Эксплуатация и ремонт гидрогенераторов

К эксплуатации генераторов, как и к другим элементам ГЭС, относятся все основные понятия и определения, которые приведены в начале настоящей главы, а также общие подходы в организации эксплуатации, в особенности ее первоначальной стадии, что и в разделе, относящемся к турбинам.

Эксплуатационник обязан хорошо ориентироваться в нормальных и ненормальных режимах генераторов, переходных процессах и принимать меры к прекращению ненормальных режимов. При эксплуатации генераторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, устройств контроля, защиты и автоматики. Автоматические регуляторы возбуждения должны быть постоянно включены в работу, отключение их допускается только для ремонта или проверки.

При эксплуатации генераторов необходимо руководствоваться ПТЭ, ПТБ, нормативно-технической документацией, выданной заводами-изготовителями, проектной и эксплуатационной организациями. Генераторы в случае сброса нагрузки с отключением от сети, которое не сопровождается повреждением агрегата и его вспомогательных устройств (систем регулирования, охлаждения, возбуждения и т.п.), должны быть немедленно включены в сеть.

В аварийных условиях при дефиците мощности в энергосистеме разрешается кратковременно перегружать генератор по токам статора и ротора, если нет соответствующих ограничений завода-изготовителя.

Допускается длительная работа с разностью токов в фазах для гидрогенераторов с косвенным охлаждением 20% при мощности 125 МВА и ниже, 15% - при мощности свыше 125 МВ-А. Для генераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность тока в фазах 10%. Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального.

Работа гидрогенераторов с замыканием на землю в цепях возбуждения запрещается.

В соответствии с установленными инструкцией сроками должно измеряться сопротивление изоляции цепей возбуждения и быть не менее 0,5 МОм при использовании мегаомметра с диапазоном напряжения 500-1000 В.

Длительная работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения, не выше длительно допустимого при данных параметрах окружающих сред.

Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора (в емкостном квадранте) устанавливается заводскими инструкциями.

При снижении удельного сопротивления дистиллята в системе непосредственного водяного охлаждения обмоток генераторов до 100 кОм-см должна действовать предупредительная сигнализация, а при снижении его до 50 кОмсм генератор должен быть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято.

Сопротивление изоляции от подшипниковых токов должно измеряться регулярно мегаомметром на напряжении 1000 В и составлять не менее 0,3 МОм, если инструкцией не задана иная величина.

Включение генераторов на параллельную работу является одной из главных операций дежурного (оперативного) персонала ГЭС, которая выполняется повседневно. Основным способом включения генератора в сеть является точное автоматическое включение. Другие способы включения: точное ручное включение, включение способом самосинхронизации (грубая синхронизация), как регулярные способы включения на ГЭС свое значение потеряли с развитием достаточно надежных средств автоматики. По методу самосинхронизации производится включение в сеть невозбужденного генератора, работающего в несинхронном режиме, с последующей подачей возбуждения в обмотку ротора. Оба способа - ручной и грубой синхронизации уступают качеству (точности) включения, которое могут обеспечить современные автоматические устройства. Ручное включение и способ самосинхронизации используют лишь в редких случаях, когда возникают неординарные условия в энергосистеме и требуется немедленное включение генератора, а устройства автоматической точной синхронизации по какой-либо причине выведены из работы. Кроме того, завод-изготовитель генератора обычно указывает на разрешение или запрещение способа самосинхронизации, поскольку при этом способе в генераторе протекают сложные электромеханические переходные процессы, вызывающие значительные механические воздействия на обмотки и подшипники, а также на крепления, соединяющие валы турбины и генератора. Например, широкомасштабные опыты, проведенные по включению генераторов Волжской ГЭС (г.Жигулевск) методом грубой синхронизации показали, что скольжение генераторов составляло 8%, ток статора достигал 2,5 от номинального, толчок мощности составлял 0.85 от номинальной, максимальное значение вибрации (горизонтальная) агрегата достигало 2,3 мм, асинхронный ход длился до 17 с, контактная система генераторных выключателей имела повреждения. Включение методом самосинхронизации при нагрузках ЛЭП, близких к пределу устойчивости, было запрещено.

