Тема 2.1 Эксплуатация генераторов и синхронных компенсаторов 3 страница

Для турбогенераторов с непосредственным охлаждени­ем, несмотря на то что симметричная составляющая тока в начальный момент их самосинхронизации обычно не пре­вышает трехкратного номинального значения, ограничения по применению способа самосинхронизации вызваны мень­шей стойкостью этих генераторов и блочных трансформаторов большой мощности к динамическим воздействиям по сравнению со стойкостью турбогенераторов с косвенным охлаждением и трансформаторов меньшей мощности.

В аварийных условиях, когда напряжение и частота в сети могут сильно колебаться, операция по включению ге­нератора способом точной синхронизации может затянуть­ся на продолжительное время или сопровождаться вклю­чением с большим углом расхождения векторов напряже­ния генератора и сети. В этих условиях турбогенераторы мощностью до 200 МВт включительно и гидрогенераторы мощностью до 500 МВт включительно разрешается вклю­чать на параллельную работу способом самосинхрониза­ции. Генераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что кратность симметричной составляющей тока самосинхронизации к номинальному то­ку не превышает 3,0.

Скорость подъема активной нагрузки после включения турбогенератора в сеть определяется допустимой скоро­стью набора нагрузки на турбину и котлоагрегат. Наруше­ние этого требования недопустимо. Например, чрезмерно быстрый набор нагрузки может привести к большему уд­линению ротора турбины по сравнению с удлинением кор­пуса турбины и отключению ее защитой от осевого сдвига, а в худшем случае и к задеванию лопаток ротора за диа­фрагмы. Поэтому скорость подъема нагрузки должна быть указана в местных инструкциях для каждого типа турбо­генератора.

Скорость набора реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением об­моток, а также гидрогенераторов с непосредственным ох­лаждением обмоток не ограничивается. У турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток скорость набора реактивной нагрузки в нормальных условиях не должна превышать скорости набора активной нагрузки, а в аварий­ных условиях не ограничивается. Ограничение скорости на­бора реактивной нагрузки (скорости повышения токов статора и ротора) в турбогенераторах с непосредственным охлаждением вызвано тем, что обмотки в них достигают установившейся температуры в 10—15 раз быстрее, чем сердечник. Без ограничения скорости повышения тока разность температур в стали и меди обмотки ротора может стать весьма большой, что при значительной длине ак­тивных частей турбогенераторов приведет к значительной разнице в тепловом расширении обмоток и стальных час­тей и как следствие к перемещению обмоток относительно сердечников, к появлению механических напряжений в ме­ди обмотки ротора, превышающих предел ее текучести. Перемещения обмоток или чрезмерные усилия в меди при частых повторениях могут вызвать повреждение изоляции или деформацию меди.

«Нормальные режимы работы генераторов»

Нормальными режимами генератора являются такие, при которых он работает с номинальными параметрами, указанными на заводской таблице и в паспорте, или с от­клонениями, допустимыми по ГОСТ или ТУ. Работа гене­ратора точно с номинальными параметрами называется, кроме того, номинальным режимом. К основным парамет­рам генератора относятся: полная мощность, напряжение и ток статора, ток ротора, коэффициент мощности, частота, температура и давление охлаждающей среды.

Длительно допустимые значения тока статора и рото­ра генератора в зависимости от конкретных значений дав­ления газа и температуры охлаждающей среды, а также от значения рабочего напряжения на выводах статора обыч­но указываются в так называемой режимной карте генера­тора, которой пользуются при его эксплуатации.

При составлении режимных карт руководствуются сле­дующими соображениями. Длительно допустимые токи ста­тора и ротора должны быть снижены, если температура ох­лаждающей среды или давление газа отличаются от номи­нального в сторону ухудшения охлаждения. Если темпера­тура охлаждающего газа ниже номинальной, то мощность генератора разрешается повысить.

