|
Читайте также: |
┌по эксплуатации ТГ№3
| Срок действия установлен: |
| с ___________________200__ г. |
| по __________________200__ г. |
| Продлен: |
| с ___________________200__ г. |
| по __________________200__ г. |
| Технический директор___________ |
| Начальник ПТО________________ |
| Начальник КТЦ ________________ |
| Продлен: |
| с ___________________200__ г. |
| по __________________200__ г. |
| Технический директор___________ |
| Начальник ПТО________________ |
| Начальник КТЦ ________________ |
| Продлен: |
| с ___________________200__ г. |
| по __________________200__ г. |
| Технический директор___________ |
| Начальник ПТО________________ |
| Начальник КТЦ ________________ |
| Продлен: |
| с ___________________200__ г. |
| по __________________200__ г. |
| Технический директор___________ |
| Начальник ПТО________________ |
| Начальник КТЦ ________________ |
г. Волгоград.
Инструкция имеет __27__ страниц.
Выпущена в 6 экземплярах и выдана:
Экз. № 1 – ПТО.
Экз. № 2 – начальнику смены турбинного отделения КТЦ.
Экз. № 3 – машинисту турбины № 3,4.
Экз. № 4 – начальнику смены станции.
Экз. № 5 – начальнику КТЦ.
Экз. № 6 – зам. начальнику КТЦ по турбинному отделению.
Инструкцию должны знать:
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. Характеристика турбины № 3. стр.5.
2. Характеристика вспомогательного оборудования. стр.5.
3. Общие положения. стр.6.
4. Подготовка турбоустановки к пуску. стр.7.
5.Проверка действия элементов системы защиты
на не работающей турбине. стр.9.
6. Прогрев турбины. стр.10.
7. Пуск турбины. стр.11.
8. Принятие нагрузки. стр.13.
9. Обслуживание турбоустановки во время работы. стр.14.
10. Останов турбины и вспомогательного оборудования. стр.16.
11. Останов турбины тепловой защитой. стр.17.
12. Пуск неостывшей турбины после ее кратковременного останова. стр.18.
13. Действия обслуживающего персонала при мгновенном
сбросе электрической нагрузки от полной до нуля. стр.18.
14. Предупреждение и ликвидация аварий на турбине № 3. стр.20.
15. Порядок допуска к ремонту и испытанию оборудования. стр.25.
16. Мероприятия по обеспечению техники безопасности и
противопожарные мероприятия. стр.26.
ПЕРИОДИЧЕСКОЕ ВНЕСЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ В ИНСТРУКЦИЮ В ПЕРИОД МЕЖДУ ЕЕ ПЕРЕСМОТРАМИ.
| Дата | Стр. | Содержание изменений и дополнений | Подпись начальника цеха | Подпись главного инженера |
1. ХАРАКТЕРИСТКА ТУРБИНЫ № 3.
1.1. Турбина № 3 одноцилиндровая, активная, с противодавлением. Тип турбины Р-12-90/31М.
1.2. Характеристика проточной части: турбина имеет 2-х венечную регулирующую ступень и 4 ступени давления.
1.3. Номинальная мощность /на клеммах генератора/ - 12000 кВт.
1.4. Номинальное число оборотов турбины – 3000 об/мин.
1.5. Максимальный расход пара – 195 т/час.
1.6. Номинальные параметры пара перед стопорным клапаном: - давление – 89 ати; - температура - 535ºС.
1.7. Номинальное противодавление – 30 ати.
1.8. Предельное давление в камере регулирующей ступени – 53 ати.
1.9. Система автоматического регулирования турбины – гидродинамическая, однонасосная. Главный масляный насос выполнен вместе с ротором турбины является одновременно гребнем упорного подшипника.
1.10. Турбина допускает длительную работу с номинальной мощностью при следующих отклонениях параметров от номинальных:
· Начального давления – от 89 до 94 ати;
· Начальной температуры – от 525ºС до 540ºс;
· Изменения противодавления – от 28 до 32 ати.
Применительно к условиям станции и требованиям завода изготовителя при температуре острого пара 510ºС, давление острого пара должно быть не более 93 ати, при температуре 500ºс – не более 92 ати, при температуре 495ºС – не более 91 ати, при температуре 490ºС – не более 90 ати.
1.11. Турбина снабжена валоповоротным устройством. Валоповоротное устройство гидравлическое, установлено на крышке заднего подшипника, Рабочее масло валоповоротному устройству подается специальным шестеренчатым электронасосом, расположенным на основном маслобаке. Скорость вращения ротора турбины при включенном валоповороте 0,5 об/мин.
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.
2.1. Маслоохладители:
2.2. Пусковой масляный электронасос, вентовой типа МВН – 6.
2.3. Аварийный масляный электронасос типа Г11-25.
2.4. Стояночный масляный электронасос типа Г11-25.
2.5. Для перекачки масла из дренажного маслобака в основной бак используется перекачивающий насос типа БГ11-23.
2.6. Установки пускового, стояночного, аварийного и перекачивающего насосов вместе с электродвигателями смонтированы на раме и установлены на крыше дренажного маслобака. Протечки масла от насосов собираются в дренажном маслобаке.
3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.
3.1. При эксплуатации турбины № 3 должны обеспечиваться:
3.2. Перед пуском турбины из ремонта или холодного состояния должна быть проверена исправность средств технологической защиты, блокировок, вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи.
3.3. Пуск турбины ЗАПРЕЩАЕТСЯ:
3.4. Категорически ЗАПРЕЩАЕТСЯ держать в рабочем состоянии валоповоротное устройство при вращающемся роторе турбины.
3.5. Пуск турбины производится машинистом турбогенератора под руководством нач. смены т/о, под контролем нач. цеха или заместителя. После капитального и среднего ремонта пуск производится под контролем главного инженера ВолгоГРЭС и с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале после разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инженеров по ТЭ и ТБ.
3.6. Перед пуском турбины нач. смены ОБЯЗАН получить разрешение на пуск от начальника смены станции (НСС).
3.7. Перед пуском и во время пуска турбогенератора машинист ОБЯЗАН контролировать поступление масла на подшипники.
3.8. Машинист турбогенератора ОБЯЗАН систематически прослушивать турбину, особенно при пуске и остановке, при приеме сдаче смены, при резких изменениях режима и при изменениях нормального шума работающей турбины.
3.9. Во время пуска турбогенератора машинист ОБЯЗАН контролировать разность температур в зоне регулирующей ступени турбины между верхней и нижней точками корпуса турбины, разность температур «Фланец-шпилька» на горизонтальном разъеме корпуса турбины и разность температур «Стенка корпуса- середина фланца».
