Синхронные генераторы и компенсаторы

Что такое синхронные генераторы и компенсаторы

Синхронные генераторы - это устройство, преобразующая в электрическую энергию другой вид энергии, причем скорости врщения магнитного поля и ротога генератора одинаковы (синхронны).

Синхронный компенсатор - это двигатель (синхронный), работающий в сети на холостом ходу, который предназначен для снижения реактивной мощности, т.е. мощности, накапливающейся в электричеком и могнитном полях и не совершающей полезной работы.

 

В ПУЭ в главе 1.8. приводятся нормы приемо-сдаточных испытаний синхронных генераторов и компенсаторов

Согласно ПУЭ

1.8.13. Синхронные генераторы и компенсаторы
Синхронные генераторы мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенсаторы должны испытываться в полном объеме настоящего параграфа. Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по пп. 1 - 5, 7 - 15 настоящего параграфа.
Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности должны испытываться по пп. 2, 4, 5, 8, 10 - 14 настоящего параграфа.
1. Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ. Следует производить в соответствии с указанием завода-изготовителя.
2. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.1.
3. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам.
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединённых с корпусом. У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание производится в случае, если возможность этого предусмотрена в конструкции генератора.
Значения испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.2. ПУЭ
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует производить по ветвям

Таблица 1.8.1 Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента адсорбции

Испытуемый элемент	Напряжение мегаомметра, В	Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм	Примечание
1. Обмотка статора	500, 1000, 2500	Не менее 10 МОм на 1 кВ номинального линейного напряжения	Для каждой фазы или ветви в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз или ветвей. Значение R60/R15 не ниже 1,3
	2500	По инструкции завода -изготовителя	При протекании дистиллята через обмотку
2. Обмотка ротора	500,1000	Не менее 0,5 (при водяном охлаждении - с осушенной обмоткой)	Допускается ввод в эксплуатацию генераторов мощностью не выше 300 МВт с неявнополюсными роторами, при косвенном или непосредственном воздушном и водородном охлаждении обмотки, имеющей сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре 75 °С или 20 кОм при температуре 20 °С. При большей мощности ввод генератора в эксплуатацию с сопротивлением изоляции обмотки ротора ниже 0,5 МОм (при 10 - 30 °С) допускается только по согласованию с заводом-изготовителем
	1000	По инструкции завода-изготовителя	При протекании дистиллята через охлаждающие каналы обмотки
3. Цепи возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой (без обмотки ротора и возбудителя)	500 - 1000	Не менее 1,0
4. Обмотки коллекторных возбудителя и подвозбудителя	1000	Не менее 0,5
5. Бандажи якоря и коллектора коллекторных возбудителя и подвозбудителя	1000	Не менее 0,5	При заземлённой обмотке якоря
6. Изолированные стяжные болты стали статора (доступные для измерения)	1000	Не менее 0,5
7. Подшипники и уплотнения вала	1000	Не менее 0,3 для гидрогенераторов и 1,0 для турбогенераторов и компенсаторов	Для гидрогенераторов измерение производится, если позволяет конструкция генератора и в заводской инструкции не указаны более жёсткие нормы
8. Диффузоры, щиты вентиляторов и другие узлы статора генераторов	500, 1000	В соответствии с заводскими требованиями
9. Термодатчики с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора			Напряжение мегаомметра - по заводской инструкции
- с косвенным охлаждением обмоток статора	250 или 500	Не менее 1,0
- с непосредственным охлаждением обмоток статора	500	Не менее 0,5
10. Концевой вывод обмотки статора турбогенераторов серии ТГВ	2500	1000	Измерение производится до соединения вывода с обмоткой статора

 

Таблица 1.8.2

Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов

Мощность генератора, МВт, компенсатора, МВ·А	Номинальное напряжение, кВ	Амплитудное испытательное напряжение, кВ
Менее 1	Все напряжения	2,4Uном. + 1,2
1 и более	До 3,3	2,4 + 1,2Uном.
	Св. 3,3 до 6,6 включит.	1,28 × 2,5Uном.
	Св. 6,6 до 20 включит.	1,28(2Uном. + 3)
	Св. 20 до 24 включит.	1,28(2Uном. + 1)

Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типа ТГВ-200 и ТГВ-300 соответственно принимаются 40 и 50 кВ.

Для турбогенераторов ТВМ-500 (U_ном. = 36,75 кВ) испытательное напряжение - 75 кВ.

Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения - от 0,2U_max до U_max равными ступенями. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 минуты. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с.

