Параграф 8. Паротурбинные установки. 382. При эксплуатации паротурбинных установок обеспечиваются:

382. При эксплуатации паротурбинных установок обеспечиваются:

1) надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

2) готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;

3) нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

383. Система автоматического регулирования турбины удовлетворяет следующим требованиям:

1) устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

2) устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

3) удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.

384. Обеспечивается соответствие параметров работы системы регулирования паровых турбин техническим условиям на поставку турбин.

Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 года, а также турбин иностранных фирм обеспечивается соответствие значений этих параметров величинам параметров эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 г. (в том числе, иностранных фирм), указанным в приложении 7 к настоящим Правилам.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления удовлетворяет требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускает срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

385. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения выполняются в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин.

386. Автомат безопасности отрабатывает при повышении частоты вращения ротора турбины на 10-12 % выше номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности закрываются:

1) стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

2) стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

3) отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

387. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, испытывается увеличением частоты вращения в следующих случаях:

1) после монтажа турбины;

2) после капитального ремонта турбины;

3) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;

4) после разборки автомата безопасности;

5) после длительного (более 30 суток) простоя турбины;

6) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;

7) при плановых проверках (не реже 1 раза в 4 месяца).

В случаях, предусмотренных подпунктами 6) и 7) настоящего пункта, производится испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей ее цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения производятся под руководством начальника цеха или его заместителя.

388. Обеспечивается абсолютная плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и пара после промперегрева.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева проверяется раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя.

Обеспечивается состояние, при котором в случае одновременного закрытия всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не вызовет вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов проводится после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) проводится внеочередная проверка их плотности.

389. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара расхаживаются:

1) на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных производственной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя;

2) на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.

При рассаживании клапанов на полный ход, контролируются плавность их хода и посадка.

390. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов проверяется не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно-охладительными установками (далее - РОУ) и другими источниками пара, проверке на плотность не подвергаются, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов проверяется перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 месяца.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не производится.

391. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям пункта 384 настоящих Правил и данным завода-изготовителя выполняются:

1) после монтажа турбины;

2) непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, выполняется:

3) после монтажа турбины;

4) после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

392. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, выполняются:

1) при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

2) после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (далее - ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания проводятся со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

393. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности определяются и устраняются причины этих отклонений.

394. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом обеспечивается величина нагрузки турбины ниже уставки ограничителя не менее чем на 5 %.

395. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки обеспечиваются:

1) надежность работы агрегатов на всех режимах;

2) пожаробезопасность;

3) поддержание нормативного качества масла и температурного режима;

4) предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.

396. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения проверяются в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий маслонасос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва (далее - АВР) перед остановом не проводится.

397. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы проверяется перед пуском турбины из холодного состояния.

398. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, опломбируется в рабочем положении.

399. При эксплуатации конденсационной установки обеспечивается экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

400. При эксплуатации конденсационной установки проводятся:

1) профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок);

2) периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/см² (0,5 килопаскаль (далее - кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

3) контроль чистоты поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора; контроль расхода охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

4) проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение;

5) присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100 % не превышают значений, определяемых по формуле:

Gв = 8 + 0,065 N,

где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;

6) проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

7) проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

Методы контроля работы конденсационной установки, его периодичность определяются соответствующей инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

401. При эксплуатации оборудования системы регенерации обеспечиваются:

1) нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

2) надежность теплообменных аппаратов.

Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации проверяются до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

402. Эксплуатация подогревателя высокого давления (далее - ПВД) не допускается при:

1) отсутствии или неисправности элементов его защиты;

2) неисправности клапана регулятора уровня.

Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не производится при:

1) отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

2) неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

3) отключении по пару любого ПВД.

ПВД или группа ПВД немедленно отключаются при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (далее - КРУ).

При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) выводится из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта.

403. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, содержатся в исправном состоянии и в постоянной готовности к пуску - с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный проводится по графику, но не реже 1 раза в месяц.

404. Перед пуском турбины из среднего или капитального ремонта или холодного состояния проверяется исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного и автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности устраняются.

При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки проверяются в соответствии с производственными инструкциями.

Пуском турбины руководит начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.

405. Пуск турбины не производится:

1) при отклонении показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

2) при неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

3) при наличии дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

4) при неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их АВР;

5) при отклонении качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижении температуры масла, ниже установленного заводом-изготовителем предела;

6) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм.

406. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не производится. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются производственной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска осуществляется при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см² (60 кПа).

407. Обеспечивается значение средних квадратических виброскоростей подшипниковых опор при эксплуатации турбоагрегатов не превышающих 4,5 мм-с-1.

При превышении нормативного значения вибрации принимаются меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм-с-1эксплуатация турбоагрегатов более 7 суток не производится, а при вибрации 11,2 мм-с-1 турбина отключается действием защиты или вручную.

Турбина немедленно останавливается, если при установившемся режиме происходит одновременное, внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм-с-1 и более от любого начального уровня.

Турбина разгружается и останавливается, если в течение 1-3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм-с-1.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации не производится. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм-с-1, принимаются меры к ее устранению.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, производится по решению технического руководителя контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация производится при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об/мин; изменение вибрации на 1-2 мм-с-1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.

Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более измеряется и регистрируется с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор.

До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт по решению технического руководителя используются переносные приборы. Периодичность контроля устанавливается производственной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

408. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц проверяются значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Обеспечивается повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара не более 10 %. При этом обеспечивается недопущение превышение давления не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса проводится промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки выбирается исходя из состава и характера отложений и реальных условий.

409. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки постоянно контролируются путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта проводятся эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных, устраняются дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, подвергаются балансовым испытаниям.

410. Турбина немедленно отключается персоналом путем воздействия на выключатель при отсутствии или отказе в работе следующих защит:

1) при повышении частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;

2) при недопустимом осевом сдвиге ротора;

3) при недопустимом изменении положения роторов относительно цилиндров;

4) при недопустимом понижении давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

5) при недопустимом снижении уровня масла в масляном баке;

6) при недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

7) при воспламенении масла на турбоагрегате;

8) при недопустимом понижении перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала турбогенератора;

9) при недопустимом снижении уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;

10) при отключении всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

11) при отключении турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

12) при недопустимом повышении давления в конденсаторе;

13) при недопустимом перепаде давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

14) при внезапном повышении вибрации турбоагрегата;

15) при появлении металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

16) при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

17) при недопустимом понижении температуры свежего пара или пара после промперегрева;

18) при появлении гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

19) при обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

20) при прекращении протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

21) при недопустимом снижении расхода охлаждающей воды на газоохладители;

22) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины определяется производственной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В производственной инструкции указываются четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

411. Турбина разгружается и останавливается в период, определяемый техническим руководителем электростанции с уведомлением оперативного персонала СО в ведении или управлении которого находиться данное оборудование:

1) при заедании стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

2) при заедании регулирующих клапанов или обрыве их штоков; заедании поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

3) при неисправностях в системе регулирования;

4) при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

5) при увеличении вибрации опор выше 7,1 мм-с-1;

6) при выявлении неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

7) при обнаружении течи масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

8) при обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

9) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм;

10) при обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

412. Для каждой турбины определяется длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности выявляются и устраняются причины отклонения. Длительность выбега контролируется при всех остановах турбоагрегата.

413. При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более принимаются меры к консервации оборудования турбоустановки.

Метод консервации выбирается исходя из реальных условий руководителем электростанции.

414. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, производится с разрешения завода-изготовителя.

415. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях согласуется с заводом-изготовителем.

При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях предусматриваются максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: