывом вакуума. Не дожидаясь останова турбогенератора, приступить к сбросу водорода из корпуса генератора в атмосферу и подаче инертного газа в корпус генератора. Далее действовать согласно разд.18
2. Понижение чистоты водорода в корпусе генератора. Повышение содержания кислорода в гидрозатворах, бачках продувки и других аппаратах системы слива масла из уплотнений в сторону водорода	Повышенный расход масла в уплотнениях вала в сторону водорода. Повышение перепада давлений между уплотняющим маслом и водородом с образованием сифонного перелива из демпферного бака в сливную систему (см. табл.2, 4). Подача масла в уплотнения кольцевого типа без дегазации или с недостаточной дегазацией	Проверить работу уплотнений вала (расход масла в сторону водорода). Проверить наличие сифонного перелива из демпферного бака. Включить в работу и проверить эффективность установки дегазации масла (при ее наличии). Провести продувку генератора чистым водородом. Организовать непрерывную продувку сливных камер или, если она имеется, увеличить расход водорода на продувку
3. Повышение содержания водорода в картерах подшипников (сливных маслопроводах воздушной стороны уплотнений)	См. п.7.4	См. п.7.4
4. Повышение содержания водорода в кожухах комплектных экранированных токопроводов	Нарушение герметичности уплотняющих деталей выводов генератора	При появлении водорода в одном из кожухов с концентрацией до 1% выявить токопровод с утечкой водорода, проверить газоплотность генератора и при первой возможности остановить его для устранения утечки. При содержании водорода 1% и более подать инертный газ в соответствующий токопровод (группу токопроводов) и остановить генератор с вытеснением водорода
5. Понижение давления водорода в генераторе (утечка водорода, превышающая допустимую)	Нарушение плотности оборудования и вентилей газовой системы	Выявить и устранить утечки водорода, обратив особое внимание на выводы генератора, уплотнения вала, торцевые щиты, вентили газовой системы т.д. Проверить работу регулятора уровня гидрозатвора и действовать далее согласно п.7.5
6. Повышение давления водорода в генераторе	Неисправность вентиля на линии подачи водорода из централизованной разводки	Провести ревизию вентилей на линий подвода водорода к генератору
7. Повышение влажности водорода (температуры точки росы)	Отсутствие или неисправность холодильной машины в системе осушки водорода	Проверить работу холодильно-компрессорного агрегата при его наличии, устранить неисправность; применить непрерывную продувку сливных камер при отсутствии холодильной машины в системе осушки водорода
8. Появление воды в нижних точках корпуса генератора*: а) до 500 см в смену	Утечка воды из газоохладителей или водяной системы охлаждения статора при превышении давления воды над давлением водорода	Выявить неисправный газоохладитель поочередным их отключением. На время работы генератора с отключенным газоохладителем нагрузка должна быть уменьшена до значений, указанных в заводских инструкциях по эксплуатации генератора. При первой возможности вывести генератор в ремонт. При попадании воды в корпус турбогенератора из системы водяного охлаждения обмоток генератор должен быть разгружен и отключен
б) свыше 500 см в смену		Генератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети
9. Увеличение количества воды, сливаемой из испарителя холодильной машины свыше 500 см в смену	Утечка воды из газоохладителей или водяной системы охлаждения статора при превышении давления воды над давлением водорода	Следует иметь в виду, что в первые трое суток после включения холодильной машины возможно значительное выделение воды из испарителя, не связанное с неисправностью водяной системы. Действовать согласно п.7 данной таблицы
10. Появление масла в нижних точках корпуса генератора*	См. п.7.6	См. п.7.6
11. Появление водорода в системе водяного охлаждения обмоток статора	Нарушение герметичности системы водяного охлаждения	Осторожно повысить давление дистиллята на входе в обмотку таким образом, чтобы концентрация водорода в газовой ловушке была бы минимальной (менее 3%), следя за отсутствием воды в дренажах и испарителе и утечкой водорода из машины. При первой возможности, но не позднее чем через 5 сут после появления водорода остановить генератор для выяснения и устранения причин появления водорода
________________* Слив жидкости из корпуса генератора производить при закрытом вентиле над УЖИ. После дренирования жидкости из трубы закрыть нижний и открыть верхний вентили и повторить операции слива.

      18. ВЫВОД ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ В ПЛАНОВЫЙ РЕМОНТ

Перед выводом газовой системы в плановый ремонт необходимо вытеснить водород из генератора. Как правило, такое вытеснение производится при неподвижном роторе, так как расход инертного газа при неподвижном роторе меньше, чем при вращающемся роторе.

18.1. Запрещается вытеснять водород из генератора непосредственно воздухом без применения промежуточной среды.

18.2. Перед подачей в газовую систему углекислого газа или азота необходимо создать видимые разрывы на трубопроводах, подводящих к газовому посту генератора водород и воздух, сняв съемный элемент, общий для этих трубопроводов, и установив в необходимых местах заглушки.

18.3. Для вытеснения водорода из генератора с неподвижным ротором и газовой системы углекислым газом или азотом необходимы следующие операции:

отключить электропитание автоматического газоанализатора;

зафиксировать давление углекислого газа (азота) в ресиверах;

открыть вентили на газовом посту для подачи углекислого газа (азота) из трубопровода централизованной разводки в нижний коллектор генератора и вентили для выпуска водорода из верхнего коллектора;

отобрать пробы для анализа из верхнего и нижнего коллекторов генератора.

18.6. За счет оставшегося в генераторе небольшого избыточного давления следует продуть аппараты осушки водорода, поплавковый затвор, импульсные трубки и т.д.

азот при неподвижном роторе — 2,5 газовых объема генератора;

азот при вращении ротора — 4,5 газовых объема;

углекислый газ при неподвижном роторе — 2,1 газовых объема;

углекислый газ при вращении ротора — 4 газовых объема.

18.8. После окончания вытеснения водорода углекислый газ должен быть вытеснен из генератора воздухом немедленно, а азот — в том случае, если предполагаются ремонтные работы в газовой системе.

Затем следует продуть воздухом все аппараты и трубопроводы газовой системы.

При выводе в ремонт оборудования и трубопроводов газовой системы должны быть отсоединены трубы, по которым в ремонтируемые участки может через неплотно закрытые вентили проникнуть водород из других участков (из магистрали водорода, например), находящихся под давлением. Отсоединение трубопроводов может быть выполнено путем:

разъединения фланцев и установки заглушек с хвостовиками;

демонтажа части трубопровода с установкой заглушек.

Ремонтные работы в газовой системе остановленного, освобожденного от водорода и заполненного воздухом генератора производятся по распоряжению главного инженера.

После этого газовая система генератора готова к проведению планового ремонта.

 19. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ.

ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

19.1. Опасность при работе с газообразным водородом заключается в возможности образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом в корпусе генератора, в аппаратах и трубопроводах газовой системы при нарушении режима эксплуатации газовой системы, а также при загорании водорода, выходящего из системы через неплотности.

Согласно ГОСТ 3022-80 смесь водорода с воздухом является взрывоопасной при содержании в ней водорода от 4 до 75% по объему.

Взрывоопасная смесь может воспламеняться от открытого огня, местного нагрева, при быстром истечении (особенно при наличии продуктов коррозии на стенках труб и аппаратов).

Давление, развиваемое взрывом водородно-воздушной смеси, тем выше, чем больше начальное давление и начальная температура смеси.

В корпусе генератора образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом особенно опасно, так как в больших замкнутых объемах возможно детонационное воспламенение смеси, протекающее при распространении пламени со сверхзвуковыми скоростями и развивающее давление, которого не выдерживает корпус генератора.

19.2. Взрывоопасная смесь в корпусе генератора может образовываться в следующих случаях:

при неполной продувке генератора инертным газом в процессе вытеснения водорода или воздуха;

при попадании в генератор, заполненный воздухом, водорода через неплотности арматуры на газовом посту при невыполнении видимого разрыва на трубопроводе водорода;

при попадании в генератор, заполненный водородом, воздуха при невыполнении видимого разрыва на трубопроводе воздуха;

при постепенном загрязнении водорода воздухом, диффундирующим из масла в уплотнениях, и отсутствии продувки.

19.3. В картерах подшипников, в закрытых шинопроводах линейных выводов турбогенераторов взрывоопасная смесь может образовываться при нарушении герметичности уплотнений вала, изоляторов выводов обмотки, отсутствии вентиляции, отсутствии автоматического или периодического контроля за содержанием водорода в воздухе в этих участках системы.

19.4. В системе циркуляционной воды взрывоопасная смесь может образовываться из-за неплотности трубок газоохладителей.

В турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки статора и водородным охлаждением обмотки ротора давление водорода должно быть выше (до 0,05 МПа) давления дистиллята на входе в машину.

При нарушении герметичности водяного тракта водород может проникать в водяной тракт.

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.

19.5. Во избежание возникновения взрывоопасной смеси нормативные показатели содержания кислорода в корпусе генератора, поплавковом затворе, в бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки установлены с запасом, причем для корпуса генератора более жесткие.

Это объясняется тем, что объем газа в корпусе больше, поэтому загрязнение его кислородом или воздухом через масло будет ниже, чем в других местах. Кроме того, из-за наличия в корпусе генератора продольных и поперечных ребер жесткости возможно образование слабо вентилируемых мест с повышенным содержанием кислорода или воздуха по сравнению с определяемым по контрольным анализам.

Приняты следующие нормативные показатели: содержание кислорода в водороде в корпусе генератора не должно превышать 1,2%, а в поплавковом затворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора — 2%.

19.6. Для обеспечения безопасной работы газовой системы следует поддерживать высокую чистоту водорода в корпусе генератора и во всех аппаратах, находящихся под давлением водорода (см. п.16.2), а также не допускать повышения содержания водорода в картерах подшипников и кожухах токопроводов и коробе нулевых выводов более 1%.

19.7. Особое внимание следует уделять правильному выполнению операций по замене газа в генераторе.

Вытеснение воздуха, водорода и инертного газа из генератора запрещается прекращать раньше достижения в заданных точках газовой системы концентрации вытесняющего или вытесняемого газа, указанной в табл.11.

Таблица 11

Операция вытеснения	Определяемый компонент (газ)	Точка отбора	Концентрация газа, %
1. Воздуха углекислым газом	Углекислый газ	Верхний и нижний коллекторы	Не менее 85%
2. Воздуха азотом	Кислород	То же	Не более 3%
3. Углекислого газа водородом	Углекислый газ	Нижний коллектор	Не более 3%
4. Азота водородом	Водород	То же	Не менее 97%
5. Водорода углекислым газом	Углекислый газ	Верхний и нижний коллекторы	Не менее 95%
6. Водорода азотом	Водород	Верхний и нижний коллекторы	Не более 3%
7. Углекислого газа воздухом	Углекислый газ	Нижний коллектор	Отсутствует
8. Азота воздухом	Кислород	То же	Не менее 20%

19.8. При возникновении утечки водорода из генератора или аппаратов и трубопроводов газовой системы, находящихся под давлением водорода, опасность заключается в возможном загорании струи водорода, а также — в возможном образовании местной взрывоопасной концентрации водорода в воздухе (при отсутствии в месте утечки достаточного обмена воздуха или при наличии невентилируемых карманов и зон, в которых возможно скопление водорода).

С целью своевременного выявления утечек водорода необходимо:

периодически (не реже одного раза в месяц) проверять газовую плотность водородной системы генератора (утечка водорода не должна превышать в сутки 5% общего объема газа в корпусе генератора);

контролировать непрерывно (с сигнализацией при повышении содержания водорода до 1%) или периодически места наиболее вероятных утечек водорода (картеры подшипников, токопроводы и т.д.).

19.9. При загорании струи водорода следует прекратить доступ воздуха к месту горения, наложив на место утечки плотную асбестовую ткань или направив на пламя струю инертного газа.

Около генератора должен постоянно находиться баллон с углекислотой, снабженный шлангом длиной, достаточной для ликвидации загорания водорода в любой точке газовой системы, или сухой огнетушитель, или шланг, подключенный к трубопроводу централизованной разводки углекислого газа или азота.

Наряду с этим от этой разводки должны быть проложены трубопроводы для продувки инертным газом картеров подшипников и кожухов токопроводов при повышении содержания в них водорода более 1% (см. приложение 5).

Если загорание водорода не удается ликвидировать перечисленными выше средствами, следует, отключив генератор от сети, снизить давление водорода в корпусе генератора и подать в него инертный газ для вытеснения водорода.

В ОАО «Фирма ОРГРЭС» разработана схема дистанционного управления (с БЩУ) процессами выброса водорода в атмосферу из корпуса генератора и подачи инертного газа в корпус генератора при аварийных ситуациях.

19.10. При выводе в ремонт оборудования и трубопроводов газовой системы должны быть отсоединены трубы, по которым в ремонтируемые участки может через неплотно закрытые вентили проникнуть водород из других участков, находящихся под давлением. Отсоединение трубопроводов производится путем:

разъединения фланцев и установки заглушек с хвостовиками;

демонтажа части трубопровода с установкой заглушек.

Ремонтные работы в газовой системе остановленного, освобожденного от водорода и заполненного воздухом генератора могут производиться по распоряжению.

Перед началом ремонтных работ допускающий должен убедиться в безопасности условий производства работ; проверить подготовку схемы к ремонту в соответствии с данной Типовой инструкцией; наличие необходимых заглушек и отсоединений трубопроводов; наличие на вентилях, открытие которых недопустимо, плакатов «Не открывать — работают люди»; проверить отсутствие водорода в ремонтируемых участках схемы; провести инструктаж ремонтного персонала.

Для выполнения ремонтных работ на генераторе (при наличии водорода в корпусе и на работающем генераторе) должен быть выдан наряд.

19.11. В машинном зале электростанции запрещается курить. Около каждого генератора и устройств газовой системы должны быть вывешены плакаты «Водород. Огнеопасно».

19.12. Работы с открытым огнем (электросварка, газовая сварка, резка и др.) на расстоянии более 10 м от участков газовой системы и трубопроводов, содержащих водород, производятся по наряду. При проведении таких работ на расстоянии до 10 м включительно от оборудования и трубопроводов, содержащих водород, в графе наряда «Особые условия» должны быть указаны дополнительные меры, обеспечивающие безопасность проведения работы (установка щитов — экранов для предотвращения разлетания искр, проверка отсутствия водорода в воздухе в месте производства работ, наличие средств пожаротушения и т.д.).

Запрещается проведение ремонтных огневых работ непосредственно на корпусе генератора, аппаратах и трубопроводах при наличии в них водорода.

Запрещается затягивать болты и гайки аппаратов и арматуры, находящихся под давлением.

Шланги и штуцера должны быть надежно закреплены.

19.13. Окраска трубопроводов газовой системы должна производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки».

Ресиверы для водорода, углекислого газа и азота окрашиваются алюминиевой пудрой для уменьшения нагрева солнцем.

На ресиверах для водорода должны быть сделаны надписи — «Водород!», «Взрывоопасно!».

19.14. При погрузочно-разгрузочных работах и транспортировке баллонов должны приниматься меры по предотвращению их падения, повреждения и загрязнения. При этом нельзя допускать резких толчков баллонов или ударов по ним какими-либо предметами.

Погрузка, выгрузка и переноска каждого баллона как наполненного газом, так и порожнего должны производиться с особой осторожностью не менее чем двумя работниками.

Транспортировка наполненных газами и пустых баллонов должна производиться с навернутыми предохранительными колпачками. Баллоны, наполненные газом, при перевозке или хранении должны быть защищены от действия солнечных лучей; рекомендуется накрывать баллоны брезентом или асбестовым полотном.

На небольшие расстояния баллоны могут перевозиться на специальных тележках или носилках. Внутри помещения по ровному полу допускается перекатывание баллонов одним работником на ребрах башмака в наклонном положении. Запрещается тянуть баллон волоком и перекатывать в горизонтальном положении по полу. При перемещении баллонов краном их необходимо устанавливать на предохранительную люльку.

Баллоны с углекислым газом и азотом могут храниться как в складском помещении, так и на открытом воздухе под навесом, защищающим их от воздействия осадков и солнечных лучей.

Хранить в одном помещении баллоны с кислородом и водородом запрещается.

Во избежание ошибочного использования технического углекислого газа в сатураторных установках необходимо хранить техническую углекислоту отдельно от пищевой.

Пустые баллоны должны храниться отдельно от баллонов, наполненных газом.

Разрядка баллонов с водородом и азотом должна производиться только через редуктор, предохранительный клапан которого регулируется на срабатывание при максимальном рабочем давлении в ресиверах.

Перед присоединением редуктора к баллону необходимо проверить у вентиля исправность резьбы бокового штуцера и отсутствие пропуска газа. Если у вентиля обнаружены какие-либо дефекты, то баллон бракуют и отправляют на завод-изготовитель для выпуска из него газа и ремонта вентиля. На баллоне мелом наносят надпись «Осторожно! Полный! Вентиль неисправен!». Если вентиль исправен, то его следует продуть плавным и кратковременным поворотом маховика на 1/4 оборота. При продувке нельзя находиться против штуцера вентиля, а следует стоять сбоку.

Необходимо убедиться в исправности редуктора, осмотрев резьбу накидной гайки, входной штуцер, фильтр, манометры, прокладку. Редуктор с неисправной резьбой накидной гайки, неисправным фильтром и другими недостатками следует отправить в ремонт. Пользоваться редуктором с неисправными манометрами или просроченными датами испытания запрещается.

Разрядка баллонов с углекислотой, как правило, производится в ресиверы централизованной углекислотной установки.

Помещение, в котором устанавливается разрядная рампа, должно иметь механическую вытяжную вентиляцию с забором воздуха из нижней части помещения. Значительное содержание углекислого газа в воздухе вызывает у человека удушье. Предельно допустимое содержание углекислого газа в воздухе помещения не должно превышать 0,1%. При отсутствии централизованной углекислотной установки баллоны разряжаются через рампу в генератор. Для ускорения процесса испарения углекислоты и сокращения времени разрядки разрешается баллоны помещать в ванну с теплой водой. При этом необходимо соблюдать следующие условия:

температура воды не должна превышать 50 °С;

баллон следует погружать в воду не более чем на 1/4 его высоты;

вентиль баллона не должен быть погружен в воду;

вентиль баллона должен быть открыт;

вентили и соединительная трубка не должны обмерзать.

Отогревание замерзших баллонов, вентилей и соединительных трубок разрешается производить теплой водой.

 20. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО СОСТАВЛЕНИЮ МЕСТНОЙ ИНСТРУКЦИИ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОЙ СИСТЕМЫ

20.1. На каждой электростанции должна иметься местная инструкция по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения (одна на каждый тип генератора).

20.2. Местная инструкция должна быть составлена на основе требований данной Типовой инструкции и технической документации завода-изготовителя.

20.3. Местная инструкция должна состоять из следующих разделов и графической части:

20.3.1. Общие сведения, которые должны включать:

краткое описание газовой системы;

основные технические данные газовой системы, оборудования и аппаратов, входящих в ее состав;

объем устройств контроля и технологической сигнализации с указанием значений уставок предупредительной сигнализации.

20.3.2. Указания по эксплуатации, включающие:

распределение обязанностей по обслуживанию газовой системы между цехами электростанции;

подготовка газовой системы к включению и ввод в работу;

обслуживание газовой системы в условиях нормальной эксплуатации;

основные неполадки в работе газовой системы и способы их устранения;

вывод газовой системы в ремонт;

требования по технике безопасности и пожаробезопасности при обслуживании газовой системы.

20.3.3. Исполнительная технологическая схема газовой системы.

20.4. В должностных инструкциях для каждого лица оперативного персонала (дежурный инженер электростанции, начальник смены электроцеха, начальник смены химического цеха, старший дежурный электромонтер, электромонтер) должны быть перечислены конкретные разделы (пункты) местной инструкции, требования которых обязательны для выполнения этими лицами.

20.5. Местная инструкция должна быть подписана начальником электроцеха и утверждена главным инженером электростанции.

20.6. Местная инструкция и технологическая схема должны проверяться на соответствие фактическим эксплуатационным условиям не реже одного раза в два года с отметкой на них о проверке.

Приложение 1

О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ШПОНОЧНОГО УЗЛА ТОРЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ (п.6.12 СРМ-92 [12])

Одной из причин, снижающих подвижность вкладышей в корпусах и вызывающих отказы торцевых уплотнений, являются дефекты шпоночного узла.

На находящихся в эксплуатации турбогенераторах обнаружены следующие конструктивные и технологические дефекты шпоночного узла:

осевые шпонки, входящие в отверстия корпусов уплотнений, иногда вызывают значительное местное увеличение усилий трения из-за несоосности шпонки и отверстия вследствие больших технологических допусков на положение этих отверстий;

материалы, из которых изготовлены шпонки и контактирующие с ними детали, имеют низкую твердость и недостаточную чистоту поверхности;

у большей части эксплуатирующихся конструкций уплотнений контактирующие поверхности деталей имеют электроэрозионные повреждения.

В результате обследования большого количества турбогенераторов мощностью 30-300 МВт установлено, что наиболее эффективным средством защиты поверхностей контакта деталей шпоночного узла от повреждений, вызываемых электроэрозионными процессами, являются повышение твердости и чистоты поверхностей контакта, а также установка гибких электрических закороток, соединяющих корпус и вкладыш.

В связи с изложенным предлагается на всех турбогенераторах с торцевыми уплотнениями завода «Электротяжмаш», АО «Элсиб» и АО «Электросила» внедрить следующие мероприятия:

1. Шпонка (стопор) и контактирующая с ней поверхность вкладыша должны иметь твердость НВ 300 и шероховатость поверхности не ниже 1,25 (ГОСТ 2.309-73).

Необходимую твердость контактирующих поверхностей деталей шпоночного узла следует обеспечить одним из способов, приведенных ниже:

цементацией с последующей закалкой деталей, изготовленных из сталей 10, 15 или 20;

электроискровым упрочнением поверхности прибором ЭИУ-1 (наплавка победитом);

наплавкой электродом ЦН-6;

изготовлением деталей из сталей с твердостью НВ 300 без термообработки.

2. Шпоночные узлы с осевыми шпонками должны быть модернизированы: в корпус уплотнения необходимо установить плоскую вставку, рабочая поверхность которой должна соответствовать требованиям п.1 и обеспечивать контакт цилиндр-плоскость.

Поверхность контакта вставки должна находиться в радиальной плоскости. Размеры вставки: глубина (по оси ротора) — не менее 15 мм, ширина (в тангенциальном направлении) — не менее 8 мм, длина (в радиальном направлении) — не менее диаметра шпонки плюс 10 мм. Вставку установить в предварительно выфрезерованный паз (глубина паза должна быть больше глубины вставки на 0,5-0,7 мм) и зачеканить для предупреждения выхода вставки из паза при работе уплотнений.

3. На турбогенераторах ТГВ-25, ТВС-30, ТВ2-30-2, ТВ-50-2, ТВ-60-2 и ТВ2-100-2, уплотнения которых ранее были заменены по проектам АО «ЦКБ Энергоремонт» двухпоточными, необходимо:

а) увеличить сечение радиальных шпонок, резьбовую часть выполнить диаметром М16, рабочую (контактную) часть — квадратной 13х13. В случае, если из-за малых осевых зазоров увеличить сечение рабочей поверхности шпонки нельзя, изготовить рабочий конец прямоугольным 10х13 (13 мм — в тангенциальном направлении);

б) увеличить размеры канавки под шпонку, обеспечив тангенциальный и радиальный зазоры между шпонкой, нерабочей боковой стенкой канавки и дном канавки 2-2,5 мм.

Поверхность рабочей стенки паза должна удовлетворять требованиям п.1, что можно обеспечить:

электроискровым упрочнением стенки;

наплавкой электродом ЦН-6;

установкой вставки;

установкой накладки с пазом на винтах и фиксирующих штифтах.

Размеры вставки: глубина (в радиальном направлении) не менее 15 мм, ширина (в тангенциальном направлении) не менее 8 мм, длина (в осевом направлении) должна обеспечивать работу уплотнений при фактическом взаимном расположении вкладыша и корпуса и возможных перемещениях вкладыша в корпусе уплотнения. Кроме этого, по длине вставки должен быть запас не менее 5 мм для периодических ремонтов упорного диска ротора.

4. При ремонтах контролировать состояние поверхностей контакта деталей шпоночного узла; при наличии местных нарушений формы поверхности (углубления на плоских поверхностях, поверхностях роликов или цилиндров) глубиной более 0,05 мм необходимо обработать поверхность (шлифовать) до устранения дефекта.

5. На всех уплотнениях установить электрические гибкие закоротки, изготовленные из медного проводника ПЩ-3,3 с припаянными наконечниками Т4-6 (ГОСТ 7386-80). Наконечники крепить к корпусу и вкладышу винтами М6 с фиксацией их от самоотвинчивания.

Закоротки устанавливать с воздушной стороны уплотнений вблизи горизонтального разъема корпуса (кроме случаев, оговоренных в проектной документации АО «ЦКБ Энергоремонт»). Длина закоротки должна обеспечивать свободное перемещение вкладыша в корпусе (с учетом последующих ремонтов упорного диска), закоротка не должна касаться вращающегося вала ротора, наконечники закоротки не должны мешать перемещению вкладыша в корпусе даже при ослаблении их крепления.

6. После сборки половин корпусов уплотнений с пружинным прижимом (турбогенераторы серий ТВФ и ТГВ) должно быть обеспечено прилегание контактных поверхностей деталей шпоночного узла. Контроль выполнять щупом 0,05 мм.

7. Замену плоских шпонок роликовыми самоустанавливающимися шпонками выполнять только при частичной модернизации торцевых уплотнений по проектам АО «ЦКБ Энергоремонт».

При заказе проекта модернизации в АО «ЦКБ Энергоремонт» необходимо указывать номер чертежа общего вида эксплуатирующегося торцевого уплотнения и осевые размеры, определяющие взаимное расположение вкладыша и корпуса.

8. По всем вопросам, связанным с модернизацией шпоночного узла, следует обращаться в АО «ЦКБ Энергоремонт».

Приложение 2

О ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ

ТОРЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ 60-500 МВт (п.6.11 СРМ-92 [12])

В целях повышения эксплуатационной надежности торцевых уплотнений турбогенераторов с водородным охлаждением при кратковременных перерывах подачи масла и возможности безаварийного останова турбогенераторов в случае отказа всех источников подачи масла в уплотнения в схемах масло-снабжения устанавливаются демпферные баки, обеспечивающие кратковременное резервирование маслоснабжения уплотнений.

Опыт эксплуатации и результаты испытаний систем маслоснабжения торцевых уплотнений вала турбогенераторов 60-500 МВт АО «Электросила» выявили ряд недостатков, снижающих надежность:

а) отсутствие протока масла через бак приводит к снижению температуры масла в баке и увеличенным потерям напора в начальный период отключения всех источников маслоснабжения;

б) недостаточный диаметр трубопроводов вызывает увеличение потерь напора;

в) значительный расход прижимающего масла на турбогенераторах с двухпоточными уплотнениями делает объем установленных демпферных баков недостаточным для полного выбега турбогенератора при безнасосном останове;

г) низкая подвижность золотников регуляторов давления прижимающего масла РПМ-1 приводит к значительным колебаниям давления при переходных процессах в системе маслоснабжения;

д) полное перекрытие линии обратной связи из-за засорения сеток дроссельного устройства шламом и механическими частицами приводит к отказу регуляторов прижимающего масла РПМ-1 и РДМ-17.

Для устранения недостатков и повышения надежности системы маслоснабжения торцевых уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением предлагается:

1. Не вводить в эксплуатацию генераторы без демпферного бака в системе маслоснабжения уплотнений, оборудованного устройствами сигнализации и защиты в соответствии с требованиями настоящего документа. Не допускать работу системы маслоснабжения без демпферного бака за исключением непродолжительных периодов, необходимых для устранения неисправностей бака и арматуры.

2. Осуществить для действующих турбогенераторов следующие основные мероприятия:

а) присоединить демпферный бак к системе маслоснабжения уплотнений двумя трубами (рис.14, I) для постоянного протока масла через бак. Должны быть соблюдены высотные отметки и диаметры трубопроводов и вентилей, приведенные в табл.12. Допускаются схемы последовательная (рис.14, I, вентили 5, 6 открыты, вентиль 7 закрыт) и последовательно-параллельная (рис.14, II, вентили 5, 6, 15 и 16 открыты, вентиль 7 закрыт, между вентилями 15 и 16 установлена дроссельная шайба 17, диаметр которой определяется при наладке).

Таблица 12

			Расстояние (см. рис.14), мм, не менее	(см. рис.14), мм, не менее
Тип генератора	Компо- новка машин- ного зала	Схема присоеди- нения бака	от центра вала генера- тора до дна бака (А)	от дна — бака до коле- на пере- лив- ной трубы (Б)	от коле- на пере- лив- ной трубы до про- тиво- сифон- ной (В)	от верха бака до ниж- него реле уровня (Г)	от верха бака до верх- него реле уровня (Д)	трубо- про- вода а и вен- тиля 7	трубо- про- вода б и вен- тиля 5	трубо- про- вода в и вен- тилей 6, 15, 16	трубопроводов	Ориен- тиро- воч- ный диа- метр дрос- сель- ной шайбы 17 (см. рис.14), мм
											г	д	е
ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2	Закрытая	Последовательная (см.рис.14, I)	4000	6000	2000	60-70	400*	50	70	50	40	70	32	—
ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2	Закрытая	Последовательно- параллельная (см. рис.14, II)	4000	6000	2000	60-70	400*	50	50	50	40	50	32	10-13
ТВВ-165-2, ТВВ-200-2	То же	Последовательная	6000	5000- 6000	2000- 4000	60-70	400*	50	80	60	40	70	32	—
ТВВ-165-2, ТВВ-200-2	-«-	Последовательно- параллельная	6000	5000- 6000	2000- 4000	60-70	400*	40	70	50	40	50	32	10-15
ТВВ-165-2, ТВВ-200-2	Открытая	Последовательно- параллельная	6000	5000- 6000	2000- 4000	60-70	400*	40	90	70	40	70	32	10-15
ТВВ-320-2	Закрытая	Последовательная	6000	5000- 6000	2000- 4000	60-70	400*	50	80	80	40	70	32	—
ТВВ-320-2	То же	Последова- тельно-парал- лельная	6000	5000- 6000	2000- 4000	60-70	400*	50	70	70	40	50	32	10-15
______________ * Указанные расстояния относятся к вновь устанавливаемым турбогенераторам серий ТВФ и ТВВ, на которых система сигнализации уровня масла выполнена в соответствии с чертежами АО «Электросила» N ОБС.349.003-005. В схемах маслоснабжения турбогенераторов, находящихся в эксплуатации, на которых верхнее реле срабатывает при понижении уровня масла до верха бака или ниже верха бака на 20 мм, установку реле верхнего уровня можно не изменять.

Рис.14. Схема присоединения демпферного бака с постоянным протоком масла:

I — последовательная; II — последовательно-параллельная;

1 — демпферный бак; 2 — регулятор давления масла; 3, 4 — реле уровня масла; 5-11, 15, 16 — запорные вентили; 12 — общий сливной маслопровод подшипников турбоагрегата; 13 — смотровое окно; 14 — противосифонный клапан; 17 — дроссельная шайба

Температура масла в демпферном баке должна быть не ниже 30 °С. При необходимости увеличения расхода масла через демпферный бак для повышения температуры масла до 30 °С диаметр дроссельной шайбы следует уменьшить.

В условиях открытой компоновки машинного зала (длина трассы от бака к уплотнениям 40 м более) следует применять последовательно-параллельную схему, кроме того утеплять трубопроводы в районе демпферного бака (участки г, д, е на рис.14, I).

Схема подключения демпферного бака турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-200М, ТГВ-300 и ТГВ-500, выполненная по чертежам завода «Электротяжмаш», предусматривает проток всего масла через бак и в переделках не нуждается.

Для исключения возможности сифонного перелива масла из демпферного бака в гидрозатвор допускается установка в переливной трубе специального противосифонного клапана 14 (см. рис.14, I). Конструкция клапана и высота его установки определяется заводом-изготовителем турбогенератора, куда необходимо обращаться по данному вопросу;

б) усовершенствовать схему подачи прижимающего масла двухлоточных уплотнений вала:

в обратном клапане на линии аварийной подачи смазки из демпферного бака в регулятор РПМ-1 (РДМ-17) просверлить отверстие диаметром 2 мм для постоянного протока масла и прогрева всего объема трубопровода;

в существующие отверстия вкладыша, через которые прижимающее масло сливается в картер опорного подшипника, установить пробки с отверстием 2 мм для снижения общего расхода прижимающего масла;

в) установить два фильтра (рабочий и резервный) на линии подачи масла в уплотнения перед регуляторами давления;

г) применять регуляторы грузового типа, прямого действия без резервирования их вентилем с электромагнитным приводом для регулирования давления масла, подаваемого в уплотнения;

При срабатывании верхнего реле уровня подается сигнал «Низкий уровень масла в демпферном баке» и подготавливается цепь включения реле времени. По получении этого сигнала персонал должен принять меры к немедленному восстановлению маслоснабжения уплотнений. При срабатывании нижнего реле уровня, контакт которого включен последовательно с контактом верхнего реле уровня, замыкается цепь обмотки реле времени, воздействующего с выдержкой времени 9 с на технологическую защиту турбогенератора.

Технологическая защита обеспечивает останов турбины и отключение генератора от сети, причем должен быть произведен срыв вакуума автоматически (для турбин ХТГЗ) или оператором дистанционно (для турбин других заводов). На щите управления загораются табло «Защита» и «Нет масла на уплотнениях генератора».

По получении этого сигнала персонал должен приступить к вытеснению водорода инертным газом (углекислотой или азотом), не дожидаясь полного останова турбоагрегата.

У генераторов, не имеющих инжектора в системе маслоснабжения уплотнений, указанное реле времени должно срабатывать также и при отключении всех масляных насосов уплотнений (рабочего, резервного, аварийного), блок-контакты электромагнитных пускателей которых включаются последовательно.

Технологическая защита от снижения уровня масла в демпферном баке на работающем генераторе опробуется следующим образом: накладка защиты переводится в положение «Сигнал», вентиль 9 (см. рис.14, I) закрывается, вентиль 10 открывается. По мере опорожнения обводной трубы наблюдается последовательное прохождение сигналов «Низкий уровень масла в демпферном баке» и «Нет масла на уплотнениях генератора».

Замену реле уровня нужно, как правило, производить на остановленном турбогенераторе. В аварийных случаях с разрешения главного инженера электростанции допускается заменять или ремонтировать реле на работающем генераторе при закрытых вентилях 9-11;

Высшую точку сливного маслопровода (со стороны контактных колец) соединить с атмосферой трубой диаметром 100-150 мм.

3. Осуществить следующие дополнительные мероприятия по усовершенствованию отдельных элементов схемы маслоснабжения (в тех случаях, когда эти элементы недостаточно надежны):

а) заменить регуляторы давления прижимающего масла РПМ-1 и РДМ-17 более надежными регуляторами РДМ-27.

Дифференциальные регуляторы давления уплотняющего масла РПД-14, если они удовлетворяют требованиям эксплуатации, можно оставлять в эксплуатации при условии удаления фасок на всех поршнях (кромки поршней золотника должны быть острыми).

Регуляторы ДРДМ-12, ДРДМ-12М с вращающимися золотниками, находящиеся в эксплуатации более 8-10 лет, как правило, выработали свой ресурс (износ пары букса-вращающийся золотник превышает допустимое значение) и должны быть либо заменены усовершенствованными регуляторами ДРДМ-30, либо пройти капитальный ремонт с восстановлением паспортного зазора в паре букса-золотник.

На всех эксплуатирующихся регуляторах установить дроссельные устройства с увеличенной площадью сеток по чертежу N П.1034.04.00СБ АО «ЦКБ Энергоремонт».

На всех регуляторах ДРДМ-12 (ДРДМ-12М), в верхней крышке которых выполнены два больших отверстия сегментной формы для контроля за вращением золотника, заменить стальные верхние крышки новыми с четырьмя равнорасположенными отверстиями диаметром 40 мм;

б) установить второй маслоохладитель в системах маслоснабжения, не обеспечивающих снижение температуры масла, поступающего от системы регулирования, до 40 °С; при работе турбины на турбинном масле (не ОМТИ) всасывающие линии насосов уплотнений присоединить к главному маслобаку турбины;

в) установить смотровое окно (см. рис.14, I) для контроля отсутствия перелива масла из демпферного бака в гидрозатвор.

4. Предусмотреть уставки устройства защиты и электроавтоматики, исходя из следующих условий:

в) сигнал «Низкий уровень масла в демпферном баке» должен подаваться при срабатывании верхнего реле уровня при снижении уровня масла ниже верха бака на 20-40 мм (см. примечание к табл.12);

д) реле времени должно замыкать цепь технологической защиты турбогенератора через 9 с после срабатывания нижнего реле при снижении уровня масла ниже верха бака на 60-70 мм (см. табл.12) или после отключения всех масляных насосов уплотнений.

5. Направлять замечания и предложения по работе системы маслоснабжения уплотнений в АО «ЦКБ Энергоремонт».

Приложение 3

О ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНАХ НА ДЕМПФЕРНЫХ БАКАХ

В СИСТЕМЕ МАСЛЯНЫХ УПЛОТНЕНИЙ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

(п.6.10 СРМ-92 [12])

Главтехуправление Минэнерго СССР приняло решение, согласовав его с Госгортехнадзором СССР (Письмо от 19 мая 1970 г. N 06-13-16а/848), не устанавливать предохранительные клапаны на демпферных баках в системе маслоснабжения уплотнений турбогенераторов.

Приложение 4

ГАЗОВЫЕ ОБЪЕМЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ

(С ВСТАВЛЕННЫМ РОТОРОМ)

Турбогенератор	Газовый объем, м
ТВ2-30-2	26
ТГВ-25	26
ТВС-30	26
ТВ-50-2	50
ТВ-60-2	50
ТВФ-60-2	34
ТВФ-63-2	34
ТВФ-6З-2Е	30
ТВФ-100-2	50
ТВ2-100-2	65
ТВФ-110-2Е	47
ТВФ-120-2	50
ТВ2-150-2	100
ТВВ-160-2Е	50
ТВВ-165-2	53
ТВВ-200-2	56
ТГВ-200	70
ТВВ-220-2Е	56
ТГВ-300	75
ТВВ-320-2	87
ТВВ-320-2Е	65
ТГВ-500	73
ТВВ-500-2	100
ТВВ-500-2Е	84
ТВВ-800-2	126
ТВВ-800-2Е	126
ТВВ-1200-2	160

     Приложение 5

О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ СКОПЛЕНИЯ ВОДОРОДА В КОМПЛЕКТНЫХ ЭКРАНИРОВАННЫХ ТОКОПРОВОДАХ И КАРТЕРАХ ПОДШИПНИКОВ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

(п.6.5 СРМ-92 [12])

Опыт эксплуатации показывает, что на многих турбогенераторах с водородным охлаждением, оснащенных автоматическими газоанализаторами, в экранированных токопроводах не обеспечивается достоверный контроль наличия водорода из-за неправильно выполненной схемы отбора газа на анализ, неудовлетворительной организации эксплуатации приборов, трудностей эксплуатационной и метрологической поверки газоанализаторов и т.п.

В целях предотвращения утечек водорода из турбогенераторов и скопления его в токопроводах и подшипниках предлагается:

1. При капитальном ремонте выполнить реконструкцию унифицированных концевых выводов турбогенераторов серии ТГВ с мощностью 200, 300, 500 МВт в соответствии с заводским чертежом N ТХ 113-1086 (рис.15).

Рис.15. Эскиз уплотнения фланцевого соединения концевых выводов

     Примечания: 1. Место соединения шнура клеить клеем 88Н (МРТУ 38-5-880-66) по документации ОТХ 919.015. В месте склейки диаметр шнура 10 мм.

При капитальных ремонтах турбогенераторов серии ТВВ устанавливать фарфоровые рубашки выводов только со шлифованной поверхностью в местах уплотнения выводов с плитой корпуса генератора.

При капитальных ремонтах турбогенераторов с водородным охлаждением тщательно осматривать узлы уплотнения токоведущего стержня вывода и при появлении трещин или потере эластичности резины прокладок производить их замену.

При каждом капитальном ремонте независимо от состояния резиновых прокладок между выводом и плитой выводов производить их замену новыми.

2. Укомплектовывать вводимые и действующие турбогенераторы серий ТВВ и ТГВ приборами для автоматического контроля содержания водорода в токопроводах, устанавливая на каждом турбогенераторе по одному газоанализатору ТП-1116М У4.

На действующих турбогенераторах, где ранее были установлены два газоанализатора ТП-1116М У4, разрешается оставлять в работе оба прибора. На турбогенераторах серии ТВФ с экранированными токопроводами автоматические газоанализаторы следует устанавливать по усмотрению главного инженера электростанции.

3. Производить при неисправности или отсутствии автоматических газоанализаторов проверку отсутствия водорода в токопроводах (и картерах подшипников) с помощью переносного газоанализатора ПГФ-2М-И4А или индикатора ИВП-1, или сигнализатора-эксплозиметра СТХ-17-10 не реже одного раза в сутки. При обнаружении водорода индикатором ИВП-1 производить химический анализ воздуха из данной точки с помощью газоанализаторов КГА-2-1 (ГХЛ-1) или хроматографа для определения количественного содержания водорода.

Результаты анализа воздуха в токопроводах (картерах подшипников) должны фиксироваться в оперативных журналах начальников смены электрического и химического цехов.

4. Выполнить схему отбора воздуха на анализ и подачи инертного газа в токопроводы в соответствии с нижеприведенными указаниями.

5. Предусмотреть подачу сигнала о появлении водорода в токопроводах и картерах подшипников при содержании водорода 1%.

При появлении водорода в токопроводах (при содержании его в воздухе до 1%) выявить токопровод, в котором происходит утечка водорода, путем последовательного перекрытия вентилей на импульсных трубках, проверить газоплотность генератора и при первой возможности произвести его останов для устранения утечки. При содержании водорода в токопроводах 1% и более подать инертный газ в соответствующую группу токопроводов и произвести останов генератора для устранения утечки водорода.

При повышении содержания водорода в картерах подшипников до 1% проверить работу уплотнений вала и схемы маслоснабжения уплотнений; при содержании водорода от 1 до 2% подать в соответствующий картер подшипника инертный газ. Концентрацию водорода в этом случае нужно проверять через 8-10 мин после прекращения продувки картеров инертным газом (это время соответствует цикличности отбора проб автоматическим газоанализатором). Пробу можно отбирать из того же отверстия, через которое производилась продувка. При повышении содержания водорода более 2% произвести останов генератора для ликвидации неполадки.

6. Проверять один раз в сутки по показаниям ротаметров проток анализируемой газовой смеси в датчиках газоанализаторов. Один раз в три месяца проверять газоанализаторы с помощью контрольных газовых смесей, приготавливаемых на месте. Контроль содержания водорода в приготовленной газовой смеси производить с помощью газоанализаторов КГА-2-1 (ГХЛ-1) по методике ГОСТ 5439-76 или газовым хроматографом.

Для метрологической поверки газоанализаторов применять поверочные газовые смеси водород-воздух с содержанием водорода 0,2-1,0%, выпускаемые по ТУ 6-21-28-77 Балашихинским кислородным заводом.

Методика приготовления контрольных газовых смесей приведена в приложении 7.

 Указания по выполнению схемы отбора воздуха на анализ

и подачи инертного газа в токопроводы и картеры опорных подшипников

В целях упрощения схемы контроля и уменьшения количества газоанализаторов рекомендуется объединить линии отбора воздуха из линейных выводов и вывести их на одну точку газоанализатора ТП-1116М У4.

На другую точку прибора должна быть выведена линия отбора воздуха из общего короба нулевых выводов или объединенная линия отбора из токопроводов нулевых выводов, если они отделены один от другого.

Остальные две точки газоанализатора следует подключать к воздухоотборным устройствам, установленным в верхних точках картеров подшипников.

Принципиальная схема отбора воздуха на анализ и подачи инертного газа в токопроводы турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ представлена на рис.16.

Рис.16. Принципиальная схема отбора воздуха на анализ и подачи инертного газа в токопроводы турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ:

1 — экранированный токопровод линейных выводов ТЭН-300 завода «Электрощит» (Москва); 2 — перфорированная трубка для отбора воздуха из верхней части кожуха; 3 — коробка выводов; 4 — токопровод нулевых выводов ТЭН-300; 5 — изоляционная вставка из резинового шланга; 6 — вентиль; 7 — перфорированная трубка для отбора воздуха из кожуха нулевых выводов турбогенераторов серии ТВВ мощностью 300 МВт и выше; 8 — кожух нулевых выводов

Как видно из рис.16, импульсные трубки одновременно используют и для подачи инертного газа в токопровод или подшипник. При продувке токопроводов (картеров подшипников) инертным газом вентили на импульсных трубках газоанализатора должны быть закрыты.

Импульсные трубки должны быть электрически изолированы от экранов токопроводов и корпусов подшипников посредством изоляционных вставок (см. поз.5). Вставки не требуются, если изоляция выполнена на отборных устройствах.

В качестве отборных устройств в зависимости от конструкций токопровода и узла сочленения экрана токопровода с коробкой выводов могут быть использованы:

газовая ловушка из металлической трубки, располагаемая снаружи токопровода (рис.17), при наличии кольцевой щели между верхним фланцем экрана и коробкой выводов;

воздухоотборные трубки (рис.18 и 19) или штуцера (рис.20) при отсутствии кольцевой щели.     

Рис.17. Пример установки газовой ловушки (а) и эскиз ловушки для обнаружения водорода (б):

1 — газовая ловушка; 2 — эластичная шайба; 3 — гайка; 4 — стяжная втулка (тройник) из диэлектрического материала; 5 — штуцер для присоединения импульсной трубки газоанализатора; 6 — штуцер для отбора пробы на химический анализ

Рис.18. Пример установки воздухоотборной трубки в кожухе нулевых выводов турбогенераторов серии ТВВ мощностью 300 МВт и выше:

1 — кожух; 2 — стальная трубка диаметром 25 мм; 3 — стальной ниппель

Рис.19. Пример установки воздухоотборной трубки в верхней зоне токопровода ТЭН-300:

1 — трубка из дюралюминия; 2 — кожух токопровода; 3 — стальная втулка; 4 — стальная пробка

Рис.20. Пример установки штуцеров для отбора воздуха и подачи инертного газа в токопроводы турбогенераторов серии ТВФ:

1 — коробка выводов турбогенератора; 2 — токопровод нулевых выводов типа ГРТЕ-10 завода «Электрощит» (г.Самара); 3 — штуцера; 4 — токопровод линейных выводов; 5 — кольца из фторопласта или эбонита; 6 — стальная шайба; 7 — стальные гайки М8; 8 — изоляционная втулка

Для повышения достоверности контроля отборные устройства должны размещаться в верхней части токопровода или кожуха, т.е. выше вентиляционных отверстий или жалюзи.

Один штуцер токопровода или штуцер воздухоотборной трубки (газовой ловушки) используется для подключения к газоанализатору или для подачи инертного газа, другой штуцер, нормально закрытый пробкой (см. рис.19), может быть использован для отбора воздуха на химический анализ.

Допускается производить отбор пробы воздуха на химический анализ из объединенных измерительных линий, как показано на рис.16.

Расположение воздухоотборных и импульсных трубок следует по возможности принимать таким, чтобы длины импульсных трубок от отдельных токопроводов существенно не различались.

Вентили на импульсных трубках отдельных токопроводов следует устанавливать в удобном для обслуживания месте, вентили для подачи инертного газа — на газовом посту.

Приложение 6

ГАЗОАНАЛИЗАТОР КГА-2-1 (ГХЛ-1) С ПРИСТАВКОЙ ДЛЯ КАТАЛИТИЧЕСКОГО СЖИГАНИЯ ВОДОРОДА. ОПИСАНИЕ ПРИБОРА И МЕТОДОВ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗОВ

1. Применяемый для газового анализа газоанализатор КГА-2-1 (ГХЛ-1) с приставкой для каталитического сжигания водорода показан на рис.21.

Рис.21. Газоанализатор КГА-2-1 (ГХЛ-1) с приставкой для каталитического сжигания водорода:

1 — двухколенная бюретка с вилкой и напорной склянкой; 2 — приставка; 3 — приемник для приставки; 4, 5 — поглотительные сосуды; 6-14 краны

Приставка для каталитического сжигания водорода, показанная на рис.22, представляет собой трубку 1 из кварцевого стекла, заполненную палладиевым катализатором 2 и снабженную нагревательным элементом 3, к зажимам которого через трансформатор подводится напряжение 12 В.

Рис.22. Приставка для каталитического сжигания водорода:

1 — трубка из кварцевого стекла; 2 — палладиевый катализатор; 3 — нагревательный элемент

2. Поглотительный сосуд 4 (см. рис.21) следует залить раствором КОН (30%); поглотительный сосуд 5 — раствором пирогаллола «А», а приемник 3, расположенный под приставкой 2, — подкисленной и подкрашенной метилоранжем дистиллированной водой, такой же водой нужно залить бюретку 1 и напорную склянку.

3. Один раз в неделю следует проверять газоанализатор в сборе на герметичность. Для проведения такой проверки нужно заполнить поглотительные сосуды до меток на капиллярах под кранами и набрать воздух в бюретку, затем соединить бюретку с гребенкой и поднять напорную склянку, установив ее в верхнее положение. Если в течение 5 мин уровень воды в бюретке не повысится, а уровни растворов в поглотительных сосудах не понизятся, газоанализатор можно считать герметичным.

5. Для определения содержания в газе поглощаемых растворами примесей (углекислого газа и кислорода) следует проводить анализ, основанный на селективном поглощении углекислого газа раствором щелочи и кислорода — щелочным раствором пирогаллола «А».

Содержание в газе углекислого газа и кислорода следует определять следующим образом:

после тщательной продувки импульсных трубок присоединить пробоотборное устройство к крану 6 газоанализатора;

установить с помощью напорной склянки уровни жидкости: в левой части гребенки точно на метке «80», а в правой — на метке «20»; закрыть краны 12 и 13; выпустить избыток газа из бюретки быстрым поворотом крана 11;

открыть кран 12 и установить уровни жидкости в правом колене бюретки и в напорной склянке на одной высоте при фиксированном уровне в левом колене бюретки на отметке «80»;

закрыть кран 12 и записать общий объем отобранной пробы газа;

открыть кран 9 и перевести газ в поглотитель 4 из обоих колен бюретки, доведя уровень жидкости в верхней части бюретки до крана 7; перевести газ из поглотителя в бюретку; повторить эти операции 3-4 раза;

6. Если примерное содержание водорода в газе (воздухе) или содержание примеси в водороде до анализа неизвестно, и, если количество кислорода в газе заведомо недостаточно для полного окисления водорода, определение водорода в трубке с палладиевым катализатором следует производить с разбавлением пробы воздухом.

7. Перед проведением анализа газа с разбавлением следует продуть левую сторону гребенки, трубку 2 и кран 14 воздухом. Для этого следует набрать воздух через кран 6 в широкое колено бюретки и при открытых кранах 8 и 14 перевести воздух в приемник и обратно в бюретку, доведя уровень жидкости в приемнике до крана 14, затем закрыть кран 14 и установить в трубке с катализатором атмосферное давление с помощью уравнительной склянки.

При проведении работ с трубкой 2 нагреватель трубки должен быть постоянно включен. Если перед началом работ трубка была холодной, то для подготовки газоанализатора к определению содержания водорода (для достижения стабильной температуры катализатора 80-100 °С) требуется около 30 мин. При нагревании кран 8 должен соединять трубку с правой частью гребенки, а краны 6 и 7 должны быть открыты в атмосферу.

Соединив бюретку кранами 7, 8, 14 с приемником, следует перевести в бюретку часть воздуха из приемника, заполнив газовой смесью оба колена бюретки. Затем следует, медленно поднимая уравнительную склянку, перевести газ в приемник 3. Скорость подъема склянки должна быть такой, чтобы при открытых обоих кранах вилки разница в положении уровней жидкости в узкой и широкой частях бюретки не превышала 3-5 см. После перевода всего газа в приемник 3 следует также медленно вернуть его в бюретку. При повторении этой операции можно действовать быстрее, так как основной объем водорода сгорает при первых двух прохождениях через катализатор. Всего требуется 4-5 переводов газа в приемник 3 и обратно. После окончательного перевода оставшегося газа в бюретку следует измерить его объем и определить содержание водорода по формуле

Содержание водорода в газе должно быть не менее 70%.

При проведении каталитического сжигания водорода необходимо следить, чтобы запорная жидкость из бюретки или приемника не попала в трубку с катализатором во избежание потери его активности.

Отобранную пробу следует три-четыре раза пропустить через трубку с катализатором, затем перевести в широкое колено бюретки оставшийся объем газа (до метки «80»), а остальное — в узкое колено бюретки, доведя уровень жидкости в приемнике до крана, и измерить полученный объем.

Расчет содержания водорода в газе следует производить по формуле

          Приложение 7

МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ АВТОМАТИЧЕСКИХ ГАЗОАНАЛИЗАТОРОВ ТП-1116М У4

С ПОМОЩЬЮ КОНТРОЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

1. Контрольную газовую смесь следует готовить способом точного дозирования определяемого компонента с помощью калибровочных емкостей. Смесь водорода с воздухом можно получить в установке, показанной на рис.23, а.

Рис.23. Установка для получения контрольной смеси водорода с воздухом для проверки автоматического газоанализатора:

1 — стеклянная бутыль; 2 — калиброванная пипетка; 3 — побудитель расхода;

Для приготовления смеси следует отобрать водород из баллона или из системы электролизной установки по схеме, показанной на рис.23, б.

Открыть сначала краны пипетки 2, затем вентиль на линии отбора водорода. Для создания в пипетке небольшого избыточного давления используется гидрозатвор 5 высотой 70-100 мм.

Пипетку следует продуть в течение 2-3 мин, затем закрыть вентиль и краны — до и после пипетки.

Заполненную пипетку необходимо выдержать не менее 15 мин при температуре приготовления смеси, затем кратковременным поворотом одного из кранов уравнять давление в пипетке с атмосферным и включить пипетку в схему, показанную на рис.23, а.

Открыть краны в схеме, включить побудитель расхода и перемешать смесь в течение 1-1,5 ч.

2. Необходимая вместимость пипетки для дозирования газа рассчитывается по формуле

Пример расчета вместимости пипетки

Вместимость пипетки определяется по формуле

3. Проверка газоанализатора ТП-1116М У4 контрольной газовой смесью производится по схеме, показанной на рис.23, в.

При присоединении бутыли 1 к импульсной трубке прибора установить на ней воронку, подать напряжение питания газоанализатора и через 10-15 мин открыть кран на трубке от воронки к бутыли, залить в бутыль воду и постепенным открытием крана подачи смеси из бутыли в датчик 7 установить расход газа через прибор 1,5 л/мин по ротаметру 6. Продолжительность пропуска газа через прибор — не менее 2 мин.

Проверку газоанализаторов следует производить по трем точкам: первая — начало шкалы (проверка нуля шкалы); вторая — уставка срабатывания сигнального устройства (1,0% водорода в воздухе); третья — 2-3% водорода в воздухе.

Установку нуля шкалы газоанализатора (проверку контрольной точки) следует проводить по методике, изложенной в заводской инструкции.

 Список использованной литературы

1. Куфман Я.И., Аврух В.Ю., Ростик Г.В. Уплотнения турбогенераторов с водородным охлаждением. — М.: Энергия, 1968.

2. Куфман Я.И. Схемы маслоснабжения уплотнений современных турбогенераторов. — М-Л.: Энергия, 1964.

3. Голоднова О.С. Эксплуатация схем маслоснабжения и уплотнений турбогенераторов.- М.: Энергия, 1978.

4. Эксплуатация турбогенераторов с непосредственным охлаждением. — М.: Энергия, 1972.

5. Хазан С.И. Турбогенераторы. Повреждения и ремонт. — М.: Энергоатомиздат, 1983.

6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. — М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

7. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей. — М.: Энергоатомиздат, 1984.

8. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. — М.: Энергоатомиздат, 1986.

9. Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях: РД 34.45.501-88. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1989.

10. Типовая инструкция по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов: ТИ 34-70-065-87. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

11. Типовая инструкция по эксплуатации электролизных установок для получения водорода: ТИ 34-70-056-86. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

12. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Ч. 2. — М.: СПО ОРГРЭС, 1992.

13. Объемы и нормы испытания электрооборудования. — М.: ЭНАС, 1998.

14. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях: РД 34.35.101-88. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1990.

15. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций ВНТП 81. — М.: МО Теплоэлектропроекта, 1981.

16. ГОСТ 2.309-73. Шероховатость поверхности. Параметры, характеристики и обозначения.

17. ГОСТ 3022-80. Водород технический. Технические условия.

18. ГОСТ 5439-76. Газы горючие природные и искусственные. Метод определения компонентного состава на газоанализаторе типа ГХЛ.

19. ГОСТ 7386-80. Наконечники кабельные, медные, закрепляемые опрессовкой. Конструкция и размеры.

20. ГОСТ 9293-74. Азот газообразный и жидкий. Технические условия.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
СССР

ГЛАВНОЕ
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

РД 34.45.50-88

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО
ОПЫТА ПО «СОЮЗТЕХЭНЕРГО»

МОСКВА 1989

РАЗРАБОТАНО Всесоюзным
научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)

ИСПОЛНИТЕЛИ Л.Г. МАМИКОНЯНЦ,
А.П. ЧИСТИКОВ, Г.А. ОСТРОУМОВА

СОГЛАСОВАНО с ЛПЭО
«Электросила», заводом «Электротяжмаш» и ПО «Союзтехэнерго»

УТВЕРЖДЕНО Главным
научно-техническим управлением энергетики и электрификации 28.03.88 г.

Заместитель
начальника К.М. АНТИПОВ

Настоящая
Типовая инструкция разработана с учетом опыта эксплуатации турбо- и
гидрогенераторов на электростанциях и требований действующих «Правил
технической эксплуатации», «Правил устройства электроустановок», а также других
отраслевых нормативно-технических документов Минэнерго СССР.

С выходом настоящей Типовой инструкции отменяется «Типовая инструкция
по эксплуатации генераторов на электростанциях» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

Срок
действия установлен

с 01.01.89 г.

до 01.01.94 г.

Введение

Типовая
инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях (далее Инструкция)
является обязательной для персонала всех электростанций, предприятий и
организаций Минэнерго СССР. По всем вопросам, не рассмотренным в данной
Инструкции, эксплуатация генераторов должна осуществляться согласно указаниям
заводов-изготовителей.

Требования настоящей
Инструкции должны учитываться при разработке заводами-изготовителями
эксплуатационных документов¹ по ГОСТ 2.601-68 на все новые
генераторы и при согласовании этих документов с Главным научно-техническим
управлением энергетики и электрификации в соответствии с ГОСТ 2.609-79 и
техническими условиями на поставку. При выполнении этого условия эксплуатация
таких генераторов должна производиться по заводским инструкциям ².

¹ Далее —
заводские инструкции.

² Допускается эксплуатация первых головных
(опытно-промышленных) образцов генераторов по временной заводской инструкции в
течение года до ее отработки и согласования с Главтехуправлением.

Внесение
изменений в настоящую Инструкцию и в заводские инструкции по эксплуатации
конкретных типов генераторов на основании соответствующих предложений
электростанций, предприятий или заинтересованных организаций осуществляется
совместным решением Главтехуправления Минэнерго СССР и завода-изготовителя.

Сведения о
внесенных изменениях (ГОСТ
2.603-68) должны публиковаться в виде решений и циркуляров
Главтехуправления Минэнерго СССР.

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. Указания
настоящей Инструкции обязательны для применения персоналом, обслуживавшим вновь
вводимые и действующие установки с генераторами мощностью 2500 кВт и более.

Положения
настоящей Инструкции должны по возможности учитываться также при эксплуатации
генераторов меньшей мощности.

1.2. Каждый
генератор должен иметь на корпусе порядковый станционный номер. Если генератор
имеет несколько одинаковых вспомогательных агрегатов или другое оборудование,
то каждый из них должен иметь тот же номер, что и генератор, с добавлением
индекса А, Б и т.д.

1.3. Каждый
генератор, возбудитель и охладитель (газоохладитель и теплообменник) должны
иметь щиток с номинальными данными.

1.4.
Генераторы должны быть оборудованы необходимыми контрольно-измерительными
приборами, устройствами управления и сигнализации, средствами защиты в
соответствии с действующими ПУЭ.

Для контроля
за перегрузкой генератора один из трех амперметров, установленных в цепи
статора, должен иметь шкалу, рассчитанную на удвоенный номинальный ток для всех
гидрогенераторов и турбогенераторов с косвенным охлаждением и на полуторный
номинальный ток для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки
статора. Для удобства контроля за режимом работы генератора значения
номинальных токов статора и ротора должны быть указаны на шкале прибора.

Генераторы,
используемые в режимах недовозбуждения, должны быть оборудованы приборами
контроля потребляемой реактивной мощности.

Турбогенераторы
мощностью 300 МВт и выше рекомендуется оборудовать приборами для определения
температуры обмотки ротора с выводом на БЩУ предупредительного сигнала о
превышении температуры.

1.5. На
каждом генераторе должны быть устройства для контроля сопротивления изоляции
цепей возбуждения во время их работы.

1.6.
Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) со всеми устройствами, включая
устройства форсировки возбуждения и ограничения максимального тока (по значению
и длительности) и минимального тока ротора, должны быть постоянно включены в
работу, и, как правило, не должны отключаться при останове и пуске генераторов.
Отключение АРВ допускается только для его ремонта или ревизии.

Настройка и
действие АРВ должны быть согласованы с работой общестанционных устройств
автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности. На
электростанциях и в энергоуправлениях должны быть таблицы основных параметров
настройки АРВ.

На резервных
возбудителях генераторов допускается не устанавливать АРВ. Рекомендуется применять
на них релейную форсировку возбуждения, обеспечивающую кратность не ниже 1,3
номинального напряжения ротора.

1.7.
Устройства АРВ и 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 государственным стандартом или техническим
условием на поставку);

заданная
государственным стандартом или техническим условием номинальная скорость
нарастания напряжения возбуждения.

Для
генераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора должно быть
обеспечено автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.

1.8.
Генераторы должны вводиться в эксплуатацию на основном возбуждении.

В условиях
эксплуатации оперативные переключения с основного возбуждения на резервное и
обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети (кроме
генераторов с бесщеточными системами возбуждения).

1.9. На всех генераторах, снабженных дополнительным устройством
гашения поля, воздействующим на возбудитель, гашение поля на отключенной от
сети синхронной машине должно выполняться персоналом, как правило, с
помощью этого устройства в целях уменьшения воздействия повышенного напряжения
на обмотку возбуждения синхронной машины.

На всех
генераторах с системами возбуждения на базе полупроводниковых преобразователей
и на генераторах, оборудованных автоматами гашения поля с разрывом цепи ротора,
должны быть установлены и постоянно находиться в работе специальные защиты
обмоток ротора от перенапряжений (разрядник, нелинейный резистор и т.д.).

Запрещается
производить гашение поля автоматами АГП-1 при токах, меньших 200 А.

1.10.
Расположение ключей (кнопок) управления реостатом возбуждения и регулятором
возбуждения, а также направление вращения маховичков приводов реостатов и
регуляторов возбуждения в сторону увеличения возбуждения должно быть одинаково
для всех генераторов данной электростанции.

На
маховичковом приводе реостата возбуждения коллекторного возбудителя и на самом
реостате должны быть нанесены красной краской отметки, соответствующие
холостому ходу и полной нагрузке генератора, и стрелкой — направление вращения
для увеличения возбуждения.

1.11.
Командоаппарат, если он установлен на генераторе, должен быть оборудован
светозвуковой сигнализацией и иметь необходимые надписи.

1.12. Все
оборудование, обеспечивающее смазку поверхностей трения и охлаждение генератора
(независимо от его типа и конструкции), установленное в соответствии с
требованиями ПУЭ, должно находиться в
работе.

1.13.
Охлаждение обмоток статора и ротора генератора водой (дистиллятом) должно
осуществляться по замкнутому циклу с теплообменниками. Расход, давление и
качество охлаждающего дистиллята должны контролироваться средствами,
предусмотренными ПУЭ.

1.14.
Устройства теплового контроля генератора должны вводиться в работу в полном
объеме с использованием всех рабочих функций (регистрация температур,
сигнализация при достижении предельно допустимых температур и т.п.).

Если
устройства теплового контроля имеют две уставки сигнализации по температуре, то
при наличии соответствующих указаний заводских инструкций должны быть введены в
работу обе уставки.

Помимо
устройств дистанционного контроля за температурой газа в генераторе, необходимо
установить термометры расширения в предназначенные для них карманы в корпусе
генератора (если это предусмотрено конструкцией генератора).

1.15.
Осушитель газа турбогенератора с водородным охлаждением должен быть подключен
таким образом, чтобы он работал при полном напоре вентилятора. Место установки
осушителя выбирается из условий удобства обслуживания и достаточной вентиляции.
При этом нельзя допускать образования взрывоопасной смеси, когда оставшийся в
осушителе водород выпускается в машинный зал или имеется утечка водорода из
осушителя. Вместо сорбционно-силикагелевых осушителей рекомендуется применять
холодильные установки (приложение 1).

1.16. У
некоторых типов генераторов циркуляция воды в газоохладителях осуществляется по
замкнутому циклу с установкой промежуточных теплообменников. При этом для тех
генераторов, нормальная работа которых не допускается при температуре воды на
входе в газоохладители выше 33 °С (генераторы ТВВ), должны быть предусмотрены
возможность перехода на разомкнутый цикл и выполнение мероприятий в соответствии
с п. 6.6 «Сборника директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР»
(М.: Энергоатомиздат, 1985).

1.17. Вновь
устанавливаемые турбогенераторы с водородным охлаждением должны вводиться в
эксплуатацию при номинальном давлении водорода. При этом должно быть обеспечено
автоматическое управление работой системы маслоснабжения уплотнений вала.

1.18.
Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным
охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника
и при снижении давления масла ниже установленного предела.

Для
резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов
мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные)
баки с постоянной циркуляцией масла.

1.19. В
системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно
включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного,
компенсирующего).

Контроль за
давлением масла в уплотнениях должен производиться в непосредственной близости
к напорным камерам уплотнений.

Маховики
вентилей, установленных на маслопроводах системы масляных уплотнений вала
генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

1.20.
Фильтры, установленные в системе подвода воды к воздухоохладителям,
газоохладителям, теплообменникам для охлаждения генераторов, и фильтры в
системе циркуляции дистиллята или масла должны постоянно находиться в работе.

1.21. Все
газопроводы, маслопроводы и трубопроводы дистиллята, относящиеся к
турбогенераторам с водородным и смешанным водородно-водяным охлаждением, должны
иметь опознавательную окраску и предупреждающие знаки в соответствии с ГОСТ
14202-69 и «Типовой инструкцией по эксплуатации электролизных установок для
получения водорода и кислорода» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986).

1.22. Все
вентили и краны в системах водородного и водяного охлаждения должны быть
пронумерованы и на них должны быть указаны индексы: в масляной системе — «М», а
при наличии вакуума — «ВК», в газовой системе, заполненной водородом — «В»,
заполненной углекислым газом — «У», заполненной азотом — «А», в системе
водяного охлаждения обмоток статора — «Д». Индексы указываются перед номером
вентиля и крана.

1.23. Для
контактных колец должны применяться щетки одной марки на каждое кольцо или на
оба кольца согласно заводской инструкции. Для коллектора возбудителя должны
также применяться щетки одной марки. Давление щетки на кольцо или коллектор
должно соответствовать государственным стандартам, техническим условиям и
рекомендациям заводов-изготовителей машин.

На коллекторе
возбудителя щетки должны быть установлены в шахматном порядке для обеспечения
равномерного износа поверхности коллектора. Щетки каждой пары рядов
(положительных и отрицательных) должны работать одна за другой по одному следу,
а щетки следующей пары — по следу, сдвинутому относительно первого.

Эксплуатация
щеточно-контактных аппаратов генераторов должна осуществляться в соответствии с
инструкциями заводов-изготовителей и «Типовой инструкцией по эксплуатации узла
контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 165 МВт и
выше» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

1.24.
Запасные части генераторов должны храниться в сухом помещении. Особенно бережно
следует хранить стержни обмотки, уплотнительные резинотехнические изделия
(приложение 2)
и изоляционные материалы.

1.25.
Запасные якоря коллекторных возбудителей турбогенераторов должны быть испытаны
и подготовлены к работе; их коллекторы должны быть отшлифованы, промежутки
между пластинами «продорожены». Запасной якорь возбудителя турбогенератора
после отбалансировки должен быть установлен для опробования взамен рабочего
якоря на срок не менее полугода.

1.26. Для
каждого типа генератора на электростанции должны быть в наличии все
приспособления и комплекты инструмента, необходимые для разборки и сборки
генераторов во время ремонта и для снятия бандажей ротора. Приспособления для
снятия и индукционного нагрева бандажей роторов турбогенераторов могут быть
общими для нескольких электростанций одной энергосистемы, на которых
установлены однотипные генераторы.

1.27. На
каждый генератор на электростанции должна быть следующая документация:

паспорт
генератора;

данные
приемо-сдаточных испытаний на заводе-изготовителе по ГОСТ
183-74, если они не приведены в паспорте генератора;

заводская
инструкция по монтажу и эксплуатации генератора;

протоколы
приемо-сдаточных испытаний, акты промежуточных испытаний, данные испытаний на
нагревание с картой нагрузок;

протоколы
периодических профилактических и других испытаний как генератора, так и
относящегося к нему электрического оборудования (выключателей, кабелей и пр.),
протоколы сушки;

отчетные
документы средних и капитальных ремонтов с техническими ведомостями и актами
приемки;

данные
измерения напряжения на валу генератора;

протоколы
испытаний устройств защиты и гашения поля, измерительных и регистрирующих
приборов генератора и регулятора возбуждения;

документы обо
всех ремонтах и осмотрах генератора и его вспомогательного оборудования;

комплект
чертежей генератора, в том числе монтажных, с указанием массы наиболее тяжелых
частей; чертежи и схемы вспомогательных устройств (возбуждения, охлаждения,
газомасляного хозяйства и пр.);

суточные
ведомости регистрации режимов работы генераторов по установленной форме;

сведения об
эксплуатационных и специальных режимах работы (асинхронных, недовозбуждения,
несимметричных и пр.);

формуляры
сборочно-монтажных и пусконаладочных работ.

1.28.
Генераторы, находящиеся в резерве, и все относящиеся к ним вспомогательное
оборудование должны быть постоянно готовы к немедленному пуску и должны
периодически осматриваться по графику, утвержденному главным инженером
электростанции.

1.29.
Дизель-генераторные установки для аварийного питания ответственных механизмов электростанций
должны находиться в состоянии готовности к автоматическому запуску. Исправность
и готовность их к автоматическому запуску должны периодически проверяться по
графику, утвержденному главным инженером электростанции.

1.30.
Устройства для пожаротушения генераторов с воздушным охлаждением должны
находиться в постоянной готовности к действию и обеспечить возможность быстрой
подачи воды в генератор.

1.31. Запас
водорода на электростанциях, где установлены генераторы с водородным
охлаждением, должен обеспечивать десятидневный эксплуатационный расход водорода
и однократное заполнение одного генератора с наибольшим газовым объемом, а
запас углекислого газа или азота — шестикратное заполнение генератора с
наибольшим газовым объемом.

При наличии
на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса
водорода в ресиверах на 50 %.

1.32. Все
генераторы должны периодически подвергаться капитальному, среднему и текущему
ремонтам, которые должны совмещаться соответственно с капитальным, средним и
текущим ремонтом турбин по заранее установленному в энергосистеме графику.

Порядок
планирования и производства ремонта определяется «Правилами организации
технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений
электростанций и сетей» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984) и «Правилами технической
эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Энергия, 1977).

1.33. Ремонт
генератора необходимо производить в соответствии с руководством по капитальному
(среднему) ремонту или техническими условиями на ремонт, утвержденными
Союзэнергоремонтом и согласованными в установленном порядке, а также в
соответствии с ОСТ 34-38-454-79 «Уплотнения торцевые роторов турбогенераторов с
водородным охлаждением. Правила эксплуатации и ремонта» и технической
документацией, специально подготовленной организацией производящей ремонт, в
соответствии с планируемыми работами (в зависимости от состояния генератора и
объема ремонта).

1.34. При
текущем ремонте производится осмотр и чистка узлов и деталей, а также
устранение незначительных дефектов, не связанных с большими объемами разборки
узлов.

В объем
текущего ремонта входят: осмотр, чистка возбудителя, узла контактных колец и
цепи возбуждения, устранение утечек газа без удаления водорода из корпуса,
контроль изоляции доступных узлов (ротор, статор, подшипники), проверка
состояния систем обеспечения (газомасляной, водоснабжения и т.д.) и проведение
других работ, если они указаны в инструкциях заводов-изготовителей.

1.35. Первые
ремонтные работы на вновь введенных машинах для своевременного выявления и
устранения возможных дефектов изготовления и монтажа (включая усиление
крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и
кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора) следует
производить не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию с
выемкой ротора у турбогенераторов и не позднее чем через 6000 ч на
гидрогенераторах.

Увеличение
срока проведения первых ремонтных работ допускается лишь тогда, когда этот срок
приходится на период осенне-зимнего максимума нагрузки. В этом случае через 6
мес. после пуска должен быть проведен осмотр генератора (у турбогенератора со
снятием верхних половин щитов). Если при осмотре будут обнаружены признаки
повреждений узлов генератора (следы истирания изоляции и контактной коррозии,
ослабленные бандажи, выпавшие клинья, дистанционные распорки, выползшие
подклиновые прокладки и другие дефекты), то он должен быть остановлен для
ликвидации отмеченных дефектов в ближайшее же время.

1.36. Обо
всех серьезных дефектах (повреждение активной стали или системы ее крепления,
повреждение изоляции, пробои при испытаниях и т.п.), обнаруженных во время
осмотров, ремонтов и профилактических испытаний генераторов мощностью 100 МВт и
выше (за исключением рядовых случаев пробоя на них микалентной
компаундированной изоляции), следует немедленно (телеграфно) уведомлять
Главтехуправление и завод-изготовитель для своевременного принятия мер по
предотвращению аналогичных повреждений на других электростанциях и оказания
квалифицированной помощи в установлении причин возникновения дефекта.

2. РЕЖИМ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ

Нормальные
режимы

2.1. Нормальными режимами работы генератора являются такие
режимы, на которые рассчитан генератор и в которых он может длительно работать
при допустимых по государственным стандартам и техническим условиям отклонениях
основных параметров (напряжения и тока, частоты, коэффициента мощности,
температуры и давления охлаждающей среды) от номинальных. Эти режимы
указываются в заводской инструкции или паспорте генератора.

Режим работы
генератора при номинальных параметрах, указанных на заводском щитке и в
паспорте генератора, называется номинальным.

2.2. Для
каждого значения рабочего напряжения, давления газа и температуры охлаждающей
среды устанавливаются допустимые токи статора и ротора. Длительные перегрузки —
увеличение этих токов сверх допустимого значения — не разрешаются.

2.3. После ввода в эксплуатацию генераторов мощностью выше 12
МВт не позднее чем через 6 мес. должны быть произведены их эксплуатационные
испытания на нагревание. До проведения испытаний разрешается работа генератора
при номинальных параметрах. Эксплуатационные испытания на нагревание необходимы
для получения характеристик нагрева генератора, проверки соответствия его
требованиям стандартов и технических условий и проводятся без дополнительного
термоконтроля.

При вводе
генератора в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта независимо от
срока проведения испытаний на нагревание необходимо при первом подъеме нагрузки
проверить тепловое состояние генератора и оценить исправность (и полный объем
включения) устройств теплового контроля. Для турбогенераторов с водяным
охлаждением обмотки статора определить неравномерность нагрева отдельных
стержней обмотки в целях диагностики состояния параллельных гидравлических
каналов.

2.4. По результатам испытаний на нагревание устанавливаются
наибольшие допустимые в эксплуатации температуры (с округлением в большую
сторону до 5 °С) обмоток статора и ротора, а также активной стали, которые
имеют место при продолжительной работе генератора с номинальной нагрузкой при
номинальных значениях коэффициента мощности, напряжения, температуры, давления
и чистоты охлаждающей среды. Для турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ
533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной
по сравнению с номинальной активной нагрузкой при установленных значениях коэффициента
мощности и параметров охлаждения, наибольшие допустимые в эксплуатации
температуры следует определять для номинального и максимального режимов. За
наибольшие допустимые в эксплуатации температуры для таких машин должны
приниматься максимальные из определенных для этих режимов.

Для
генераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора устанавливается
также наибольшая допустимая в эксплуатации температура дистиллята или газа,
выходящего из обмоток статора, причем для этих генераторов указанная температура
является основным показателем нагрева обмотки статора.

Определенные
выше наибольшие допустимые в эксплуатации температуры указываются в местных
инструкциях. Они не должны превышать предельно допустимых значений, установленных
государственными стандартами, техническими условиями и приведенных в заводских
инструкциях (в соответствии с методом их измерения).

При всех
длительных отклонениях от номинального режима (см. п. 2.1) наибольшие температуры
нагрева отдельных частей генератора не должны превышать наибольшие допустимые в
эксплуатации.

2.5. Наибольшая допустимая в эксплуатации температура обмотки
ротора определяется для наибольшего значения тока возбуждения, полученного при
номинальных коэффициентах мощности и температуре охлаждающей среды и следующих
значениях напряжения и тока статора: 0,95U_ном
и 1,05I_ном; U_ном
и I_ном; 1,05U_ном
и 0,95I_ном.

Для
турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ
533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной
по сравнению с номинальной активной нагрузкой, при установленных значениях
коэффициента мощности и параметров охлаждения наибольшая допустимая в
эксплуатации температура обмотки ротора должна быть определена также для
наибольшего значения тока возбуждения, полученного при работе с номинальной или
максимальной длительной нагрузкой при отклонении напряжения от номинального до
±5 %.

Примечание.
Значение тока возбуждения при указанных значениях тока и напряжения статора
может быть определено опытным путем или графоаналитически.

2.6.
Измерение температуры производится: обмотки статора — с помощью термометров
сопротивления, заложенных между стержнями обмотки или под клином или
установленных на боковой поверхности стержней у выхода из паза; стали статора —
с помощью термометров сопротивления, заложенных на дно паза; обмотки ротора —
методом сопротивления. У генераторов с непосредственным охлаждением обмоток
температура газа на выходе из обмотки статора измеряется термометрами
сопротивления, расположенными против мест выхода газа. У генераторов с
жидкостным охлаждением температура выходящей из обмоток и сердечника жидкости
измеряется ртутными термометрами и термометрами сопротивления, установленными в
сливных трубопроводах.

2.7. Для генераторов предельно допустимые температуры активных и
конструктивных частей, а также выходящих из обмоток охлаждающих газа и
дистиллята не должны быть выше приведенных в ГОСТ
533-85, ГОСТ
5616-81 и технических условиях и указываются заводом-изготовителем в
техническом описании и инструкции по эксплуатации.

2.8.
Предельные значения температуры, измеряемой термометрами сопротивления,
установленными для контроля за проходимостью полых проводников стержней
генераторов с водяным охлаждением обмотки статора, допустимая разность
температур по ним, а также температура выходящего охлаждающего газа для
генераторов с непосредственным газовым охлаждением обмотки статора и для
генераторов, имеющих аксиальную систему охлаждения сердечника, указываются
заводом-изготовителем. Для остальных генераторов температура выходящего
охлаждающего газа не нормируется.

2.9. Если наибольшие полученные по результатам испытаний на
нагревание (п. 2.4) температуры
при работе генератора с номинальной или максимальной длительной нагрузкой
больше предельно допустимых, указанных в п. 2.7, мощность генератора должна быть соответственно
ограничена до выяснения и устранения причин повышенных нагревов. Об ограничении
мощности генераторов необходимо сообщать в Главтехуправление и
заводу-изготовителю.

2.10. Если
наибольшие допустимые в эксплуатации температуры, определенные по п. 2.4, при
работе генератора с номинальными параметрами меньше предельно допустимых
значений (п. 2.7)
и целесообразно использование генератора с повышенной нагрузкой, то следует
запросить завод-изготовитель о возможности увеличения номинальной мощности
(перемаркировки) и необходимости проведения для этого специальных испытаний на
нагревание с определением наибольших местных температур частей генератора по
дополнительно установленному тепловому контролю, модернизации отдельных узлов и
пр.

Перемаркировка
турбогенераторов, роторы которых перемотаны с заменой косвенного охлаждения на
непосредственное, производится после проведения специальных испытаний на
нагревание.

В каждом
отдельном случае перемаркировка должна производиться по согласованию с
заводом-изготовителем (для генераторов отечественного производства) и
Главтехуправлением.

2.11.
Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности, а для
турбогенераторов 30 МВт и более также и длительная максимальная мощность при
заданном коэффициенте мощности должны сохраняться при отклонениях напряжения от
номинального до ±5 %.

Для всех
генераторов наибольшее рабочее напряжение не должно превышать 110 %
номинального. При напряжении выше 105 % допустимая полная мощность генератора
должна быть уменьшена в соответствии с указаниями инструкции
завода-изготовителя или установлена по результатам испытаний.

При напряжении
на генераторе ниже 95 % номинального ток статора не должен превышать 105 %
длительно допустимого при данных параметрах охлаждающей среды.

2.12. При
снижении температуры охлаждающего воздуха или водорода по сравнению с
номинальной разрешается увеличить мощность генераторов с косвенным и
непосредственным газовым охлаждением.

Для
турбогенераторов мощностью до 25 МВт и гидрогенераторов с длиной сердечника
статора до 2 м (первая группа) увеличение мощности разрешается при снижении
температуры охлаждающего газа на 20 °С, а для турбогенераторов мощностью 25 МВт
и более и гидрогенераторов с длиной сердечника статора более 2 м (вторая
группа) — на 10 °С.

Не
разрешается при большем снижении температуры охлаждающего газа дальнейшее
увеличение мощности и соответствующих ей токов статора и ротора.

Если
допустимые при снижении температуры охлаждающего газа токи ротора и статора не
указаны заводом-изготовителем, то их значения устанавливаются на основании
испытаний генераторов на нагревание при условии, что не должны быть превышены
наибольшие допустимые в период эксплуатации температуры, определенные в
соответствии с п. 2.4. При этом увеличение токов не должно быть
больше чем на 15 % номинального для генераторов первой группы и на 10 % — для
генераторов второй группы во всем диапазоне допустимых отклонений напряжения до
±5 % номинального.

Определенные
по результатам испытаний на нагревание повышенные значения токов статора и
ротора должны быть согласованы с заводом-изготовителем генератора.

Увеличение
токов должно производиться равномерно через каждые 5 °С снижения температуры
охлаждающего газа.

Для
генераторов с водяным охлаждением обмоток увеличение мощности при снижении
температуры охлаждающего газа ниже номинальной (40 °С) не разрешается.

2.13. При повышении температуры охлаждающего газа сверх
номинальной допустимые токи статора и ротора для всех генераторов независимо
от способа их охлаждения уменьшаются по данным испытаний на нагревание до
значений, при которых температуры обмоток (а для генераторов с непосредственным
охлаждением и температура охлаждающей среды на выходе из обмотки) не будут
превышать наибольшие допустимые в эксплуатации температуры, определенные
согласно п. 2.4.

Если
генератор не имеет температурных индикаторов или еще не испытан на нагревание,
а в заводской инструкции не указаны допустимые нагрузки для повышенных
температур охлаждающего газа, то уменьшение значения допустимого тока статора
на каждый градус повышения температуры охлаждающего газа выше номинальной при
работе машин с коэффициентом мощности не ниже номинального производится в
соответствии с табл. 1.

Одновременно
с уменьшением токов должны быть приняты меры по выяснению и устранению причин
повышения температуры охлаждающего газа.

Работа
генераторов при температуре входящего охлаждающего газа выше 55 °С запрещается независимо от способа
охлаждения.

Таблица 1

Уменьшение
допустимого тока статора генератора на каждый градус повышения температуры
охлаждающего газа выше номинальной

2.14.
Допускается отклонение температуры охлаждающего обмотку дистиллята или масла
против номинальной на ±5 °С, если иное
не оговорено в заводских инструкциях. Мощность генератора при этом не
изменяется.

2.15. Нижний
предел температуры охлаждающего газа для генераторов с замкнутым циклом
охлаждения определяется из условий отпотевания газоохладителей (см. п. 3.20, в)
и, как правило, должен быть не менее 20 °С.

2.16. У
турбогенераторов с непосредственным и косвенным водородным охлаждением мощность
может быть увеличена при повышении давления водорода до предельно допустимого.

Допустимое
увеличение мощности (если она не указана в инструкции завода-изготовителя)
следует определять на основании специальных испытаний на нагревание, при этом
не должны быть превышены наибольшие допустимые в эксплуатации температуры
частей генераторов, установленные согласно п. 2.4.

Определенные
таким образом мощности должны быть согласованы с заводом-изготовителем и
Главтехуправлением.

Значения
увеличенной мощности (без проведения испытаний) для некоторых типов
турбогенераторов приведены в приложении 3.

2.17. В случае работа турбогенераторов с водородным охлаждением
(косвенным или непосредственным) при давлении водорода ниже номинального
мощность должна быть уменьшена. Допустимая уменьшенная мощность указывается
заводом-изготовителем или определяется на основании специальных испытаний на
нагревание и согласовывается с заводом-изготовителем.

Турбогенераторы
серии ТВФ могут работать при пониженном избыточном давлении водорода в течение
24 ч. Решение об этом принимает главный инженер электростанции. Мощность
(полная) генераторов при этом должна быть уменьшена до значений, приведенных в
табл. 2.

Таблица 2

Значения
уменьшенной мощности турбогенераторов с водородным охлаждением при понижении
избыточного давления ниже номинального

Разрешается
работа турбогенераторов с жидкостным охлаждением обмотки статора, водородным
или водяным охлаждением обмотки ротора и водородным охлаждением стали статора
при пониженном избыточном давлении водорода не более пяти суток.

Решение об
этом принимает главный инженер электростанции. Мощность (полная) генераторов
при этом должна быть уменьшена до значений, указанных в табл. 3.

Таблица 3

Значения
уменьшенной мощности турбогенераторов при снижении давления водорода

Разрешается
работа турбогенераторов с водородным охлаждением обмоток статора и ротора при
пониженном избыточном давлении водорода. Решение об этом принимает главный
инженер электростанции. Мощность (полная) генератора при этом должна быть
уменьшена до значений, приведенных в табл. 4.

2.18. Для
каждого генератора должна быть составлена карта нагрузок согласно «Методическим
указаниям по проведению испытаний на нагревание генераторов» (М.: СПО
Союзтехэнерго, 1984).

Целесообразно
также построить диаграммы допустимых нагрузок (диаграммы мощности) —
зависимости между активной и реактивной мощностями при различных коэффициентах
мощности.

При
отклонении напряжения от номинального и изменении температуры охлаждающей среды
режим работы генератора следует вести в соответствии с картой нагрузок.

Таблица 4

Значения
уменьшенной мощности турбогенераторов при снижении давления водорода

2.19.
При одновременных отклонениях напряжения на выводах генераторов до ±5 % и частоты до ±2,5 % номинальных значений номинальная и максимальная
длительная (для турбогенераторов 32 МВт и более) мощности сохраняются при
условии, что в режиме работы с повышенным напряжением и пониженной частотой
сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %.

2.20. При
работе генератора в режимах перевозбуждения с коэффициентом мощности, меньшим
номинального, нагрузка генератора регулируется так, чтобы токи статора и ротора
не превышали допустимых значений при данных температуре и давлении охлаждающей
среды и напряжении на выводах.

Специальные режимы

2.21. При
увеличении коэффициента мощности (cosj) от номинального значения до единицы
активная нагрузка генератора может быть повышена по сравнению с номинальной.

Генераторы с
косвенным охлаждением могут при этом работать с сохранением номинального значения
полной мощности. При работе таких генераторов в режиме недовозбуждения
(емкостный квадрант) с потреблением реактивной мощности их допустимая нагрузка,
как правило, определяется условиями обеспечения устойчивости.

У некоторых
турбогенераторов старых выпусков, у которых элементы крепления лобовых частей и
выводных дуг обмотки статора выполнены из магнитных материалов, допустимые
нагрузки в режимах недовозбуждения могут ограничиваться, кроме того, нагревом
этих элементов, что устанавливается испытаниями.

Для
генераторов с непосредственным охлаждением обмоток допустимые нагрузки при
работе с коэффициентом мощности, близким к единице, и в режиме недовозбуждения
ограничиваются по условиям устойчивости и нагреву крайних пакетов стали и конструктивных
элементов торцевых зон генераторов.

Допустимые
нагрузки генераторов в режимах недовозбуждения (по условиям сохранения
устойчивости машин и электропередачи) должны оцениваться с учетом конкретных
условий работы генераторов в системе с помощью общих методов анализа
устойчивости энергосистем (см. «Методические указания по определению
устойчивости энергосистем» — (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

При этом в
зависимости от значимости генераторов и электропередачи в энергосистеме и
тяжести последствий возможного нарушения устойчивости допустимо снижение
запасов статической устойчивости до 10 %.

Допустимые
нагрузки по условиям нагрева должны определяться по диаграммам мощности,
представляемым заводами-изготовителями, а при их отсутствии — на основании специальных
испытаний, программу и результаты которых необходимо согласовывать с
заводом-изготовителем и Главтехуправлением.

Допустимые
нагрузки некоторых типов турбогенераторов с непосредственным охлаждением,
полученные по результатам специальных испытаний на нагревание, приведены в
табл. 5.

Работа
генераторов с коэффициентом мощности, равным единице, и в режимах
недовозбуждения должна проводиться при включенном АРВ. Исключение составляют
генераторы с системами простого компаундирования, у которых при включенном
устройстве компаундирования не удается снизить возбуждение до нужных значений
реактивной нагрузки даже при полностью введенном шунтовом реостате и
минимальном токе корректора. У таких генераторов устройство компаундирования
следует отключать, оставляя в работе лишь корректор и релейную форсировку.

Для
предупреждения нарушений устойчивости при случайных повышениях напряжения в
сети необходимо, чтобы АРВ генераторов имели устройства ограничения
минимального тока возбуждения.

Таблица 5

Допустимые
значения реактивной мощности, потребляемой генераторами, при работе их в
режимах недовозбуждения (при номинальном давлении водорода)

^* Для
режима выдачи реактивной мощности.

^** Модернизация турбогенератора предусматривает
установку разработанного ЦКБ Союзэнергоремонта направляющего аппарата к осевому
вентилятору (или замену лопаток самого вентилятора лопатками другого профиля
заводского изготовления) с одновременным выполнением дополнительных
вентиляционных каналов в раме корпуса статора по технологии, разработанной
заводом «Электротяжмаш».

2.22. Разрешается (при необходимости) длительная работа
генераторов в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (приложение 4). Допустимая нагрузка в этом
режиме устанавливается заводом-изготовителем или определяется из условия, чтобы
ток возбуждения не превышал наибольшего допустимого значения по п. 2.5.

Нагрузка
генератора с косвенным охлаждением, работающего в режиме недовозбужденного
синхронного компенсатора, как правило, определяется значением минимального
устойчивого возбуждения.

Для генераторов
с косвенным охлаждением, у которых конструктивные элементы в торцевых зонах
выполнены из магнитных материалов, допустимая нагрузка устанавливается на
основании специальных испытаний и согласовывается с заводом-изготовителем.

Для
генераторов с непосредственным охлаждением допустимое значение потребляемой
реактивной мощности в режиме недовозбужденного синхронного компенсатора
определяется на основании испытаний или по диаграммам мощности, представляемым
заводами-изготовителями. При отсутствии таких данных для некоторых
турбогенераторов реактивная мощность, потребляемая в режиме синхронного
компенсатора, не должна превышать указанную в табл. 5 для 40 %-ной активной
нагрузки.

При
длительной работе турбогенератора в режиме синхронного компенсатора его
рекомендуется отделять от турбины. Пуск турбогенератора для работы в режиме
синхронного компенсатора может быть осуществлен частотным методом, а для
турбогенераторов с оставленными бандажами — также и методом асинхронного пуска
(см. приложение 4).

2.23. Перевод
гидрогенераторов в режим работы синхронного компенсатора осуществляется
закрытием направляющего аппарата со срывом вакуума и последующим отжатием воды
из камеры рабочего колеса, если она затоплена (см. приложение 4).
Процесс перевода гидрогенератора в режим работы синхронного компенсатора должен
быть автоматизирован в тех случаях, когда гидрогенератор систематически
работает в режиме синхронного компенсатора.

2.24.
Длительная работа генераторов при номинальной мощности в симметричном режиме на
сеть, имеющую крупные преобразователи переменного тока в постоянный (для
привода прокатных станов и т.д.), допускается при условии, что значения высших
гармонических составляющих токов 5-го и 7-го порядков не превосходят
соответственно 4 и 3 % значения номинального тока для турбогенераторов и 7 и 6
% значения номинального тока для гидрогенераторов.

2.25. Длительная перегрузка генераторов по току сверх
допустимого значения при данных температуре и давлении охлаждающей среды не
разрешается.

В аварийных
условиях разрешаются кратковременные перегрузки генераторов по токам статора и
ротора согласно инструкциям заводов-изготовителей, ГОСТ и ТУ.

Если такие
данные отсутствуют, то при авариях в энергосистеме допускаются кратковременные
перегрузки по токам статора и ротора в соответствии с табл. 6 и 7, в
которых кратности перегрузок отнесены к номинальным значениям токов статора и
ротора.

Таблица 6

Допустимые
кратности и продолжительность перегрузки генераторов по току статора

Примечание.
Фактическая продолжительность перегрузок кратностью более 1,3 должна быть
минимальной и, как правило, не превышать времени срабатывания резервных защит
генераторов из условия обеспечения селективности их действия по отношению к
резервным защитам элементов внешней сети. Указанные в таблице продолжительности
допускаются как предельные в исключительных случаях при отказе защит.

Для
генераторов с косвенным охлаждением обмоток разрешается такая перегрузка по
току ротора, которая требуется при данной перегрузке по току статора. При
форсировке возбуждения двукратная перегрузка по отношению к номинальному току
ротора разрешается в течение 50 с.

Таблица 7

Допустимые
кратности и продолжительность перегрузки по току ротора для турбогенераторов с
непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора

Запрещается
использовать указанные в табл. 6 и 7 перегрузки при нормальных режимах работы
энергосистемы.

При временной
работе турбогенераторов с пониженным давлением или повышенной температурой
водорода (без изменения уставок защит) в случае внезапных повышений токов
статора и ротора по сравнения с длительно допустимыми наибольшими значениями
для соответствующих параметров водорода (пп. 2.13 и 2.17) должны быть немедленно
приняты меры по их снижению до допустимого уровня.

2.26. Допускается кратковременная работа турбогенераторов в
асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке.

Турбогенераторы
мощностью до 300 МВт, имеющие массивные роторы и бандажи, при потере
возбуждения не следует немедленно отключать от сети, если это допустимо по
условиям установленного предела снижения напряжения в энергосистеме и потеря
возбуждения произошла не по причине, угрожающей целости генератора
(недопустимые вибрации, пожар и т.п.).

При потере
возбуждения необходимо немедленно замкнуть обмотку возбуждения генератора на
гасительное сопротивление, отключив АГП (при его наличии), а при тиристорном
возбудителе перевести последний в режим инвертирования. Затем следует уменьшить
активную нагрузку до допустимого значения для данного типа турбогенератора,
переключить вручную или автоматически (от контактов АГП, а также от специальных
устройств — при их наличии) питание собственных нужд блока с рабочего на
резервный источник, выяснить и устранить причины потери возбуждения или
перевести турбогенератор на резервное возбуждение. Если в течение времени,
допустимого для работы турбогенератора в асинхронном режиме (п. 2.27),
восстановить возбуждение не удается, следует разгрузить турбогенератор и
отключить его от сети.

Во время
работы турбогенератора в асинхронном режиме необходимо следить за нагрузкой
других генераторов электростанции и не допускать их перегрузки по току статора
и ротора свыше значений, указанных в п. 2.25.

2.27. Допустимость асинхронного режима с точки зрения снижения
напряжения в энергосистеме должна определяться предварительными расчетами или
испытаниями. При этом расчеты необходимо производить с учетом допустимых
перегрузок других генераторов электростанции согласно данным п. 2.25.

Допустимая
нагрузка в асинхронном режиме без возбуждения определяется с учетом следующих
условий:

ток статора
не должен превышать значений, приведенных в табл. 6, при продолжительности
перегрузки 30 мин для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки статора
и 15 мин для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора
мощностью до 300 МВт;

при косвенном
охлаждении обмотки ротора потери в роторе, обусловленные скольжением, не должны
превышать потери на возбуждение при номинальном режиме.

Для
турбогенераторов с косвенным воздушным и водородным охлаждением обмоток
разрешается работа в асинхронном режиме без возбуждения с нагрузкой до 60 %
номинальной продолжительностью не более 30 мин.

У
турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток допустимая нагрузка
определяется главным образом нагревом крайних пакетов сердечника статора и
некоторых конструктивных элементов в торцевых зонах турбогенераторов. Для
турбогенераторов мощностью до 300 МВт допустимая нагрузка в асинхронном режиме
без возбуждения не должна превышать 40 % номинальной при продолжительности
работы не более 15 мин, а для турбогенераторов серии ТВФ — не более 30 мин.

Допустимая
нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения
турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток мощностью более 300 МВт
устанавливаются заводскими инструкциями, а при их отсутствии по результатам
специальных испытаний или руководящими документами.

Разгрузка
турбогенераторов до допустимого предела должна производиться вручную или
автоматически за время, не превышающее 2 мин. При этом для генераторов с
непосредственным охлаждением обмоток время разгрузки до 60 % номинальной
нагрузки не должно превышать 1 мин для турбогенераторов мощностью менее 150 МВт
и 30 с — для турбогенераторов большей мощности.

В целях
надежной и быстрой разгрузки турбогенератора целесообразно автоматизировать
этот процесс.

2.28. Для
проверки допустимости асинхронного режима без возбуждения и ознакомления
персонала с поведением турбоагрегата в этом режиме на электростанциях, где
установлены турбогенераторы с массивными роторами и бандажами, следует
проводить испытания турбогенераторов мощностью до 300 МВт включительно в
асинхронном режиме без возбуждения.

При
проведении испытаний в асинхронном режиме нагрузка турбогенераторов и
продолжительность их работы не должны превышать указанных в п. 2.27.

При наличии
на электростанциях однотипных турбогенераторов или их групп, имеющих одинаковые
схемы связи с энергосистемой, достаточно провести испытания на одном генераторе
группы.

Испытания
должны проводиться для характерных наиболее тяжелых условий с точки зрения
асинхронного режима.

Указания по
проведению испытаний турбогенераторов в асинхронном режиме даны в приложении 5.

2.29. На всех
турбогенераторах, работа которых допускается в асинхронном режиме без
возбуждения, действие защит от повреждений в системе возбуждения, когда эти
повреждения не представляют непосредственной опасности для самого генератора,
необходимо переводить на отключение АГП (например, защиты от перегрева
выпрямительной установки, защиты от повышения тока или напряжения возбуждения
сверх предельно допустимого значения и пр.).

2.30. Работа
гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном
режиме без возбуждения не допускается.

2.31.
Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа
относительно других генераторов электростанции запрещается.

В случае,
когда из-за уменьшения тока возбуждения генератор выпадает из синхронизма,
необходимо:

генераторы,
работа которых в асинхронном режиме без возбуждения не допускается, отключить;

в отношении
турбогенераторов, работа которых в асинхронном режиме без возбуждения
допускается, действовать в соответствии с указаниями п. 2.26.

2.32. Для
ресинхронизации турбогенераторов при потере возбуждения следует осуществлять
подачу возбуждения при активной нагрузке, не превышающей 60 % номинальной. Это
обеспечивает вхождение турбогенератора в синхронизм после подачи возбуждения
без дополнительных циклов асинхронного хода.

2.33.
Допускается продолжительная работа турбогенераторов с косвенным и
непосредственным охлаждением при разности токов в фазах, не превышающей 12 %
номинального тока статора (ток обратной последовательности при этом не должен
быть выше 8 % номинального значения тока статора).

Для
гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора
допускается разность токов в фазах 20 % при мощности 125 МВ·А и ниже, 15 % при
мощности свыше 125 МВ·А (это соответствует току обратной последовательности,
равному примерно 10 — 14 и 7 — 11 % тока прямой последовательности
соответственно).

Для
гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора
допускается разность токов в фазах 10 %.

Во всех
случаях при работе с несимметричной нагрузкой ток в наиболее нагруженной фазе
генератора не должен превышать номинальный.

Допустимая
степень несимметрии может быть увеличена только на основании специальных
испытаний по согласованию с Главтехуправлением и заводом-изготовителем
генератора.

2.34. При работе
генераторов с несимметричной нагрузкой необходимо особо тщательно
контролировать их тепловое состояние (обмоток, сердечника статора, охлаждающих
газа и жидкости) и в случае повышения температуры сверх допустимой немедленно
разгрузить генератор.

2.35. При
возникновении несимметрии, превышающей допустимую для данного генератора,
необходимо принять меры к исключению или уменьшению несимметрии или снижению
нагрузки. Если сделать это в течение 3 — 5 мин при наличии УРОВ или в течение 2
мин при его отсутствии не представляется возможным, следует снять нагрузку и
отключить генератор.

2.36. При
возникновении несимметрии, превышающей длительно допустимую, и при
несимметричных коротких замыканиях в сети допустимая продолжительность работы
генератора определяется по формуле

где I₂
— ток обратной последовательности в долях номинального;

t — продолжительность короткого замыкания, с;

A — коэффициент, значение которого зависит от типа
генератора:

для
гидрогенераторов — 40 с при косвенном и 20 с при непосредственном охлаждении
обмотки статора;

для
турбогенераторов с косвенным воздушным и водородным охлаждением — 30 с;

для
турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки статора и непосредственным
охлаждением обмотки ротора — 15 с;

для
турбогенераторов мощностью до 800 МВт с непосредственным водородным или
жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора — 8 с;

для турбогенераторов
мощностью свыше 800 МВт с непосредственным водородным или жидкостным
охлаждением обмоток статора и ротора — 6 с;

для
турбогенераторов ТВВ-320-2 (первых выпусков) без успокоительной системы на
роторе — 5 с.

Эта формула
должна учитываться при выборе уставок релейной защиты.

3. НАДЗОР И УХОД ЗА ГЕНЕРАТОРАМИ

3.1. С
момента начала вращения турбо- и гидрогенератора при подаче пара или воды на
турбину считается, что генератор и все связанные 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 от
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 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,
1967).

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 эксплуатация 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, 1987).

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 V₁ и V₂ (см. рис. 1) должны быть практически
одинаковыми. Различие более чем на 10 % указывает на неисправность изоляции.
При этом показание вольтметра V₂
должно быть меньше, чем вольтметра V₁;
если же показание будет больше, это свидетельствует о неправильности
произведенного измерения, которое должно быть повторено. Измерение производится
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 изоляции вала
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, арматура, 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 систем 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 генераторов
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
значениями тока статора, тока ротора, напряжения статора;

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

контроль за
допустимым количеством 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 пп. 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      0,05       0,005

                                                                                (1,0)                 (0,5)       (0,05)

предельное
значение колебания

давления
водорода, МПа (кгс/см²)                      ±0,02                ±0,01     ±0,001

                                                                                (±0,2)               (±0,1)     (±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 выше 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

Нормы
на качество дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток статоров
турбогенераторов

Примечания:
1. До ввода в эксплуатацию ФСД временно допускаются следующие предельные
значения показателей качества дистиллята: рН = 7,0 ÷ 9,2; содержание
меди — не более 200 мкг/кг; удельное сопротивление дистиллята — не менее 100
кОм × см. Величина продувки контура должна составлять не
менее 6 м³/сут, а при необходимости снижения содержания меди — не
более 20 м³/сут для закрытых систем. — 2. Величину продувки (потерь)
дистиллята в контуре охлаждения следует определять по скорости понижения уровня
воды в баке подпитки при прекращении подпитки контура. — 3. Указанные
показатели, включая продувку (потери) дистиллята, следует контролировать не
реже одного раза в неделю (а при измерении их с помощью приборов
автоматического контроля — один раз в смену) с записью результатов в журналах.
Отбор проб и определение показателей производить одновременно (в течение одной
смены). — 4. Допускается превышение не более чем на 50 % норм содержания
соединения меди и кислорода в течение первых четырех суток при пуске генератора
после капитального, среднего или текущего ремонтов, а также при нахождении в
резерве. — 5. При ведении водного режима с ингибиторами коррозии допускаются
отклонения от установленных норм по согласованию с заводами-изготовителями и
Главтехуправлением.

Нормы на качество
дистиллята, циркулирующего в системе водяного охлаждения обмоток статоров
гидрогенераторов, должны быть такими же, как и для турбогенераторов, если в
инструкциях заводов-изготовителей или в других руководящих документах не
указаны более жесткие требования.

3.23. При
снижении сопротивления дистиллята до 100 кОм ×
см должна сработать сигнализация. По получении сигнала необходимо увеличить
сопротивление дистиллята путем замены части его свежим или пропуская часть его
через ионнообменную установку.

Если поднять
сопротивление дистиллята не удается и оно продолжает уменьшаться, то при
сопротивлении 50 кОм × см
генератор должен быть разгружен, отключен от сети и поле погашено.

Заполнение
системы охлаждения обмотки статора дистиллятом следует производить при открытых
дренажных трубках напорного и сливного коллекторов обмотки, теплообменников и
фильтров в целях обеспечения вытеснения воздуха из системы. Система считается
заполненной лишь после прекращения выделения воздуха из контрольных дренажных
трубок обмотки статора.

В период
работы водяной системы охлаждения у турбогенераторов необходимо поддерживать
непрерывный минимальный слив и дренаж охлаждающей воды через контрольные
дренажные трубки коллекторов обмотки.

На
турбогенераторах с непосредственным масляным охлаждением обмоток
физико-химические характеристики и изоляционные свойства масла должны
соответствовать указаниям заводских инструкций по эксплуатации.

3.24. Расход
дистиллята у генераторов с водяным охлаждением обмоток статора должен
поддерживаться постоянным. Допускается отклонение ±10 % номинального.

Для
исключения попадания дистиллята в корпус генератора (в случае возникновения
течей в системе водяного охлаждения) давление дистиллята на входе в обмотку статора
турбогенератора при фторопластовых шлангах должно, как правило, поддерживаться
на 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) ниже рабочего избыточного давления
водорода в корпусе генератора.

Примечание.
Это требование не распространяется на турбогенераторы, у которых из-за
конструктивных особенностей давление на входе в обмотку статора не может быть
ниже давления газа в корпусе генератора.

3.25.
Максимальный эксплуатационный суточный расход водорода (с учетом продувок) не
должен превышать 10 % общего количества водорода в корпусе турбогенератора при
рабочем давлении. Суточная утечка водорода вычисляется по формуле

где t₁
и t₂ — время начала и окончания
испытания;

P₁ и P₂
— абсолютное давление водорода в испытуемой машине в начале и в конце
испытания, МПа (кгс/см²);

J₁ и J₂ — температура водорода на выходе из
газоохладителей в начале и в конце испытания, °С.

При этом
вычисленная суточная утечка водорода не должна превышать 5 % общего количества
водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении.

Для подсчета
суточной утечки водорода (м³) необходимо вычисленную суточную утечку
газа (%), деленную на 100, умножить на газовый объем испытуемой машины (V_г)
и абсолютное давление водорода при работе.