3.10. Пуск котлов высокого давления с набором паровой нагрузки непосредственно на турбину № 3 ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Пуск котла высокого давления производить на выделенную РОУ № 1 или № 2, с последующим переводом нагрузки РОУ на турбину. Останов котлов высокого давления со снятием паровой нагрузки непосредственно с ТГ № 3, кроме аварийных случаев, ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Перед остановом котла необходимо нагрузку его перевести на РОУ № 1 или № 2 и останов котла вести разгрузкой РОУ.
3.11. Машинист турбины № 3 ОБЯЗАН проводить сверку нагрузки турбины № 3, РОУ № 1,2, котлов №№ 9,10,11 при приемке смены, перед проведением пуска, останова, испытаний.
4. ПОДГОТОВКА ТУРБОУСТАНОВКИ К ПУСКУ.
Перед пуском турбины необходимо:
4.1. Убедиться в том, что агрегат находится в исправном состоянии, что никаких ремонтных работ на оборудовании не производится, ремонтный персонал снят и инструмент убран.
4.2. Проверить исправность командной сигнализации с главным щитом, освещения рабочих мест, а также наличие необходимого противопожарного инвентаря, исправность телефонной связи с машинистом котлов 9,10,11.
4.3. Удостовериться, что все контрольно-измерительные приборы находятся на своих местах в исправном состоянии, что уровень масла в баке достаточен (указатель находится у верхнего предела), поплавок указателя уровня масла в баке и сигнального реле уровня не заедает, все колпачковые масленки заполнены консистентной смазкой, что подшипники всех насосов и электродвигателей надежно обеспечены надлежащей смазкой. Слить отстой воды из маслобака.
4.4. Проверить установки контактов на электроконтактных манометрах защит и сигнализации.
4.5. Проверить исправность сигнальных ламп и подачу звуковых сигналов предупредительной сигнализации кнопками опробования.
4.6. Убедиться, что задвижка на линии всасывания вспомогательных маслонасосов находится в открытом положении.
4.7. Включить в работу, поочередно, стояночный маслоэлектронасос и аварийный маслоэлектронасос, убедиться, что давление масла в системе смазки составляет около 1,0 ати и масло поступает на все подшипники агрегата, после чего насос выключить из работы, проверить при этом АВР.
4.8. Включить в работу пусковой маслонасос и убедиться что давление, создаваемое насосом, в системе регулирования поддерживается около 8,0 ати.
4.9. Убедившись в нормальной работе пускового маслонасоса, заполнить маслом маслоохладители, для чего поочередно медленно открывать на линиях входные задвижки по маслу, а затем открыть пробные краники на маслоохладителях и держать их в открытом положении до появления в них масла; закрыть пробные краники, после чего открыть на линиях входные задвижки по маслу. После заполнения маслоохладителей один оставить включенным в систему маслоснабжения, второй отключить в резерв. Для удаления воздуха из масляной системы проработать пусковым маслонасосом в течении 10-15 мин. Осмотрев всю маслосистему турбоустановки и убедиться в отсутствии протечек масла.
4.10. Проверить давление масла в системе смазки подшипников агрегата. Которое должно быть в пределах 0,5 ати.
4.11. После заполнения маслом всей масляной системы турбоустановки, остановить пусковой маслоэлектронасос и через5-10 мин. проверить уровень масла в баке турбины и при необходимости добавить масло в бак до верхнего уровня, затем снова включить пусковой маслонасос.
4.12. Пуск турбины разрешается при температуре масла не ниже 40ºС. Если температура масла после маслоохладителей ниже 40ºс, то необходимо довести ее до 40ºС прокачкой масла через маслосистему ЭМН без подачи охлаждающей воды на маслоохладители. Только после этого можно включить в работу валоповорот и начинать прогрев турбины..
4.13. Включить в работу валоповоротное устройство на непрерывное вращение ротора, для чего включить масляный насос валоповорота, проверить его работу и прослушать турбину. Убедившись в его исправности и надежной работе остановить валоповорот отключением маслонасоса валоповорота, когда шток поршня валоповорота будет находиться в верхнем положении.
4.14. Собрать схему подачи охлаждающей воды на маслоохладители и воздухоохладители. Открыть все задвижки кроме регулировочных.
4.15. Подготовить систему отсоса от 2-х камер уплотнений на конденсатор работающей турбины № 1 или коллектора деаэраторов 0,2 ати. Турбина № 3 имеет по две камеры отсоса пара из переднего и заднего концевых лабиринтовых уплотнений. Пар утечек из первых камер переднего и заднего концевых уплотнений (пар более высокого давления и температуры) отводиться в паропровод Д-4, Д-5. При пуске турбины отсос из первых камер может быть направлен а атмосферу. Из вторых камер переднего и заднего уплотнений (пар с меньшим давлением и температурой), а также из уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов пар отсасывается на конденсатор турбины № 1 или подается в коллектор деаэраторов 0,2 ати. Для этого на линиях отсоса пара из вторых камер имеются задвижки.
4.16. Задвижки на линиях отсоса пара из вторых камер должны быть закрыты, дренажы с линий отсоса пара открыты в атмосферу.
4.17. Проверить закрытие задвижек отсоса из первых камер концевых уплотнений турбины в паропроводы Д-4, Д-5 и открытие в атмосферу.
4.18. Поставить выключатель регулятора противодавления в положение «ВКЛЮЧЕНО» и ослабить натяжение пружины, для чего нажать на маховичек вниз и вращать против часовой стрелки до упора.
4.19. Поставить синхронизатор в положение соответствующее минимальному числу оборотов ротора турбины, для этого нажать на маховичек вниз и вывернуть маховичек трансформатора давления (регулятора скорости) вверх до упора, тем самым, ослабив натяжение пружин трансформатора давления. Такое положение синхронизатора должно соответствовать оборотам ротора турбины 2800-2850 об/мин.
4.20. Проверить закрытие предохранительного и импульсного клапанов.
4.21. Произвести расхаживание на полный ход стопорных и регулирующих клапанов с записью в оперативный и специальный журналы.
5. ПРОВЕРКА ДЕЙСТВИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ
НА НЕ РАБОТАЮЩЕЙ ТУРБИНЕ.
5.1. Проверить работу стопорных клапанов, автоматического затвора, дистанционного выключателя и реле осевого сдвига ротора на не работающей турбине, для чего:
6. ПРОГРЕВ ТУРБИНЫ.
Прогрев турбины осуществляется со стороны выхлопного патрубка турбины в следующей последовательности:
6.1. При работающем пусковом маслонасосе убедиться, что масло поступает ко всем подшипникам турбоагрегата в достаточном количестве, что температура масла не ниже 40ºС и давление в системах смазки, регулирования и защиты нормальное.