Оценка полученной характеристики производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

Испытание проводится по нормам, приведённым в табл. 1.8.3.

Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом.

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться следующим:

а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекомендуется производить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде, то изоляция его испытывается дважды: после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в статор.

В процессе испытания осуществляется наблюдение за состоянием лобовых частей машины: у турбогенераторов - при снятых торцовых щитах, у гидрогенераторов - при открытых вентиляционных люках;

б) испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением следует производить при циркуляции дистиллированной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 100 кОм/см и номинальном расходе;

в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напряжение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за коронированием лобовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредоточенного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, появления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается;

г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора;

д) перед включением генератора в работу по окончании монтажа (у турбогенераторов - после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов) необходимо провести контрольное испытание номинальным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением, равным 1,5U_ном. Продолжительность испытаний 1 мин.

Таблица 1.8.3

Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток синхронных генераторов и компенсаторов

 

Испытуемый элемент	Характеристика или тип генератора	Испытательное напряжение, кВ	Примечание
1. Обмотка статора генератора	Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 0, 1 кВ	0,8(2Uном. + 1), но не менее 1,2
	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно	0,8(2Uном. + 1)
	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно	0,8·2,5Uном.
	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 6,6 до 20 кВ включительно	0,8(2Uном. + 3)
	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 20 кВ	0,8(2Uном. + 1)
2. Обмотка статора гидрогенератора, шихтовка или стыковка частей статора которого производится на месте монтажа, по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно	2Uном. + 1	Если сборка статора производится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки статора на фундамент его испытания производятся по п. 2, а после установки - по п. 1 таблицы
	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно	2,5Uном.
	Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно	2Uном. + 3
3. Обмотка явнополюсного ротора	Генераторы всех мощностей	8·Uном. возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ
4. Обмотка неявнополюсного ротора	Генераторы всех мощностей	1,0	Испытательное напряжение принимается равным 1 кВ тогда, когда это не противоречит требованиям технических условий завода-изготовителя. Если техническими условиями предусмотрены более жесткие нормы испытания, испытательное напряжение должно быть повышено
5. Обмотка коллекторных возбудителя и подвозбудителя	Генераторы всех мощностей	8·Uном. возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ	Относительно корпуса и бандажей
6. Цепи возбуждения	Генераторы всех мощностей	1,0
7. Реостат возбуждения	Генераторы всех мощностей	1,0
8. Резистор цепи гашения ноля и АГП	Генераторы всех мощностей	2,0
9. Концевой вывод обмотки статора	ТГВ -200, ТГВ - 200М, ТГВ - 300, ТГВ - 500	31,0*, 34,5** 39,0*, 43,0**	Испытания проводятся до установки концевых выводов на турбогенератор
* Для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией обмотки статора. ** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.

5. Измерение сопротивления постоянному току.

Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в табл. 1.8.4.

При сравнении значений сопротивлений они должны быть приведены к одинаковой температуре.

Таблица 1.8.4

Допустимое отклонение сопротивления постоянному току

Испытуемый объект	Норма
Обмотка статора (измерение производить для каждой фазы или ветви в отдельности)	Измеренные сопротивления в практически холодном состоянии обмоток различных фаз не должны отличаться одно от другого более чем на 2 %. Вследствие конструктивных особенностей (большая длина соединительных дуг и пр.) расхождение между сопротивлениями ветвей у некоторых типов генераторов может достигать 5 %.
Обмотка ротора	Измеренное сопротивление обмоток не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 2 %. У явнополюсных роторов измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно.
Резистор гашения поля, реостаты возбуждения	Сопротивление не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 10 %.
Обмотки возбуждения коллекторного возбудителя	Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от исходных данных более чем на 2 %.
Обмотка якоря возбудителя (между коллекторными пластинами)	Значения измеренного сопротивления не должны отличаться друг от друга более чем на 10 % за исключением случаев, когда это обусловлено схемой соединения.

6. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току.

Измерение производится в целях выявления витковых замыканий в обмотках ротора, а также состояния демпферной системы ротора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление всей обмотки, а у явнополюсных - каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует производить при подводимом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В. При выборе значения подводимого напряжения следует учитывать зависимость сопротивления от значения подводимого напряжения. Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на трех-четырех ступенях частоты вращения, включая номинальную, и в неподвижном состоянии, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным. Сопротивление по полюсам или парам полюсов измеряется только при неподвижном роторе. Отклонения полученных результатов от данных завода-изготовителя или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3-5 % свидетельствуют о наличии дефектов в обмотке ротора. На возникновение витковых замыканий указывает скачкообразный характер снижения сопротивления с увеличением частоты вращения, а на плохое качество в контактах демпферной системы ротора указывает плавный характер снижения сопротивления с увеличением частоты вращения. Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следует делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и сравнения ее с данными завода-изготовителя.

