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

Подождите немного. Документ загружается.

307

п) відключення турбогенератора внаслідок внутрішнього пошкодження;

р) виникнення помпажу компресорів чи недопустимого наближення до межі

помпажу;

с) недопустимої зміни тиску повітря за компресорами. Одночасно з

відключенням ГТУ дією захисту чи персоналом повинен бути відключений

турбогенератор.

8.5.20 Газотурбінна установка повинна бути розвантажена і зупинена за

рішенням технічного керівника енерг ооб'єкта у випадках:

а) порушення нормального ре жиму роботи основного і допоміжного

устатковання (з появою сигналів попереджувальної сигналізації), якщо

усунення причин порушення не можливе без зупину;

б) затинання стопорних, регулювальних і протипомпажних клапанів;

в) обледе ніння повітрозабірного пристрою, якщо не вдається усунути

облед еніння під час роботи ГТУ під навантаженням;

г) недопустимого підвищення температ ури зовнішн іх поверхонь корпусів

турбін, камер згоряння, перехідних трубопроводів, якщо знизити цю

температуру зміною режиму роботи ГТУ не вдається;

д) недопустимого зб ільшення нерівномірності вимірюваних температур газів;

е) недопустимого підвищення температ ури повітря перед компресорами

високого тис ку, а також у випадках пор ушення нормального водопостачання;

ж) у разі несправності окремих захистів чи оперативних ЗВТ.

8.5.21 У разі загоряння відкладень у регенераторах або підігрівниках мережної

води, якщо не від бувається небезпечна зміна параметр ів, ГТУ повинна

залишатись у роботі для охолодження теплообмінних поверхонь. У разі

загоряння відкладень на зупиненій ГТУ повинні бути включені протипожежні

установки.

8.5.22 Після відключення ГТУ повинна бути забезпечена ефективна вентиляція

трактів і інших місць, де це передбачене, проведе на продувка паливних

колекторів і форсунок (пальників) пов ітрям чи інертним га зом. Після

закінчення вентиляц ії повинні бути перекриті всмоктувальний і (чи) вихлипний

тракти. Тривалість і періодичність вентиляції і прокрутки роторів під час

остигання ГТУ повинні б ути зазначені в інструкції з експлуатації ГТУ.

308

8.5.23 На енергооб'єктах повинен бути встановлений регламент технічного

обслуговування ГТУ, технологія і період ичність виконання регламентних робіт.

8.5.24 Регламент технічного обслуговування повинен передбачати:

- візуальну діагностику проточної частини, б ез розб ирання турбомашин і

апаратів, у місцях від повідно до інструкції з експлуатації із застосуванням

спеціальних оптичних чи волоконно-оптичних приладів, якщо це передбачене

заводами -виробниками;

- періодичні усунення в ідкладень з протічної частини ГТУ без розбирання

турбомашин і апаратів із застосуванням розчинів технічних мийни х засобів і

м'яких абразивів;

- перевірку роботи системи захисту й автома тичного керування ГТУ,

включаючи контрольні автоматичні пуски ГТУ з перевіркою відповідності

основних параметрів повітря і газів, тиску пали ва і навантаження пускового

пристрою розрахунковому графікові пуску;

- огляд і перевірку герметичності, продуктивності паливних форсунок і кута

розпилювання палива на виході з них;

- перевірку АВР ре зервних і аварійних оливних помп;

- перевірку щільності трактів, кла панів, шиберів і арматури;

- огляд і перевірку паливних помп і помп системи технічного водопос тачання;

- огляд і очищення оливних, паливних і вод яни х фільтрів;

- відновлення ефективності шумоглушних пристроїв;

- профілактику уста тковання з метою зниження концентрації шкідливих

речовин у в ідхідних газах.

8.5.25 У процесі експлуатації на підставі спостережень і показів приладів

повинна проводитися параметрична і вібраційна діа гностика, яка передб ачає

аналіз:

- відповідності потужності ГТУ розрахунковій і нормативній;

- ступеня забруднення і запасів стійкості компресорів;

- ефективнос ті теплообмінних апаратів;

- нерівном ірності вимірюваних температур на вході і виході турбін;

- тиску палива і повітря (газів), а також тиску і температ ури оливи в

характерних точках;

309

- вібрації турб ін, компресорів, турбогенераторів і збудників. Граничні значення

відхилен ь контрольованих параметрів від паспортних не повинні перевищувати

заданих заводами-виробн иками чи зазначених у технічних умовах на поставку.