Суточную
утечку водорода (м³), приведенную к нормальным условиям (давлению
760 мм рт. ст. и температуре 0 °С), можно рассчитать по формуле

Значение
множителя А изменяется в зависимости от того, в каких единицах
измеряется давление, а именно:

Единица
измерения        мм рт. ст.   кгс/см²      МПа

Множитель А                   0,359           264            2690

Примерные
газовые объемы турбогенераторов разных типов приведены в приложении 7
(данные заводов-изготовителей).

Суточная
утечка водорода из корпуса турбогенератора определяется не реже одного раза в
месяц.

3.26. При
пуске турбогенератора (с косвенным водородным охлаждением) на воздушном
охлаждении необходимо предварительно произвести химический анализ воздуха в его
корпусе для проверки отсутствия водорода в воздушной среде. При работе такого
турбогенератора с воздушным охлаждением под нагрузкой необходимо, чтобы работал
влагоосушитель.

3.27.
Непродолжительная работа турбогенераторов с непосредственным охлаждением
обмоток (водородным и смешанным водородно-водяным) при воздушном охлаждении
разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения, для
турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины,
отключенной от сети. При этом температура воздуха должна быть не выше указанной
в заводской инструкции.

Запрещается:

работа под
нагрузкой при воздушном охлаждении указанных турбогенераторов с непосредственным
охлаждением обмоток;

работа
генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии
циркуляции дистиллята или масла в обмотках статора во всех режимах, кроме
режима холостого хода без возбуждения;

вращение
ротора при отсутствии циркуляции дистиллята через обмотку ротора. В этом случае
генератор должен быть аварийно остановлен со срывом вакуума.

3.28.
Регулирование температуры охлаждающего газа и дистиллята следует производить с
учетом особенностей схемы питания газоохладителей и теплообменников водой и
использованием рециркуляции. Изменение расхода воды через газоохладители (при
разомкнутой схеме) и циркуляционной воды через теплообменники (при наличии
замкнутого контура газоохладителей) необходимо производить задвижками на линии
слива.

При сбросах
нагрузки для предотвращения резкого охлаждения генератора необходимо прикрыть
задвижку на линии слива и подавать минимальное количество воды в газоохладители
или теплообменники соответственно.

3.29. При
обнаружении неисправности автоматического электрического газоанализатора
чистоты водорода в корпусе турбогенератора необходимо немедленно принять меры
по ее ликвидации. Если в течение 4 ч газоанализатор не может быть
отремонтирован, то следует производить контрольный химический анализ один раз в
смену до включения электрического газоанализатора.

3.30. Перед
плановым отключением турбо- и гидрогенераторов необходимо полностью разгрузить
генератор по активной и реактивной нагрузкам, затем после полного прекращения
доступа пара в турбину или воды на рабочее колесо гидротурбин отключить
генератор, убедившись в полнофазном отключении выключателя, погасить поле (п. 1.9).

В случае
неполнофазного отключения выполнить указания п. 4.7.

3.31. У
гидрогенераторов торможение агрегата при останове производится после
прекращения доступа воды в турбину и отключения генератора от сети. Частота
вращения ротора агрегата при включении торможения указывается
заводом-изготовителем для каждого гидрогенератора и не должна превышать 30 %
номинальной.

В аварийных
случаях допускается останов гидрогенераторов, снабженных сегментными
подпятниками, без включения устройства торможения (самоторможения). В этом
случае после останова должен быть произведен осмотр состояния поверхности
трения сегментов.

3.32. После
отключения генератора, снятия возбуждения и останова генератора следует
прекратить подачу воды в газоохладители и теплообменники дистиллята,
охлаждающего обмотку статора, для генераторов с водяным охлаждением. При
длительных остановах циркуляцию дистиллята через обмотку статора следует
прекращать. Однако, если есть опасения, что температура в машинном зале может быть
ниже нуля, то для предотвращения повреждения оборудования циркуляция дистиллята
должна быть продолжена, а при необходимости ее прекращения систему следует
опорожнить и оставшийся дистиллят из обмотки статора удалить продувкой сжатым
воздухом согласно инструкции завода-изготовителя.

При всех
условиях, кроме аварийных и испытательных, давление дистиллята в обмотке
статора турбогенераторов с водо-водородным охлаждением должно быть ниже
давления газа в корпусе генератора.

3.33. Подача
масла к масляным уплотнениям турбогенератора должна производиться без перерыва
все время, пока турбогенератор заполнен водородом, или во время замены
охлаждающей среды независимо от того, вращается ротор или находится в
неподвижном состоянии.

3.34.
Длительная эксплуатация турбогенераторов и возбудителей, а также их приемка из
капитального ремонта допускаются при вибрации подшипниковых опор
(среднеквадратическом значении виброскорости), не превышающей 4,5 мм/с.

При
превышении этого значения вибрации должны быть приняты меры по ее снижению в
срок не более 30 сут.

Не
допускается эксплуатировать более 7 сут турбогенераторы и возбудители при
вибрации свыше 7,1 мм/с. Система защиты должна быть настроена на отключение при
достижении вибрации 11,2 мм/с.

До оснащения
необходимой аппаратурой разрешается контроль вибрации по размаху
виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допустима при вибрации 30
мкм при номинальной частоте вращения машины 3000 об/мин и 60 мкм при
номинальной частоте вращения 1500 об/мин. Недопустима эксплуатация более 7 сут
при вибрации свыше 65 мкм при 3000 об/мин и 130 мкм при 1500 об/мин.

Более жесткие
требования к вибрации опор турбогенераторов могут устанавливаться инструкциями
по эксплуатации заводов-изготовителей.

Контрольные
измерения вибрации должны производиться при вводе турбоагрегата в эксплуатацию
после монтажа, в последующем не реже чем один раз в 3 мес, перед выводом
агрегата в капитальный ремонт и после него, а также при заметном повышении
вибрации подшипников.

На
турбоагрегатах мощностью 63 МВт и более, где еще отсутствует постоянный
виброконтроль подшипников, рекомендуется принять меры к оснащению их
стационарной виброаппаратурой. На оснащенных виброаппаратурой турбогенераторах
за вибрацией должен осуществляться непрерывный контроль.

Вибрация
контактных колец турбогенераторов должна измеряться после каждого ремонта с
выемкой ротора и не должна превышать 200 мкм. В последующем вибрация контактных
колец должна измеряться не реже одного раза в 3 мес и не должна превышать 300
мкм.

Если вибрация
контактных колец в работе превышает 300 мкм, следует принять меры к ее снижению
в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации узла контактных колец и
щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 165 МВт и выше».

3.35. Вибрация крестовин вертикальных гидрогенераторов со встроенными
в них направляющими подшипниками и вибрация подшипников горизонтальных
гидрогенераторов при номинальной частоте вращения не должна превышать:

Номинальная
частота

вращения, об/мин……………….. До 100        До 187,5       До
375        До 750

Двойная
амплитуда

колебаний, мм……………………. 0,18             0,15               0,1               0,07

Вибрация
сердечника статора гидрогенераторов частотой 100 Гц при работе в симметричных
режимах не должна превышать 0,03 мм.

Вибрация
опорных конструкций гидроагрегата, а также сердечника корпуса и лобовых частей
обмотки статора гидрогенератора должна контролироваться в соответствии с
Эксплуатационным циркуляром № Ц-01-84 (Э) «О контроле вибрационного состояния
гидроагрегатов». (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984) и «Методическими указаниями по
проведению эксплуатационного контроля вибрационного состояния конструктивных
узлов гидроагрегата» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

Временная
работа гидрогенераторов с вибрацией, превышающей указанные пределы, допускается
с разрешения энергоуправления.

3.36.
Непосредственно после полного останова и разборки схемы генератора необходимо
измерить сопротивление изоляции обмотки статора и всей цепи возбуждения; у
генераторов, имеющих систему тиристорного (с водяным охлаждением) или ионного
возбуждения, сопротивление изоляции цепей возбуждения измеряется при
отсоединенной установке ионного или тиристорного возбуждения.

У генераторов
с водяным охлаждением обмоток сопротивление изоляции измеряется в случаях,
когда дистиллят из обмотки удален и водосборные коллекторы отсоединены от
внешней системы водяного охлаждения или при заполненной дистиллятом обмотке,
если указанное измерение предусмотрено конструкцией (в соответствии с «Нормами
испытания электрооборудования»).

У
генераторов, работающих по схеме блока генератор-трансформатор, без выключателя
на стороне генераторного напряжения сопротивление изоляции обмотки статора
измеряется совместно с сопротивлением изоляции обмотки низкого напряжения
блочного трансформатора, токопровода и трансформатора собственных нужд.

Результаты
всех измерений сопротивления изоляции заносятся в специальный журнал.

На
гидроэлектростанциях, работающих по пиковому графику, а также на
автоматизированных гидроэлектростанциях эти измерения производятся по
специальному графику, но не реже одного раза в 2 мес.

4. НЕИСПРАВНОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ

4.1. При
возникновении аварии в генераторе дежурный персонал должен действовать в
соответствии с указаниями местной инструкции по ликвидации аварий.

4.2. При
автоматическом отключении генератора (блока) необходимо:

проверить, не
сработал ли автомат безопасности турбины;

установить,
от действия какой защиты отключился генератор;

выяснить по
приборам, не предшествовало ли отключению короткое замыкание;

немедленно
включить в сеть генератор и набрать нагрузку, если отключение произошло в
результате ошибочных действий персонала.

4.3. Все
генераторы при исправной работе системы регулирования турбины после сброса
нагрузки, не связанного с повреждением агрегата, разрешается включать в сеть
без осмотра и ревизии.

Если
гидрогенератор при сбросе нагрузки отключился от действия защиты от повышения
напряжения, то разрешается немедленно включить его и приступить к набору
нагрузки.

4.4. При отключении генератора (или блока) от действия защиты от
внутренних повреждений следует после отсоединения его от сети измерить сопротивление
изоляции цепей статора и обмотки ротор и выяснить, произошло ли повреждение
внутри генератора или вне его (в кабелях, шинном мосту, экранированном
токопроводе, трансформаторах и другой аппаратуре, входящей в зону защиты). При
пониженном сопротивлении изоляции генератора необходимо произвести тщательный
его осмотр со снятием торцевых щитов и выявить место повреждения.

У
турбогенератора с водородным охлаждением после его отключения следует проверить
давление водорода в корпусе, а у турбогенератора с водяным охлаждением обмотки
статора — отсутствие увеличения попадания водорода в дистиллят.

На основании
опроса персонала следует выяснить, не было ли каких-либо внешних признаков
(дыма, шума и т.п.), свидетельствующих о повреждении генератора.

Если в
результате проведенных измерений и внешнего осмотра генератора и его цепей
повреждения не будут обнаружены, то напряжение на генераторе можно плавно
поднять с нуля или с минимального напряжения, обеспечиваемого данной системой
возбуждения. При обнаружении неисправности во время подъема напряжения
генератор должен быть немедленно остановлен для тщательного обследования и
обнаружения дефектов.

Если при
повышении напряжения неисправности не обнаружены, генератор может быть включен
в сеть.

После
короткого замыкания в цепи генераторного напряжения турбогенераторов с
непосредственным охлаждением мощностью 150 МВт и выше следует немедленно
проверить наличие и горючесть газа в газовом реле трансформатора блока и
собственных нужд, снять торцевые щиты и тщательно осмотреть лобовые части
обмотки статора. При отсутствии видимых следов нарушения крепления лобовых
частей и изоляции обмотки статора испытать ее напряжением промышленной частоты,
равным номинальному. При наличии повреждений произвести необходимый ремонт и
испытать обмотку повышенным напряжением согласно «Нормам испытания
электрооборудования».

4.5. При
появлении однофазного замыкания на землю в цепи генераторного напряжения
турбогенераторы мощностью 150 МВт и более, гидрогенераторы мощностью 50 МВт и
более должны автоматически отключаться, а при отказе защиты немедленно
разгружаться и отключаться от сети.

Такие же меры
должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора
турбогенераторов и гидрогенераторов меньших мощностей с токами замыкания более
5 А.

Работа
турбогенераторов мощностью менее 150 МВт и гидрогенераторов менее 50 МВт, когда
ток замыкания на землю не превышает 5 А, допускается в течение не более 2 ч
(для отыскания места замыкания, перевода нагрузки), по истечению которых они
должны быть отключены. В случаях, когда установлено, что место замыкания на
землю находится не в обмотке генератора, по усмотрению главного инженера
электростанции или предприятия электрических сетей допускается работа
генератора с заземлением в сети продолжительностью до 6 ч.

4.6. Если
генератор отключился от действия максимальной токовой зашиты вследствие
короткого замыкания в сети или машинах электростанции, он может быть включен в
сеть без осмотра.

Когда причина
отключения генератора от действия максимальной токовой защиты неизвестна,
следует поступать так, как указано в п. 4.4.

4.7. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в
блоке с трансформаторов, при неполнофазных отключениях или включениях
выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или
системой шин, к которой присоединен блок в соответствии с указаниями приложения
8.

4.8. После
короткого замыкания в сети, не вызвавшего автоматического отключения
генератора, необходимо проверить состояние указателей срабатывания релейной
защиты; если какие-либо указатели сработали, следует записать об этом в
оперативный журнал и выяснить причину.

4.9.
Неисправность автомата гашения поля, определенная при отключении генератора,
должна быть устранена.

Запрещается
включать в сеть генератор с неисправным автоматом гашения поля.

4.10. При
повреждениях в генераторе или в турбине, требующих немедленного отключения
генератора (появление дыма, огня, недопустимой вибрации, кругового огня на
кольцах ротора или на коллекторе возбудителя, угроза для жизни людей и т.п.),
дежурный машинист должен выбить автомат безопасности турбины (аварийно
остановить гидроагрегат) и сообщить об этом на щит управления по месту
нахождения ключа управления выключателем генератора или блока (при наличии
командного аппарата включить сигнал «Машина в опасности»).

При таком
сообщении и отсутствии активной нагрузки генератор нужно немедленно отключить и
снять с него возбуждение.

4.11. При
некоторых неисправностях возбудителя (например, при искрении на коллекторе
машинного возбудителя, повреждении отдельных тиристоров или вентилей в
тиристорных или высокочастотных возбудителях и т.д.) нет необходимости в
немедленном останове генератора.

Дежурный
персонал, обнаруживший неисправность, должен сообщить об этом на щит
управления. Следует уменьшить возбуждение генератора или частично разгрузить его,
а турбогенератор перевести на резервное возбуждение и устранить неисправность.

4.12. Переход
на резервное возбуждение должен производиться без отключения турбогенератора от
сети. Способы перевода турбогенератора на резервное возбуждение приведены в приложении
9.

4.13. При выявлении отклонений теплового режима генератора от
нормального (действием сигнализации или при текущих проверках теплового
состояния генератора) дежурный персонал, обслуживающий генератор, обязан
сообщить об этом на ЦЩУ, вызвать начальника смены электроцеха и незамедлительно
приступить к выявлению причин отклонений. Для этого необходимо уточнить место
повышенного нагрева генератора, проверить по щитовым приборам его электрические
параметры (ток, напряжение, мощность), провести проверку состояния систем
охлаждения. Если по результатам этих проверок выявить и устранить причину
повышенного нагрева не удается, а явных признаков ложной работы устройства
теплового контроля не выявляется, то при достижении предельно допустимой
температуры дежурный персонал обязан немедленно приступить к разгрузке
генератора и снизить ее до уровня, при котором температура снизится до
допустимого значения. Если разгрузкой добиться снижения температур не удается, генератор
должен быть отключен от сети с последующим погашением поля и остановлен.

Во избежание
неоправданных разгрузок и отключений генератора местные инструкции должны
содержать указания по выявлению ложных показаний системы теплового контроля.
При этом следует принять во внимание, что возникновение неисправностей цепей
теплоконтроля, как правило, сопровождается скачкообразным изменением
показателей. Если установлен плавный рост температуры по термопреобразователям
и четкая зависимость их (его) показаний от повышения и снижения нагрузки, то
срабатывание сигнализации следует считать истинным. В большинстве случаев
появления повышенного нагрева, зафиксированного одним из термодатчиков,
сопровождается повышением температур либо по идентичным датчикам, либо по
датчикам другого назначения (например, одновременное повышение температуры
активных частей генератора и охлаждающих их сред и т.п.).

4.14. Для
турбогенераторов, имеющих замкнутый контур газоохладителей, при повышении
температуры воды на входе газоохладителя выше 33 °С необходимо осуществить
переход с теплообменника, охлаждаемого конденсатом (ОГК), на теплообменник с
циркуляционной водой (ОГЦ) и включить дополнительный ОГЦ при его наличии.

При повышении
температуры охлаждающего газа выше 40 °С
(но не выше 55 °С), а дистиллята в обмотках выше 45 °С следует (в соответствии
с п. 2.13)
снизить токи статора и ротора и принять меры по восстановлению температуры.

При повышении
температуры охлаждающего газа выше 55 °С необходимо наряду с разгрузкой машины
по реактивной и активной мощности в течение 3 мин принять меры к снижению
температуры холодного газа. В случае невозможности ее снижения турбогенератор
должен быть аварийно отключен от сети вручную.

При появлении
предупредительного сигнала о снижении расхода охлаждающей воды ниже 60 — 75 %
номинального следует принять меры по восстановлению номинального расхода.

При появлении
сигналов «Отключены оба НГО» или «Снижение расхода охлаждающей воды ниже 30 %»
следует принять меры к восстановлению работоспособности насосов газоохладителей
(НГО) и восстановлению расхода воды до срабатывания защиты (3 и 5 мин
соответственно).

При появлении
сигналов «Низкий уровень КБ» и «Неисправность охлаждения генератора» необходимо
включить подпитку компенсационного бака (КБ) и после этого выяснить причину
снижения уровня воды в КБ.

4.15. При
повышении температуры, измеряемой термопреобразователями сопротивления,
предназначенными для контроля за проходимостью стержней обмотки статора
турбогенераторов с водяным охлаждением, сверх допустимой, действовать в
соответствии с п. 4.13. Одновременно должна быть проведена проверка
наличия водорода в дистилляте. Таким же образом следует действовать при увеличении
сверх допустимой разницы температур отдельных стержней обмотки.

Турбогенератор,
на котором отмечены указанные ненормальности, при первой возможности должен
быть остановлен для выяснения причин повышения температуры.

При
обнаружении водорода в дистилляте действовать в соответствии с п. 4.28.

4.16. При
появлении предупредительного сигнала о снижении до 75 % номинального расхода
дистиллята или масла в генераторах с непосредственным охлаждением обмоток
статора и ротора необходимо принять меры по восстановлению расхода. Если
восстановить расход дистиллята не удается и он продолжает снижаться, следует
при снижении расхода до 50 % или прекращении циркуляции охлаждающей жидкости по
обмотке попытаться до срабатывания защиты снять токовую нагрузку генератора,
отключить его от сети и не более чем через 4 мин (считая с момента прекращения
циркуляции или подачи сигнала об аварийном снижении расхода) снять напряжение.
Уставки защит должны быть указаны в заводских инструкциях.

4.17. При
выходе из строя части термометров сопротивления, контролирующих температуру
обмотки и стали статора, а также охлаждающего газа генераторов с косвенным и
непосредственным охлаждением необходимо действовать в соответствии с
приложением 10.

4.18. При
внезапном исчезновении показаний одного из приборов в цепи статора или ротора
необходимо проверить по показаниям остальных приборов, не является ли это
результатом повреждения этого прибора. Если будет обнаружено повреждение,
следует, не изменяя режима работы генератора, принять меры к устранению
обнаруженной неисправности.

При обрыве во
вторичной цепи трансформаторов тока следует быстро разгрузить или отключить
генератор, после чего принять меры к восстановлению целости токовой цепи с
соблюдением необходимых мер безопасности.

4.19. При
снижении сопротивления изоляции цепи возбуждения работающего генератора против
обычного уровня (кроме случаев, оговоренных в п. 4.20) необходимо принять меры к
восстановлению сопротивления изоляции путем обдува контактных колец генератора
и коллектора возбудителя сжатым воздухом при давлении не более 0,2 МПа (2
кгс/см²), предварительно проверив его на отсутствие влаги, на
турбогенераторах переводом на резервное возбуждение уточнить местонахождение
участка со сниженным сопротивлением изоляции.

Если
сопротивление изоляции не восстанавливается, необходимо установить тщательное
наблюдение за генератором. При первой возможности такой генератор должен быть
остановлен для выявления причины снижения сопротивления изоляции и приняты меры
к его восстановлению.

4.20. При появлении сигнала о снижении сопротивления изоляции в
цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмоток ротора,
а в случае отсутствия защиты от замыкания на землю в одной точке цепи
возбуждения при обнаружении глубокого снижения сопротивления изоляции
необходимо руководствоваться приложением 11.

При появлении
замыкания на землю в цепи возбуждения турбогенераторов с косвенным охлаждением
обмотки ротора они должны быть переведены на резервное возбуждение. Если при
этом замыкание на землю исчезает, допускается оставлять генераторы в работе.
При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенераторы должны при
первой возможности выводиться в ремонт. До вывода в ремонт при наличии
устойчивого замыкания обмотки ротора на корпус должна вводиться защита от
двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал или
отключение (по местным условиям). При появлении сигнала эти турбогенераторы
должны немедленно разгружаться и отключаться от сети.

Работа
гидрогенераторов с замыканием на землю в цепи возбуждения не допускается.

4.21. При
возникновении в обмотке ротора виткового замыкания, не связанного с замыканием
на землю, и при удовлетворительной вибрации генератора допускается длительная
работа его до вывода в ремонт по решению главного инженера электростанции. Ток
ротора при этом не должен превышать длительно допустимого значения (ограничения
форсировки возбуждения не требуется).

До вывода в
ремонт за таким генератором должно быть установлено дополнительное наблюдение
(по изменению во времени сопротивления изоляции обмотки ротора, периодическому
измерению полного сопротивления обмотки ротора переменному току при остановах).

4.22. Если
генератор при симметричной нагрузке перешел в режим двигателя, то следует, не
отключая генератор, принять меры к переводу его в режим выработки активной
энергии. Работа генератора в режиме двигателя может быть допущена сколь угодно долго
и ограничивается условиями работы турбины. Если переход генератора в режим
двигателя связан с ложным срабатыванием автомата безопасности турбины, дежурный
машинист должен немедленно завести автомат безопасности и сообщить об этом на
щит, после чего следует приступить к подъему активной нагрузки.

В тех
случаях, когда завести автомат безопасности без отключения генератора не
удается, следует перевести реактивную нагрузку на другие генераторы и отключить
генератор. После завода автомата безопасности генератор можно включить и
набрать нагрузку.

4.23. В
случае возникновения пожара в генераторе с воздушным, водородным или жидкостным
охлаждением его необходимо немедленно отключить; погасить поле и действовать в
соответствии с «Инструкцией по тушению пожаров на электроустановках
электростанций и подстанций Минэнерго СССР» (М.: ХОЗУ Минэнерго СССР, 1981).

Запрещается
до полной ликвидации пожара полностью останавливать генератор с горизонтальным
валом во избежание прогиба вала от одностороннего нагрева; во время тушения
пожара следует поддерживать частоту вращения не более 10 % номинальной или
включить валоповоротное устройство.

При возникновении
пожара в районе турбогенератора с масляным охлаждением в случае опасности
повреждения уплотнений статора и вытекания масла в зону пожара необходимо
немедленно отключить турбогенератор от сети и слить масло из статора и
маслосистемы через трубопровод аварийного слива с подачей в статор азота для
вытеснения масла. Загорание масла, вытекающего из статора из-за нарушения его
плотности, следует ликвидировать общепринятыми средствами, применяемыми при
тушении пожаров масла.

4.24. При
возникновении качаний в сети дежурный персонал должен действовать согласно
указаниям, приведенным в местных инструкциях.

4.25. При
недопустимом понижении перепада давления «масло-водород» в системе уплотнений
вала (устанавливается в заводских инструкциях), а также при нарушениях
газоплотности масляных уплотнений вала, возникающих вследствие аварийного
снижения давления масла, застревания вкладышей торцевого типа, выплавления
вкладышей и т.д., турбогенератор необходимо немедленно отключить, погасить поле
и начать вытеснение водорода углекислотой (или азотом).

4.26. При
неполадках в работе газомасляной системы турбогенераторов с водородным и
смешанным водородно-водяным охлаждением следует действовать согласно указаниям
действующей Типовой инструкции по эксплуатации газовой системы водородного
охлаждения генераторов.

4.27. У
турбогенераторов с косвенным или непосредственным водородным охлаждением при
появлении в них незначительного количества воды (до 500 см³ в
смену), свидетельствующего о течи в трубках газоохладителей, необходимо выявить
неисправный газоохладитель поочередным их отключением. На время работы
генератора с отключенным газоохладителем нагрузка должна быть уменьшена таким
образом, чтобы токи статора и ротора не превышали 75 % номинальной нагрузки, а
у турбогенераторов ТГВ-300 не более 65 % (у турбогенераторов ТГВ-200 и ТГВ-200М
отключать газоохладители не разрешается).

Наличие течи
газоохладителей можно обнаружить также и с помощью дренажных вентилей,
установленных в нижних точках петель газопроводов, соединяющих карманы
газоохладителей с углекислотным коллектором.

Генератор
должен быть немедленно разгружен и отключен от сети при попадании в корпус
генератора большого количества воды (более 500 см³ в смену).

У
турбогенераторов с непосредственным водяным и водородно-водяным охлаждением
появившееся в корпусе небольшое количество воды (до 500 см³ в смену)
следует слить и установить наблюдение за генератором.

Если вода
продолжает скапливаться, то необходимо с помощью дренажных отводов определить
источник появления воды. Если таким источником является газоохладитель, то
следует при первой возможности генератор вывести в ремонт для исправления
газоохладителя.

У
турбогенераторов, имеющих водяное охлаждение щитов, промежуточной втулки и
нажимных фланцев, необходимо убедиться, не попадает ли вода в корпус из системы
их водяного охлаждения (по наличию водорода в сливном бачке). При попадании
воды внутрь турбогенератора система должна быть отключена от питающей и сливной
магистралей на время до ближайшего останова генератора и устранения причин
возникновения течи.

При попадании
воды в корпус турбогенератора из системы водяного охлаждения обмоток, а также в
случае появления большого (более 500 см³) количества воды генератор
должен быть немедленно разгружен и отключен.

При остановах
генератора в результате попадания воды в корпус статора для уменьшения
воздействия повышенного напряжения на увлажненную изоляцию обмотки ротора
гашение поля следует производить с учетом п. 2.9.

Вопрос о возможности
заглушения трубок газоохладителей при наличии водорода в корпусе
турбогенератора (при работе или во время останова) решается в зависимости от
конструкции крепления и уплотнения газоохладителя.

У
гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток обнаружение течей в системе
водяного охлаждения и их устранение производятся по указаниям
завода-изготовителя.

4.28. При появлении водорода в газовой ловушке системы водяного
охлаждения обмотки статора следует установить тщательное наблюдение за
турбогенератором (проверять наличие водорода в дистилляте каждый час, следить
за температурой стержней и отсутствием попадания воды в корпус
турбогенератора). Для выяснения возможности устранения причин неплотности
турбогенератор следует остановить при первой возможности, но не позднее чем
через 5 сут после обнаружения водорода в дистилляте.