Допустимые при пониженной температуре холодного газа токи ротора и статора, если они не указаны заводом-изготовителем, устанавливаются на основании испытания на нагрев. При этом не должны быть превышены наиболь­шие допустимые в эксплуатации температуры, определен­ные при номинальном режиме. Не допускается увеличивать мощность при снижении температуры входящей в обмотку воды для генераторов с водяным охлаждением обмотки статора.

Если температура охлаждающего газа выше номиналь­ной, то допустимые токи статора и ротора уменьшаются до значений, при которых температуры обмоток не будут пре­вышать наибольших допустимых в эксплуатации. При температуре входящего газа выше 55° С работа генераторов не допускается.

Для генераторов с водяным охлаждением обмотки ста­тора снижение нагрузки в случае повышения температуры входящей в обмотку воды выше номинальной должно быть таким, чтобы температура выходящей из обмотки воды не превысила 85 °С.

Отклонение от номинального давления водорода в гене­раторе не должно быть больше ±0,02 МПа для генерато­ров с давлением 0,1 МПа и выше; ±0,01 МПа для генера­торов с давлением водорода 0,05 МПа и выше и ±0,001 МПа для генераторов с давлением водорода 0,005 МПа. Снижение водорода сверх нормы для генера­торов с давлением 0,005 МПа опасно в основном из-за воз­можности попадания воздуха в машину при сбросе нагруз­ки или при появлении утечки, а для генераторов с высоким давлением — из-за перегрева обмоток. Допустимая нагруз­ка при снижении давления водорода для этих генераторов устанавливается заводом-изготовителем или определяется испытанием на нагрев. При повышении давления сверх нормы снижается надежность системы водородного охлаж­дения. Например, из-за выпучивания при этом торцевых щитов может нарушиться работа уплотнений и появиться опасная утечка водорода, угрожающая пожаром или взры­вом.

Для предотвращения конденсации влаги на стенках га­зоохладителей 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. Последнее требование фактически определяет влагосодержание газа не более 12,8 г/м³. Повышение влажности водорода в генераторе при отсутствии течи воды в газоох­ладителях и применении для подпитки хорошо осушенного водорода может произойти только за счет попадания вла­ги вместе с воздухом из масла, сливающегося из уплотне­ний в сторону водорода.

Повышение влажности водорода снижает надежность и срок службы изоляции, вредно сказывается на механичес­кой прочности бандажей ротора, ограничивает снижение температуры холодного водорода в зимнее время из-за воз­можности конденсации влаги на стенках газоохладителей. Наконец, повышение влагосодержания в газе на 1 г/м³, увеличивая плотность газовой смеси, повышает вентиляци­онные потери в генераторе на 0,8—1 %. В настоящее вре­мя для снижения влагосодержания газа начали применять холодильные установки.

Генераторы с поверхностным водородным охлаждением могут работать на воздушном охлаждении при сниженной нагрузке. Для генераторов с непосредственным охлаждени­ем работа с нагрузкой на воздушном охлаждении недопус­тима, так как это привело бы к перегреву и повреждению обмотки. Генераторы серии ТВФ должны быть переведены на водород до включения в сеть, а генераторы серий ТВВ и ТГВ при воздушном охлаждении могут работать на XX только без возбуждения и то кратковременно. Чистота во­дорода в генераторе должна быть не ниже следующих зна­чений:

Давление водорода, МПа	Чистота водорода. %
До 0,05
0,05 и выше в генераторах с косвенным охлаждением
В генераторах с непосредственным охлаждением и синхронных компенсаторах

Снижение чистоты водорода на 1 % приводит к увели­чению вентиляционных потерь на 10—11 %. Например, в генераторе ТВФ-100-2 с давлением водорода 0,3 МПа при снижении чистоты водорода только на 1 % дополнительные потери составят за год не менее 200 МВт∙ч. В более мощ­ных генераторах дополнительные вентиляционные потери при снижении чистоты водорода еще больше. Кроме того, снижение чистоты водорода приводит к ухудшению охлаж­дения или образованию взрывоопасной смеси. При сниже­нии чистоты водорода ниже нормы генератор должен быть продут путем выпуска из него водорода с пониженной чис­тотой и добавлением такого же количества чистого водо­рода из ресиверов или баллонов.