8.5.26 Усі перевірки й випробування системи регулювання і захисти ГТУ від

підвищення частоти обертання повинні виконуватися відповідно до інструкцій

заводів-виробників.

8.5.27 Перевірка дії захистів від перевищення температури газів у турбінах

повинна проводитися не рідше одного разу на 4 місяці.

8.5.28 Перевірка роботи системи регулювання ГТУ мит тєвим скиданням

електричного навантаження шляхом відключення турбогенератора від мереж і

повинна проводитися:

- під час приймання ГТУ в експлуатацію після монтажу;

- після модернізації, яка змінює динамічну характеристику турбоагре гату чи

статичну і динамічн у характеристи ки системи ре гулювання;

- у разі виявлення суттєвих змін статичних і динамічних характеристик

регулювання в процесі експлуатації й усунення під час ремонту виявлених

недоліків.

8.5.29 Періодично працюючі ГТУ повинні бути в постійній готовності до пуску.

Якщо їхнього включення в роботу не потрібно, справність устатковання і

систем таких ГТУ повинна пере вірятися один раз у зміну, а контрольн і

автоматичні пуски з навантаження м агре гату повинні проводитися не рідше

одного разу на тиждень.

8.5.30 Під час роботи ГТУ середньоквадратичне значен ня віброшвидкості

підшипникових опор турбін, компресорів, турбогенератора і збудника повинні

бути не вище 4,5 ммЧс-1. У разі перевищення нормативного значення вібрації

повинні бути вжиті заходи для її зниження в термін не більше 30 діб. У випадку

вібрації понад 7,1 ммЧс-1 експлуатувати турбоагрегати більше 7 діб

забороняється.

Турбіна повинна бути відключена д ією захисту чи вручну у разі підвищення

вібрації турбоагрега ту до 11,2 мм Чс-1.

310

Газотурбінна установка повинна бути негайно зупинена, якщо в усталеному

режимі відбувається одночасна раптова зміна вібрації двох опор одного ротора,

чи суміжних опор, чи двох компонентів вібрації однієї опори на 1 ммЧс-1 і

більше від будь-я кого початкового рівня.

Газотурбінна установка повинна бути розвантажена і з упине на, якщо

відбудеться плавне зростання:

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

валопроводу на 2 мм -1;

- незалежно від тривалос ті зростання будь-якої складово ї (комп оненти) вібрації

одної з опор валопроводу на 3 мм Чс-1. Вібрація повинна вимірятися і

реєстр уватися за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю.

Допускається, до монтажу апаратури бе зперервного контролю вібрації

підшипників за середньоквадратичним значенням віброшвидкості, оцінювати

вібраційний стан ГТУ виходячи із співвідношень, наведених у таблиці 8.9.

Таблиця 8.9

Найменування параметра

Значення

Средньоквадратичне значення віброшвидкості, мм с

-1

4,5

7,1

Еквівалентне значення розмаху вібропереміщень, мкм

50,0 (3000)

Для частот обертання турбіни, с

–1

(об/хв):

66,7 (4000)

83,3 (5000)

100,0 (6000) і біль ше

Вібраційний стан авіаційних і суднових газотурб інних двигунів, що працюють

у складі енергетичних установок, повинен бути визначений технічними

умовами на поставку. Однак при цьому двигуни не повинні викликати в ібрації

пов'язаного з ними устатковання понад зазначений вище рівень.

8.5.31 Для кожного вала ГТУ повинна б ути встановлена тривалість

нормального вибігу ротора і номінальне значення сили електричного струму

електродвигуна валоповоротного прис трою.

Тривалість вибігу роторів і сила струму повинні вимірюва тися і реєструватися в

добовій відомості під час усіх зупинів ГТУ. У разі відхилення часу вибігу або

сили еле ктричного струму від нормальних, а також у разі виникнення сто ронніх

шумів під час вибігу повинні бути виявл ені причини відхилень і вжиті заходи

для їх усунення.