6.2. Убедиться, что задвижки К9-Т3, К10-Т3, Т3-П1 на остром паре и задвижка Т3-П2 на выхлопном трубопроводе и их байпасы закрыты, что дренажи с паропровода острого пара и после задвижки Т3-П1; с камеры регулирующей ступени турбины; а также с паропровода противодавления до задвижки Т3-П2 открыты в атмосферу, а на коллектор продувок закрыты.
6.3. Убедиться, что стопорные и регулирующие клапаны открыты. Закрыть пар от Д-4, Д-5 в цилиндр турбины.
6.4. Вторично проверить плотность всей масляной системы агрегата и убедиться, что масло сливается из всех подшипников турбоагрегата. Пуск турбины при наличии не плотностей и течи в масляной системе не допускается.
6.5. Включить а работу валоповоротное устройство и прослушать турбину.
6.6. С момента начала прогрева турбины вести регулярные записи показаний измерительных приборов и отмечать время по этапам прогрева турбины и паропроводов.
6.7. Медленно открывая байпас задвижки Т3-П2, дать пар из коллектора противодавления в корпус турбины, с таким расчетом, чтобы из дренажей в атмосферу, после того сойдет вода, было легкое парение. При этом одновременно будет осуществляться прогрев выхлопного паропровода, корпуса турбины, клапанной коробки, стопорных клапанов и паропровода острого пара до задвижки Т3-П1. В течении 40-60 мин поднять давление в корпусе турбины дальнейшим приоткрытием байпаса задвижки Т3-П2 до 5-6 ати, переводя, при больших парениях, дренажи с прогреваемых участков паропроводов и корпуса турбины с атмосферы в коллектор продувок. При давлении 5-6 ати выдержать турбину 20-25 мин., для более равномерного прогрева. Дальнейшее повышение давления производить с таким расчетом, чтобы скорость повышения температуры пара не превышала 4-5ºС в минуту, прикрывая дренажи на коллектор так, чтобы к моменту достижения полного давления в корпусе турбины они были открыты на 1,5-2 оборота. Контроль температуры вести по термопарам корпуса цилиндра и перед стопорными клапанами турбины.
6.8. При достижении полного давления в корпусе турбины открыть задвижку Т3-П2, а ее байпас закрыть.
6.9. При появлении парений из концевых уплотнений турбины регулировать отсос на конденсатор ТГ № 1 или коллектор деаэраторов 0,2 ати, или чтобы легкое парение из вестовых труб.
6.10. Одновременно с прогревом турбины со стороны паропровода 30 ати ведется прогрев главного паропровода острого пара до задвижки Т3-П1. Через байпас задвижки К9-Т3 или К10-Т3 заполнить паропровод паром до задвижки Т3-П1, предварительно открыв обеспаривание а атмосферу перед задвижкой Т3-П1. Закрыть вентиль обеспаривания после появления бесцветного пара, а открыть продувку в паропроводы Д-4,5. Постепенно в течение 40-60 мин. поднять давление пара в паропроводе до 5-6 ати и прогреть его при этом давлении в течение 30 минут. Дальнейшее повышение давления производить с таким расчетом, чтобы скорость повышения температуры пара не превышала 4-5ºС с минуту. С увеличением давления в паропроводе прикрывать продувку. Контроль температуры вести по термопарам перед задвижкой Т3-П1.
6.11. При достижении в паропроводе острого пара, до задвижки Т3-П1, давления, несколько превышающего давление в корпусе турбины и полностью открытой задвижке Т3-П2, открыть вентили продувок перед стопорными клапанами и закрыть стопорные клапана. Воздействием на кнопку ручного выключателя автоматического затвора, закрыть регулирующие клапаны. Через байпас задвижки Т3-П1 греть паропроводы острого пара до стопорных клапанов совместно с участком паропровода острого пара до задвижки Т3-П1. При достижении полного давления острого пара до стопорных клапанов, открыть задвижку К9-Т3 или задвижку К10-Т3, а байпас закрыть и открыть байпас задвижки Т3-П1 полностью.
7. ПУСК ТУРБИНЫ.
7.1. Выключить валоповоротное устройство, остановив его маслонасос, выключить блокировку валоповорота.
7.2. Предупредить машиниста турбины № 7 и теплотехника о толчке турбины № 3.
7.3. Взвести автоматический затвор воздействием на кнопку золотника, проверить открытие регулирующих клапанов.
7.4. Произвести толчок ротора турбины одним из стопорных клапанов, приоткрывая его вручную или дистанционно (электродвигателем) со щита. Как только ротор турбогенератора начнет вращаться, снизить стопорным клапаном расход пара на турбину до величины, обеспечивающей вращение ротора со скоростью 400-500 об/мин.. прослушать турбину стетоскопом. Количество пара, необходимое для толчка турбины, снимать с турбины № 7 или РОУ- 1,2. Греть турбину при 400-500 об/мин. в течение 20 мин., закрыть дренажи паропроводов, цилиндра турбины и дренажи перед стопорными клапанами.
7.5. После прогрева турбины в течение 20 мин. при 400-500 об/мин и при отсутствии признаков каких-либо неисправностей в работе всего оборудования приступить к дальнейшему повышению числа оборотов вплоть до включения в работу автоматического регулирования, т.е. до 2800-2850 об/мин. Повышение оборотов производить со скоростью до 50 об/мин. попеременным открытием стопорных клапанов. Снимая при этом паровую нагрузку с турбины № 7 или РОУ № 1,2. Необходимо обратить особое внимание на режим перехода критических чисел оборотов. Ротор турбины жесткий с критическим числом оборотов – 3120 об/мин., а критическое число оборотов системы «РОТОР ТУРБИНЫ – РОТОР ГЕНЕРАТОРА»- 2060 об/мин., и эти обороты должны быть пройдены в следующем порядке: при 1850-1900 об/мин., сделать 10 минутную выдержку, после чего быстро поднять скорость вращения ротора на 400-500 об/мин. и таким образом перейти критическое число оборотов.
7.6. Во время прогрева турбины и повышения числа оборотов следить, чтобы:
Одновременно следить:
7.7. Когда температура масла на выходе из маслоохладителя поднимается до 45ºС, открыть охлаждающую воду на маслоохладитель, включенный в работу. Перед подачей охлаждающей воды маслоохладитель открыть пробный краник на крышке маслоохладителя. Который закрывается, когда через него пойдет струя воды безвоздушных пузырьков. Отрегулировать подачу воды в маслоохладитель таким образом, чтобы температура масла после маслоохладителя была не выше 45ºС.
7.8. При достижении ротором турбины 2800-2850 об/мин., вступает в работу регулирование. Убедиться, что регулирующие клапаны парораспределения прикрылись и турбина держит обороты на уровне 2850 об/мин. Остановить пусковой маслонасос, при этом давление масла, идущего на смазку подшипников должно быть не менее 0,5 ати. Наличие больших падений давления масла в системе смазка при остановке пускового маслонасоса говорит о ненормальностях в работе системы маслообеспечения, при которых эксплуатация турбины не допускается.
7.9. Открыть стопорные клапаны полностью и с помощью синхронизатора вручную посредством маховичка на блоке регулирования или дистанционно со щита управления турбины довести число оборотов ротора турбины до номинального значения, т.е. до 3000 об/мин.; убедиться что турбина держит холостой ход. При недостаточном количестве пара для холостого хода через байпас задвижки Т3-П1, приоткрыть задвижку Т3-П1.
7.10. Проверить напор главного маслонасоса, который при 3000 об/мин. должен быть равен 10,6-10,8 ати.
7.11. Следить за давлением во 2-х камерах уплотнений.
7.12. Подрегулировать подачу воды на маслоохладитель. Температура масла после маслоохладителей должна быть 40-45ºС. Убедиться, что температура подшипников установилась и температура масла на сливах из подшипников не превышает 65ºС, а температурный перепад масла на входе в маслоохладитель и выходе из него не превышает 20ºС.
7.13. Убедившись, что турбина на холостом ходу работает нормально записать в ведомость показание всех измерительных приборов и произвести проверку действия автоматического регулирования и элементов системы защиты на холостом ходу аналогично проверки на неработающей турбине.
7.14. Проверить диапазон синхронизации числа оборотов ротора турбины, для чего вывернуть вращением против часовой стрелки маховичек синхронизатора вверх до упора и проверить, что число оборотов ротора турбины 2850 об/мин., после чего вращением по часовой стрелке завернуть маховичек вниз до упора и убедиться, что число оборотов ротора турбины при этом равна 3150 об/мин. Следует убедиться также, что с изменением направления вращения маховичка синхронизатора плавно изменяется (увеличиваются или уменьшаются) и обороты ротора турбины, а парораспределение работает без заедания и заметного трения.
7.15. Поставить маховичек автоматического затвора в положение «ИСПЫТАНИЕ» и произвести расхаживание бойков регуляторов безопасности с помощью приспособления для гидравлического опробования регуляторов безопасности без повышения числа оборотов ротора и останова турбины. После опробования таким способом регуляторов безопасности, во избежание закрытия стопорных клапанов, необходимо взвести автоматический затвор нажатием на крышку его золотника и только после этого перевести маховичек автоматического затвора в положение «РАБОТА».
8. ПРИНЯТИЕ НАГРУЗКИ.
8.1. Убедиться, что рукоятка регулятора противодавления на блоке регулирования находится в положении «ВКЛЮЧЕНО», маховичек регулятора вывернуть вверх упора, закрыть импульсный пар на регуляторе противодавления.
8.2. Работа турбины на холостом ходу длительное время не желательна, поэтому, если на холостом ходу нет замечаний по работе турбины, нужно как можно быстрее переходить с режима холостого хода к нагружению турбины.
8.3. Дать сигнал на щит «ГЕНЕРАТОР ВКЛЮЧИТЬ».
8.4. С получением сигнала с главного щита «ГЕНЕРАТОР ВКЛЮЧЕН» нагружение турбины производить в следующем порядке:
В период нагружения турбины необходимо:
· Убедиться, что началом вращения синхронизатора штоки сервомотора на блоке регулирования, а также штоки клапанов парораспределения перемещаются сразу без заедания;
· По мере нагружения турбины следить за вибрацией агрегата, в случае появления вибрации на любом из подшипников агрегата прекратить увеличение нагрузки, выдержать турбину при постоянной нагрузке некоторое время и, если вибрация не прекратится, снизить нагрузку до прекращении вибрации. Вибрация не должна превышать 65 мкм. После прекращения вибрации возобновить нагружение турбины;
· Пуск турбины остановленных из-за повышения (изменения) вибрации осуществляется только после детального анализа причины останова и при наличии письменного разрешения главного инженера ВолгоГРЭС, записанного в оперативном журнале им собственноручно;
· Дать воду на воздухоохладители генератора при достижении температуры холодного воздуха 35ºС и в дальнейшем поддерживать эту температуру а пределах 30-35ºС;
· При нагрузке 3000-4000 квт подрегулировать отсос 2-х камер уплотнений, так чтобы не было парений по валу из концевых уплотнений. Перевести отсос пара из первых камер концевых уплотнений турбины на паропроводы Д-4, Д-5, открыв для этого соответствующие задвижки и закрыв отсос пара в атмосферу;
· Периодически прослушивать турбину;
· По показаниям электроконтактного манометра проверить и откорректировать работу реле осевого сдвига по всему диапазону нагружения турбины. После ремонта или длительного останова турбины показания электроконтактного манометра занести в вахтенный журнал;
· Подрегулировать подачу воды на маслоохладитель так, чтобы температура после маслоохладителя была 40-45ºС. При температуре охлаждающей воды выше 20ºС включить в работу маслоохладитель резервный.
9. ОБСЛУЖИВАНИЕ ТУРБОУСТАНОВКИ ВО ВРЕМЯ
РАБОТЫ.
9.1. Следить за световыми сигналами предупредительной сигнализации и периодически производить опробованием сигнальных ламп при помощи кнопок опробования.
9.2. Следить по манометрам за давлением пара в камере регулирующей ступени, которое должно быть при номинальной мощности не более 53 ати.
9.3. По приборам на щите управления следить за температурой пара перед турбиной и после турбины.
9.4. Следить за давлением масла в системе регулирования, которое должно быть 10,6-10,8 ати.
9.5. Следить за давлением масла, идущего на смазку подшипников и температурой подшипников агрегата. Нормальное давление масла, поступающего на подшипники агрегата, должно быть не менее 0,5 ати, а температура на сливе с подшипников не выше 65ºС при температуре масла на входе в подшипники 40-45ºС.
9.6. Следить за работой масляных фильтров, перепад давления на фильтрах типа ФМ-70-2 должен быть не более 0,2 ати.
9.7. Периодически очищать сетки фильтров, установленных на турбоагрегате, при переключении масл.фильтров отключать теп.защиту по Р масла.