7. Проверка и испытание электрооборудования систем возбуждения.

Приводятся нормы испытаний силового оборудования систем тиристорного самовозбуждения (далее СТС), систем независимого тиристорного возбуждения (СТН), систем безщеточного возбуждения (БСВ), систем полупроводникового высокочастотного возбуждения (ВЧ). Проверка автоматического регулятора возбуждения, устройств защиты, управления, автоматики и др. производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Проверку и испытание электромашинных возбудителей следует производить в соответствии с 1.8.14.

7.1. Измерение сопротивления изоляции.

Значения сопротивлений изоляции при температуре 10 - 30 °С должны соответствовать приведенным в табл. 1.8.5.

7.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.

Значение испытательного напряжения принимается согласно табл. 1.8.5, длительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

Эксплуатация генераторов и синхронных компенсаторов

Требования к эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов указаны в приказе Минэнерго России от 04.10.2022 N 1070, в главе XXXI.

 

Требования к эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов

 

393. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, бесперебойная работа систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

394. Автоматические регуляторы возбуждения (далее - АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (в том числе ограничение минимального возбуждения, каналы стабилизации для АРВ сильного действия) допускается для ремонта или проверки.

Для генераторов мощностью менее 60 МВт, оснащенных АРВ сильного действия, допускается работа с выведенными системным стабилизатором и каналами стабилизации.

Выбор, проверка, корректировка и реализация параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов должны осуществляться в соответствии с Требованиями к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 98 <52> (далее - Требования к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения).

--------------------------------

<52> Зарегистрирован Минюстом России 3 июня 2019 г., регистрационный N 54828.

 

395. Настройка и функционирование АРВ должны быть согласованы с допустимыми режимами работы синхронных генераторов (синхронных компенсаторов).

У владельца объекта электроэнергетики должна быть информация о параметрах настройки АРВ.

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

396. При эксплуатации АРВ, а также отдельные устройства форсировки рабочего возбуждения (при наличии) должны быть настроены так, чтобы при понижении напряжения на выводах синхронного генератора (синхронного компенсатора) ниже заданных параметров релейной форсировки были обеспечены:

предельный ток возбуждения и предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, за исключением ограничений, установленных документацией организации-изготовителя для отдельных типов генераторов и синхронных компенсаторов, введенных в эксплуатацию до вступления в силу Правил;

быстродействие и максимальная скорость нарастания напряжения возбуждения в соответствии с Требованиями к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения;

работа релейной форсировки возбуждения и автоматическое ограничение заданной длительности форсировки;

ограничение до двукратного значения тока ротора (для тиристорных систем возбуждения; для бесщеточных систем возбуждения, АРВ которых оснащены ограничителями тока ротора) при работе в сети с выдержкой времени на ввод, задаваемой в диапазоне от 0,1 секунды до 0,6 секунд;

ограничение максимального напряжения ротора и тока возбуждения бесщеточного возбудителя (для бесщеточных систем возбуждения).

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

Переходы с рабочего канала регулирования возбуждения на резервный и обратно должны проводиться без изменения режима работы синхронных генераторов.

Плановые переводы синхронного генератора с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться не реже 1 раза в полугодие и выполняться в соответствии с графиком, определяемом техническим руководителем. Генераторы, оснащенные устройствами автоматического перехода на резервный канал возбуждения, должны эксплуатироваться на основании производственных (местных) инструкций, разработанных с учетом требований инструкций организаций-изготовителей.

398. На генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений в соответствии с документацией организации-изготовителя и (или) проектной документацией.

399. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин не допускаются.

400. Генераторы турбинных или газопоршневых установок при переходе в режим электродвигателя должны быть отключены, для чего должна быть установлена защита от обратной мощности генератора, если иное не указано в производственной (местной) инструкции.

401. Резервные источники маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления (расхода) масла ниже предела, установленного в документации организации-изготовителя генератора.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные баки, запас масла в которых должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений "масло-водород" на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения, если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора и (или) проектной документацией.

402. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и ремонта должны вводиться в работу при номинальном давлении водорода.

Для турбогенераторов, имеющих водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой не допускается.

Непродолжительная работа таких турбогенераторов при воздушном охлаждении допускается в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в документации организации-изготовителя. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение турбогенератора, отключенного от сети.

403. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должны находиться в исправном состоянии и быть в постоянной готовности к тушению пожара или возгорания.

404. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль:

электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения;

температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников;

давления, в том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части;

давления и чистоты водорода;

давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала;

герметичности систем жидкостного охлаждения;

влажности газовой среды, заполняющей корпус турбогенераторов;

уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов;

вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов, если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора.

405. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора. При отсутствии данных в документации организации-изготовителя определение показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов должно осуществляться со следующей периодичностью:

температуры точки росы (влажности) газа в корпусе турбогенератора - не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, - не реже 1 раза в сутки;

влажности газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должны контролироваться непрерывно автоматически;

газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) - не реже 1 раза в месяц;

чистоты водорода в корпусе машины - не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора - не реже 1 раза в смену;

содержания водорода в газовых ловушках обмоток статоров и газоохладителей турбогенераторов с водородно-водяным охлаждением, в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), 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 1 раза в сутки;

содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, 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 утвержденными графиками химического контроля.

406. Если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора, чистота водорода должна быть не ниже следующих значений:

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/см (50 кПа) и выше - 97%, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см (50 кПа) - 95%.

Температура точки росы водорода при рабочем давлении или воздуха в корпусе турбогенератора должна быть не выше 15 °C и ниже температуры воды на входе в газоохладители.

Температура точки росы воздуха в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого инструкцией организации-изготовителя.

407. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) должно быть не более 1,2%, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора - не более 2%.

408. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1%.

Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов 1% и выше, а в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны) более 2% не допускается.

409. 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).

410. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см² (20 кПа).

411. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя генератора.

412. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).

413. Суточная утечка водорода в генераторе (синхронном компенсаторе) должна быть не более 5%, а суточный расход с учетом продувок - не более 10% общего количества газа при рабочем давлении, если иное не установлено документацией организации-изготовителя.

414. Генераторы должны включаться в сеть способом точной синхронизации, за исключением случаев, указанных в абзаце третьем настоящего пункта.

При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.

При ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистемы или на объекте электроэнергетики турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и гидрогенераторы допускается включать на параллельную работу способом самосинхронизации, если иное не установлено в документации организации-изготовителя. Турбогенераторы большей мощности допускается включать на параллельную работу указанным способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0. Указанные способы включения должны быть согласованы владельцем объекта электроэнергетики с организацией-изготовителем.

415. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, не сопровождающегося повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, допускается включать в сеть без осмотра.

416. Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов должна определяться с учетом условий работы турбины или котла и по результатам комплексных испытаний в соответствии с Правилами проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования.

417. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не должна ограничиваться.

418. Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не должна ограничиваться. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток скорость изменения реактивной нагрузки в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме или на объекте электроэнергетики не должна ограничиваться.

419. Номинальная мощность генераторов (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более, всех турбогенераторов ГТУ и ПГУ, всех гидрогенераторов), а также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения при номинальном коэффициенте мощности, 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 документации организации-изготовителя не установлены большие значения величин по отклонению напряжения и частоты.

Наибольший ток ротора при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах +/- 5% от номинального длительно допускается при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.

420. В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до +/- 5% от номинального длительно допускается при требуемых параметрах охлаждения.

421. Для 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 документацией организации-изготовителя или по результатам испытаний.

422. Перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, не допускается, за исключением кратковременной перегрузки в случаях, указанных в абзацах втором и третьем настоящего пункта.

При предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистемы или на объекте электроэнергетики генераторы и синхронные компенсаторы допускается перегружать по токам статора и ротора согласно документации организации-изготовителя или по решению технического руководителя.

При отсутствии указаний в документации организации-изготовителя при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме или на объекте электроэнергетики допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора в соответствии с приложением N 7 к Правилам.

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток должна определяться допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора в соответствии с приложением N 7 к Правилам.

423. Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток должна определяться допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора в соответствии с приложением N 8 к Правилам.

424. При появлении однофазного замыкания на землю в обмотке статора или цепи генераторного напряжения блочный генератор (синхронный компенсатор) или блок при отсутствии генераторного выключателя должен автоматически отключаться, а при отказе защиты - незамедлительно разгружаться и отключаться от сети персоналом:

на блоках генератор-трансформатор (компенсатор-трансформатор) без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам СН - независимо от значения емкостного тока замыкания;

при замыкании на землю в обмотке статора блочных генер

Полезные ссылки:

1 Класс напряжения электрооборудования