311

8.5.32 У випадку виведе ння ГТУ в тривалий резе рв повинні бути вжиті заходи

для її консервації. Тривалість зупину, при якому по трібна консервація, перелік

вузлів, що підлягають консе рвації і технологія її проведення, повинні бути

зазначені в технічних умовах на ГТУ.

8.5.33 Періодичність середніх і капітальних ремонтів повинна бути встановлена

відповідно до технічних умов у залежності від режимів і тривалості роботи

ГТУ, кількості пусків і використовуваного палива з урахуванням ф актичного

стану.

8.6 Енергоблоки ТЕС

8.6.1 Під час експлуатації енергоблоків ТЕС повинні забезпечуватися вимоги

згідно з п.8.3.1 і п.8. 4.1, їхня участь у первинному і вторинному регулюванні

частоти і потужності при нормальних (відповідно до д испетчерського графіка) і

аварійних режимах роботи ЕЕС.

Енергоблоки, призначені для роботи в режимі автоматичного відокремлення на

збалансоване навантаження (АВЗН), повинні стійко утримувати збалансоване

навантаження у разі переходу в режим АВЗН.

8.6.2 Для виконання диспетчерського графіка навантаження повинні бути

забезпечені зміни навантаження енергоблока в регулювальному діапазоні і, за

необхіднос ті, до технічного мінімуму, зупини в резерв і режими пуску

енергоблока з різних теплових станів.

Однокорпусний режим роботи дубль-бл оків допускається як виняток у раз і

особливих труднощів у проходженні мінімуму електричного навантаження

енергосистеми.

Виконання змінного графіка навантажень ЕЕС з використанням ре жимів, не

передбачених чинними інструкціями (наприклад, моторного режиму,

низькочастотного обертового резерву), допускається т ільки після узгодження

цих режимів із заводами- виробни ками устатковання і включення відповідн их

доповнень в інструкції з експлуатації.

8.6.3 Теплофікаційні енергоблоки, що працюють з повною витратою

312

циркуляційної води через конденсатор, можуть бути залучені до покри ття

диспетчерського графіка електричних навантажень зі збереженням заданої

кількості теплоти, що відпускається.

Теплофікаційні енергоб локи, що працюють на вмонтованом у пучку

конденсатора або із закритими органами паророзподілу циліндра низького

тиску (ЦНТ), як правило, не повинні залучатися до покриття перемінної

частини графіка електричних на вантажень. В окремих в ипадках допускається

розвантаження зазначених енергоблоків з переведенням теплового

навантаження на пікові чи резервні джерела. Кількість теплофікаційних

енергоблоків, які не залучаються до покриття перемінного графіка електричних

навантажень, повинна бути визначена технічним керівником енергогенеруючої

компанії і диспетчерською службою НЕК "Укренерго".

8.6.4 Нижня межа регулювального діапазону навантаження енергоблока

повинна бути установлена виходячи з умов збереження незмінного складу

працюючого устатковання і роботи системи а втоматичного регулювання у

всьому діапазоні на вантажень б ез втручання персоналу. Під час експлуатації

енергоблоків повинна бути забезпечена можливість їхньої роботи на

технічному мін імумі навантаження, для досягнення якого допускається зміна

складу працюючого устатковання і відключення окремих автоматичних

регуляторів. Технічний мінімум наван таження повинен бути встановлени й

узгодженим рішенням технічних керівників енергогенеруючої компанії й ТЕС

на підставі даних заводів-виробників устатковання, умов і режимів роботи,

зазначених у інструкції з експлуатації, доведений д о відома диспетчерської

служби ЕЕС.

8.6.5 Під час навантажування енергоблока, що відповідає нижній межі

регулювального діапазону чи технічному мінімуму, зниження температури

свіжої пари і пари після промперегріву повинно бути не більше заданого

заводами -виробниками устатковання або проектом його мод ернізації.

8.6.6 Гранична швидкість зміни навантаження енергоблока в регулювальному

діапазоні повинна бути встановлена на підставі даних заводів-виробників

устатковання і норм гранично допустимих швид костей зміни навантаження

енергоблоків потужністю 160 - 800 МВт.

313

8.6.7 Енергоблоки, спроектовані для роботи з постійним (номінальним) тиском

свіжої пари, допускається експлуатувати в режимі ковзного тиску з повним

відкриттям частини ре гулювальн их клапанів циліндрів високого тиску турбіни

тільки після проведення спеціальних випробувань, узгодження режимів роботи

з завода ми-виробниками устатковання і внесення в інструкції з експлуатації

відповідних доповнень (уточнень).

8.6.8 У теплофікаційних енергоблоках, оснащ ених блоковими

знесолювальними установками (БЗУ), конденс ат гріючої пари мережних

підігрівників повинен направлятися через БЗУ тільки у випадках порушення

щільності трубної системи цих підігрівників.

8.6.9 Зупини енергоблоків у резерв на ко роткий термін (на нічний час, вихідний

день) повинні проводитися без розхолодження устатковання. На всіх

енергоблоках підлягає знепаренню система проміжного перегріву пари, а на

енергоблоках із прямотоковими котлами також і пароперегрівний тракт за ВЗ.

На барабанних котла х і прямотокових котлах з повнопрохідним сепаратором

повинні бути реалізовані технологічні прийоми, що виключають викид

сконденсованої пари з пароперегрівних поверхонь нагріву гарячі парозбірні

колектори.

8.6.10 Технологія і графіки-завдання пуску енергоблока повинні бути вибрані в

залежності від початкового теплового стану. Для енергоблоків із

прямотоковими котлами п уск із стану гарячого резерву (простій до 1 год) при

збереженні параметрів пари, близьких до номінальних, допускається у разі

строгого д отримання додаткових умов і заходів. Для кожного ене ргоблока

технологія, г рафіки-завдання, д одаткові ум ови і заходи повинні бути

обумовлені в інструкціях з експл уатації.

8.6.11 Устатковання, технологічн і і електричні схеми, арматура, теплова

ізоляція, розпалювальне і водне господарство енергоблоків і електростанції

(енергооб'єкта) повинні бути в стані, що дозволяє забезпечити одночасний пуск

не ме нше двох енергоблоків після простою будь-якої тривалості.

8.6.12 Пуск енергоблока забороняється у випадках:

а) наявності умов, які забороняють пуск основного устатковання відповідно до

цих Правил;

314

б) несправності кожного з технологічних захистів, що діють на зупин

устатковання енергоблока;

в) несправності пристроїв д истанційного керування оперативними

регулювальними органами, а також арматурою, що використовується під час

ліквідації аварійних ситуацій;

г) неготовності до включення Б ЗУ;

д) неготовності протипожежних заходів;

е) пошкодження опор і пружинних підвісок трубопроводів свіжої пари,

холодного і гарячого промперегріву, живиль ної води і двохфазного

середовища.

8.6.13 Для реалізації в експл уатації можливості протиаварійного керування

потужністю турбіни ч и режимів перевед ення ене ргоблока на навантаження

власних потреб під впливом протиаварійної автоматики, а також у разі

відключення турбогенератора від мережі через зовнішні пошкодження,

відповідні системи автоматичного керування й устатковання повинні бути в

справному стані. Теплофікаційні енергоблоки, що працюють з відсіканням ЦНТ

чи на вмонтованому пучк у конденс атора, не повинні залучатися до

протиаварійного регулювання частоти в ЕЕС.

8.6.14 Робота ене ргоблока з включеним регулятором тиску свіжої пари, що

впливає на регулювальні клапани турбіни (регулятор "до себе"), якщо він не

входить до складу системи регулювання частоти і потужності в енергосистемі,

забороняється. У виняткових випадка х, у разі несправності чи нест ійкої роботи

устатковання, допускається з дозволу технічного керівника енергогенеруючої

компанії з пов ідомленням диспетчерської служби НЕК "Укрене рго" тимчасова

робота ене ргоблока з включеним регулятором "до себе".

8.6.15 У разі відсутності (відмов і) систе ми автоматичного регулювання частоти

і потужності енергоблоків у випадку накидання (скида ння) навантаження

турбін через зміну частоти персонал пов инен негайно приступити до зміни

навантаження котлів у межах регулювального діапазону з метою відновлення

початкового тиску свіжої пари. Якщо зміни навантаження можуть призвести до

перевантажень ліній електропередачі, що загрожує порушенням с тійкості ЕЕС,

то в інструкціях з експлуатації пов инні бути вказані погоджені з

диспетчерською сл ужбою НЕК "Укренерго" зміни частоти, за яких повинні

315

починатися вказані дії персоналу.