9.8. Переключение фильтра типа ФМ-70-2, установленного на линии смазки подшипников турбогенератора, во избежании резкого снижения давления масла в системе смазки от быстрого переключения, с одной секции на другую, нужно производить в следующей последовательности:
· Открыть пробный краник на неработающей полости фильтра;
· Освободить защелку, плавно повернуть рукоятку переключателя фильтра в сторону переключения до совпадения указательных штифтов на отключаемой секции фильтра;
· Выдержать указанное положение переключателя до появления масла в пробном кранике, расположенном на крышке фильтра, что будет свидетельствовать о полном заполнении маслом включаемой секции фильтра;
· Закрыть пробные краники включаемой полости фильтра;
· Плавно довернуть рукоятку переключателя до упора, т.е. до срабатывания защелки.
9.9. Записывать в ведомость показания указателя теплового расширения корпуса турбины.
9.10. По указателю уровня следить за уровнем масла в основном маслобаке. При быстром снижении уровня масла принять меры по обнаружению места утечки и устранению ее. При эксплуатации турбины регулярно выпускать воду и шлам из отстойников масляных баков.
9.11. Во время работы турбины периодически прослушивать ее, обратив особое внимание на работу турбины при частых и значительных изменениях нагрузки.
9.12. Следить за своевременной чисткой водяного фильтра. Медленное повышение температуры масла за маслоохладителями, несмотря на полное открытие воды свидетельствует о загрязнении маслоохладителей или водяного фильтра перед ними. Водяной фильтр считается грязным когда разность давления воды до и после него составляет 0,5 ати и более.
9.13. Обращать особое внимание на плотность масляной системы, особенно в тех местах, где даже незначительная протечка масла может привести к его воспламенению от горячих частей турбоустановки.
9.14. Записывать каждый час показания контрольно-измерительных приборов в суточной ведомости. В случае обнаружения отклонений показаний приборов от номинальных значений, выяснить причины и принять необходимые меры по устранению ненормальностей.
9.15. Необходимо обращать особое внимание на показания электроконтактных манометров, замера давления масла в клиновидных зазорах (масляный клин) под колодками упорного подшипника турбины, как с рабочей, так и с не рабочей сторон. При повышении давления масла в клиновидных зазорах под колодками упорного подшипника с «РАБОЧЕЙ» стороны до 120 ати, срабатывает предупредительная сигнализация. Если давление масла в клиновидных зазорах под колодками упорного подшипника с «РАБОЧЕЙ» стороны повысилась сверх 140 ати, то следует уменьшить нагружение упорного подшипника путем изменения режима работы турбогенератора (например, снижение электрической нагрузки до допустимой величины), после чего выяснить причины этого повышения. При падении давления масла в клиновидном зазоре под колодками упорного подшипника с «РАБОЧЕЙ» стороны до 10 ати, проверить давление масла в клиновидном зазоре установочных колодок с «НЕРАБОЧЕЙ» стороны стало выше 10 ати то это свидетельствует об изменении направления осевого усилия в упорном подшипнике. В случае, если давление масла в масляном клине с «НЕРАБОЧЕЙ» стороны упорного подшипника осталось прежним, т.е. 10 ати, а с «РАБОЧЕЙ» стороны снизилось до 7-8 ати, то следует немедленно остановить турбогенератор, т.к. «РАБОЧАЯ» сторона упорного подшипника находится в аварийном состоянии. При этом проверить давление масла реле осевого сдвига, которое в этом случае должно снизится (возможно до аварийного значения).
9.16. Следить за давлением масла на всасе главного маслонасоса, которое должно быть не менее 0,5 ати.
9.17. Периодически, не реже одного раза в сутки в дневную смену, снижать электрическую нагрузку до 35-40% от номинальной и производить очередное расхаживание стопорных клапанов на 1/3 их хода, вращая штурвалы гидравлических приводов стопорных клапанов сначала на закрытие, а затем на открытие, нагрузку при этом переводить на РОУ № 1,2 или т.г. № 7. При этом нужно следить за показаниями манометра, измеряющего давление масла перед поршнем стопорного клапана (в системе защиты). В случае падения давления в линии системы защиты расхаживание стопорных клапанов не производить, а выяснить причину понижения давления, принять меры к ее устранению. Расхаживание стопорных клапанов производить под контролем нач.смены и все действия при этом должны быть плавными без рывков. При снятии электрической нагрузки проследить не заедают ли регулирующие клапаны. При обнаружении заедания регулирующих или стопорных клапанов и невозможности устранения заедания на ходу, турбина должна быть разгружена закрытием задвижки Т3-П1 и остановлена.
9.18. Не реже одного раза в смену обтирать турбогенератор.
9.19. Вести контроль за состоянием проточной части турбины и заносами ее солями, для чего не реже чем 1 раз в месяц должно проверяться давление пара в контрольной (регулирующей) ступени турбин при близких к номинальному расходу пара через контрольную ступень. Повышение давления контрольной ступени против номинального при данном расходе пара не должно превышать 10%, но должно быть не более предельной величины 53 ати.
9.20. При приеме смены проверять положение аварийных кнопок отключения ЭМН стояночного, аварийного.
10. ОСТАНОВ ТУРБИНЫ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ.
Останов турбины во всех случаях, кроме аварийных, производится по распоряжению начальника цеха или его заместителя, а также начальника смены в следующей последовательности:
10.1.Перед остановом турбины опробовать пусковой стояночный и аварийный маслонасосы.
10.2. Сообщить в котельную о готовящемся останове турбины.
10.3. В нормальных условиях останов турбины равномерно снять электрическую нагрузку синхронизатором до 3000-2500 квт. В течении 25-20 мин., принимая паровую нагрузку на турбину № 7 или РОУ № 1,2. По мере снижения электрической нагрузки постепенно прикрывать задвижку Т3-П1 на паропроводе острого пара, при этом необходимо следить за тем, чтобы давление пара перед стопорными клапанами не снижалось резко. По мере снижения электрической нагрузки следить, чтобы регулирующие клапаны парораспределения прикрывались без заедания. Закрыть отсос пара с первых камер концевых уплотнений ротора турбины на паропроводы Д4, Д5 и открыть в атмосферу. Со вторых камер концевых уплотнений отсос пара закрыть на конденсатор турбины № 1. При обнаружении в предыдущих или последующих операциях по останову турбины неисправности в системе регулирования, заедания стопорных или регулирующих клапанов турбина должна быть разгружена и остановлена закрытием стопорных клапанов, задвижки Т3-П1 и ее байпас. Вывод турбогенератора на холостой ход в таких случаях ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
10.4. Снять оставшуюся электрическую нагрузку, открыть байпас задвижками Т3-П1, а задвижку закрыть.
10.5. Дать сигнал на главный щит управления «ГЕНЕРАТОР ОТКЛЮЧИТЬ».