Наличие в
дистилляте большого количества водорода приводит к ухудшению охлаждения обмотки
и может вызвать закупорку отдельных полых проводников стержней газовыми
пробками. Во избежание этого рекомендуется при попадании водорода в дистиллят
осторожно повышать давление дистиллята на входе в машину или снижать давление
водорода в корпусе таким образом, чтобы количество водорода, попадающего в
водяную систему, было минимальным, но не исчезающим, т.е. чтобы в месте
возникновения неплотности еще сохранялось превышение давления газа над
дистиллятом и исключалось бы увлажнение обмотки вытекающим дистиллятом. В
случае снижения давления водорода необходимо также уменьшить нагрузку
турбогенератора. До проведения соответствующих испытаний разрешается снижать
нагрузку, как указано в п. 2.17.

Если эти меры
оказываются неэффективными и наблюдается бурное выделение водорода в газовой
ловушке, расход дистиллята через обмотку колеблется, снижается давление
водорода в корпусе, необходимо немедленно разгрузить генератор и отключить его
от сети, остановить насосы обмотки статора, закрыть задвижки на входе и выходе
дистиллята из машины и вывести генератор в ремонт.

4.29. При
обнаружении течи элементарных проводников обмотки статора генераторов
поврежденные проводники могут быть заглушены.

Вопрос о
допустимом числе заглушенных элементарных проводников при наличии течи в них на
гидрогенераторах решается по согласованию с заводом-изготовителем.

Турбогенераторы
с заглушенными полыми проводниками в стержне разрешается оставлять в
эксплуатации при соблюдении следующих условий:

заглушать
можно не более двух элементарных проводников в стержне. При этом не могут быть
заглушены: у турбогенераторов серии ТВВ — два соседних проводника в
вертикальном столбце; у турбогенераторов ТГВ-200М — два соседних проводника в
вертикальном столбце, а также два крайних или средних проводника в верхнем и
нижнем рядах; у турбогенераторов ТГВ-500 — два соседних проводника в
вертикальном столбце, а также соседние проводники в верхнем и нижнем рядах;

обмотка
статора должна быть испытана напряжением промышленной частоты, равным U_ном, после заглушения проводников, имеющих
течи.

Верхние
стержни с двумя заглушенными проводниками должны быть заменены во время
ближайшего капитального ремонта. Нижние стержни, выдержавшие при капитальном
ремонте испытание повышенным напряжением, могут быть оставлены в работе на
более длительный срок.

4.30. При
систематическом появлении в картерах подшипников водорода с концентрацией около
1 % необходимо проверить работу системы маслоснабжения уплотнений вала. При
содержании водорода от 1 до 2 % следует продуть картеры подшипников инертным
газом.

При повышении
концентрации водорода более 2 % необходимо остановить генератор для устранения
причины утечки водорода.

При появлении
водорода в кожухе экранированного токопровода более 1 % в него следует подать
инертный газ, немедленно отключить турбогенератор и, не дожидаясь его останова,
начать вытеснение водорода из корпуса.

4.31. При
внезапном изменении вибрации в установившемся режиме на 1 мм/с на двух опорах
одного ротора или смежных опорах двух роторов, а также на одной опоре в двух
направлениях или при плавном возрастании вибрации на 2 мм/с в течение трех
суток на одной опоре или более, турбогенератор должен быть немедленно
остановлен и приняты меры по снижению вибрации.

4.32. При
снижении сопротивления изоляции подшипников, масляных уплотнений или
маслоуловителей ниже установленных норм проверить содержание механических
примесей и воды в масле и довести их до уровня, удовлетворяющего требованиям
ПТЭ. При обнаружении неисправности изоляции подшипников, масляных уплотнений,
маслоуловителей, устройств подвода и слива дистиллята (при водяном охлаждении
ротора) на работающем генераторе и его возбудителе со стороны, противоположной
турбине (у гидрогенераторов также изоляции подпятника при наличии таковой), по
п. 3.12
или другим способом, предусмотренным заводской инструкцией, должны быть приняты
все возможные меры по ее восстановлению в доступных местах. Необходимо
проверить целостность изоляции фланцевых соединений (вставок — «катушек»)
масло- и водопроводов закладных листов в подстуловых изоляционных пакетах
подшипников и маслованн (у гидрогенераторов), удалить скопившуюся грязь по
периферии изоляционных прокладок, устранить возможные замыкания на корпус
подшипника и маслованн металлической брони кабелей и шлангов, цепей теплового и
вибрационного контроля и т.д.

Если
перечисленные мероприятия не дали положительных результатов, то решение об
останове генератора или временном сохранении его в работе принимает главный
инженер электростанции.

В последнем
случае следует установить наблюдение за нагревом вкладышей подшипников и при
первой возможности вывести генератор в ремонт для восстановления поврежденной
изоляции.

5. ИСПЫТАНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

5.1.
Генераторы, устанавливаемые на электростанциях и подстанциях, должны
подвергаться следующим основным видам эксплуатационных испытаний:
приемо-сдаточным (П), при капитальных и текущих ремонтах (К, Т) и в
межремонтный период (М). При повреждениях электрических машин в процессе
выполнения ремонта проводятся испытания отдельных элементов пооперационно.

Кроме того,
могут проводиться приемочные испытания головных и опытных образцов машин,
периодические и типовые испытания серийных электрических машин, а также
специальные испытания.

Объем, методы
и нормативные показатели испытаний устанавливаются в соответствии с
действующими «Нормами испытаний электрооборудования», ГОСТ
10159-79, ГОСТ
183-74, ГОСТ 11828-86,
ГОСТ
533-85, ГОСТ
10169-77, ГОСТ
5616-81 и другими нормативно-техническими документами.

В зависимости
от местных условий объем испытаний может быть расширен. Указания по испытанию
сердечника статора приведены в приложении 12.

Программы
испытаний должны быть утверждены главным инженером электростанции, а программы
приемочных, периодических, типовых и специальных испытаний кроме того должны
быть согласованы с заинтересованными организациями.

5.2.
Испытания генераторов на нагревание проводятся не позднее чем через 6 мес после
ввода в эксплуатацию. В дальнейшем во время эксплуатации периодически (один раз
в 10 лет) проводятся контрольные испытания на нагревание при одном-двух режимах
работы. Испытания на нагревание должны проводиться также после полной замены
обмотки ротора или статора, а также реконструкции системы охлаждения.
Генераторы мощностью до 12 МВт включительно можно не испытывать.

Для
турбогенераторов, на которых в соответствии с ГОСТ
533-85 и техническими условиями разрешается длительная работа с повышенной
активной нагрузкой по сравнению с номинальной, при установленных значениях
коэффициента мощности и параметров охлаждающих сред характеристики нагрева
должны определяться как для номинальных, так и для упомянутых значений
параметров охлаждения.

5.3.
Определение регулировочных характеристик производится опытным путем или
графическим способом по ГОСТ
10169-77.

5.4.
Напряжение на выводах генератора при снятии характеристики и испытании защит
зависит от схемы работы генератора (блоком или на шинах генераторного
напряжения) и не должно превышать допустимого, указанного в действующих «Нормах
испытаний электрооборудования».

5.5.
Результаты всех испытаний должны оформляться протоколами. В протоколах помимо
результатов должны быть указаны условия проведения измерений и испытаний.
Особенно тщательно нужно измерять температуру машины и окружающей среды.
Измерение температуры необходимо для сопоставления результатов испытаний,
полученных в различное время.

5.6.
Результаты испытаний не являются единственными и достаточными критериями для
оценки технического состояния генератора и решения вопроса о возможности его
включения, эксплуатации или необходимости ремонта. Окончательное решение этих
вопросов принимается на основании результатов испытаний, ремонтов, осмотров
состояния механической части, системы охлаждения, газомасляной системы, системы
возбуждения, выключателей, АГП и других элементов схемы, а также результатов
анализа работы генератора.

6. СУШКА ГЕНЕРАТОРОВ

6.1. После
монтажа и капитального ремонта генераторы, как правило, включаются в работу без
сушки. Необходимость сушки устанавливается на основании «Инструкции по
определению возможности включения вращающихся электрических машин переменного
тока без сушки» (см. приложение 2 «Нормы испытания
электрооборудования»).

6.2. При
необходимости сушка обмотки статора производится одним из следующих способов:

а) нагревом
активной стали статора магнитным потоком, создаваемым специальной
намагничивающей обмоткой;

б) нагревом
обмотки постоянным током;

в) нагревом в
режиме трехфазного короткого замыкания или вентиляционными потерями (для
гидрогенераторов);

г) нагревом
воздуходувками.

Допускается
сочетание указанных способов, например, способы по пп. а и г или б и г.

6.3. При
необходимости сушка обмотки ротора производится следующими способами:

а) нагревом
постоянным током от постороннего источника тока;

б) нагревом
воздуходувками;

в) в процессе
сушки статора при вставленном роторе.

6.4.
Запрещается сушка турбогенераторов методом вентиляционных потерь (из-за
чрезвычайной неэкономичности этого метода).

Указания по
сушке генераторов приведены в приложении 13.

7. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО СОСТАВЛЕНИЮ МЕСТНОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ
ИНСТРУКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ

7.1. На
каждой электростанции должна быть местная производственная инструкция по
эксплуатации генераторов (одна на каждый тип генератора).

7.2.
Инструкция должна составляться на основе требований данной Инструкции и
эксплуатационной документации завода-изготовителя с учетом особенностей каждой
электростанции. Отклонения допускаются только в том случае, если они вызваны
особенностями данного генератора и направлены на обеспечение надежности его
работы.

7.3. Местная
инструкция должна включать в себя следующие основные разделы:

Общие
сведения. Основные технические данные генератора и возбудителя, краткое
описание конструкции генератора (включая систему охлаждения, возбуждения и
газомасляную) и вспомогательного оборудования, допустимые режимы работы.

Эксплуатация
генератора. Распределение обязанностей по обслуживанию генератора между
цехами, подготовка генератора и его вспомогательного оборудования к пуску, пуск
генератора, обслуживание генератора в нормальных, специальных и аварийных
режимах, отключение генератора (плановое, аварийное, обусловленное отклонениями
от нормального режима), обслуживание генератора в период останова, порядок
допуска к осмотру, ремонту и испытаниям, требования по технике безопасности и
противопожарные мероприятия.

7.4. В
должностных инструкциях для каждого лица, на которое возложено выполнение
производственной инструкции по эксплуатации генераторов, должны быть указаны
соответствующие разделы и пункты производственной инструкции, требования
которых обязательны для выполнения этими лицами (дежурным инженером, дежурным
электротехником, дежурным по щиту управления, дежурным машинистом, мастерами и
пр.).

7.5. В
соответствующих пунктах производственной инструкции все указания по режимам работы
генераторов должны быть даны конкретно для каждого генератора в числовых
значениях (амперах, вольтах, градусах, мегаомах и пр.).

7.6. Местная
инструкция должна быть подписана начальником электроцеха и утверждена главным
инженером электростанции.

Приложение
1

СНИЖЕНИЕ ВЛАЖНОСТИ ВОДОРОДА В ТУРБОГЕНЕРАТОРАХ

Водяные пары,
скапливающиеся в большом количестве в охлаждающем турбогенератор водороде,
вредно влияют на изоляцию обмоток, приводят к снижению механической прочности
бандажей роторов, вызывают конденсацию влаги на конструктивных элементах внутри
корпусов, способствуя усилению процесса коррозии, повышают потери на трение и
вентиляцию.

В последние
годы на ряде электростанций прошел успешную проверку способ осушки водорода
методом охлаждения с использованием фреоновых холодильных машин. Обобщение
опыта эксплуатации 30 установок осушки водорода такого типа, проведенное ПО
«Союзтехэнерго», показало, что с помощью холодильных машин влажность водорода в
турбогенераторах может быть легко доведена до 10 — 30 %. Установки осушки
водорода методом охлаждения, включающие в себя холодильные машины
производительностью 700 ккал/ч, испарители и терморегулирующие вентили,
достаточно надежны при продолжительной эксплуатации, потребляют незначительное
количество электроэнергии, не требуют существенных трудозатрат при монтаже и
обслуживании.

Температура
водорода на выходе из испарителя составляет от +5 до -10 °С; в этом режиме из
водорода испаряется основное количество влаги.

Учитывая
изложенное выше, рекомендуется:

заменить
неэффективные сорбционные осушители водорода установками осушки методом
охлаждения, включающими холодильные машины ФАК-07Е производительностью 700
ккал/ч или другие холодильные агрегаты отечественного или зарубежного
производства соответствующей производительности, терморегулирующие вентили
ТРВ-2М и испарители змеевикового типа.

Указанную
замену необходимо произвести на всех находящихся в эксплуатации
турбогенераторах серии ТВВ и ТГВ мощностью 150 МВт и более и на
турбогенераторах других серий, в которых влажность водорода превышает 30 %;

при
своевременном обнаружении нарушения герметичности системы водяного охлаждения
обмоток в турбогенераторах с водородным охлаждением по сливу воды из
испарителя, установить для этих турбогенераторов режим работы холодильной
машины, исключающей образование «снеговой шубы» в испарителях, поддерживая
температуру водорода на выходе из последних в пределах от 0 до +5 °С.
Дренирование воды из испарителей в этих машинах производить один раз в сутки.

Для
турбогенераторов, в которых отсутствует система водяного охлаждения обмоток и
давление воды в газоохладителях заведомо ниже давления водорода в корпусе,
температуру водорода на выходе из испарителей поддерживать в пределах от 0 до
-10 °С, отключая холодильную машину и испаритель для оттаивания один раз в
неделю;

направлять в
Главснаб Минэнерго СССР заказы на получение холодильных агрегатов и
терморегулирующих вентилей ТРВ-2М.

Для получения
технической документации на установки осушки водорода методом охлаждения, а
также для консультации по вопросам внедрения и эксплуатации указанных установок
обращаться в ПО «Союзтехэнерго» (105023, Москва, Семеновский пер., д. 15).

Приложение
2

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ХРАНЕНИЮ И ИСПЫТАНИЯМ РЕЗЕРВНЫХ
СТЕРЖНЕЙ ОБМОТОК ГЕНЕРАТОРОВ И СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ, А ТАКЖЕ ХРАНЕНИЮ
РЕЗИНОТЕХНИЧЕСКИХ УПЛОТНИТЕЛЬНЫХ ИЗДЕЛИЙ

1. Резервные стержни необходимо хранить в сухих отапливаемых
помещениях при температуре не ниже +5 °С, при этом должно быть исключено
воздействие на них прямых солнечных лучей, нагревательных приборов, паров
кислот и других агрессивных сред.

2. Стержни следует хранить в транспортной (заводской) упаковке
или на стеллажах. Стеллажи должны быть сконструированы так, чтобы прямолинейная
часть стержня опиралась по всей длине на настил или имела опоры шириной не
менее 100 мм, расположенные на расстоянии не более 1,0 — 1,5 м одна от другой
(в зависимости от размера стержней); кроме того, должна иметься опора в лобовых
частях. Стержни должны опираться на настил или опоры узкой стороной («на
ребро»), лобовые части должны располагаться выпуклой стороной вверх.

Рекомендуется
хранить стержни уложенными по всей длине прямолинейной части в жесткие
продольные уголки или швеллеры из досок; в этом случае допускается увеличение
расстояния между опорами до 2 м.

Допускается
хранение стержней генераторов с длиной пазовой части не более 2 м на козлах или
кронштейнах с опорами только в прямолинейной части с укладкой стержней плашмя;
опоры в этом случае устанавливаются на расстоянии не более 1 м одна от другой.

Не
допускается во всех случаях укладка стержней одного на другой или установка
прокладок, опирающихся на стержни.

Стержни
рекомендуется хранить обернутыми или укрытыми во избежание запыления.

3. Переноску
стержней с длиной пазовой части более 2 м следует производить с привязанными к
пазовой части опорными досками или указанными в п. 2 уголками (швеллерами) с
соблюдением мер предосторожности от раскачивания и излома лобовых частей.

4. Испытания
стержней нужно производить перед укладкой их на хранение и в статор
непосредственно вблизи ремонтируемого генератора.

Промежуточные
испытания следует производить в исключительных случаях при явных повреждениях стержней
или опасности их повреждения (ударах, повреждениях стеллажей, перевозке на
новое место хранения и т.д.).

Испытательные
напряжения выбирают в соответствии с действующими «Нормами испытания
электрооборудования» применительно к назначению данных стержней, а также
согласно указаниям заводских инструкций.

Наряду с
испытаниями повышенным напряжением производят и остальные испытания, требуемые
для стержней данного типа (например, проверка на отсутствие замыканий
элементарных проводников, для стержней обмотки с водяным охлаждением —
гидравлические испытания).

5. Перед
испытаниями необходимо производить тщательный осмотр стержней.

Все
обнаруженные повреждения наружных покрытий должны быть устранены до проведения
испытаний повышенным напряжением. При условии соблюдения требований к помещению
для хранения стержней, указанных в п. 1 настоящего приложения, сушка
стержней перед испытаниями не требуется.

В случае
каких-либо нарушений этих требований вопросы о необходимости сушки стержней (их
поверхностного покрова) и о методах сушки разрешаются руководством
электростанции совместно с ответственным представителем ремонтной организации.

6. Запасные
уплотнительные детали генераторов и компенсаторов, изготовленные из резины (прокладки,
шнуры, втулки, кольца, манжеты, шайбы), должны храниться в помещении при
температуре от 5 до 40 °С.

При хранении
детали из резины должны находиться в расправленном виде, исключающем их
деформацию, трещинообразование; детали должны быть защищены от воздействия
прямых солнечных тепловых и радиоактивных лучей, от попадания на них масла,
бензина, керосина и действия их паров, а также от воздействия кислот, щелочей,
агрессивных газов и других веществ, разрушающих резину.

Приложение
3

ЗНАЧЕНИЯ УВЕЛИЧЕННОЙ МОЩНОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ С
КОСВЕННЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ ОБМОТОК ВОДОРОДОМ ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ
ВОДОРОДА СВЫШЕ НОМИНАЛЬНОГО

^* Только
для машин с форсированным охлаждением обмотки ротора.

Примечания: 1. У турбогенераторов ТВС-30 повышение избыточного
давления водорода без усиления торцевых щитов разрешается до 0,1 МПа (1 кгс/см²)
включительно. — 2. Мощность турбогенераторов ТВ2-100-2 ограничивается при
избыточном давлении 0,005 МПа (0,05 кгс/см²) по условиям нагрева
обмотки ротора. — 3. Запрещается эксплуатация с нагрузкой выше номинальной
турбогенераторов ТВ2-150-2, роторы которых не прошли модернизацию по переводу
на форсированное охлаждение обмотки.

Приложение
4

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГЕНЕРАТОРОВ ДЛЯ РАБОТЫ В РЕЖИМЕ
СИНХРОННОГО КОМПЕНСАТОРА

Все турбо- и
гидрогенераторы могут работать в режиме синхронных компенсаторов. При этом
допустимая реактивная нагрузка в режимах синхронного компенсатора с
перевозбуждением и недовозбуждением устанавливается в соответствии с п. 2.22
настоящей Инструкции. Целесообразность работы генератора в режиме синхронного
компенсатора определяется энергосистемой на основании технико-экономических
расчетов.

Для
длительной работы в режиме синхронного компенсатора паровая турбина должна быть
отключена от генератора, а рабочее колесо турбины гидроагрегата должно быть
опущено. Для турбогенераторов мощностью 6 МВт и ниже возможна работа в режиме
синхронного компенсатора с подключенной турбиной, если беспаровой режим
допустим по условиям работы турбины. Для турбогенераторов мощностью 100 и 200
МВт возможна работа с турбиной при впуске пара в цилиндр низкого давления без
срыва вакуума. Для капсульных гидрогенераторов с непосредственным соединением
гидрогенераторов и гидротурбин по специальному разрешению завода-изготовителя
турбины допускается работа генератора в режиме синхронного компенсатора с
гидротурбиной, проточная часть которой заполнена водой.

Операции по
пуску генератора с присоединенной турбиной для работы в режиме синхронного
компенсатора нужно производить в последовательности, предусмотренной местной
инструкцией по пуску турбины. Возможен также перевод генератора из
генераторного режима в режим синхронного компенсатора.

Пуск
турбогенератора, отсоединенного от турбины, может осуществляться частотным
способом и способом асинхронного пуска. Последний допустим только для
турбогенераторов с цельными массивными роторами, бандажи которых отставлены.

Гидрогенератор
или турбогенератор с присоединенной турбиной пускается обычным путем, т.е.
турбиной, но может быть использован способ частотного пуска.

Регулирование
реактивной нагрузки генератора, работающего в режиме синхронного компенсатора,
следует осуществлять изменением тока возбуждения. Скорость изменения реактивной
нагрузки не ограничивается. Максимальные допустимые токи по статору и ротору
устанавливаются в соответствии с эксплуатационной картой нагрузок.

1. Перевод
турбогенератора, отсоединенного от турбины, в режим синхронного компенсатора

1.1.
Общие требования

Для
использования турбогенератора, отсоединенного от турбины, в качестве
синхронного компенсатора необходимо предварительно выполнить следующие основные
работы:

а) проверить
наличие на валу генератора упоров, обеспечивающих устранение осевого
перемещения ротора; установить при их отсутствии ограничители в виде
дополнительных вкладышей или торцевых упоров, конструкция которых определяется
конструкцией полумуфты. Разбег вала между упорами должен быть меньше зазора
между вентилятором и его щитком на торцевой крышке.

Примечание.
Для турбогенераторов, имеющих торцевые уплотнения с пружинным прижатием,
необходимость упоров устанавливается в зависимости от особенностей конструкции
уплотнений;

б) установить
отдельный масляный насос для смазки подшипников; если при отсоединенной и
остановленной турбине маслоснабжение подшипников генератора прекращается, в
качестве привода для рабочего насоса следует применять короткозамкнутый
асинхронный двигатель; в качестве резервного насоса может быть использован
пусковой или резервный масляный насос турбины с электроприводом или паровым
приводом, причем давление масла от этих насосов должно соответствовать
нормальному рабочему давлению масла на подшипниках генератора;

в) разобрать соединительную
муфту между турбиной и генератором, зазор между полумуфтами должен быть больше
одностороннего значения разбега ротора;

г) заглушить
маслопроводы от подшипников и регулятора турбины.

1.2.
Частотный пуск турбогенератора

При частотном
пуске желательно осуществлять возбуждение ведомого и ведущего генераторов от
двух отдельно стоящих источников постоянного тока (резервного возбудителя,
двигателя генераторных установок постоянного тока и т.п.); мощность каждого
должна быть достаточной для того, чтобы обеспечить возбуждение холостого хода
при номинальном напряжении соответствующего генератора. Допускается применение
источника возбуждения ведомого генератора несколько меньшей мощности, но не
менее той, которая необходима для обеспечения возбуждения, соответствующего
половине тока возбуждения холостого хода при номинальном напряжении генератора.

Поскольку при
соединении обмоток возбуждения источников постоянного тока по схеме
самовозбуждения не обеспечивается устойчивое возбуждение ведомого генератора, следует
применять в этом случае схему независимого возбуждения с питанием от
аккумуляторной батареи.

При наличии
одного отдельного источника возбуждения мощность должна быть достаточной для
обеспечения требуемого возбуждения ведомого и ведущего генераторов; в этом
случае целесообразно также предусмотреть регулируемое сопротивление в цепи
ротора ведомого генератора, позволяющее устанавливать ток возбуждения, равный
половине тока возбуждения холостого хода при номинальном напряжении, и повышать
его до полного значения в две — три ступени. Устройства гашения поля обоих
генераторов должны быть включены по нормальной схеме.

При частотном
способе пуска турбогенератора для использования его в качестве синхронного
компенсатора операции необходимо выполнять в следующей последовательности:

а) пустить
масляный насос ведомого турбогенератора и прогреть его подшипники маслом до
температуры 35 — 40 °С;

б) привести
ведущий турбогенератор и его турбину в состояние полной готовности к пуску с
предварительно прогретой турбиной;

в) пустить
воду в маслоохладитель и газоохладитель ведомого турбогенератора;

г) собрать
схему соединений турбогенераторов на генераторном напряжении или через блочные
трансформаторы, для чего выделить их на резервную систему шин, находящуюся без
напряжения; выключатели обоих турбогенераторов или блоков должны быть включены.

Примечание.
Допускается связь между турбогенераторами через линию электропередачи;

д)
подготовить возбудители к пуску; непосредственно перед впуском пара для
трогания с места ведущего агрегата подать возбуждение и установить токи
возбуждения турбогенераторов равными:

при
непосредственном соединении статоров обеих машин: на ведущем турбогенераторе —
току холостого хода при номинальном напряжении, на ведомом — половине тока
холостого хода при номинальном напряжении;

при
соединении статоров обоих турбогенераторов через блочные трансформаторы: на
ведущем турбогенераторе 1,1 — 1,2 тока холостого хода турбогенератора при
номинальном напряжении, а на ведомом — половине тока холостого хода при номинальном
напряжении.

Примечание.
В том случае, когда связь между генераторами осуществляется линией значительной
длины, оптимальные токи возбуждения определяются специальным расчетом;

е) начать
после установления указанных токов возбуждения медленный пуск ведущего
агрегата. Время с момента подачи возбуждения до момента трогания ведомого
турбогенератора не должно быть больше 3 мин. При затяжке пуска возможны
повреждения контактных колец и перегрев обмотки ротора. Вращение ротора
ведомого турбогенератора должно начаться одновременно с вращением ведущего.
Убедившись в этом, увеличивают поступление пара и плавно повышают скорость
ведущего турбогенератора. Скорость ведомого турбогенератора при этом должна
соответственно повышаться.

Если ротор
ведомого турбогенератора с началом вращения ведущего не стронется с места или
будут происходить его качания (заметные по показаниям амперметров цепей статора
и ротора), то следует несколько увеличить ток возбуждения ведущего
турбогенератора. Если в течение 3 мин не произойдет пуск ведомого
турбогенератора, необходимо снять с обоих турбогенераторов возбуждение,
остановить ведущий турбогенератор и повторно прогреть масло в подшипниках
ведомого турбогенератора. После прогрева масла и подшипников вновь произвести
пуск в соответствии с указаниями п. 1.2, д и е настоящего
приложения;

ж) отрегулировать по достижении турбогенераторами частоты вращения,
равной 0,5 — 0,6 номинальной, возбуждение ведомого турбогенератора так, чтобы
уравнительные токи в цепи статора были сведены до минимума.

Примечание. В некоторых случаях для возбуждения ведомого
турбогенератора может применяться источник тока, мощность которого недостаточна
для обеспечения номинального тока холостого хода при номинальном напряжении,
или один источник возбуждения для обоих турбогенераторов без регулирования
возбуждения ведомого турбогенератора, однако при этом условия пуска ухудшаются.

Уравнительный ток (А) между генераторами будет
определяться разностью ЭДС двух связанных генераторов и может быть подсчитан по
формуле

где
Е₁ и Е₂ — линейные ЭДС ведущего и ведомого
генераторов, определяемые по характеристикам холостого хода для заданных токов
возбуждения, В;

 и  — синхронные индуктивные сопротивления по
продольной оси ведомого и ведущего генераторов, Ом;

х_вн — внешнее индуктивное сопротивление, приведенное к
стороне генераторного напряжения, Ом.