Содержание кислорода в корпусе генератора не долж­но превышать 1,2 %, а в бачке продувки— 2 %. Несоблюде­ние этого требования резко увеличит опасность образова­ния в генераторе взрывоопасной смеси. Поэтому, если со­держание кислорода достигает значений, близких к пре­дельно допустимым, производится продувка генератора чистым водородом, как и при снижении чистоты водорода.

Все генераторы допускают работу с номинальной мощ­ностью при изменении напряжения в пределах ±5 % номи­нального и при допустимых в эксплуатации изменениях частоты. Попутно отметим, что наибольший ток ротора в одном из трех режимов по напряжению (0,95; 1; 1,05 Uном) принимается за номинальный ток ротора.

Длительно допустимое отклонение напряжения не дол­жно превышать ±10% номинального. При отклонении напряжения свыше ±5 % номинального полная мощность генератора уменьшается согласно указанию завода-изгото­вителя или на основании испытания.

Рисунок 32Диаграмма мощности

Повышение напряжения свыше 105 % номинального связано с повышением тока возбуждения и магнитной ин­дукции генератора, что вызывает повышенный нагрев ста­ли статора, возрастание дополнительных потерь в роторе и конструктивных элементах статора. Чтобы не превысить нагрева обмотки ротора и стали статора сверх допустимо­го в эксплуатации, нагрузка генератора при повышении напряжения сверх 105 % должна понижаться. Умень­шение же мощности генератора при снижении напря­жения ниже 95 % номинального вызывается тем, что повы­шать ток свыше 105% номинального недопустимо. Повы­шение напряжения свыше 110 % недопустимо из-за резкого усиления местных перегревов активной стали сердечника статора в результате роста при этом магнитного потока рассеивания.

Рассмотрим работу генератора с различными коэффи­циентами мощности, пользуясь диаграммой мощности (рис. 32). Полная мощность генератора ограничивается:

в зоне перевозбуждения при коэффициенте мощности менее номинального — нагревом обмотки ротора, так как для увеличения реактивной нагрузки необходимо увеличи­вать ток ротора. При номинальном токе ротора из-за раз­магничивающего действия реакции реактивного тока ста­тора наибольшее значение тока статора составит всего лишь около 80 % номинального;

в зоне от номинального значения коэффициента мощно­сти до значения, равного единице, — нагревом обмотки ста­тора или допустимой мощностью турбины;

в зоне недовозбуждения (коэффициент мощности менее единицы)—мощностью турбины, током статора, нагревом торцевых элементов сердечника статора.

В режиме недовозбуждения из-за подмагничивающего характера реакции тока статора заметно возрастает акси­альная составляющая магнитного поля рассеивания в зуб-цовой зоне торцевых пакетов сердечника (в основном в трех крайних пакетах), в результате чего резко увеличива­ются вихревые токи в листах активной стали, в нажимных плитах и пальцах, вызывающие сильный нагрев этих эле­ментов. Для обмотки статора особенно опасен нагрев ак­тивной стали в зоне под пазами и в зубцах, с которыми обмотка непосредственно соприкасается.

Уровень нагрева концевых элементов сердечника стато­ра особенно значителен в генераторах с непосредственным охлаждением, имеющих повышенные электромагнитные на­грузки. Несмотря на меры, принимаемые по снижению на­грева (выполнение разрезов в зубцах крайних пакетов, усиление охлаждения этих пакетов и т.д.), торцевые эле­менты статора этих машин нагреваются до высоких темпе­ратур не только в режимах недовозбуждения, но и при ра­боте их с отстающим током при коэффициенте мощности, близком к единице. Поэтому допустимая длительная на­грузка в режиме недовозбуждения, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должна оп­ределяться на основании специальных испытаний или директивных материалов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.