10.6. Если после отключения генератора от сети обнаружится повышение частоты вращения ротора, то необходимо немедленно прекратить доступ пара в турбину воздействием на автомат безопасности и закрытием байпаса задвижки. С получением сигнала «ГЕНЕРАТОР ОТКЛЮЧЕН», проверить держит ли турбина холостой ход, прекратить доступ пара в турбину воздействием на ручной выключатель автоматического затвора; убедиться, что указатели положения обоих стопорных клапанов стоят на отметке «ЗАКРЫТЬ» и что сработала сигнализация закрытия стопорных клапанов; проверить что обороты турбины пошли на снижение, включить в работу пусковой электромаслонасос. Записать время закрытия стопорных клапанов для того, чтобы определить время инерционного выбега ротора турбины. Зарядить стопорные клапаны вращением штурвалов в сторону «ЗАКРЫТЬ» до упора.
В течении инерционного выбега ротора производить периодическое прослушивание турбины. Паровую нагрузку холостого хода турбины необходимо перевести на турбину № 7 или РОУ-1,2. Закрыть воду на воздухоохладители генератора.
10.7. Закрыть байпас задвижки Т3-П1 и отключить паропровод острого пара задвижками К9-Т3 и К10-Т3.
10.8. Закрыть задвижку Т3-П2 на паропроводе противодавления.
10.9. Открыть дренажи на паропроводе острого пара, стопорных клапанов, на паропроводах системы отсоса пара из уплотнений турбины, дренаж из камеры регулирующей ступени, а также дренажи на паропроводе противодавления до задвижки Т3-П2 в коллектор продувок. После снижения давления на отключенной турбине открыть дренажи в атмосферу, а на коллектор продувок закрыть.
10.10. Немедленно после останова ротора турбины включить в работу валоповоротное устройство на непрерывное вращение ротора.
10.11. Записать время полного останова ротора турбины для определения длительности инерционного выбега ротора, он должен быть 14-15 мин.
10.12. После прекращения вращения ротора закрыть подачу охлаждающей воды в маслоохладители, если температура вкладышей подшипников не превышает 45ºС.
10.13. После 4-5 часов непрерывного проворачивания ротора при работающем пусковом маслонасосе пустить стояночный маслонасос, а пусковой остановить, проверить давление масла на смазку и поступление его на подшипники и проворачивать ротор строго на 180 через каждые 15-20 минут, в течение 6 часов. Дальнейшее проворачивание ротора производить через каждые 30 мин. строго на 180 в течение 24-30 часов, обеспечивая при этом смазку подшипников турбогенератора стояночным маслонасосом.
При выводе турбины № 3 в горячий резерв необходимо обеспечить через выхлопной паропровод от Д-4 и Д-5 подачу пара в цилиндр в таком количестве, чтобы было легкое парение с дренажей и вестовых труб, дренаж с цилиндра должен быть открыт в атмосферу. При нахождении турбины № 3 под паровой подушкой, не менее 2-х раз в смену необходимо проворачивать ротор турбины на 180. Перед пуском т.г. № 3 подачу пара от Д-4 или Д-5 в цилиндр турбины прекратить.
10.14. Приступать к разборке остановленной турбины можно только после того, как температура корпуса в любой из точек не будет превышать 90-100ºС. До этого снимать тепловую изоляцию и вскрывать турбину не разрешается.
10.15. После полного охлаждения турбины и окончания проворачивания ротора остановить стояночный маслонасос.
10.16. Снять напряжение со щита управления турбины, системы защиты, сигнализации и КИП.
11. ОСТАНОВ ТУРБИНЫ ТЕПЛОВОЙ ЗАЩИТОЙ.
11.1. Останов турбины тепловой защитой производится для проверки действия защиты.
11.2. Разгрузить турбину до «О» МВт, переведя паровую нагрузку на РОУ-2 или т.г. №7.
11.3. Открыть байпас задвижки Т3-П1, а задвижку Т3-П1 прикрыть.
11.4. Замыканием контактов приборов по одному из параметров тепловой защиты закрыть доступ пара в турбину.
11.5. Проверить закрытие стопорных и регулирующих клапанов, задвижки Т3-П1 и срабатывание звуковой и световой сигнализации включить в работу пусковой ЭМН.
11.6. Через начальника смены станции проверить срабатывание блинкера тепловой защиты и отключение МВ и АГП генератора на главном щите управления, время работы турбины в беспаровом режиме не должно превышать 3 минут.
11.7. Остальные операции аналогичны указанным в разделе 10 «Останов турбины и вспомогательного оборудования».
12. ПУСК НЕОСТЫВШЕЙ ТУРБИНЫ ПОСЛЕ ЕЕ
КРАТКОВРЕМЕННОГО ОСТАНОВА.
Турбина считается «ГОРЯЧЕЙ», если нижняя часть корпуса турбины в районе регулирующей ступени имеет температуру выше 180ºС.
Пуск турбины из «ГОРЯЧЕГО» состояния производится ускоренно, причем разность температур верхней и нижней половин корпуса турбины в зоне регулирующей ступени перед толчком ротора не должна превышать 30ºС.
Если разность температур верхней и нижней половин корпуса турбины превышает 30ºС, то пуск турбины не разрешается. Уменьшение разности температур достигается увеличением времени остывания турбины до толчка ротора, при этом ротор турбины должен непрерывно поворачиваться валоповоротным устройством.
Пуск турбины производится в следующей последовательности:
12.1. За 1,5-2 часа до толчка ротора включить в работу валоповоротное устройство на непрерывное вращение ротора.
12.2. Заполнить турбину паром со стороны выхлопа, предварительно открыв дренажи турбины, стопорных клапанов и паропровода.
12.3. Прогреть главный паропровод острого пара до стопорных клапанов, предварительно открыв дренажи паропровода.
12.4. Непосредственно перед самым толчков ротора выключить валоповоротное устройство и закрыть дренаж с регулирующей ступени турбины.
12.5. Медленно открывая один из стопорных клапанов, произвести толчок ротора. После того как ротор турбины придет во вращение, закрыть стопорный клапан и снова открыть его на величину достаточную для поддержания вращения ротора со скоростью 400-500 об/мин.
12.6. Следить за давлением в 2-х камерах уплотнений не допуская лишних парений.
12.7. Набор оборотов вплоть до номинальных холостого хода вести как можно быстрее, соблюдая указания пунктов 4,5,6 раздела «Пуск турбины».
12.8. Нагружение турбины производится в последовательности изложенной в разделе «Принятие нагрузки» настоящей инструкции.
12.9. Если продолжительность останова турбины настолько велика, что температура нижней половины корпуса турбины упала до 180ºС и ниже, то пуск турбины производится в таком порядке, как из холодного состояния.
13. ДЕЙСТВИЯ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА
ПРИ МГНОВЕННОМ СБРОСЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
ОТ ПОЛНОЙ ДО НУЛЯ.
Мгновенный сброс электрической нагрузки от полной до нуля связан с резким уменьшением поступления пара в турбину, что ведет к резкому сокращению ротора из-за быстрого его охлаждения.
Кроме того мгновенный сброс нагрузки одновременно вызывает резкое повышение числа оборотов ротора. Это обстоятельство представляет собой большую опасность и требует от обслуживающего персонала особого внимания. Обслуживающий персонал должен четко знать, что он должен предпринять в случае внезапного полного сброса электрической нагрузки. При сбросе нагрузки турбиной № 3, принять меры к нагружению турбины № 7 или РОУ-1,2.
13.1. Сброс электрической нагрузки с отключением генератора от сети.
13.1.1. Регулирование удержало турбогенератор на оборотах, не вызывающих срабатывание регулятора безопасности.
ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ: Нулевое показание ваттметра, изменение показаний
частотомера генератора, повышение оборотов
турбогенератора, прикрытие регулирующих клапанов.
Действия обслуживающего персонала:
· Синхронизатором понизить обороты ротора турбины до 3000 об/мин.;
· Проверить давление масла в клиновидном зазоре под колодками упорного подшипника;
· Убедиться в отсутствии повышенной вибрации и посторонних шумов в турбогенераторе;
· Проверить температуру всех подшипников турбогенератора и давление в системе смазки и регулирования;
· Проверить параметры острого пара;
· Выяснить причину автоматического отключения генератора от сети, дать сигнал на главный щит «ГЕНЕРАТОР ВКЛЮЧИТЬ», быстро нагрузить турбину.
13.1.2. Регулирование не удержало турбину на предельных оборотах, в результате чего сработали автоматы безопасности.
ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ: Нулевое показание ваттметра, изменение показаний частотомера, повышенные обороты, идущие на снижение, полное закрытие стопорных клапанов и регулирующих клапанов.
Действия обслуживающего персонала:
· В случае повышения числа оборотов турбины при закрытии стопорных клапанов немедленно закрыть главную паровую задвижку острого пара, т.е. Т3-П1;
· Выполнить пункт 13.1.1. настоящего раздела, включить а работу ПУЭМН;
· Выяснить причину сброса электрической нагрузки и устранить ее;
· После устранения причины, вызывающей отключение генератора от сети. По распоряжению начальника смены станции вновь произвести пуск и нагружение турбины в соответствии с указаниями настоящей инструкции по пуску и нагружению турбины.
13.2. Сброс электрической нагрузки, вызвавшей срабатывание регуляторов безопасности и закрытие стопорных клапанов (закрытие стопорных клапанов может произойти также и от срабатывания других элементов системы защиты), но без отключения генератора от сети.
Турбогенератор работает в моторном режиме.
ОСОВНЫЕ ПРИЗНАКИ: Стрелка ваттметра упирается в нулевой упор шкалы, частотомер генератора показывает частоту сети (50 Гц), полное закрытие стопорных клапанов и регулирующих клапанов, обороты ротора турбины не изменились.
Действия обслуживающего персонала:
· Немедленно выбить кнопку ручного выключателя автоматического затвора (если закрытие стопорных клапанов произошло не от срабатывания регуляторов безопасности, а от какого-либо другого элемента системы защиты);
· Выяснить причину срабатывания стопорных клапанов. Если сработала защита турбины (по осевому сдвигу ротора, по падению давления масла в системе смазки, по снижению температуры перегретого пара), то произвести останов турбины в соответствии с разделом «Останов турбины и вспомогательного оборудования», после чего выяснить причину срабатывания элементов системы защиты турбины и устранить ее.
13.2.1.В случае, если по какой-либо причине произошло самопроизвольное срабатывание стопорных клапанов, то пуск турбины производить в следующей последовательности:
· Взвести автоматический затвор и быстрозапорные устройства гидравлических приводов стопорных клапанов, т.е. зарядить стопорные клапана;
· Выполнить указания пункта 13.1.1. настоящего раздела;
· Вывести синхронизатор в положение холостого хода, выворачивая маховичок синхронизатора вверх;
· Постепенно полностью открыть оба стопорных клапана;
· Произвести быстрое нагружение турбины.
Длительная работа генератора в моторном режиме при обеспаренной турбине не должна превышать 3 мин., в течение которых должны быть выполнены все операции, перечисленные в пункте 13.2. настоящего раздела. Если в течение 3 мин. не удается выполнить перечисленные операции, нужно отключить генератор от сети и только после этого выполнить остальные операции по пуску, включению генератора в сеть и быстрому нагружению турбины.
14. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ
АВАРИЙ НА ТУРБОГЕНЕРАТОРЕ № 3.
14.1.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.
14.1.1. Ликвидацию аварии на турбогенераторе машинист производит самостоятельно. Если возникла угроза жизни людей или целостности оборудования машинист ОБЯЗАН самостоятельно принять срочные меры, ликвидирующие угрозу, а затем сообщить о случившемся начальнику смены или старшему машинисту турбинного отделения.
14.1.2. Начальник смены или старший машинист т/о, прибыв на место аварии, руководит ликвидацией аварии.
14.1.3. При возникновении аварии перед персоналом стоят следующие задачи в порядке их важности и первоочередности решений:
· Сохранность жизни людей;
· Сохранность оборудования с принятием мер по предотвращению повреждения оборудования;
· Сохранность нагрузки и прежде всего обеспечения питания собственных нужд станции.
14.1.4. Машинист ОБЯЗАН руководствоваться следующим:
· По показаниям приборов и по внешним признакам быстро установить что произошло;
· Принять меры к восстановлению нормальной работы оборудования.
Если повреждения не могут быть ликвидированы силами дежурного персонала, необходимо в возможно короткий срок обеспечить прибытие в цех ремонтного персонала.
14.1.5. Во время ликвидации аварии действовать обдуманно, быстро, полученное распоряжение повторить.
14.1.6. Начальник смены ликвидирует аварию на турбогенераторе № 3 самостоятельно, используя для этого персонал цеха. Все распоряжения начальника смены станции для начальника смены обязательны. О выполнении их начальник смены ОБЯЗАН докладывать начальнику смены станции.
14.1.7. Начальник цеха или его заместитель ОБЯЗАН наблюдать за ходом ликвидации аварии, давать указания, ускоряющие ее ликвидацию. Эти указания не должны противоречить распоряжениям начальнику смены станции. Начальник смены или его заместитель имеют право отстранить руководство смены от ликвидации аварии и принять руководство аварии на себя с записью в оперативном журнале.
14.1.8. Ликвидация аварии производится сменой, в которой она произошла. Прием и сдача смены в период ликвидации аварии ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Пришедший на смену персонала поступает в распоряжение смены, ликвидирующий аварию. И обязан выполнить все указания работающей смены. Посторонние лица, не связанные с ликвидацией аварии, должны быть удалены из зоны ликвидации аварии.
14.1.9. Во время ликвидации аварии начальник смены ОБЯЗАН давать указания подчиненному персоналу, выполнение которых производится в пределах своего рабочего места.
14.1.10. Машинист турбогенератора вызывает начальника смены или старшего машиниста т/о во всех случаях ненормальной работы оборудования, не замедляя принятия самостоятельных срочных мер по ликвидации аварии и ее последствий.
14.1.11. После ликвидации аварии начальник смены делает запись в журнале о протекании и ходе ликвидации аварии в цехе. Машинист делает запись в суточную ведомость турбогенератора.
14.1.12. При всякой аварийной остановке турбогенератора выполнить следующее:
· Прекратить доступ пара в турбину воздействием на ручной выключатель автоматического затвора или дистанционный выключатель со щита;
· Проверить закрылись ли стопорные клапаны и регулирующие клапаны, закрыть задвижку Т3-П1;
· Убедиться по ваттметрам на щите турбины и ГЩУ в отсутствии активной электрической нагрузки на генераторе;
· Дать сигнал на главный щит «ГЕНЕРАТОР ОТКЛЮЧИТЬ» и убедиться в его отключении;
· Пустить пусковой маслонасос, убедиться по давлению масла в нормальной его работе;
· Сообщить машинисту т.г. № 7 о взятии паровой нагрузки на т.г. № 7 или РОУ-1,2;
· Выполнить все операции по останову турбины согласно раздела «Останов турбины и вспомогательного оборудования» настоящей инструкции.
14.2. УСЛОВИЯ, ПРИ КОТОРЫХ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТУРБИНЫ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:
14.2.1. Эксплуатация турбины запрещается при достижении аварийных параметров:
· Температура острого пара выше 540ºС;
· Температура острого пара ниже 450ºС;
· Давление острого пара перед стопорными клапанами выше 94 ати;
· Давление на противодавлении выше 33 ати;
· Температура пара на противодавлении выше 415ºС;
· Давление острого пара 50 ати и ниже;
· Давление масла на смазку подшипников 0,25 ати и ниже;
· Температура масла после маслоохладителей выше 50ºС и температура масла на сливе с подшипников 65ºС и выше;
· Давление масла на электроконтактных манометрах осевого сдвига ротора 2 ати и ниже;
· Давление масла в клиновидном зазоре под рабочими колодками упорного подшипника 8 ати и ниже;
· Давление масла в системе регулирования выше 11,3 ати;
· Давление пара в камере регулирующей ступени выше 53 ати;
· Относительное тепловое расширение ротора и корпуса турбины выше 2,5 мм.
14.2.2. ПО ПАРАМЕТРАМ:
· Снижение температуры острого пара (уставка 450ºС);
· Снижение давления масла на смазку подшипников (уставка 0,25 ати);
· Снижение давления масла на эл.контактных манометрах осевого сдвига ротора (уставка 2 ати) турбина снабжена тепловыми защитами.
14.3. АВАРИЙНЫЙ ОСТАНОВ ТУРБИНЫ:
14.3.1. Турбина должна быть немедленно остановлена воздействием на автоматический затвор или дистанционный выключатель и генератор отключен от сети (при отказе в работе соответствующих защит) в следующих случаях:
· При повышении числа оборотов сверх предела срабатывания автомата безопасности;
· При недопустимом осевом сдвиге ротора и недопустимом относительном тепловом расширении ротора и корпуса турбины (относительном удлинении ротора);
· При недопустимом снижении давления масла в системе смазки турбины или уровня в масляном баке, а также при недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника;
· При резких отклонениях параметров свежего пара от установленных верхних и нижних предельных величин;
· При слышимых металлических звуках и необычных шумах внутри турбины или генератора;
· При появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнениях турбины или генератора;
· При вибрации подшипников свыше 65 мкм или при внезапном изменении вибрации на 20 мкм от любого начального уровня вибрации;
· При появлении признаков гидравлического удара в паропроводах свежего пара, противодавления или турбине;
· При разрыве или обнаружении трещин паропроводов свежего пара, выхлопных паропроводов, маслопроводов, коллекторов, тройников, сварных и фланцевых соединений, а также клапанов и парораспределительных коробок;
· При воспламенении масла на турбине и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;
· В случае возникновении чрезмерной или опасной вибрации маслопроводов, пульсации давления масла и гидравлических ударов, угрожающих плотности маслосистемы.
14.3.2. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером эл.станции в следующих случаях:
· При заедании стопорных клапанов турбины;
· При заедании регулирующих клапанов, или обрыва их штоков;
· При нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
· При неисправностях в системе регулирования;
· При выявлении неисправностей технологических защит, действующих на останов оборудования;
· При обнаружении свищей в маслопроводах, паропроводах свежего, выхлопного пара, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительной коробке.
14.4. УКАЗАНИЯ ПО НЕМЕДЛЕННОЙ ОСТАНОВКЕ ТУРБИНЫ:
14.4.1. Повышение скорости вращения ротора турбины возможно при отключении генератора, при этом повышение оборотов до срабатывания автоматов безопасности может быть вызвано не удерживанием регулированием оборотов при сбросе нагрузки. На щите управления турбины появляется звуковой и световой сигналы «ВЫСОКОЕ ДАВЛЕНИЕ МАСЛА НА РЕГУЛИРОВАНИЕ». Действия эксплуатационного персонала при этом указаны в разделе «Действия эксплуатационного персонала при мгновенном сбросе электрической нагрузки от полной до нуля». При достижении числа оборотов до 3360 об/мин. и несрабатывании автомата безопасности необходимо немедленно остановить турбину воздействием на ручной выключатель или дистанционный выключатель на тепловом щите.
14.4.2. Увеличение осевого усилия, приводящего к повреждению упорного подшипника и проточной части, может быть обнаружено в начальной стадии по снижению давления масла вытекающего из сопла струйного реле осевого сдвига в результате увеличения зазора между соплом и гребнем на валу турбины. При снижении давления масла до 2,0 ати и ниже турбина должна быть отключена (если не сработала защита по осевому сдвигу).
Дата добавления: 2015-07-20; просмотров: 149 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Глава 17 | | | Укажите номер банковской карты (последние 4 цифры), с которой производится оплата услуги___________________ |