8.6.16 Технологія зупину енергоблока в рем онт повинна вибиратися в

залежності від характеру і мети ремонту.

8.6.17 Енергоблок повинен бути негайно зупине ний дією захистів чи

персоналом у випадках:

а) зупину котла моноблока чи обох котлів дубль-блока;

б) відключе ння т урбіни, пов'язаного з її пошкодженнями або небезпе чними

порушеннями режиму роботи згідно з п.8.4.29, крім перелічення

у) - недопустимого зниження температури свіжої пари чи пари після

промперегріву;

в) відключення турбогенератора чи трансформатора енергоблока через

внутрішнє пошкодження;

г) відключення всіх живильних помп;

д) утворення наскрізних тріщин чи розриву живильного тр убопроводу,

паропроводу, корпусу деаератора;

е) зникнення напруги на всіх приладах контролю чи на пристроях

дистанційного й автоматичного керування енерг облока;

ж) пожеж і, що загрожує обслуговуючому персоналу чи устаткованню.

8.6.18 Експлуатація енергоблока повинн а бути організована відпо відно до

інструкції з його експлуатації і інструкціями з експлуатації основного і

допоміжного устатковання. Перелік інструкцій і самі інструкції по винні бути

затверджені технічним керівником ТЕС. Інструкція з е ксплуа тації енергоблока

повинна містити:

- поопераційні вказ івки щодо пуску, ведення режимів і зупину;

- графіки-завда ння зміни основних показників усіх режимів пусків і зупинів

(параметр ів пари, навантаження енергоблока, частоти обертання турбіни,

витрати палива чи температури газів у поворотн ій камері котла тощо) із

вказівкою тривалост і проведення основних операцій;

- вказівки про порядок увімкнення (вимкнення) те хнологічних захистів і

автоматичних регуляторів;

- критерії надійності устатковання;

- обся г контролю теплового і механічного стану устатковання д ля забезпечення

надійності режимів;

316

- дані про мінімальний склад викорис тов уваних під час пуску автоматични х

регуляторів;

- вказівки про недопущення відкриття а рматури пускових схем, не призначеної

для використання в умовах нормальної експлуатації.

8.6.19 Інструкції з експлуатації по винні бути розроблені з урахуванням

особливостей конкретного енергоблока на підставі типових інструкцій, а у разі

їхньої відсутност і - на підставі інструкцій і те хнічних умо в на постачання

заводів-виробників устатковання.

8.6.20 Пуском і зупином енергоблока повинен керувати начальник зміни цеха

або старший машиніст, а пуском після капітального, планово-

попереджувального ремонтів або тривалого простоювання (більше 30 діб) -

начальник котлотурбінного цеху (начальник енергоблока) чи йог о заступник.

8.6.21 Зміни проектних пускових схем на діючих енергоблоках допускаю ться:

- для цільови х випробувань нових с хемних рішень і режимів пуску, погоджених

із заводами-виробниками устатковання;

- при модернізації пускових схем з метою їхнього наближення до типової

пускової схеми чи для підвищення надійності і поліпшення експлуатаційних

якостей.

Обсяг і порядок модернізації і зміни пускових схем енергоблоків повинні бути

погоджені з Мінпаливенерго України.

8.6.22 Перед введенням енергоблоків в оперативний стан резерву терміном

більше 3 діб чи консервацію повинні бути вжиті заходи для попередження

корозії металу зовнішніх поверхонь нагріву котла і вн утрішніх поверхонь

пароводяного тракту енергоблока згідно з п.8.8.5, чинними НД і

експлуатаційними інструкціями.

8.6.23 Під час зупину енергоблока в резерв чи консервацію після вентиляції

паливні і газоходів котла протягом 10-15 хв тягодуттьові машини повинні бути

зупинен і, ус і шиб ери на газоповітропроводах, лази і лючки, а також напрямні

апарати тягодуттьових машин повинні бути щільно закриті;

Положення шиберів і напрямних апаратів тягодуттьових машин під час

простоювання е нергоблока в резерві чи консервації залежить від ме тоду

підігріву поверхонь нагріву котла і регламе нтується інструкцією з експлуатації.