Поскольку турбогенераторы вращаются синхронно, в расчет
принимается арифметическая разность ЭДС.

Значения ЭДС и индуктивных
сопротивлений изменяются пропорционально частоте вращения, поэтому в расчетах
принимаются значения всех параметров при синхронной скорости;

з) перевести
при достижении турбогенераторами номинальной частоты вращения ведомый
турбогенератор на возбуждение от своего возбудителя в соответствии с указаниями
приложения 9
настоящей Инструкции. После перевода произвести выравнивание ЭДС ведомого и
ведущего турбогенераторов до установления минимального тока статора;

и) произвести
по приборам одного из турбогенераторов синхронизацию его с сетью, тем самым
обеспечивая синхронное включение в сеть обоих турбогенераторов;

к) отключить
ведущий турбогенератор от сети (или оставить в работе, если это требуется по
условиям режима) и собрать рабочую схему электростанции.

1.3. Асинхронный пуск
турбогенератора

Во избежание
повреждения посадочных мест бандажей на бочке ротора асинхронный пуск допустим
только для тех турбогенераторов, роторы которых имеют отставленные бандажи (с
посадкой только на центрирующее кольцо).

Для
турбогенераторов с проволочными бандажами и наборными роторами асинхронный пуск
не допускается.

Напряжение на
выводах турбогенератора в начальной стадии пуска определяют расчетом, исходя из
наличия подключенных индуктивных сопротивлений (трансформаторов,
токоограничивающих реакторов, участков линии электропередачи и т.п.). Для этого
удобнее всего привести схему связи генератора с сетью к виду, представленному
на рис. П4.1,
а все индуктивные сопротивления привести к единому базисному напряжению и
мощности. Тогда напряжение на выводах турбогенератора в начальной стадии его
асинхронного пуска будет:

 

где U_c — напряжение в узле
нагрузки, которое может быть принято равным 1,05 номинального.

Рис.
П4.1. Схема для расчета асинхронного пуска генератора

Допустимость
режима асинхронного пуска следует проверять по условиям воздействия на другие
потребители (понижение напряжения на высокой U_ШII и низкой U_ШI сторонах трансформатора) и на турбогенератор (нагрев
бочки ротора, усилия, возникающие в лобовых частях обмотки статора).
Ограничивающим, как правило, является нагрев бочки ротора за время пуска,
расчетное значение которого не должно превышать 200 °С. Для расчета нагрева во
время пуска необходимо определить удельные потери в зубцовой поверхности и
продолжительность пуска, по которым определяется наибольшее превышение
температуры поверхности (рис. П4.2). Удельные потери (кВт/м²) в
зубцовой поверхности определяются по формуле

где I_ном
— номинальный ток статора генератора, А;

U_п — напряжение на выводах генераторов при
пуске, отн. ед.;

 — приведенное
к статору сопротивление ротора, Ом, которое может быть подсчитано по
результатам опыта определения  и  при питании обмотки статора напряжением
промышленной частоты и неподвижном роторе за вычетом потерь в обмотке статора
или по формуле

где m_п
— кратность начального пускового момента, отн. ед.;

Р_ном
— номинальная мощность генератора, кВт;

 —
сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора, отн. ед.

Для
турбогенераторов мощностью до 12 МВт включительно при определении  расчетным
путем допускается принимать кратность начального пускового момента равной 2,4.

Рис.
П4.2. Зависимость наибольшего превышения температуры поверхности ротора от
времени пуска при различных удельных потерях в зубцовой поверхности

Площадь
поверхности ротора F₃ (м²)
определяется по формуле

F₃
= pD_pLK,

где D_p — диаметр бочки ротора, м;

L — длина бочки ротора, м;

K — коэффициент, учитывающий уменьшение поверхности за
счет пазов; если неизвестны конструктивные данные, то обычно принимается K
= 0,65.

Подсчет
длительности пуска (с) приближенно может быть произведен по формуле

где T_j — механическая постоянная времени агрегата,
определяемая по формуле

где GD²

— маховой момент агрегата, м²;

n — номинальная частота вращения турбогенератора, об/мин;

U_п — напряжение при пуске, отн. ед.;

m_{а ср} — средний асинхронный момент (отн. ед.),
который может быть принят равным 0,85m_п или определен по
формуле

По кривым
рис. П4.2
для соответствующих DР и t_п определяется превышение температуры ротора
при асинхронном пуске.

При
необходимости напряжение в начальной стадии пуска должно быть понижено до
требуемого значения путем использования возможности подключения дополнительных индуктивных
сопротивлений.

При
отсутствии расчетных или экспериментальных данных по определенному типу
турбогенератора пуск его может быть осуществлен при напряжении на выводах,
равном 0,5 номинального или ниже.

В тех
случаях, когда пуски предполагаются достаточно частыми, для снижения напряжения
при пуске следует предусмотреть установку дополнительных шунтируемых реакторов.

Асинхронный
пуск турбогенератора следует выполнять в следующей последовательности:

пустить
масляный насос турбогенератора и прогреть его подшипники маслом до температуры
35 — 40 °С;

пустить воду
в масло- и газоохладители турбогенератора;

убедиться в
том, что обмотка ротора турбогенератора замкнута на якорь возбудителя (если в
качестве возбудителя применяется коллекторная машина постоянного тока,
механически связанная с валом пускаемой машины) или на резистор сопротивлением,
равным трех — пятикратному сопротивлению обмотки ротора. Резистор должен
выдерживать длительно 20 % номинального тока возбуждения пускаемого
турбогенератора. Реостат возбуждения возбудителя при пуске с подключенным
якорем возбудителя должен быть установлен в положение, примерно соответствующее
возбуждению при холостом ходе с номинальным возбуждением;

подготовить
схему пуска. Если для ограничения пускового тока применяются шунтируемые
реакторы, убедиться, что шунтирующий выключатель отключен;

включить
турбогенератор в сеть;

установить по
достижении синхронной скорости требуемое возбуждение, если генератор пускался с
глухо подключенным возбудителем, или подключить возбудитель (включить АГП).
Произвести внешний осмотр и убедиться в том, что масло в подшипники подается в
достаточном количестве.

Если
применяется реактор, то он должен быть зашунтирован по достижении
турбогенератором синхронной частоты вращения, после чего производится
регулирование возбуждения.

2.
Перевод гидрогенератора в режим синхронного компенсатора

Перевод
гидрогенератора в режим синхронного компенсатора можно производить из любого
режима без останова агрегата.

При переводе
гидрогенератора в режим синхронного компенсатора в том случае, когда рабочее
колесо турбины расположено выше уровня воды в нижнем бьефе, необходимо сорвать
вакуум впуском под рабочее колесо воздуха из атмосферы при закрытом
направляющем аппарате. В тех случаях, когда рабочее колесо гидротурбины
расположено ниже уровня воды в нижнем бьефе, следует применять отжатие воды
(после срыва вакуума) впуском в область рабочего колеса воздуха под давлением
от специальных ресиверов. Объем и давление воздуха в ресиверах определяются
заводом-изготовителем турбины.

2.1. Срыв вакуума

Срыв вакуума
производить в следующей последовательности:

разгрузить
агрегат, работающий в сети, от активной нагрузки до полного закрытия
направляющего аппарата без отключения генератора от сети. Гидрогенератор
начинает работать двигателем, потребляя активную мощность из сети;

впустить в
камеру рабочего колеса турбины атмосферный воздух через установленные для этой
цели трубы.

Контроль за
состоянием турбины и ее обслуживание при работе агрегата в режиме синхронного
компенсатора остаются без изменений;

после срыва
вакуума закрыть все вентили на трубопроводах, подводящих воздух в турбину (для
ускорения в случае необходимости обратного перехода в генераторный режим);

загрузить
гидрогенератор реактивной нагрузкой (путем увеличения возбуждения).

2.2. Освобождение
рабочего колеса от воды

Освобождение
производить отжатием воды в следующей последовательности:

после
разгрузки агрегата от активной нагрузки и закрытия направляющего аппарата
открыть вентили на крышке турбины для впуска воздуха из атмосферы и срыва
вакуума в полости рабочего колеса;

после срыва
вакуума пустить в камеру рабочего колеса сжатый воздух из ресиверов. Значение
создаваемого в камере избыточного давления должно обеспечить снижение уровня
воды до отметки нижнего торца колеса;

после
освобождения рабочего колеса от воды, что определяется по манометру,
присоединенному к камере рабочего колеса, либо по уменьшению потребляемой
активной мощности, впуск сжатого воздуха должен быть прекращен. Утечки воздуха
из камеры рабочего колеса необходимо восполнять с помощью компрессора, который
включается в работу периодически при падении давления в камере; наблюдение за
давлением вести по манометру.

2.3. Пуск
гидрогенератора для работы в режиме синхронного компенсатора частотным методом

Пуск
производить следующим образом:

сорвать
вакуум и отжать воду из камеры рабочего колеса, как указано в п. 2
настоящего приложения;

произвести
предварительную смазку пяты;

перевести
регулятор частоты вращения вспомогательного агрегата на ручное регулирование.

В остальном
частотный пуск гидрогенератора производить так же, как и турбогенератора (см.
п. 1.2
настоящего приложения).

Приложение
5

УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ В
АСИНХРОННОМ РЕЖИМЕ

При испытании
турбогенератора в асинхронном режиме рекомендуется проводить опыты с имитацией
следующих возможных в эксплуатации случаев потери возбуждения:

обрыв цепи
возбуждения;

замыкание
обмотки возбуждения на гасительное сопротивление;

замыкание
обмотки возбуждения накоротко.

Опыты вывода
в асинхронный режим могут проводиться при постепенном ступенчатом повышении
нагрузки турбогенератора с обмоткой возбуждения, соединенной по требуемой
схеме. На каждой ступени нагрузки опыты по всем трем схемам соединения обмотки
возбуждения могут быть совмещены.

Перед
проведением опытов должны быть выполнены соответствующие расчеты ожидаемого
понижения напряжения при работе турбогенератора в асинхронном режиме, проведена
оценка поведения параллельно работающих генераторов, системы собственных нужд и
действия токовой защиты. Должны быть приняты меры по предотвращению отключения
отдельных присоединений от действия перегрузочной защиты.

При наличии у
турбогенератора устройства блокировки, отключающего турбогенератор при
отключении АГП, его следует на время опытов вывести из действия.

Ниже
приводится рекомендуемый порядок проведения опытов для двух наиболее
распространенных видов гашения поля с применением автоматов АГП-1, АГП-12,
АГП-30, АГП-60 с гашением поля на дугогасящей решетке или переводом
преобразователя в инверторный режим и автоматов с замыканием обмотки ротора на
гасительный резистор с последующим отключением якоря возбудителя (схема ХЭМЗ).

Гашение поля с
применением дугогасящей решетки или переводом преобразователей в инверторный
режим

Перед
проведением опыта следует установить вспомогательный контактор, шунтирующий
резистор самосинхронизации и рассчитанный на длительный ток, равный 0,2
номинального тока возбуждения. При заданной нагрузке перевести турбогенератор в
асинхронный режим отключением АГП с предварительно разомкнутой цепью управления
основным контактором, включающим обмотку ротора на сопротивление
самосинхронизации. При этом турбогенератор переходит в асинхронный режим с
разомкнутой обмоткой возбуждения.

После
необходимых измерений обмотку возбуждения замкнуть на сопротивление
самосинхронизации, для чего восстановить цепь управления основным контактором.

После
очередных измерений резистор замкнуть накоротко с помощью вспомогательного
контактора. Опять произвести необходимые измерения, после чего отключить
вспомогательный контактор, включением АГП или снятием инвертирования подать
возбуждение и турбогенератор переходит в синхронный режим.

Гашение поля по схеме
ХЭМЗ

Перед
проведением опыта необходимо установить вспомогательный контактор (или
рубильник), шунтирующий гасительное сопротивление и нормально замкнутые
контакты АГП и рассчитанный на длительный ток, равный 0,2 номинального тока
возбуждения. При заданной нагрузке отключением АГП турбогенератор перевести в
асинхронный режим с обмоткой возбуждения, замкнутой на гасительное
сопротивление. После проведения необходимых измерений обмотку возбуждения
замкнуть накоротко включением вспомогательного контактора. Снова произвести
необходимые измерения и установить прокладку (из гетинакса или текстолита)
между нормально замкнутыми контактами АГП, после чего вспомогательный контактор
отключить и турбогенератор переходит в асинхронный режим с разомкнутой обмоткой
возбуждения. После проведения необходимых измерений изоляционную прокладку
между контактами удалить, включением АГП подать возбуждение (не меняя уставок
регулятора возбуждения) и турбогенератор переходит в синхронный режим.

При
испытаниях измерить и зафиксировать следующие величины:

у
испытываемого турбогенератора — активную мощность, ток и напряжение статора,
реактивную мощность (отдаваемую в сеть и потребляемую из сети в асинхронном
режиме), напряжение на кольцах ротора, скольжение, потери в роторе;

у параллельно
работающих генераторов и присоединений — реактивную мощность и напряжение.

Скольжение
(%) определяется по формуле (для частоты 50 Гц)

 или

где N_ст
и N_рот — число полных колебаний
стрелок амперметров статора и ротора или вольтметра, подключенного к кольцам
ротора, за время t, с.

Потери в
роторе (кВт) определяются по формуле

DP = PS,

где P
— активная мощность, кВт;

S — скольжение, отн. ед.

Продолжительность
нахождения генератора в асинхронном режиме определяется временем, необходимым для
отсчетов по приборам. В целях получения более точных результатов рекомендуется
основные измерения производить с использованием осциллографа. Испытания следует
проводить при нескольких (три — пять) нагрузках, начиная с минимальной
(примерно 15 — 20 % номинальной), до такой, при которой перегрузка по току
статора не будет превышать допустимую. Во время опытов с разомкнутой обмоткой
возбуждения следует обращать внимание на то, чтобы напряжение на кольцах ротора
было ниже испытательного.

По полученным
результатам испытаний строятся зависимости тока статора, активной мощности и
потерь в роторе от скольжения и по ним определяется допустимая нагрузка, при
которой турбогенератор может работать в асинхронном режиме, исходя из условий,
изложенных в п. 2.27 настоящей Инструкции.

Приложение
6

ПРОВЕРКА ЧЕРЕДОВАНИЯ ФАЗ И СИНХРОНИЗАЦИОННОГО
УСТРОЙСТВА ГЕНЕРАТОРА

Проверку
чередования фаз нужно производить перед включением в сеть вводимого в
эксплуатацию генератора и после окончания капитального ремонта, если во время
последнего производились работы в первичных цепях генератора, которые могли
привести к изменению чередования фаз.

Проверка
синхронизационного устройства генератора должна производиться при вводе
генератора в эксплуатацию и после окончания капитального ремонта, если в
процессе последнего производились изменения в первичных цепях генератора,
работы на трансформаторах напряжения или в цепях синхронизационного устройства.

Проверку
чередования фаз генератора следует производить двумя способами:

первый способ
применяют при наличии свободной системы шин. По этому способу к трансформатору
напряжения, установленному на свободной системе шин, необходимо присоединить
указатель чередования фаз. Затем на эту систему шин поочередно подать
напряжение от генератора (трансформатора блока) и от сети. Если в обоих случаях
диск указателя будет вращаться в одну и ту же сторону, то чередование фаз
правильно, а если в разные стороны, то необходимо поменять местами две фазы
генератора (трансформатора блока) и снова произвести проверку;

второй способ
применяют при отсутствии свободной системы шин. По этому способу к
трансформатору напряжения генератора следует присоединить указатель чередования
фаз. Разобрать схему «нуля» неподвижного генератора и на трансформатор
напряжения генератора подать напряжение сети. Затем отключить выключатель
генератора (или блока), собрать схему «нуля», после чего генератор
разворачивается и возбуждается и на трансформатор напряжения генератора
подается напряжение генератора. Если в обоих случаях диск указателя вращается в
одну и ту же сторону, чередование фаз правильно. Если между генератором и его
трансформатором напряжения имеется разъединитель (или накладка), то разбирать
схему «нуля» генератора не требуется, а достаточно перед подачей напряжения от
сети отключить разъединитель (или снять накладку).

Проверка
синхронизационного устройства одного генератора (блока) может совмещаться с
проверкой чередования фаз и производиться подачей на него синхронного и несинхронного
напряжений:

от свободной
системы шин (или шин, с которыми синхронизируется генератор);

от генератора
(через соответствующий трансформатор напряжения).

Если имеются
затруднения в проверке синхронизационного устройства на синхронном напряжении,
то следует проверить его на несинхронном напряжении, а генератор включать в
сеть способом самосинхронизации. После этого при работе генератора в системе
синхронизационное устройство необходимо проверить на синхронном напряжении.

Приложение
7

ГАЗОВЫЕ ОБЪЕМЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С ВОДОРОДНЫМ
ОХЛАЖДЕНИЕМ (С ВСТАВЛЕННЫМ РОТОРОМ)

Приложение
8

О ЛИКВИДАЦИИ НЕСИММЕТРИЧНЫХ РЕЖИМОВ БЛОКОВ ПРИ НЕПОЛНОФАЗНЫХ
ОТКЛЮЧЕНИЯХ И ВКЛЮЧЕНИЯХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

При
неполнофазных отключениях и включениях воздушных выключателей напряжением 110
кВ и выше и масляных выключателей с пофазным приводом методы ликвидации
несимметричных режимов блоков на тепловых электростанциях с турбогенераторами
мощностью 150 МВт и выше или с турбогенераторами меньшей мощностью с
непосредственным охлаждением зависят от режима работы и нагрузки генератора во
время возникновения неполнофазного режима:

1. Если
неполнофазный режим возник во время работы блока под нагрузкой в результате
аварийного отключения выключателя, то для предотвращения повреждения генератора
токами обратной последовательности от действия релейной защиты должно
осуществляться отключение смежных выключателей для обесточения секции или
системы шин, к которой присоединен блок. Если релейная защита откажет или
окажется выведенной из действия, то персонал должен быстро отключить вручную
все смежные выключатели для обесточения секции или системы шин, что позволит
вывести отказавший выключатель в ремонт. Допускается произвести однократную
попытку дистанционного отключения отказавшего выключателя.

Если по
значению нагрузки и при наличии технических средств представляется возможным
быстро полностью разгрузить блок по активной и реактивной мощности, то
отключение смежных выключателей не производится и после разгрузки генератора
они переводятся на другую систему шин, после чего оставшийся на системе шин
генератор останавливается и его выключатель выводится в ремонт. При наличии свободной
системы шин (или обходной) на нее переводится генератор, что значительно
упрощает и сокращает указанный объем работ.

После
перевода генератора на обходную систему шин и выключения обходного выключателя
восстанавливается полнофазный режим работы генератора, что позволяет продолжить
работу генератора.

Режим работы
турбины во время проведения работ по ликвидации несимметричного режима
(продолжительность которых может составить 30 — 40 мин и более) определяется
местными инструкциями, учитывающими характеристики и особенности каждой
турбины.

2. На
тепловых электростанциях с турбогенераторами мощностью 150 МВт и выше или с
турбогенераторами меньшей мощностью с непосредственным охлаждением должны быть
установлены устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ) или специальные
устройства резервирования, действующие на отключение смежных выключателей
секции или системы шин (к которой присоединен блок) при отказах выключателей, в
том числе сопровождаемых неполнофазным отключением выключателя блока.

На турбогенераторах
мощностью 150 МВт и выше должны быть установлены чувствительные защиты обратной
последовательности с фильтр-реле РТФ-6М или другие аналогичные защиты с
зависимой характеристикой выдержки времени.

3. Если
неполнофазный режим возник во время останова блока после его полной разгрузки
по активной и реактивной мощности (или соответственно неполнофазный режим
возник при включении блока), то небольшое значение тока статора возбужденного
генератора обусловливает небольшое значение тока обратной последовательности, в
большинстве случаев не приводящей к повреждению генератора. В этом случае при
наличии контроля значения тока обратной последовательности (используя защиту
обратной последовательности) смежные выключатели не отключаются, а переводятся
на другую систему шин. И в данном случае при наличии свободной или обходной
системы шин на нее целесообразно перевести генератор, после чего вывести его
выключатель в ремонт.

При останове
блока персонал должен отключить АГП генератора только после того, как по сигнализации
и по показаниям приборов убедиться в отключении выключателя всеми тремя фазами.

4. При
наличии на электростанции блоков с генераторами различной мощности и с
различными способами охлаждения обмоток только отказ выключателя блока
генератора мощностью 150 МВт и выше или генератора с непосредственным
охлаждением должен вызвать автоматическое отключение выключателей смежных
присоединений.

5. На
остальных электростанциях с блоками генератор-трансформатор при отказе
выключателя блока с пофазным управлением генератор должен быть немедленно и
полностью разгружен по активной и реактивной мощности и смежные выключатели
переведены на другую систему шин, что позволит обесточить систему шин или
секцию и вывести поврежденный выключатель в ремонт.

При наличии
свободной или обходной системы шин на нее переводится генератор.

6. На
трансформаторах блока, имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны нулевых
выводов и нормально разземленные нейтрали, следует заземлять последние перед
отключением и включением блока, используя для этого короткозамыкатель или
разъединитель с дистанционным управлением.

Приложение
9

ПЕРЕВОД ВОЗБУЖДЕНИЯ РАБОТАЮЩЕГО ТУРБОГЕНЕРАТОРА С
ОСНОВНОГО ВОЗБУДИТЕЛЯ НА РЕЗЕРВНЫЙ И ОБРАТНО

1.
Общие положения

Обмотка ротора
генератора с аппаратурой гашения поля и измерительными приборами (амперметром,
вольтметром) присоединяется к сборным шинам возбуждения данного генератора без
коммутационной аппаратуры.

Источники
возбуждения (основной и резервный) генератора присоединяются к тем же сборным
шинам посредством соответствующей коммутационной аппаратуры (рубильники,
разъединители, выключатели). В цепи источников возбуждения (основного и
резервного) генераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора установка
выключателей с дистанционным управлением обязательна. Перевод возбуждения
должен выполняться только с помощью указанных выключателей.

Принципиальная
схема подключения обмотки ротора к возбудителям приведена на рис. П9.1.

Схемой
предусматривается проверка соответствия полярности возбудителей перед
включением их на параллельную работу с помощью магнитоэлектрических
вольтметров; по этим же вольтметрам производятся регулирование требуемого напряжения
подключаемого возбудителя и измерение напряжения возбудителей.

Рис.
П9.1. Схема включения основного и резервного возбудителей

Переход с
основного возбудителя на резервный и обратно допускается производить без
отключения генератора от сети либо при кратковременной параллельной работе
обоих возбудителей, либо с отключением одного и включением другого возбудителя,
т.е. с кратковременной работой генератора без возбуждения.

Порядок
перехода с основного возбудителя на резервный и обратно зависит от типа
основной системы возбуждения.

Имеются два
типа основных возбудителей: коллекторный — коллекторная машина постоянного тока
и со статическими управляемыми (ионными, тиристорными) или неуправляемыми
(диодными) выпрямителями.

В качестве
резервных возбудителей обычно применяются коллекторные машины постоянного тока.

У генераторов
ТГВ-300, имеющих основные и резервные возбудители ВТ-1600, ВТ-1600А, ВТ-1600Р и
ВТ-1600АРВ, переход с рабочего на резервное возбуждение и обратно производится
в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

2. Переход с основного
возбудителя на резервный и обратно при кратковременной параллельной их работе

Переход
с основного коллекторного возбудителя постоянного тока на резервный
коллекторный возбудитель

2.1. Согласно
местной инструкции подготовить к работе резервный возбудитель и его схему для
включения на сборные шины возбуждения генератора.

2.2.
Резервный возбудитель возбудить до напряжения на якоре примерно на 10 % выше
напряжения основного работающего возбудителя.

2.3.
Проверить соответствие полярностей основного работающего и резервного
возбудителей.

2.4.
Резервный возбудитель подключить к сборным шинам возбуждения генератора как
можно скорее (за 1 — 2 с), после этого отключить основной возбудитель.

Примечание.
При разности напряжений примерно 10 % на якорях основного работающего и
вводимого в работу резервного возбудителей перераспределение нагрузок между
ними происходит в течение 1 — 3 с, поэтому операции по переключению рубильников
или автоматов должны производиться быстро. Если в процессе переключений
произойдет задержка в отключении рубильника или автомата в цепи якоря
работающего возбудителя, последний может перейти в двигательный режим работы и
отключение его будет связано с разрывом значительного тока, чего допускать не
следует. Во избежание этого необходимо иметь прямую связь со щитом управления
(или блочным щитом) и при невозможности отключения работающего возбудителя
отключить АГП генератора (погасить поле основного возбудителя) и сразу
отключить от сети электродвигатель резервного возбудителя. Затем необходимо
отключить основной возбудитель, включить электродвигатель резервного
возбудителя и после восстановления напряжения на резервном возбудителе подключить
его к обмотке возбуждения генератора, после чего включить АГП. Все операции,
проводимые после отключения АГП, должны производиться быстро. Для повышения
успешности перевода желательно предварительно снизить нагрузку генератора до
0,6 номинальной.

2.5.
Разобрать схему основного возбудителя в соответствии с местной инструкцией.

Переход с основного
возбудителя со статическими выпрямителями на резервный коллекторный возбудитель

2.6.
Выполнить операции, указанные в пп. 2.1 — 2.3 настоящего приложения.

Примечание.
Напряжение, до которого должен возбуждаться резервный возбудитель, зависит от
его нагрузочной характеристики. Если нагрузочная характеристика расположена
выше характеристики холостого хода, то резервный возбудитель следует возбуждать
до включения его на параллельную работу не более чем на 5 % выше напряжения
основного возбудителя, а если нагрузочная характеристика расположена ниже
характеристики холостого хода — на 15 — 20 % выше напряжения основного
возбудителя.

2.7.
Резервный возбудитель подключить к сборным шинам. Сразу же после этого
отключить автомат ввода основного возбудителя.

2.8.
Разобрать схему основного возбудителя.

Переход с основного
бесщеточного диодного возбудителя (при наличии контактных колец) на
резервный коллекторный возбудитель

2.9. Согласно
местной инструкции подготовить к работе резервный возбудитель и схему для
подключения его якоря на сборные шины возбуждения генератора.

2.10.
Резервный возбудитель возбудить до напряжения на якоре примерно на 10 % выше
напряжения основного работающего возбудителя.

2.11.
Проверить соответствие полярностей основного работающего и резервного возбудителей.

2.12.
Резервный возбудитель подключить к сборным шинам возбуждения генератора и как
можно скорее (за 1 — 2 с) после этого развозбудить основной бесщеточный
возбудитель.

Примечание.
При переводе на резервный возбудитель цепи возбуждения основного возбудителя не
отделять от обмотки ротора.

Переход
с резервного коллекторного возбудителя на основной коллекторный возбудитель
постоянного тока

2.13.
Согласно местной инструкции подготовить к работе основной возбудитель.

2.14.
Вводимый в работу основной возбудитель возбудить до напряжения на якоре на 5 %
выше напряжения работающего резервного возбудителя.

