одной минуты - при непосредственном (газом или жидкостью) охлаждении обмотки.
Роторы турбогенераторов должны выдерживать двухкратный номинальный ток возбуждения в течение не менее:
50 с - для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора;
20 с - для турбогенераторов мощностью менее 800 МВт с непосредственным охлаждением обмотки ротора;
15 с - для турбогенераторов мощностью от 800 до 1200 МВт;
10 с - для турбогенераторов мощностью 1200 МВт и более.
Турбогенераторы должны выдерживать без повреждений перегрузки с другим сочетанием кратности токов и их длительности при условии, что дополнительное повышение температуры соответствующих обмоток за время перегрузки остается неизменным.
Допустимые в аварийных условиях длительности перегрузок статора и ротора в зависимости от кратностей токов в обмотках должны быть указаны изготовителем в инструкции по эксплуатации машины.
Примечание - При токовых перегрузках температуры обмоток могут превышать достигаемые в номинальном режиме, поэтому в конструкции машины должно быть учтено, что число перегрузок предельной длительности в среднем не более двух в год.
4.19 Турбогенераторы должны допускать длительную работу при несимметричной нагрузке, если токи в фазах не превышают номинального значения, а токи обратной последовательности не превосходят 10% номинального значения тока статора при косвенном охлаждении обмотки ротора и 8% - при непосредственном. При этом допускается повышение температуры активных частей машин на 5°С.
4.20 Турбогенераторы по термической стойкости ротора при кратковременной работе в несимметричных режимах должны выдерживать тепловые воздействия при значениях произведения квадрата тока обратной последовательности в относительных единицах на допускаемое время работы в секундах в несимметричном режиме I(2)_2 t не менее:
30 с - для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток;
15 с - для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки статора и непосредственным охлаждением обмотки ротора;
8 с - для турбогенераторов мощностью до 800 МВт включительно с непосредственным газовым или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора;
6 с - для турбогенераторов мощностью свыше 800 МВт с непосредственным водородным или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора.
4.21 На холостом ходу с номинальным напряжением при номинальной частоте вращения коэффициент телефонных гармоник в линейном напряжении не должен превышать 3% для турбогенераторов мощностью до 5000 кВт включительно и 1,5% - для машин мощностью более 5000 кВт.
4.22 Турбогенераторы должны выдерживать без повреждения внезапные короткие замыкания любого вида на выводах обмотки статора при номинальной нагрузке и напряжении, равном 1,05 номинального, при условии, что максимальный ток в фазе ограничен внешними средствами и не превосходит максимальный ток в фазе при внезапном трехфазном коротком замыкании. "Без повреждения" означает, что не должны иметь место повреждения, препятствующие продолжению эксплуатации машины, хотя некоторые деформации обмотки статора могут иметь место.
Если испытание на внезапное короткое замыкание проводят на новой машине, то его следует выполнять после проверки изоляции обмотки на электрическую прочность полным испытательным напряжением по ГОСТ 183.
В случае, когда генератор предназначен для работы на общие шины, испытание на внезапное трехфазное короткое замыкание следует проводить из режима холостого хода при номинальном напряжении. Испытание на внезапное короткое замыкание турбогенераторов, которые присоединяются к энергосистеме через трансформатор или реактор (обычно с помощью пофазно закрытых шинопроводов), проводят из режима холостого хода напряжением, равным 70% номинального, если не согласовано другое пониженное его значение, исходя из условия, чтобы ток короткого замыкания генератора был таким же, как и в случае трехфазного короткого замыкания на выводах трансформатора или реактора со стороны энергосистемы при работе на холостом ходу с номинальным напряжением.
Турбогенератор считают выдержавшим испытание на внезапное короткое замыкание, если машину можно сразу или после незначительного ремонта обмотки статора включить в сеть и если машина выдержала испытание изоляции напряжением, равным 80% испытательного напряжения, предусмотренного ГОСТ 183 для нового генератора. Незначительным считается мелкий ремонт крепления лобовых частей обмотки или наружных слоев изоляции, не связанный с заменой стержней.
Примечание - Анормально высокие токи и вращающие моменты могут возникать в эксплуатации в случаях близкого к генератору короткого замыкания или отключения и повторного включения машины при более удаленном повреждении, а также при ошибочной синхронизации. Если при таких режимах имели место всплески повышенных токов, то рекомендуется тщательно проверить машину, обращая особое внимание на обмотку статора. До введения генератора в работу следует устранить любое ослабление крепления обмотки во избежание возможного ее повреждения, вызванного вибрацией; также необходимо проверить возможные деформации валопровода, полумуфты и болтов полумуфты.
4.23 Стандартные минимальные значения отношения короткого замыкания (ОКЗ) приведены в 5.3 и 6.5.
Большие минимальные значения ОКЗ могут быть установлены или согласованы, но при этом обычно требуется некоторое увеличение размеров машины.
4.24 Значения переходного x'_d и сверхпереходного x''_d индуктивных сопротивлений по продольной оси должны быть установлены или согласованы с учетом условий работы турбогенераторов в энергосистеме.
Рекомендуется устанавливать или согласовывать минимальное значение x''_d при уровне насыщения, соответствующем номинальному напряжению, а максимальное ненасыщенное значение x'_d - при номинальном токе. Так как x''_d и x'_d в большей степени определяются общими магнитными потоками, то следует иметь в виду, что x''_d и x'_d связаны друг с другом и нельзя выбирать верхний предел x''_d слишком близким к нижнему пределу x'_d.
Если другое не оговорено, то x''_d должно быть не менее 0,10 отн. ед. при уровне насыщения, соответствующем номинальному напряжению.
x''_d и x'_d могут быть также установлены или согласованы при другом уровне насыщения.
Если оговаривается, что x''_d и x'_d должны быть определены опытным путем, то испытания следует проводить в соответствии с ГОСТ 10169.
При этом если:
- предельные значения, предусмотренные настоящим стандартом или другие предельные значения ОКЗ, x''_d и x'_d установлены или согласованы, то при согласованном минимальном значении без отрицательного допуска и положительном допуске 30%, а при согласованном максимальном значении без положительного допуска и отрицательном допуске 30%;
- ОКЗ, x''_d и x'_d установлены, но не определены их предельные значения, то ОКЗ, x''_d и x'_d следует рассматривать как номинальные значения с допуском +-15%;
- ОКЗ, x''_d и x'_d не оговорены или не согласованы, то их устанавливает изготовитель с допуском +-15%.
4.25 Статическая перегружаемость не должна быть ниже:
1,7 - для турбогенераторов мощностью до 160 МВт;
1,6 " " " св. 160 до 800 МВт;
1,5 " " " " 800 МВт и более.
Статическую перегружаемость W_п = P_max/P_ном рассчитывают по формуле
i
f
ном
W = ─────────────────, (1)
п i x cos фи
f ном
k
где i - ток возбуждения при номинальной нагрузке, А;
f
ном
i - ток возбуждения при установившемся трехфазном коротком
f замыкании и при номинальном токе статора, А;
k