Для генераторов с косвенным охлаждением разрешает­ся длительная работа при повышении коэффициента мощ­ности от номинального до единицы с сохранением номи­нального значения полной мощности.

При регулярной работе генератора в режимах недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограни­чение минимального тока возбуждения для исключения по­тери устойчивости в случаях внезапного повышения напря­жения в сети.

«Допустимые перегрузки генераторов»

В аварийных условиях генераторы и синхронные ком­пенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно ТУ на поставку, а если в ТУ такие указания отсутствуют, то кратность перегрузки по току статора, отнесенному к номинальному току, опре­деляется по табл. 7

Таблица 7

Допустимые кратность и продолжительность перегрузки по току статора генераторов и синхронных компенсаторов

Продол­житель­ность пе­регрузки мин, не более	Кратность перегрузки по току статора генератора и синхронных компенсаторов	Продол­житель­ность пе­регрузки, мин, не более	Кратность перегрузки по току статора генераторов и синхронных компенсаторов
косвенным охлаждением обмотки статора	с непосредст­венным охлаж­дением обмотки статора	косвенным охлаждением обмотки статора	с непосредст­венным охлаж­дением обмотки статора
водой	водородом	водой	водоро­дом
	1,1 1,15 - 1,2 1,25	1,1 1,15 - 1,2 1,25	- - 1,11 1,15 -		1,3 1,4 1,5 2,0	1,3 1,35 1,4 1,5	1,2 1,25 1,3 1,5

Допустимая перегрузка по току возбуждения генерато­ров и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждени­ем обмоток определяется допустимой перегрузкой статора.

Для турбогенераторов с непосредственным охлаждени­ем обмоток ротора допустимая перегрузка по току возбуж­дения определяется кратностью тока, отнесенного к номи­нальному току ротора, указанной в табл. 8

Таблица 8

Допустимые кратность и продолжительность перегрузки турбогенераторов по току ротора

Продолжи­тельность пе­регрузки, мин, не более	Кратность перегрузки по току ротора генераторов	Продолжи­тельность перегрузки, мин, не бо­лее	Кратность перегрузки по току ротора генераторов
ТВФ, кроме ТВФ-120-2	ТГВ, TBB (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2	ТВФ, кроме ТВФ-120-2	ТГВ, TBB (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2
	1,06	1,06	1/2	2,0	-
	1,2	1,2	1/3	-	2,0
	1,7	1,5

Снятие перегрузки роторов с непосредственным охлаж­дением, как правило, должно производиться автоматически.

Длительность перегрузок генераторов и компенсаторов при авариях в энергосистеме ограничивается недопустимо­стью перегрева обмоток по условию сохранения электри­ческих и механических свойств изоляции; превышением температуры меди обмотки и бочки ротора, не вызываю­щим еще остаточных деформаций витков; недопустимостью закипания дистиллята в обмотке.

«Несимметричные режимы работы генераторов»

Несимметричный режим, характеризующийся неравенством токов в фазах обмотки статора генератора, вызывается наличием мощных однофазных нагрузок, например однофазных печей, электротяговых нагрузок, или возникает при обрыве провода линии электропередачи, а также ошиновки ОРУ, при отключении или неотключении одной фазы выключателя с пофазным управлением, при работе генератора через неполнофазную трансформаторную группу и при несимметричных КЗ.

При несимметричном режиме в токе статора появляется составля­ющая обратной последовательности, которая вызывает магнитный по­ток, вращающийся относительно ротора с двойной угловой частотой. Этот поток наводит в бочке ротора токи двойной частоты, вызываю­щие дополнительные потери в элементах ротора и их нагрев (рис. 33).

Магнитное поле обратной последовательности вызывает также повышение вибрации.