При включении генератора в сеть методом точной синхронизации должны быть соблюдены следующие условия: ЭДС генератора в момент подключения его к сети должна быть равна и противоположна по фазе напряжению сети, частота ЭДС генератора должна быть равна частоте переменного напряжения в сети; порядок следования (чередования) фаз на выводах генератора должен быть таким же. что и на контактах выключателя, соединенного с сетью. Иначе говоря, включение генератора на параллельную работу должно производиться при условии, что в каждый момент времени мгновенные значения напряжений всех фаз подключаемого и работающего генераторов соответственно равны по величине и совпадают по направлению. Соблюдение всех вышеназванных условий называется синхронизацией. Несоблюдение любого из условий синхронизации приведет к появлению в обмотке статора больших уравнительных токов и может стать причиной тяжелого повреждения генератора, а также расстройства параллельной работы ранее работавших генераторов.

Момент соблюдения условий синхронизации определяется с помощью синхроноскопа. Точность совпадения параметров синхронизации отслеживают автоматические устройства и дают импульс на включение выключателя, на котором производится синхронизация, поэтому синхронизации должна предшествовать сборка схемы со стороны сети и со стороны генератора (подача оперативного тока, включение разъединителей и много других организационных и технических операций, предписанных соответствующими инструкциями).

Подгонка параметров синхронизации производится путем изменения возбуждения генератора и частоты вращения турбины. При ручной точной синхронизации оперативный работник отслеживает вращение стрелки синхроноскопа и включает выключатель в тот момент, когда стрелка синхроноскопа, вращаясь по ходу часовой стрелки, медленно подходит к красной (черной) черте на шкале, обозначающей момент включения. В случае остановки стрелки на черте или при очень быстром её вращении включение запрещается. При монотонном и медленном вращении оператор должен включить ключ дистанционного управления выключателем с некоторым упреждением (стрелка синхроноскопа в этот момент должна иметь некоторый угол, не доходя до черты), т.е. должно быть упреждение на время действия в совокупности всех элементов схемы включения выключателя. Изложенное свидетельствует о достаточной сложности ручной точной синхронизации, ее качество зависит от опытности и тренированности дежурного персонала, его психофизиологических свойств, ошибка которого может привести к тяжелой аварии, поэтому персонал должен обучаться ручной точной синхронизации и регулярно тренироваться.

После включения генератора в сеть его нагружают, исходя из ежесуточно задаваемого графика нагрузки данной гидроэлектростанции. Персонал, который ведет режим генератора (пуск на холостой ход, включение в сеть, регулирование активной и реактивной мощности, отключение от сети, остановка), должен хорошо знать физический смысл процессов, которые происходят в генераторе в том или ином режиме.

Рассмотрим режим нагружения генератора, при этом будем исходить из того, что напряжение электрической сети и частота тока неизменны, поскольку генератор работает параллельно с другими, имеющими достаточно большую суммарную мощность.

Отсутствие тока в обмотке статора приводит к тому, что обмотка статора не создает вращающегося магнитного поля и в генераторе действует лишь магнитное поле ротора, вращающееся вместе с ним с угловой частотой со, но не создающее электромагнитного момента.

Если же увеличить вращающий момент турбины, увеличив открытие направляющего аппарата, то ротор агрегата, получив некоторое ускорение, сместится относительно своего первоначального положения на угол в в направлении вращения.

Ток создает магнитное поле, вращающееся синхронно с ротором и создающее вместе с полем ротора результирующее поле генератора.

Известно, что разноименные магнитные полюсы взаимно притягиваются, поэтому между намагниченными полюсами ротора и неявновыраженными полюсами вращающегося поля статора возникают силы магнитного притяжения.

Взаимодействие вихревых токов с магнитным полем статора оказывают на ротор «успокаивающее» действие. уменьшающее его качания, и они приобретают затухающий характер. поэтому спустя некоторое время ротор займёт положение, соответствующее углу вп при котором устанавливается равновесие моментов. Однако значительное уменьшение колебаний происходит благодаря успокоительной (демпферной) обмотке. Как мы уже отмечали, демпферная обмотка выполняется в виде стержней, которые закладываются внутрь сердечников полюсов и соединяются в пределах полюса по торцам с обеих сторон пластинчатыми сегментами. Если между сегментами соединений нет. то демпферная обмотка называется продольной, если все сегменты соединены между собой в сплошное кольцо, то такая обмотка называется продольно-поперечной. На гидрогенераторах, как правило, выполняются продольно-поперечные демпферные обмотки.

