12.1.12 При пуске и во время работы генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль:
- электрических параметров обмоток статора и ротора, а также системы возбуждения;
- изоляции цепей возбуждения;
- температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников;
- температуры обмотки ротора и элементов щеточного аппарата;
- давления дистиллята, в том числе перепада давлений на фильтрах;
- удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части;
- давления и чистоты водорода;
- давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала;
- герметичности систем водяного охлаждения;
- влажности газа в корпусе турбогенераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением;
- уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах
турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов;
- вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов.
По данным этого контроля для генераторов мощностью 100 МВт и более необходимо оценивать техническое состояние узлов и систем с использованием средств и методов диагностики.
12.1.13 Устройства теплового контроля генератора должны вводиться в полном объеме с использованием всех рабочих функций (регистрация температуры, сигнализация при достижении максимально допустимых температур и т.п.).
12.1.14 Вновь вводимые генераторы должны быть оснащены системой диагностики
в объеме, предусмотренном документацией завода-изготовителя.
12.1.15 Периодичность определения показателей работы газо-масляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:
- температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора — не реже одного раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, – не реже одного раза в сутки;
- газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) – не реже одного
раза в месяц;
- чистоты водорода в корпусе машины – не реже одного раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора – не реже одного раза в смену;
- содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов – непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора – переносным газоанализатором или индикатором не реже одного раза в сутки;
- содержания кислорода в водороде внутри корпуса генератора, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора – в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;
- показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора – в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации.
12.1.16 Чистота водорода должна быть не ниже:
- в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов – 98 %;
- в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/см2 (50кПа) и выше – 97 %;
- в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см2 (50 кПа) – 95 %.
Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть не выше 15 °С и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.
12.1.17 Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при указанной в 12.1.16 чистоте водорода должно быть не более 0,8; 1,0 и 1,2% соответственно, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора – не более 2 %.
12.1.18 Содержание водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов турбогенератора должно быть менее 1%. Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов 1 % и выше, а в картерах подшипников более 2 % запрещается. В воздушном объеме главного масляного бака водород должен практически отсутствовать (концентрация ниже порога чувствительности газоанализатора).
12.1.19 Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должны быть не более 20 %, а при большем избыточном давлении допускаются не более ±0,2 кгс/см2 (±20 кПа).
12.1.20 На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно поддерживаться избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см2 (20 кПа).
12.1.21 Давление масла в уплотнениях вала при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции заводаизготовителя.
12.1.22 В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).
Запорная арматура, установленная на маслопроводах системы маслоснабжения уплотнений вала генератора должна быть опломбирована в рабочем положении.
12.1.23 Суточная утечка водорода в генераторе должна быть не более 5 %, а суточный расход с учетом продувок – не более 10 % общего количества газа в генераторе при рабочем давлении.
Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5 % общего количества газа в нем.
12.1.24 В нормальных условиях генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации (автоматической либо полуавтоматической). При отказе или отсутствии автоматической синхронизации допускается включение способом ручной точной синхронизации. При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.
Включение генератора в сеть способом самосинхронизации допускается, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем.
При ликвидации аварий в ЭЭС турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации. Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, кратность сверхпереходного тока к номинальному не превышает трех.
12.1.25 Генераторы после сброса нагрузки и отключения разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии, если сбросы и отключения не сопровождались повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины.
12.1.26 Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не ограничивается.
Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы реакторной установки АЭС, турбины или котла ТЭС.
Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, турбогенераторов газотурбинных установок, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается; на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях – не ограничивается.
12.1.27 Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более и всех турбогенераторов газотурбинных и парогазовых установок) а также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения и номинальная мощность синхронных компенсаторов должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения до ±5 % и частоты до ±2,5 % номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %, если в стандартах на отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению напряжения и частоты.
Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах ±5 %, является длительно допустимым при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.
В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора
при отклонении напряжения до ±5 % является длительно допустимым только при соответствующих параметрах охлаждения.
Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110 % номинального. При напряжении выше 105 % номинального допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с указаниями инструкций завода-изготовителя или по результатам испытаний.
При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже 95 % номинального ток статора должен быть не выше 105 % длительно допустимого.
12.1.28 Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается.
В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно инструкциям заводаизготовителя, техническим условиям и государственным стандартам. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в ЭЭС допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в таблице 12.1 кратности тока, отнесенной к номинальному значению. Таблица 12.1 Допустимая кратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора