ГКД 34.20.507-2003 Правила - Технічна експлуатація електричних станцій і мереж 2003р

Подождите немного. Документ загружается.

287

Ступінь нерівномірності регулювання ти ску пари в регульованих відборах і

протитиску повинен задовольняти вимоги споживача, погоджені із заводом-

виробником турбін, і не допускати спрацьовування запобіжни х клапанів

(пристроїв).

8.4.4 Усі перевірки й випробування системи регулювання і захисту турбіни від

підвищення частоти обертання повинні виконуватися відповідно до вимог

інструкцій заводів-виробни ків турбін і чинних РД 34.30.310 ''Методические

указания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и

защит паровых турбин'' (МУ 34-70-062-83), (далі РД 34.30.310). Перевірки і

випробування системи регулювання і захистів привідних турбін обертових

механізмів повинні виконуватис я у відповідності з вимогами інс трукцій

заводів-виробників цих турбін і інструкцій з експлуатац ії турбін, скла дених на

підставі чинних НД.

8.4.5 Автомат безпеки повинен настроюватися на спрацьовування у разі

підвищення частоти обертання на 10-12 % понад номінальну чи до значення,

вказаного заводом-виробником. Допуска ється, з письмового дозволу технічного

керівника електростанції (енергооб'єк та), проводити настроювання

спрацюва ння автомата б езпеки на значення час тоти обертання менше, ніж на 10

% понад номінальну, але це значення повинно бути завідомо вище, ніж

можливе підвищення частоти обертання турбіни у разі миттєвого скидання

електричного навантаження до власних потреб (у разі відключення

турбогенератора від мережі), що відпов ідає максимальній витраті свіжої пари в

частину високого тис ку при номінальни х його параметрах і максимальній

витраті пари в частину низького тиску турбіни.

У разі спрацювання автомата безпеки повинні закриватися :

- стопорні, регулювальні (стопорно-регулювальні) кла пани свіжої пари і пари

промперегріву;

- стопорні (автоматич ні захисні), регулювальні і зворотні клапани, а також

регулювальні діафрагми і заслінки відбо рів пари;

- автоматичні захисні к лапани на паропроводах зв'я зку зі сторонніми

джерелами пари.

8.4.6 Система захисту турбіни від підвищення частоти обертання (включаючи

всі її елеме нти), якщо немає спеціальних вказівок за воду-виробника, повинна

288

бути випробувана на неробочому ході збільшенням часто ти обертання ротора

понад номіна льну у таких випадках*:

а) після монтажу т урбіни;

б) перед випробуванням системи регулювання миттєвим скиданням

навантаження з відключенням турбогенератора від мережі**;

в) після тривалого (більше 30 діб) простоювання;

г) після розбирання ав тома та безпеки;

д) після капітального ремонту турбіни;

е) після розбирання системи регулювання чи окремих її вузлів;

ж) періодично (за графіком) не рідше одного разу на 4 місяці*.

У переліченнях е) і ж) допускається випробування захисту без збільшення

частоти обертання, але з обов'язковою перевіркою дії всієї її ланки.

Випробування захисту турбіни збільшен ням частоти обертання повинні

проводитися під керівництвом начальника цеху (начальника енергоблока)

електростанції (енергооб'єкта) чи його заступника.

8.4.7 Стопорні і регулювальні клапани свіжої пари і пари після промперегріву

повинні бути щільними. Щільність стопорни х і регулювальних клапанів свіжої

пари, а також пари промперегріву повинна перевірятися окремими

випробуваннями кожної групи.

Критерієм щільност і служить час тота обертання ротора турбіни, що

встановлюється після повного за криття клапанів, які перев іряються, при

повному (номінал ьному) чи частковому (згідно з вказівками заводу-виробника)

тиску пари перед цими клапанами. Допустиме значення частоти обертання

визначається інструкцією заводу-виробника чи РД 34.30.310,

_______________

* Випробуванням повинна передувати перевірка автомата безпеки подачею

оливи на бойки (кільця) з реєстрацією частоти обертан ня їхнього

спрацьовування.

** Випроб ування захисту повинно проводитися не раніше, ніж за 15 днів до

випробування скидання м навантаження.

*** У випадку, якщо під час експлуатації турбіни не були помічені відхилення

в роботі системи регулювання і захисту, а відключення турбогенератора від

мережі не ба жане за умовами експлуатації, дозволяється в кожному

конкретному випадку з письмового розпорядження технічного керівника

електростанції (енергооб‘єкта) збільшити проміжок між випробуваннями до 6

місяців.

289

а д ля турбін, критерії пере вірки яких не обумовлені в інструкції за воду-

виробника або РД 34.30.310 не повинно бути вище 50 % номінал ьної при

номінальних параметрах пари перед клапана ми, які перевіряються і

номінальному тиску відпрацьованої пари.

У випадку одночасного за криття всіх стопорних і регулювальни х клапанів і

номінальних параметрах свіжої пари і проти тиску (вакууму) пропуск пари

через них не повинен викликати обертання ротора турбіни.

Перевірка щільності клапанів повинна проводитися після монтажу турбіни,

перед випробува нням автомата безпеки підвищення м частоти обертання, перед

зупином турбіни в капітальний ремонт, під час пуску після нього, але не рідше

одного разу на рік. У ра зі виявлення в процесі експлуатації турбіни ознак

зниження щільності клапанів (під час пуску чи зупину турб іни) повинна бути

проведена позачергова перевірка їхньо ї щільності й усунення виявлених

несправностей.

8.4.8 Стопорні і регулювальні клапани свіжої пари і пари промперегріву,

стопорні (автоматично-захисні) і регулювальні клапани (діафрагми) відбор ів

пари, автоматично-захисні клапани на паропроводах зв'язку зі сторонніми

джерелами пари повинні розходжуватися:

- на повний хід

- перед пуском турбіни й у випад ках, пе редбачених інструкцією за воду-

виробника;

- на частину ходу

- щодоби, якщо немає спеціальних вказівок заводу-виробника, під час роботи

турбіни. У разі розход жування клапанів на повний хід повинна бути

проконтрольована плавніс ть їхнього ходу і посадка.

8.4.9 Щільність зворотних клапанів регульованих відборів і спрацьовування

запобіжних клапанів цих відборів повинні перевірятися не рідше одного ра зу на

рік і перед випробуванням системи регулювання турб іни миттєвим скиданням

електричного навантаження.

Зворотні клапани регульованих, теплофікаційних відборів пари, які не мають

зв'язку з відборами інших турбін, редукційно-охолоджувальними установками

й іншими джерелами пари, на щільність можуть не перевірятись, я кщо нема є

спеціальних вказівок заводу-виробника.

290

Посадка зворотних клапанів ус іх відборів, включаючи відбори на т урбоприводи

живильних помп, повинна бути пере вірена перед кожним пуском і під час

зупину турбіни, а у разі нормальної роботи - періодично за графіком,

узгодженим технічним керівником електростанції (енергооб'єкта), але не рідше

одного разу на 4 місяці при роботі турбіни на неробочому ході (див. додатково

п.8.4.6, примітку до перелічення "ж").

У разі несправності зворотного клапана робота турб іни з відпов ідним відбором

пари забороняється.

8.4.10 Перевірка часу закриття стопорних (автоматичних захисних) клапанів, а

також зняття характеристик системи регулювання на зупине ній турб іні, у разі її

роботи на неробочому ході і під навантаженням для перевірки їхньої

відповідності вимогам п.8.4.3 і даним заводу-виробника повинні виконуватися:

- після монтажу турбіни;

- безпосередньо до і після капітального ремонту або ремонту основних вузлів

системи регулювання чи паророзподілу.

8.4.11 Випробування системи регулювання турбіни миттєвим скиданням до

нуля електричного навантаження (з відключенням турбогенератора від мережі і

власних потреб), що відповідає максимальній витраті пари в частину високого

тиску при номінальних його параметрах і максимальній витраті пари через

частину низького тиску в конденсатор турбіни, повинні виконуватися:

- під час приймання турбіни в експлуатацію після монтажу;

- після модернізації, яка змінює динамічну характеристику турбоагре гату чи

статичну і динамічн у характеристи ки системи ре гулювання. Випробування

системи регулювання серійних турбін, оснащених електрогідравлічними

перетворювачами (ЕГП), м ожуть бути проведе ні шляхом парового скидання

навантаження (миттєвим закриттям тільки регулювальних клапанів) без

відключення турбогенератора від мережі. На голо вних зразках турбін і на

перших зразках модернізованих турбін (зі зміною динамічної характеристики

турбоагрегату чи характеристик с истеми регулювання) і на всіх турбінах, не

оснащених ЕГП, випробування повинні проводитися зі скиданням

електричного навантаження шляхом відключення турбогенератора від мереж і.

8.4.12 У разі виявлення відхилень ф актичних характеристик системи

регулювання і захистів від нормативних значень, збільшенні часу закриття

клапанів понад зазначений заводом-виробником чи інструкцією з експлуатації

або у разі погіршення їхньої щільності, повинні бути визначені й усунуті

причини цих від хилень.

8.4.13 Робота турбін із введеним у роботу обмежником потужності

291

допускається як тимчасо вий захід тільки за умов механічного стану

турбоустановки з письмового дозволу технічного керівника електростанції

(енергооб'єкта) і повідомленням диспетчера ЕЕС про тривалість такої роботи. У

цьому випадку навантаження турбіни по винно бути нижче уставки обмежника

не ме нш ніж на 5 %.

8.4.14 Під час експлуатації систем оливопостачання турбоустановки повинні

бути забезпечені:

- надійність роботи агре гатів на усіх реж имах;

- пожежобезпе ка;

- підтримання якості і температури оливи у відповідності до вимог інструкц ій з

експлуатації турбоустановок;

- запобігання витікань оливи і потрапляння її в охолодну систему і навколишнє

середовище.

8.4.15 Резервн і та аварійні оливні помпи і пристрої їхнього автомати чного

включення повинн і перевірятися в роботі два рази на місяць під час роботи

турбоагрегату, а також пе ред кожним його пуском і зупином. Для турбін, у

яки х робоча і резервна оливні помпи системи змащення мають індивідуальні

електроприводи, перевірка АВ Р перед зупином не проводиться. Для турбін, у

яки х аварійна оливна помпа має прив ід від валу турбіни, пер іодич ність і метод

(спос іб) його перевірки встановл юється заводом-виробником.

8.4.16 На турбіна х, оснащених системами запобігання розвитку горіння оливи

на турбоагрегаті, еле ктрична схема с истеми повинна перевірятися перед пуском

турбіни з холодного стану.

8.4.17 Запірна арматура, установлювана на трубопроводах систем змащування,

регулювання й ущільнень вала турб огенератора, а також на трубопровод і

аварійного зливу оливи з оливоба ку турбіни, повинна б ути опломбована у

робочому положенні.

8.4.18 Конде нсаційна установка повинна забезпечувати економічну і надійну

роботу т урбіни в усіх режимах з дотриманням нормативних температурних

напорів у конденсаторі і норм якості конденс ату.

8.4.19. Під час експл уатації конденсаційної установки повинні проводитися:

- профілактичні заходи щодо запобіган ня забруднень конденсатора (обробка

охолодної води хімічними і фізичними методами, застосування кулькоочисних

установок тощо згідно з технічними рішеннями, за твердженими технічним

керівником е нергооб'єкта);

- періодичні чищення конденсаторів у разі підвищення тиску відпрацьованої

292

пари у порівнянні з нормативними значеннями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) через

забруднення поверхонь охолодження у відповідності з технічними рішеннями,

затвердженими технічним керівником енергооб'єкта;

- контроль за чистотою поверхні охолодження і трубних дощок конденсатора;

- контроль за витратою охолодної води (безпосереднім вимірюванням витрати

або за тепловим балансом конденсаторів), оптимізація витрат и охолодної води

відповідно до її температури і паровог о навантаження конденсатора;

- перевірка водяної щільності конденсатора шляхом систематичного контролю

солевмісту конденсату;

- перевірка вм істу кисню в конденсаті після конденсатних помп;

- перевірка щільності вакуумної системи і її ущільнення; присмокти повітря

(Gп, кг/год), у діапазоні зміни парового навантаження конденса тора 40

- 100% повинні бути не вище значень, які визначают ься за формулами: для

турбоустановок ТЕС Gп = 8 + 0,065N; (8.1) для теплоф ікаційних

турбоустановок ТЕС потужністю 100 МВТ і б ільше і всіх турбоустановок АЕС

Gп = 1,5 (8 + 0,065N), (8.2) де N - номінальна електри чна потужність

турбоустановки на конденсаційному режимі, МВт. Метод и контролю за

роботою конденсаційної установки і його періодичність визначаються

інструкцією з експл уатації в залежності в ід конкретних умов експлуатації.

8.4.20 Під час експлуатації уста тковання систем и регенерації повинні

забезпечуватись:

- нормативні температури живильної води (конденса ту) за кожн им

підігрівником і кінцевий її підігрів;

- надійність теплообмінних апаратів у всіх режимах роботи турбоустановки.

Нагрівання живильної води (конд енсату), температурні напори,

переохолодження конденс ату гріючої пари у підігрівниках системи регенерації

повинні перевірятися до і після капітального рем онту турбоустановки; після

293

ремонту підігрівників і періодич но (не рідше од ного разу на місяць) за

графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.

8.4.21 Робота підігрівника високого тиску (ПВТ) забороняється у разі:

- відсутнос ті чи несправнос ті елементів його захисту;

- несправності клапана регулятора рівня в ньому. Робота об'єднаної аварійним

обводом групи ПВТ забороняється у разі:

- відсутнос ті чи несправності елементів захисту хоча б на одному з ПВТ;

- несправності клапана регулятора рівня будь-якого ПВТ;

- відключенні по парі будь-якого ПВТ.

Робота ПВТ без включеног о захисту забороняється.

Будь-який ПВТ чи група ПВТ повинні бути нега йно відключені у разі

виявлення несправності захисту чи клапана рег улятора рівня ПВТ. У випадку

несправного стану будь -яких інши х, крім клапана ре гулятора рівня, елементів

системи автоматичного регулювання рівня і неможливості швидкого усунення

дефекту на працюючому устаткованні, ПВТ (чи група ПВТ) повинен бути

виведений з роботи в термін, визначений технічним кер івником електростанції

(енергооб'єкта).

8.4.22 Резервн і живильні помпи, а також інші помпові агрегати, що

перебувають в автоматичному резерві, повинні бути справними й у постійній

готовності до пуску - з відкритими засувками на вхідному і вихідному

трубопроводах (положення запірної арматури на вихідному трубопроводі може

визначатися технічними умовами та інструкц ією з експлуатації конкретної

помпи).

Перевірка їхнього включення і плановий пе рехід з працюючої помпи на

резервн у повинні пр овод итися за гр афіком, але не рідше одного разу на місяць.

8.4.23 Перед пуском турбіни з планово-попереджувального чи капітального

ремонту аб о з холодного с тану по винна бути перевірена справність і готовність

294

до включення основного і допоміжного устатковання, блокувань, засобів

технологічного захисту, дистанційного й автоматичного керування, ЗВТ,

засобів інфо рмації й оперативного зв'язку. Виявлені при цьому несправності

повинні бути усунуті.

Під час пусків турбіни з інших теплових станів засоби захисту і блокування

повинні перевірятися відпо відно до інс трукцій з експл уата ції.

Керувати пуском турбіни повинен начальник зміни цеху чи старший машиніст

(старший за посадою з оперативного персоналу, що керує турбіною), а після її

планово-попереджувального чи капітального ремонту - начальник цеху

(енергоблока) чи його зас тупник.

8.4.24 Пуск турбіни забороняється у випа дках:

- від хилення показників теплового і механічного станів турбіни від допустимих

значень;

- несправності хоча б одног о із захистів, що діють на зупин турбіни;

- виявленні дефектів системи регулювання і паророзподілу, які можуть

привести до розгону ротора турбоагрег ату під час скидання електричного

навантаження незалежно від стану захисту турбіни від недопустимого

підвищення частоти обертання;

- несправності однієї з оливних помп систем змащування, регулювання,

ущільнень генератора і пристроїв їхнього АВР;

- від хилення якості оливи від норм на експлуатаційні о ливи, а також у разі

температури оливи нижче встановленого заводом-виробником значення (межі);

- відхилення якості свіжої пари за хімічним скла дом від норм.

8.4.25 Забороняється без включення валоповоротного пристрою подавання пари

на ущільнення турбіни і для її прогріву, а також скидання гарячо ї води і пари в

конденсатор. Умови подачі пари в турбіну, яка не ма є валоповоротного

пристрою, визнача ються інструкцією з експлуатації. Скидання в конденсатор

робочого с ередовища з котла (парогенера торів) і подача пари в турбіну для її

295

пуску повинні здійснюватися при тисках пари в конденсаторі, зазначених у

інструкціях чи інши х документах заводів -виробників турбін, але не вище 0,6

кгс/см2 (60 кПа). Для м одернізованих т урбін дозволений діапазон тиску пари в

конденсаторі визначаєт ься проектом модернізації.

8.4.26 Під час роботи турбоагрегатів їх вібраційний стан повинен задовольняти

норми ГОСТ 25364 ''Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации

опор валопроводо в и общие требования к проведению измерений '' і ГОСТ

27165 ''Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации валопроводов

и общие требования к проведению измерений''.

8.4.26.1 Під час роботи турбоагрегатів середні квадратичні значення

віброшвидкості підшипникових опор валопроводу для турбін потужністю

більше 0,5 МВт повинні бути не вище 4,5 ммЧс-1 по усіх напрямках

вимірювань, а розмах відносних вібропере міщень валопроводу для турбін

потужністю 100 МВт і більше не повинен пере вищувати 165 мкм при частоті

обертання 50 с-1 і 200 мкм при частоті обертання 25 с-1.

8.4.26.2 У випадку перевищення нормативного значення вібрації опор

валопроводу понад 4,5 ммЧс-1 до 7,1 ммЧс-1 повинні бути вжиті заходи для її

зниження в термін не більше 30 діб.

8.4.26.3 У випадку вібрації понад 7,1 ммЧс-1 робота турбоагрегатів більше 7 діб

забороняється.

8.4.26.4 Турбіна повинна бути відключена дією захисту чи вручну у разі

підвищення вібрації турбоагрегату до 11,2 м мЧс-1або розмаху відносних

вібропереміщень валопроводу понад 260 мкм при частоті обертання 50 с-1 і

понад 320 мкм при частоті обертання 25 с-1, якщо більш жорсткі вимоги не

встановлені заводом-виробником.

8.4.26.5 Турбіна повинна бути негайно зупинена, якщо в усталеному режимі

відбудеться одночасна раптова не зворот на зміна (підвищення - стрибок)

вібрації двох опор одного ротора, чи суміжних опор, чи двох компонент ів

вібрації однієї опори на 1 ммЧс-1 і більше в ід будь-якого початкового р івня*

(стрибок віброшвидк ості підтверд жується раптовим підвищенням розм аху

відносних вібропереміщень валопроводу у відповідних контрольних точках)**.

296

8.4.26.6 Турбіна повинна бути розвантажена і зупинена, якщо відбудеться

плавне зростання:

- за період до 3 діб будь-якої складової (компоне нти) вібрації одно ї з опор

валопроводу на 2 ммЧс-1 або розмаху в ідносних в ібропереміщен ь валопроводу

в одній з опор у будь-якому напрямку вимірюван ня більше ніж на 85 мкм;

- незалежно від тривалост і зростання будь-якої складово ї (комп оненти) вібрації

одної з опор валопроводу на 3 мм Чс-1 або розмаху відносних вібропереміщень

валопроводу в одній з опор у будь-якому напрямк у вимірювання більше ніж на

100 мкм.

8.4.26.7 Робота турб оагрегату у разі низькочастотно ї вібрації більше 1,0 ммЧс-1

недопустима. З появою низькочастотної вібрації, що перевищує 0,5 ммЧс-1,

повинні бути вжиті заходи для її усунення в термін, обумовлений технічним

керівником е лектростанції, але не більше 7 діб. Допустимі значення (норми)

вібрації для оцінки вібраційного стану турбоагрегатів наведені в таблиц і8.7.

8.4.26.8 Вібрація опор валопроводів (підшипників) турбоагрегатів теплових і

атомних електростанцій потужністю 50 МВт і більше повинна вимірюватись і

реєстр уватись за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю,

яка відповідає вимогам ГОСТ 27164 ''Аппаратура специа льного назначения для

эксплуатационного контроля вибрации подшипников крупных стационарных

агрегатов.

___________________

* Під раптовою зміною значення рівня вібрації розуміють його зміну за час

більше 5 с тривалістю не менше 10 с.

** У випадках, коли зупину турбіни передує рівень вібрації опор валопроводу

більше 7,1 ммЧс-1 , вибіг роторів здійс нюється зі зривом вакууму за умови, що

цей режим узгоджений завод ом-виробни ком і внесений в інс трукцію з

експлуатації турбіни (енергоблока).