Причинами, вызывающими качания ротора, могут быть либо изменение вращающего момента турбины, либо изменения нагрузки генератора, т.e. электромагнитного момента М. Такие качания называют собственными колебаниями (вынужденные колебания возможны, когда неравномерное вращение ротора связано со свойствами привода поршневые двигатели).

Выше изложенные процессы работы генератора в момент синхронизации и под нагрузкой рассматривались при неизменном токе возбуждения. После подключения генератора к сети при строгом соблюдении всех условий синхронизации генератор работает без нагрузки и его ЭДС, как уже мы видели, уравновешивает напряжение сети U.

При постепенном уменьшении тока возбуждения величина его может достичь такого значения (минимально допустимого), при котором магнитный поток ротора настолько ослабнет, что нарушится магнитная связь между магнитным полем ротора и вращающимся полем статора, в результате чего генератор выпадет из синхронизма. Это другой важный практический вывод для персонала, регулирующего реактивную мощность в случае избытка её в электрической сети, т.е. когда генераторы должны работать в режиме недовозбуждения (в ёмкостном квадранте).

Если соединить все точки минимально допустимых значений тока на U-образных характеристиках, то получим линию предела устойчивости работы генератора при недовозбуждении.

Развитие энергосистем потребовало строительства много длинных и мощных ЛЭП. Это привело к тому, что в энергообъединениях суммарная емкость электрических сетей стала значительной, и вызвало необходимость потребления реактивной мощности со все большим использованием для этого гидроагрегатов в режиме недовозбуждения. Особое место занимают проблемы использования в таком режиме мощных и сверхмощных генераторов ГЭС, когда они работают с активной нагрузкой близкой к номинальной (использование мощных агрегатов с небольшой нагрузкой (длительно) недопустимо по условиям работы турбин, а также и по условиям возложенных на них задач энергосистемой).

У обычных генераторов малой и средней мощности с косвенным охлаждением, у которых сравнительно невысокое использование активных материалов и, в частности, токовые нагрузки невелики, нагрев крайних пакетов сердечника статора обычно не лимитирует потребление реактивной мощности, и оно определяется, главным образом, его статической устойчивостью (пределы режима недовозбуждения указываются заводом). У генераторов с непосредственным водяным охлаждением резкое увеличение токовых нагрузок меняет это положение.

Мы уже отмечали, что суть физического явления, приводящего к повышенному нагреву элементов торцевых зон сердечника статора в режиме недовозбуждения сводится, в общем виде, к возникновению в зоне лобовых частей обмотки статора результирующей МДС генератора продольно-намагничивающего характера, что приводит к появлению больших аксиальных составляющих полей рассеяния. Эта составляющая достигает максимума вблизи воздушного зазора и по мере удаления от него падает по закону близкому к параболическому. Существующие методы не позволяют достаточно точно рассчитать величину нагрева торцевых зон сердечника статора. Поэтому в первый период эксплуатации должны быть проведены натурные испытания в режиме недовозбуждения генераторов, если нет запрета со стороны завода-изготовителя. Испытания позволят определить возможности работы генераторов в режиме потребления реактивной мощности и установить диапазон ее регулирования.

Приведем пример таких испытаний на генераторах номинальной мощностью 500 МВт Красноярской ГЭС.

Экспериментальная проверка предельного значения внутреннего угла машины в была организована на действующем генераторе, включенном в сеть с активной нагрузкой, которая задавалась ступенями 300, 400, 500 МВт с выдержкой времени на каждой ступени. При уменьшении плавно и медленно тока возбуждения находилась под непрерывным наблюдением величина внутреннего угла. Самопроизвольное «сползание» стречки прибора, контролирующего угол в, указывало на границу статической устойчивости генератора. В результате была установлена зависимость предельно допустимых значений реактивной мощности Q в режиме недовозбуждения от полной мощности S, что позволило использовать генераторы с достаточно большой активной мощностью в режиме недовозбуждения. Это повысило роль ГЭС в энергосистеме.