2.15.
Проверить соответствие полярностей работающего резервного и основного
возбудителей.

2.16.
Основной возбудитель подключить к сборным шинам возбуждения генератора и как
можно скорее (за 1 — 2 с) отключить резервный возбудитель.

2.17.
Разобрать схему и остановить резервный возбудитель в соответствии с указаниями
местной инструкции.

Переход с резервного
возбудителя на основной ионный (тиристорный) возбудитель

2.18.
Согласно местной инструкции подготовить к работе основной возбудитель.

2.19. Ключом
управления АРВ возбудителя напряжение на выходе ионного или тиристорного
возбудителя установить на 20 — 50 В ниже напряжения работающего резервного
возбудителя.

2.20.
Проверить соответствие полярностей работающего резервного и подключаемого
основного возбудителя.

2.21.
Основной возбудитель подключить к сборным шинам возбуждения генератора, после
чего сразу же отключить работающий резервный возбудитель. В случае
необходимости произвести регулирование возбуждения.

2.22.
Разобрать схему и остановить резервный возбудитель в соответствии с указаниями
местной инструкции.

Переход с резервного
возбудителя на основной с диодными выпрямителями и последовательной обмоткой

2.23.
Согласно местной инструкции подготовить к работе основной возбудитель.

2.24. Уставку
напряжения АРВ основного возбудителя установить таким образом, чтобы напряжение
во время работы основного возбудителя примерно соответствовало напряжению
работающего резервного возбудителя, поскольку на холостом ходу ток в
последовательной обмотке основного возбудителя отсутствует и напряжение
холостого хода его будет значительно ниже напряжения работающего резервного
возбудителя.

2.25.
Проверить соответствие полярностей работающего резервного и основного
возбудителей.

2.26.
Основной возбудитель подключить к сборным шинам возбуждения генератора. При
этом вентили остаются закрытыми, ток по основному возбудителю не проходит. До
отключения резервного возбудителя повышать возбуждение основного возбудителя не
следует.

2.27.
Отключить резервный возбудитель, после чего основной возбудитель автоматически
набирает нагрузку. В случае необходимости произвести регулирование возбуждения.

2.28.
Остановить резервный возбудитель и разобрать его схему.

Переход с резервного
возбудителя на основной бесщеточный диодный возбудитель (при наличии контактных
колец на роторе)

2.29.
Согласно местной инструкции подготовить к работе основной возбудитель.

2.30. Уставку
напряжения АРВ основного возбудителя выбрать таким образом, чтобы напряжение во
время работы основного возбудителя примерно соответствовало напряжению
работающего резервного возбудителя.

2.31.
Основной бесщеточный возбудитель возбуждается толчком согласно выбранной
уставке АРВ. При этом вентили остаются закрытыми до момента равенства средних
значений напряжения на обоих возбудителях.

До отключения
резервного возбудителя повышать возбуждение основного возбудителя не следует.

2.32.
Отключить резервный возбудитель, после чего основной возбудитель автоматически
набирает нагрузку. В случае необходимости произвести регулирование возбуждения.

2.33.
Остановить резервный возбудитель и разобрать его схему.

Примечание.
Если напряжение вводимого в работу основного возбудителя превышает напряжение
работающего резервного возбудителя на значение около 10 %, то после

перераспределения нагрузок между возбудителями резервный возбудитель может
перейти в двигательный режим работы, который может вызвать повреждение обмотки
якоря или преобразователя основного возбудителя. Для исключения такого режима
необходимо операции по переключению автоматов ввода возбудителей (или
рубильников) производить быстро без задержек (за 1 — 2 с). Кроме того, нужно
следить за тем, чтобы напряжение основного возбудителя не превышало бы
напряжение резервного возбудителя.

Примечания к п. 2 настоящего приложения: 1. Если во время перехода с основного возбудителя на резервный произошел
отказ в отключении основного возбудителя, необходимо немедленно отключить
только что включенный резервный возбудитель. — 2. Если во время перехода с
работающего резервного возбудителя на основной произошел отказ в отключении работающего
резервного возбудителя, необходимо немедленно отключить только что включенный
основной возбудитель.

3. Переход с основного
возбудителя на резервный и наоборот с промежуточным отключением АГП

Если для
данного генератора допускается асинхронный режим работы, то при нагрузках, не
превышающих приведенные в п. 2.27 настоящей Инструкции, можно производить
переход с основного возбудителя на резервный и обратно (с промежуточным
отключением АГП).

При таком
способе перехода с одного возбудителя на другой устанавливается следующий
порядок операций:

возбудитель,
вводимый в работу, возбудить до напряжения несколько выше напряжения
работающего возбудителя;

проверить
соответствие полярностей работающего и вводимого в работу возбудителей;

отключить
автомат гашения поля генератора, но генератор оставить подключенным к сети;

отключить
работающий возбудитель;

включить
возбудитель, вводимый в работу, а затем автомат гашения поля. Отрегулировать
возбуждение до требуемого значения;

разобрать
схему отключенного возбудителя в соответствии с указаниями местной инструкции.

Приложение
10

О ДОПУСТИМОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ ПРИ ВЫХОДЕ
ИЗ СТРОЯ ЧАСТИ ТЕРМОМЕТРОВ СОПРОТИВЛЕНИЯ

При
повреждении части термометров сопротивления, контролирующих температуру обмотки
и активной стали статора, а также охлаждающего газа генераторов с косвенным и
непосредственным охлаждением, необходимо руководствоваться следующим:

1.
Восстановить при первой возможности работоспособность всех термометров
сопротивления, повреждения которых находятся вне пазов статора, а также
установленных под клиньями. При частичной или полной перемотке обмотки статора
по причинам, не связанным с тепловым контролем, во время ремонта восстановить
все вышедшие из строя термометры сопротивления, расположенные в ремонтируемой
части статора. Выемку стержней статорной обмотки только в целях ремонта
термометров сопротивления, как правило, производить не следует.

2. Допускается длительная эксплуатация генераторов с косвенным
охлаждением при выходе из строя части термометров сопротивления, если в каждой
фазе генератора и в каждой зоне по длине статора генератора (две концевых и
одна средняя) осталось в работе не менее одного термометра сопротивления,
контролирующего температуру меди и стали статора.

3. Допускается длительная эксплуатация генераторов с
непосредственным охлаждением обмотки статора серии ТВЗ при повреждении не более
5 % термометров сопротивления, заложенных под клинья и, если в каждой фазе
генератора и в каждой зоне по длине статора осталось не менее одного термометра
сопротивления, контролирующих температуру активной стали статора.

При
несоблюдении условий, указанных в пп. 2 и 3 данного приложения, следует
восстановить во время ближайшего капитального ремонта работоспособность всех
термометров сопротивления, заложенных в генераторе.

4.
Допускается оставлять в работе генераторы с непосредственным охлаждением
обмотки статора серии ТГВ при выходе из строя части термометров сопротивления в
следующих случаях:

при замыкании
на землю в проводке термометра сопротивления вне сердечника статора. При первой
возможности необходимо устранить это замыкание;

при обрыве
проводки термометра сопротивления (если сопротивление изоляции относительно
корпуса машины обоих его концов более 0,5 МОм) и при замыкании между витками.
Поврежденный термометр сопротивления следует отключить от схемы теплового
контроля, тщательно заизолировать оба конца и заменить его во время ближайшего
капитального ремонта;

при замыкании
на землю в самом термометре сопротивления или его проводки в сердечнике
статора, если обеспечивается постоянное наблюдение за равенством напряжений
обоих концов термометра сопротивления относительно земли. Поврежденный
термометр сопротивления следует заменить при первой возможности исправным.

При изменении
напряжения одного из концов термометра сопротивления генератор должен быть
выведен в аварийный ремонт;

при
повреждении термометра сопротивления, измеряющего температуру обмотки статора,
если имеется схема дифференциального контроля температуры воды на линии слива
из обмотки статора или она может быть введена в работу. Поврежденный термометр
сопротивления следует заменить при первой возможности исправным. При отсутствии
такого дифференциального контроля генератор должен быть выведен в аварийный
ремонт.

Приложение
11

О НЕДОПУСТИМОСТИ РАБОТЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ С
НЕПОСРЕДСТВЕННЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ ОБМОТОК ПРИ СНИЖЕНИИ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ В
ЦЕПЯХ ВОЗБУЖДЕНИЯ

У
турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток, работающих с большими
токами возбуждения, замыкания на корпус обмотки ротора в двух точках даже при
быстром отключении турбогенератора и гашении его поля в результате действия
соответствующей защиты могут вызывать значительные повреждения ротора,
требующие продолжительного ремонта машин в заводских условиях.

Своевременный
останов турбогенератора при глубоком снижении сопротивления изоляции и
замыкании на корпус обмотки ротора в одной точке уменьшает, как правило, объем
повреждений. Восстановительный ремонт в этом случае может быть выполнен в
станционных условиях в сравнительно короткие сроки.

Для предотвращения
значительных повреждений роторов турбогенераторов с непосредственным
охлаждением обмоток в случаях снижения сопротивления изоляции необходимо:

1. Уточнять местонахождение участков со сниженным сопротивлением
изоляции за время не более 1 ч переводом турбогенераторов на резервное
возбуждение при снижении сопротивления изоляции;

у
турбогенераторов с газовым охлаждением обмотки ротора и элементов возбуждения
до 8 кОм и ниже (первая группа);

у
турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки ротора или вентилей рабочей
системы возбуждения, а также с водяным охлаждением обмотки и вентилей до 2,5
кОм (вторая группа);

у
турбогенераторов ТГВ-500 с водяным охлаждением обмотки ротора до 7,5 кОм.

2. Оставлять турбогенераторы в работе на резервном возбуждении
до устранения причины снижения сопротивления изоляции в цепи рабочей системы
возбуждения.

Если же после
перевода турбогенератора на резервное возбуждение сопротивление изоляции не
восстановится или такой перевод не возможен, а значение сопротивления изоляции
при этом составляет менее 4 кОм для турбогенераторов первой группы, менее 1,5
кОм для турбогенераторов второй группы и менее 7,5 кОм для турбогенераторов
ТГВ-500, то турбогенераторы в течение 1 ч необходимо разгрузить и остановить
для ремонта.

В тех случаях,
когда сопротивление изоляции имеет значение не менее 4 кОм для турбогенераторов
первой группы и не менее 1,5 кОм для турбогенераторов второй группы,
турбогенераторы при первой возможности, но не позднее чем через 7 сут, следует
вывести в ремонт.

До вывода
турбогенераторов в ремонт сопротивление изоляции цепей возбуждения необходимо
контролировать не реже четырех раз в смену.

3. У
турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения при наличии контактных
колец осуществлять перевод на резервное возбуждение при снижении сопротивления
изоляции до значений, указанных в п. 1 настоящего приложения, для
уменьшения тока емкостной утечки через участок со сниженным сопротивлением
изоляции.

Поскольку
таким переводом уточнить местонахождение участков со сниженным сопротивлением
изоляции нельзя, действия персонала должны определяться требованиями п. 2
настоящего приложения, даже если после перевода на резервное возбуждение сопротивление
изоляции повысится и станет больше значений, указанных в п. 1.

Приложение
12

УКАЗАНИЯ ПО ИСПЫТАНИЮ СТАЛИ СЕРДЕЧНИКА СТАТОРА

Сердечник статора
набирается из тонких (обычно толщиной 0,5 мм) листов стали, изолированных один
от другого пленкой лака или слоем тонкой бумаги. Нормальный собранный сердечник
статора должен быть плотно спрессован и монолитен. Наличие на листах стали
заусенцев, не устраненных при сборке сердечника, недостаточная плотность
прессовки и прочие дефекты могут вызвать замыкание между листами, вследствие
чего могут возникнуть местные нагревы, что со временем может привести к так
называемому «пожару» стали, особенно опасному в зубцовой зоне статора.

Местный
перегрев стали в зубцовой зоне статора может привести к повреждению и пробою
изоляции обмотки. Своевременное выявление местных перегревов стали повышает
надежность работы генераторов.

Состояние
стали статора необходимо периодически проверять в целях выявления дефектов.
Кроме того, испытание стали статора необходимо производить до и после частичной
или полной перемотки обмотки статора.

Испытание
следует производить в соответствии с действующими «Нормами испытания электрооборудования»
при индукции 1,0 Т в течение 90 мин. У генераторов с непосредственным
охлаждением обмоток испытание производится при индукции 1,4 Т в течение 45 мин.

Допускается
проведение испытаний с индукцией 1,0 Т в течение 90 мин для турбогенераторов
ТГВ-200 до заводского заказа № 1568 и для турбогенераторов ТГВ-300 до
заводского заказа № 2326.

Удельные
потери в сердечнике, максимальный перегрев зубцов и наибольшая разность их
нагрева к концу испытаний не должны превышать значений, приведенных в табл. 9.

Таблица 9

Допустимые
удельные потери и нагревы сердечника

Примечание.
В скобках даны значения для турбогенераторов, выпущенных после 1 июля 1977 г.

Испытание стали
статора на нагревание осуществляется переменным магнитным потоком, при
прохождении которого по замкнутой магнитной цепи, образованной спинкой (ярмом)
статора, сталь последнего нагревается равномерно за исключением тех мест, где
имеются замыкания между листами. В поврежденных местах возникают токи,
вызванные переменным магнитным потоком и протекающие в замкнутом контуре,
образовавшемся вследствие повреждения. Эти токи обуславливают появление местных
нагревов. При испытании на нагревание стали статора (рис. П12.1)
магнитный поток создается специальной намагничивающей обмоткой 3, состоящей из
нескольких витков кабеля, наматываемого через расточку статора. Для
гидрогенераторов с большим диаметром статора намагничивающую обмотку следует
располагать равномерно по окружности статора. Намагничивающая обмотка
охватывает, кроме сердечника статора 2, станину генератора. Но, как доказывает
опыт, магнитный поток в массивных частях мал, и поэтому с достаточной степенью
точности можно считать, что весь магнитный поток проходит в сердечнике статора.
Магнитный поток, создаваемый намагничивающей обмоткой, замыкается линиями,
концентричными расточке статора, поэтому в обмотке статора ЭДС не будет
наводиться.

Рис.
П12.1. Схема испытания стали статора:

1 — контрольная обмотка; 2 — сердечник; 3 —
намагничивающая обмотка

На расстоянии
четверти окружности от намагничивающей обмотки рекомендуется установить
контрольную обмотку 1, являющуюся как бы вторичной обмоткой трансформатора, где
сердечником служит спинка статора, а первичной обмоткой — намагничивающая
обмотка. Контрольная обмотка служит для определения значения магнитного потока
в спинке статора путем измерения напряжения на ее зажимах. При этом индукция В_оп
(Т) во время опыта определяется по формуле

где f
— частота подводимого напряжения, Гц;

w_к — количество витков контрольной обмотки;

Q — поперечное сечение спинки статора, см².

Расчет
намагничивающей обмотки производится в соответствии с приложением 13 к
настоящей Инструкции. Там же даны указания по выбору источника питания.

Испытания
рекомендуется производить в такой последовательности:

перед
испытанием заземлить обмотку статора;

через
расточку статора намотать обе обмотки и собрать схему испытаний;

через 10 — 15
мин после подачи напряжения на намагничивающую обмотку ее отключить и проверить
на ощупь нагрев зубцов;

выбрав
наиболее холодные зубцы и наиболее нагретые, установить вдоль выбранных зубцов
несколько термопар или ртутных термометров. Термопары рекомендуется сразу же
установить и в других местах с повышенным нагревом, а также в спинке
сердечника.

После этого
непосредственно перед включением намагничивающей обмотки произвести измерение
температуры по установленным термопарам и термометрам для определения нагрева
за время испытания.

Каждые 10 —
15 мин необходимо записывать показания приборов и температуру по термопарам и
термометрам. После окончания опыта и снятия напряжения с намагничивающей
обмотки следует вновь проверить на ощупь нагрев зубцов и при обнаружении новых
мест повышенного нагрева установить в этих местах термопары или ртутные
термометры и повторить опыт.

Для выявления
нагретых мест и снятия карты нагревов целесообразно применять искатель местных
перегревов ИМП-3 и тепловизор-дефектоскоп «Статор».

В том случае,
если индукция несколько отличается от 1,0 или 1,4 Т потери (Вт) привести к
требуемой индукции по формуле

 или

где Р_оп и В_оп
— значения активной мощности (Вт) и индукции (Т), полученные при испытании.

Удельные
потери (Вт/кг) подсчитываются по формуле

 или

где G
— масса сердечника статора, кг.

В случае,
если испытание стали сердечника производится со вставленным ротором, необходимо
изолировать один конец вала ротора.

При испытании
стали сердечника гидрогенератора с вынутыми полюсами ротора необходимо указать
в протоколах, сколько и какие полюса были вынуты.

Приложение
13

УКАЗАНИЯ ПО СУШКЕ ГЕНЕРАТОРА

1.
Сушка методом потерь в стали статора

Нагрев
генератора следует осуществлять методом потерь на перемагничивание и вихревые
токи в стали статора от создаваемого в ней переменного магнитного потока. Сушку
можно производить как со вставленным ротором, так и без него.

Переменный
магнитный поток создается намагничивающей обмоткой, наматываемой через расточку
статора. Схема подключения намагничивающей обмотки приведена на рис. П13.1.

Рис.
П13.1. Схема подключения намагничивающей обмотки для сушки генератора методом
потерь в стали сердечника статора:

1 — выключатель; 2 — трансформатор; 3 — рубильник (у
стола дежурного); 4 — намагничивающая обмотка; 5 — ротор; 6 — сердечник статора

Измерения
сопротивления изоляции обмотки статора во время сушки можно производить без
снятия напряжения с намагничивающей обмотки, так как создаваемый ею магнитный
поток, направленный по окружности статора, наводит в отдельных полувитках
обмотки статора ЭДС, взаимно компенсируемые вследствие четного числа
полувитков.

При сушке
генератора со вставленным ротором, если контактные кольца расположены по разным
сторонам бочки ротора, в обмотке ротора будет наводиться напряжение одного

витка, в связи с чем измерение сопротивления изоляции обмотки ротора можно
производить, только сняв предварительно напряжение с намагничивающей обмотки
или закоротив обмотку ротора.

Магнитный
поток, создаваемый специальной намагничивающей обмоткой при сушке со
вставленным ротором, будет наводить вдоль бочки ротора ЭДС одного витка. Во
избежание короткого замыкания необходимо изолировать один конец вала ротора.
Кроме того, должна быть устранена возможность замыкания на ротор лабиринтных
уплотнений в торцевых щитах при закрытом генераторе.

В связи с
тем, что ЭДС вдоль ротора может достигать значений, при которых недопустимо
прикосновение обслуживающего персонала к концу вала, изолированный конец вала
должен быть огражден и должны быть вывешены предупредительные плакаты.

До проведения
сушки должно быть тщательно проверено, нет ли каких-либо металлических
предметов в расточке статора, наличие которых может вызвать замыкание стали
статора и ее повреждение.

1.1. Устройство намагничивающей
обмотки

Намагничивающую
обмотку следует выполнять изолированным проводом.

Запрещается
применять освинцованный или бронированный кабель.

Располагать
обмотку по всей окружности нет необходимости; она может быть расположена в
одном месте.

Учитывая, что
в расточке статора температура воздуха будет значительно превышать температуру
окружающей среды, нагрузка на провод намагничивающей обмотки принимается равной
0,5 — 0,7 предельно допустимой нагрузки для данного сечения.

При
отсутствии провода необходимого сечения намагничивающая обмотка может быть
выполнена из нескольких параллельных ветвей. Необходимость выполнения
намагничивающей обмотки несколькими параллельными ветвями может вызываться
также недостаточным воздушным зазором при сушке генератора со вставленным
ротором.

От витков
намагничивающей обмотки выполняются отпайки, соответствующие различным
значениям индукции. Это позволяет производить регулирование теплового режима во
время сушки при неизменном значении подводимого напряжения.

В расточке статора,
а также в местах перегиба провода намагничивающей обмотки должны дополнительно
изолироваться от стали статора и ротора прокладками из изолирующего материала
(электрокартона и т.д.).

Питание
намагничивающей обмотки осуществляется обычно от специально выделяемого
трансформатора. Если напряжение одного трансформатора недостаточно, можно
использовать два, соединяя линейные и фазные напряжения их вторичных обмоток
так, чтобы обеспечить требуемую индукцию. Нули вторичных обмоток этих
трансформаторов должны быть при этом разземлены.

1.2. Расчет
намагничивающей обмотки

Количество
витков намагничивающей обмотки определяется по формуле

где U — действующее значение напряжения на намагничивающей
обмотке, В;

f — частота подводимого напряжения, Гц;

Q — поперечное сечение спинки статора, см²;

B — индукция, необходимая для создания соответствующего
теплового режима, Т.

Принимая f
= 50 Гц, получаем:

 Q
= l_сп × h_сп,

где l_сп
= K(l — n_кан × l_кан) — осевая длина сердечника статора,
см;

K — коэффициент заполнения для стали (для лакированной K = 0,93, для оклеенной бумагой K
= 0,9);

l — полная осевая длина сердечника статора с изоляцией и
вентиляционными каналами, см;

n_кан — число вентиляционных каналов;

l_кан — ширина вентиляционного канала, см;

h_сп — высота спинки статора, см;

D_внеш — внешний диаметр сердечника статора,
см;

D_внутр — внутренний диаметр сердечника
статора, см;

h_зуб — высота зуба или глубина паза, см.

Приведенные
геометрические размеры стали статора указаны на рис. П13.2.

Ток
намагничивания (А) подсчитывается по формуле

где F
= pD₀H₀ — полная намагничивающая сила (н.с.), А;

D₀ = D_внеш
— h_сп — диаметр сердечника,
соответствующий середине спинки статора, см;

H₀ — напряженность поля (действующее
значение), А/см.

Рис.
П13.2. Эскиз сердечника статора

Полная
мощность источника питания (кВ ×
А), необходимая для сушки, определяется по формуле

Активная
мощность (кВт), необходимая для сушки,

P
= pG,

где p
— удельные потери в стали сердечника собранного статора для данной индукции,
Вт/кг;

G — масса сердечника статора без зубцового слоя, кг (зубцовый
слой не учитывается, так как магнитный поток в нем весьма мал).

Принимая
плотность g = 7800 кг/м³,
получаем G в тоннах:

G
= 24,5D₀Q ×
10^-6.

Значения
напряженности поля и удельных потерь в зависимости от индукции В приведены в
табл. 10.

Сушка методом
потерь в стали статора может применяться в сочетании с сушкой переменным током,
равным 0,2 — 0,4 номинального тока статора, подаваемым в обмотку статора. При
этом обмотка статора соединяется по схеме разомкнутого треугольника и
присоединяется к части намагничивающей обмотки.

Напряжение,
которое должно быть приложено к обмотке статора, определяется по формуле

где U_ном
— номинальное напряжение статора, В;

I_с — ток в обмотке при сушке статора, А;

I_ном — номинальный ток статора, А.

Таблица 10

Напряженность
поля и удельные потери в стали статора генератора при сушке методом потерь в
стали статора (усредненные данные)

Примечание.
Для генераторов выпуска до 1932 г. мощностью до 10000 кВ × А напряженность поля и удельные потери примерно в два
раза больше.

Для быстрого
подъема температуры в начале сушки значение индукции В рекомендуется принимать
равным 0,7 — 0,9 Т. После подъема температуры индукцию следует снижать до
такого значения, чтобы потери в стали покрывали потерю тепла при установившемся
тепловом режиме. Значение индукции при установившемся тепловом режиме может
быть снижено до 0,4 — 0,6 Т.

Снижение
индукции может достигаться регулированием подводимого напряжения или
увеличением числа витков намагничивающей обмотки при неизменном напряжении,
подводимом к намагничивающей обмотке.

В табл. 11
приведены основные данные, необходимые для расчета намагничивающей обмотки.
Данные относятся к турбогенераторам отечественного производства.

Расчет витков
намагничивающей обмотки для генераторов других типов может быть выполнен по
приведенному выше методу.

Значения
напряженности поля в этом случае могут быть взяты соответственно того же
порядка, что и приведенные в табл. 10.

2. Сушка методом потерь
в меди обмоток генератора при питании их постоянным током

Сушка методом
потерь в меди обмоток генератора при питании постоянным током может
производиться как на разобранном генераторе, так и на полностью собранной
машине.

Фазы обмотки
статора при использовании постоянного тока должны быть соединены
последовательно для того, чтобы по всем фазам, а при наличии параллельных
ветвей — также и по всем ветвям протекал один и тот же ток. Источником питания
может быть статический выпрямитель или двигатель-генератор. Перед измерением
сопротивления изоляции обмотки статора во избежание ее пробоя следует так
отключать источники питания, чтобы не происходило разрыва постоянного тока. С
этой целью статический выпрямитель надо отключить сначала со стороны
переменного тока и лишь после этого разомкнуть цепь постоянного тока. При
применении двигатель-генератора необходимо снимать возбуждение с генератора и
после этого размыкать цепь. Указанные предосторожности следует выполнять также
и при сушке обмотки ротора.

Значение тока
сушки определяется условиями достижения необходимых температур при непрерывном
протекании тока. Как правило, ток не должен превышать 0,5 — 0,7I_ном.

Напряжение и
мощность, потребляемые при сушке, подсчитываются по формулам

U = IR; P = I²R,

где R
— сопротивление обмотки постоянному току (с учетом схемы соединения обмотки).

Сушку обмотки
ротора постоянным током не следует применять, если сопротивление изоляции
обмотки будет менее 2000 Ом. В этом случае нужно применять сушку ротора
воздуходувками.

3. Сушка воздуходувками

При подаче
воздуха от воздуходувки должно быть исключено попадание в генератор пыли,
мусора и искр (при нагреве воздуха электрическими нагревателями).

Во время
сушки необходимо следить за равномерным нагревом генератора, не допуская
перегрева обмотки со стороны подачи горячего воздуха выше допустимого предела.

4. Режим и измерение
температуры при сушке генераторов в неподвижном состоянии

При всех
методах сушки должна быть обеспечена вентиляция машины или регулярный обмен
воздуха.

Для создания
равномерного нагрева всего генератора и уменьшения расхода тепла на сушку
генератор должен быть тщательно утеплен. Особенно тщательно должны быть
утеплены лобовые части обмотки статора.

Для повышения
температуры в области лобовых частей и создания вентиляции на время сушки
методом потерь в стали статора рекомендуется установка небольших воздуходувок,
подающих нагретый воздух в область лобовых частей; температура входящего
воздуха не должна превышать 100 — 110 °С.

Максимально
допустимая температура нагрева при сушке не должна быть:

для обмотки
статора с изоляцией класса В (компаундированной и некомпаундированной) — выше
90 — 95 °С;

для
запеченной обмотки ротора при косвенном охлаждении с изоляцией класса В — выше
120 °С^*;

для незапеченной
обмотки ротора с изоляцией класса В — выше 100 °С^*.

^*
Приведенные значения получены при измерении температуры по сопротивлению
обмотки; при измерении только термометрами или термопарами температура не
должна превышать 110 °С для запеченной обмотки, 90 °С — для незапеченной и 80 °С — для роторов с непосредственным
охлаждением обмотки.