Эквивалентная глубина проникновения в бочку ротора вихревых токов с частотой 100 Гц невелика и составляет несколько миллиметров в зубцах и около 10—17 мм в клиньях. По этой причине эквивалентное активное сопротивление ротора току двойной частоты значительно и дополнительные потери в бочке ротора от несимметрии тока статора могут достигнуть больших значений. Для ряда турбогенераторов с не­посредственным охлаждением обмоток эти потери соизмеримы с номи­нальными потерями на возбуждение уже при токе обратной последова­тельности I₂≈0,22 I_ном, а при I₂=Iном превышают их в 15—20 раз. К тому же дополнительные потери распределяются вдоль ротора не­равномерно.

Рисунок 33 Прохождение токов в роторе при несимметричной на­грузке

Наиболее высокий нагрев зубцов и клиньев они вызывают в зонах, ближайших к торцам ротора, и бандажах. Поэтому длительная работа с несимметричной нагрузкой допустима, если разность тока в фазах не превышает 10 % номинального тока для турбогенераторов и 20 % для синхронных компенсаторов.

Продолжительность воздействия больших токов обратной после­довательности должна быть строго ограничена и в зависимости от типа генератора определяться критерием термической стойкости ро­тора I₂² t, равным: 30 для генераторов ТВ2; 15 для ТВФ; 8 (в отдель­ных случаях 5) для ТВВ и ТГВ; 40 для гидрогенераторов и синхрон­ных компенсаторов с косвенным охлаждением; 20 для гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора.

Для предотвращения повреждения генераторов в случае неполнофазных отключений выключателей блоков, как правило, предусматри­вается устройство резервирования при отказе выключателей УРОВ, действующее при отказе любой фазы выключателя блока на отключе­ние смежных выключателей секции или всех выключателей системы шин, на которую работает блок.

Если во время плановых остановок блоков одновременно с отклю­чением выключателя производится гашение поля генератора, то при неполнофазном отключении выключателя генератор переходит в режим двигателя без возбуждения с потреблением реактивной мощности из сети. При этом ток обратной последовательности достигает 0,3—0,5 номинального, что выше уставки УРОВ, и последнее приходит в дей­ствие. Во избежание подобных тяжелых последствий недопустимо при плановых остановках генераторов отключать АГП сразу же после от­ключения выключателя. При возбуждении, обеспечивающем при XX номинальное напряжение, и при отсутствии пара в турбине даже при неполнофазном отключении выключателя ток обратной последователь­ности будет невелик и опасности для генератора представлять не будет. Длительность такого режима будет определяться работой турбины в беспаровом режиме по условию нагрева лопаток и, как правило, не должна превышать 4 мин. За это время должен быть подан пар в турбину.

«Асинхронные режимы работы генераторов»

При потере возбуждения из-за неисправности возбуди­теля, расцепления полумуфт между ротором и возбудите­лем, обрыва в цепи ротора, случайного отключения АГП и по любой другой причине генератор переходит в асин­хронный режим. При этом по мере снижения магнитного потока, создававшегося до этого током в обмотке ротора, генератор начинает потреблять реактивную мощность из сети.

Равновесие между уменьшающимся до нуля синхрон­ным электромагнитным моментом и вращающим моментом турбины нарушается, и частота вращения генератора на­чинает возрастать сверх синхронной. Под воздействием магнитного поля от тока статора, в зубцах и клиньях рото­ра и в его обмотке, если она остается замкнутой на возбу­дитель или замкнется на резистор самосинхронизации, по­явятся токи с частотой скольжения. Магнитный поток от этих токов, взаимодействуя с магнитным полем статора, создает тормозящий асинхронный момент, что обеспечива­ет выдачу генератором активной мощности в сеть при асин­хронном режиме. Асинхронный тормозящий момент с уве­личением скольжения ротора возрастает. Когда он станет равным вращающему моменту турбины, дальнейшее повы­шение скольжения прекратится. Наступит установившийся асинхронный режим.

Реагируя на увеличение частоты вращения, регулятор частоты вращения турбины сокращает поступление пара (воды) и тем самым уменьшает активную мощность. По­этому, как правило, в результате потери возбуждения ак­тивная мощность на генераторе снижается.

Если при увеличении асинхронного тормозящего момен­та скольжение изменяется мало (жесткая кривая асинхрон­ного момента), а максимальный асинхронный момент, раз­виваемый генератором, достаточно велик, то установивший­ся асинхронный режим наступает при небольшом скольже­нии и уменьшение активной мощности невелико.

Турбогенераторы ТВФ, ТВВ и ТГВ в области малых скольжений имеют достаточно жесткую кривую асинхрон­ного момента. При работе без возбуждения с активной нагрузкой 0,5—0,6 номинальной, даже при разомкнутой об­мотке ротора, скольжение у них не превышает 0,3—0,8%. Потери в роторе при этом составляют 0,3—0,9 номиналь­ных потерь на возбуждение, а ток статора около 1,0—1,15 номинального.

Но максимальный асинхронный момент у турбогенера­торов с непосредственным охлаждением значительно ниже, чем у машин с косвенным охлаждением. Поэтому потеря возбуждения у них при нагрузках, близких к номинальным, сопровождается повышенными скольжением и током ста­тора. Из-за повышения частоты вращения до недопусти­мых пределов может произойти отключение турбины дей­ствием автомата безопасности. Для исключения этого на турбинах 300 МВт начали применять быстродействующие электрогидравлические приставки к регуляторам, удержи­вающие частоту вращения в допустимых пределах и авто­матически разгружающие турбогенераторы до допустимых пределов.

Токи, появляющиеся в зубцах, клиньях и бочке ротора, при асинхронном режиме турбогенератора вызывают на­грев ротора.

При повышенном скольжении ток статора может зна­чительно превышать номинальное значение, что может при­вести к перегреву обмотки статора.

Из-за возрастания результирующей магнитной индук­ции в торцевых областях турбогенератора при потере воз­буждения увеличивается нагрев крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон статора.

В асинхронном режиме в обмотке ротора наводится на­пряжение. Если обмотка разомкнута или включена не на электромашинный возбудитель, а на систему выпрямителей возбуждения, исключающую прохождение тока обратной полярности, то при больших скольжениях наведенное на­пряжение может достигнуть опасного для обмотки ротора и выпрямителей значения. Кроме того, при разомкнутой обмотке среднее значение асинхронного момента меньше, а скольжение больше, чем при замкнутой. Поэтому при пе­реводе генератора в асинхронный режим обмотку ротора необходимо автоматически или ручным отключением АГП замыкать на активное сопротивление (самосинхронизации или гасительное).

Использование асинхронного режима для оставления в работе генератора при потере возбуждения хотя бы на вре­мя, необходимое для перевода на резервное возбуждение, позволяет в большинстве случаев избежать аварийных ос­тановок генераторов. Но при этом необходимо соблюдать следующие условия.

Для турбогенераторов с косвенным охлаждением актив­ная нагрузка должна быть не выше 60 % номинальной, а продолжительность режима не более 30 мин.

Турбогенераторы с непосредственным охлаждением мощностью до 300 МВт включительно по условию нагрева элементов торцевых зон статора, особенно крайних паке­тов активной стали, непосредственно соприкасающихся с обмоткой, могут работать без возбуждения 15 мин (генера­торы ТВФ —30 мин) с нагрузкой не более 40 % номиналь­ной. Разгрузка до допустимого предела должна произво­диться вручную или автоматически в течение 2 мин. При этом время разгрузки до 60 % номинальной для турбоге­нераторов менее 150 МВт не должно превышать 60 с, а для турбогенераторов большей мощности—30 с.

В гидрогенераторах из-за большого скольжения (3— 5%), обусловленного меньшим, чем в турбогенераторах, асинхронным моментом, при асинхронном режиме быстро перегревается успокоительная обмотка. Поэтому работа гидрогенераторов в асинхронном режиме не допускается, и при потере возбуждения они отключаются специальной за­щитой от токовой перегрузки статора.

При потере возбуждения необходимо снизить активную нагрузку до допустимых значений (если нет автоматики) и попытаться доступными со щита управления средствами (изменением положения штурвала шунтового реостата, воздействием на корректор и компаундирование и т.д.) восстановить возбуждение. Если сделать это не удается, следует перейти на резервное возбуждение с отключением на время перехода АГП.

Генератор может выпасть из синхронизма при недоста­точном возбуждении или в результате аварии в системе. Для восстановления синхронизма увеличивают ток возбуж­дения и снижают активную нагрузку. Если генератор не войдет в синхронизм, он должен быть отключен от сети.

«Работа генераторов в режиме синхронных компенсаторов»

В ряде случаев для поддержания необходимого уровня напряже­ния в системе целесообразно генераторы использовать как синхронные компенсаторы. Включенный в сеть генератор переводится в режим синхронного компенсатора прекращением подачи в турбину энергоно­сителя (пара или воды). На гидротурбине затем срывается вакуум, а если рабочее колесо расположено ниже уровня воды в нижнем бьефе, то дополнительно производится отжатие воды давлением воздуха из ресиверов. Удаление воды из области рабочего колеса сокращает до минимума потери на его вращение.

Длительное вращение паровых турбин, за исключением некоторых типов мощностью менее 6 МВт, в беспаровом режиме не допускается из-за возможности перегрева лопаток ротора. В последнее время для устранения перегрева лопаток применяют схемы вентиляции турбин небольшим количеством пара, что позволяет использовать мощные тур­богенераторы в качестве синхронных компенсаторов без отсоединения от турбины.

Регулирование реактивной нагрузки на генераторе, переведенном в режим компенсатора, производится изменением тока в роторе.

В случае использования турбогенератора в качестве синхронного компенсатора при длительном простое турбины в ремонте или по дру­гим причинам муфта между генератором и турбиной разбирается. Ус­тановкой специальных упоров ограничивается осевое перемещение ро­тора генератора. Смазка подшипников генератора производится от маслонасосов турбины с установкой заглушек на напорные маслопроводы к подшипникам турбины. Как правило, пуск отсоединенного от тур­бины генератора производится подъемом частоты вращения с нуля от другого генератора. Такой пуск называется частотным. При частотном пуске мощность ведущего (развертывающего) генератора во избежание его перегрузки должна составлять не менее одной трети мощности ве­домого (развертываемого) генератора. Оба генератора до пуска вклю­чаются на резервную систему шин.

До пуска на ведомом генераторе включается маслонасос для про­грева масла в подшипниках до температуры 35—40 °С. Подготавлива­ются к толчку турбина и ведущий генератор. После того как все под­готовительные работы окончены, включается АГП и на ведущем гене­раторе устанавливается ток возбуждения, равный току, который обес­печивает номинальное напряжение статора при XX генератора. На ве­домом генераторе устанавливается ток возбуждения, равный половине тока, обеспечивающего номинальное напряжение статора при XX. За­тем без промедления производят пуск ведущей турбины с минимально возможной первоначальной частотой вращения. Сразу же должно на­чаться вращение ротора ведомого генератора. Если ротор ведомого генератора не стронется с места или по показаниям амперметров ста­тора и ротора будут наблюдаться качания его, следует несколько увеличить ток возбуждения ведущего генератора.

Если с пуском турбины начнется синхронное вращение ротора ведомого генератора, частоту вращения обоих генераторов плавно поднимают до номинальной. Регулированием тока возбуждения вы­равнивают ЭДС генераторов для снижения до минимального значения уравнительного тока между статорами генераторов и затем производят сихронизацию обоих генераторов с сетью.

«Перевод генератора с воздуха на водород и с водорода на воздух»