Асинхронный режим гидрогенераторов, как мы уже отмечали, запрещается ПТЭ и при его возникновении генератор должен отключаться от сети. Асинхронный режим, исходя из изложенного выше, может возникнуть из-за потери возбуждения и при авариях в энергосистеме, связанных с большой посадкой напряжения в сети. Отключение генератора при асинхронном ходе может усугубить ситуацию в энергосистеме, поэтому необходимо выяснить при каких условиях возможна ресинхронизация генератора без последствий для него и для электрической сети. Подобные натурные исследования были выполнены на генераторе номинальной мощностью 640 МВт Саяно-Шушенской ГЭС. После отключения тока возбуждения выдавался импульс на закрытие направляющего аппарата до величины, соответствующей нагрузке 10-12% от номинальной. От момента подачи импульса на прикрытие НА турбины до достижения установившегося режима генератора (активная мощность 70-80 МВт) проходило от 2,5 до 7,2 с. Было установлено, что генератор легко втягивается в синхронизм и далее с указанной нагрузкой может работать без возбуждения синхронно с сетью неограниченно долго за счет реактивного момента. Кратковременность асинхронного режима не сопровождалась заметным нагревом демпферной обмотки, полюсов ротора и торцевой зоны сердечника статора. Эти опыты позволили сделать очень важный практический вывод о том. что защита от асинхронного хода может быть задействована на прикрытие НА турбины, т.е. даже при таком тяжелом режиме можно не отключать генератор от сети, прикрыв НА. и лишь по какой-либо причине не прекратившегося асинхронного хода, действовать на отключение генератора. Поэтому в период эксплуатации с согласия завода необходимо проводить подобные опыты, чтобы в более благоприятных условиях преодолевать аварийные ситуации в энергосистеме.

Неполнофазные режимы генератора являются достаточно часто встречающимися случаями в практике эксплуатации. Длительные несимметричные режимы определяются несимметричной нагрузкой, например, электротягой на однофазном переменном токе. Кратковременные несимметричные режимы вызываются двухфазными и однофазными КЗ в электрической сети.

Если генератор работает на несимметричную нагрузку, то несимметричные токи создают в его воздушном зазоре поле, которое можно представить в виде двух составляющих, вращающихся в противоположных направлениях. Если прямая и обратная составляющие магнитного поля равны. то результирующее поле становится знакопеременным пульсирующим.

Одна из составляющих, вращающаяся в ту же сторону, что и ротор, и неподвижная относительно его, вызвана токами прямой последовательности. Эта составляющая и токи, ее образовавшие, не отличаются от поля и токов нормального нагрузочного режима. Вторая составляющая поля, вращающаяся с двойной синхронной частотой относительно ротора и синхронной частотой вращения относительно статора (поле обратной последовательности), вызвана токами обратной последовательности /,. Этой составляющей поля определяются все явления, отличающие несимметричный режим от симметричного.

Первое воздействие поля обратной последовательности заключается в нагреве ротора и статора из-за пересечения полем их замкнутых контуров, в частности, демпферной обмотки. Второе влияние пульсирующего знакопеременного момента, заключается в воздействии на сердечник статора передающем неблагоприятную знакопеременную нагрузку на элементы его крепления.

Знакопеременное пульсирующее поле и соответствующий ему знакопеременный момент состоят из суммы пульсирующих моментов, имеющих разную частоту: 100, 200, 300...Гц. Практический интерес представляет частота пульсирующего момента 100 Гц, поскольку амплитуда колебаний этой составляющей неизмеримо больше других и поэтому ее вибрационное воздействие на механические крепления наиболее опасно как сердечника, так и лобовых частей обмотки статора, перемещения которых возбуждаются знакопеременной силой.

Из этого следуют важные практические выводы при эксплуатации генераторов. Первый - в том, что после особенно тяжелых и длительных несимметричных режимов, вызванных КЗ, необходимо осмотреть генератор, обращая внимание на состояние демпферной обмотки (имело место в практике эксплуатации расплавление демпферных соединений), а также на состояние крепления лобовых частей. Второй - в том, что необходимо знать возможности генератора, способного работать не переходя допустимых значений по вибрации и нагреву в несимметричных режимах. Такие режимы по условиям работы энергосистемы в часы пика графика нагрузки иногда крайне необходимы. Для чего важно в первые годы эксплуатации генераторов исследовать их с согласия завода-изготовителя на возможность работы в несимметричных режимах. Эти исследования покажут и степень негативного влияния токов нулевой последовательности на линии связи, трассы которых часто проходят параллельно ЛЭП, а также на устройства релейной защиты ГЭС. На трассах связи, других инженерных коммуникациях (водопроводах, рельсах и т.д.), идущих параллельно ЛЭП, когда возникает ее несимметричный режим, наводится электрический потенциал (вынос потенциала), в результате чего может возникнуть опасное напряжение прикосновения человека к коммуникациям, а в устройствах релейной защиты появляются токи, величина которых превышает величину срабатывания реле, и они действуют неправильно, что может привести к тяжелым авариям в энергосистемах.

Тепловые измерения демпферной обмотки и башмаков полюсов показали, что при указанных токах КЗ изменение температуры несущественно, т.е. ограничивающими условиями использования несимметричного режима для данных генераторов являются вибрации сердечника и лобовых частей обмотки статора. В результате исследований было установлено, что генератор с установленной мощностью 640 МВт может достаточно длительно нести нагрузку в несимметричном режиме около 30% от номинальной. Однако использовать генераторы в таких режимах следует лишь в крайних случаях аварийных ситуаций в энергосистемах.

Ремонт гидрогенераторов (плановый) должен производиться в те же сроки, что были указаны в разделе турбин и того же назначения (текущий и капитальный). Кроме этого, должны производиться регулярные осмотры генераторов. Осмотры должны выполняться перед капитальным ремонтом для выявления дефектов, которые возможно устранить лишь при продолжительном ремонте. Кроме того, как уже указывалось, осмотры должны быть проведены после тяжелых КЗ или анормальных режимов (асинхронный ход, несимметричная нагрузка), а также до и после проведения испытаний генератора (вибрационные, тепловые, проверка пределов устойчивости, режимы КЗ и т.п.). Тщательные осмотры также проводятся при текущих ремонтах, период их проведения устанавливается руководством ГЭС.

ПТЭ регламентируют капитальные ремонты генераторов 1 раз в 4-5 лет. Первые ремонты на гидрогенераторах после ввода их в эксплуатацию должны быть произведены не позднее, чем через 6000 часов работы.

Профилактические измерения и испытания должны проводиться регулярно согласно «Нормам испытаний электрооборудования».

При капитальном ремонте должна производиться полная или частичная разборка генератора, осмотр, измерения, устранение обнаруженных дефектов, восстановление изношенных деталей и составных частей, выполнение запланированных мероприятий по модернизации и реконструкции, обеспечивающих повышение мощности, надежности, экономичности и ремонтопригодности.

Основными работами на генераторе при капитальном ремонте являются: проверка формы ротора и статора, а также воздушного зазора; проверка крепежа межполюсных соединений, демпферных соединений; проверка монтажных зазоров и крепления полюсов; выем полюсов, их чистка и окраска; проточка и шлифовка контактных колец, проверка мест их соединений с токопроводами; проверка щеточного аппарата; проверка крепежа обода ротора и, при необходимости, его горячая расклиновка; ремонт сердечника статора в местах «распушовки» железа (нарушение плотности) и мест креплений сердечника к корпусу статора, проверка плотности прессовки сердечника и стыковых его соединений; проверка и ремонт систем охлаждения генератора; проверка и ремонт системы возбуждения; переклиновка обмотки статора; окраска статора; проверка изоляции от подшипниковых токов; проверка и ремонт аппаратов и устройств агрегатных собственных нужд и другие, на все работы должен быть составлен специальный перечень.

После капитального ремонта генератор должен пройти наладку практически в объеме работ, предшествующих первому вводу агрегата в эксплуатацию (снятие характеристик х.х. и КЗ, наладка АРВ, проверка тепловых характеристик и т.п.).

При текущем ремонте производится осмотр и чистка узлов и деталей генератора. Для осмотра сердечника статора со стороны расточки производится выем 2-Зх полюсов и через это свободное пространство, постепенно поворачивая ротор, осматривается статор (состояние железа и клиньев обмотки). При текущем ремонте выполняются работы по устранению дефектов, не требующих вывода генератора в капитальный ремонт. При обнаружении серьезных дефектов, требующих неотложных работ, генератор должен быть выведен в аварийный ремонт.

Аварийный ремонт назначается и в случае выхода из строя генератора во время его работы в сети, когда необходимо устранить дефект, препятствующий его нормальной эксплуатации.

В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон, "Гидроэлектростанции", Красноярск, 2002г.