Подготовка турбины к пуску (схема 5.3.ДВП.ГЗ, 5.3.ДТ.ГЗ)

3.8.1 Прогреть и поставить под давление 55-65 кгс/см² участок трубопроводов от ремонтных ГПЗ до основных ГПЗ ТУ:

3.8.1.1 Проверить закрытое состояние:

- П-11, П-31, П-21, П-41 - ремонтные ГПЗ ТУ-13,14;

- П-12, П-32, П-22, П-42 - байпасы ремонтные ГПЗ;

- 13П-15, 13П-25(14П-15, 14П-25) - основные ГПЗ ТУ-13(ТУ-14);

- 13П-16, 13П-26, 14П-16, 14П-26 - регуляторы прогрева ТУ-13(ТУ-14);

- 13П-14, 13П-24(14П-14, 14П-24) - запорные задвижки на байпасах основных ГПЗ ТУ-13(ТУ-14).

3.8.1.2 Открыть запорную арматуру:

- П-215, П-214, П-236, П-237, П-238, П-239, П-218, П-219 - дренажи главных паропроводов на участке от ремонтных ГПЗ до основных ГПЗ и П-212, П-213, П-234, П-235 перед ремонтными ГПЗ ТУ-13;

- П-286А, П-287А, П-244, П-245, П-224, П-225, П-228, П-229, П-249, П-248 - дренажи главных паропроводов на участке от ремонтных ГПЗ до основных ГПЗ и П-222, П-223, П-242, П-243 перед ремонтными ГПЗ ТУ-14.

3.8.1.3 Прогреть участок главных паропроводов от ремонтных ГПЗ до основных ГПЗ путем постепенного открытия П-12,П-32(П-22, П-42), скорость прогрева 5^оС/мин.

При снижении перепада давления на ремонтных ГПЗ менее 2кгс/см² - открыть П-11, П-31(П-21, П-41), закрыть П-12,32(П-22, 42).

3.8.1.4 За 1 час до начала разворота ТУ открыть вентили дренажей главного парового коллектора П-252,253;254,255;256,257;270,271;272,273.

3.8.2 Подготовить схему прогрева главных паропроводов от основных ГПЗ ТУ до СРК:

3.8.2.1 Проверить закрытое состояние основных ГПЗ ТУ П-15, П-25, регуляторов прогрева П-16, П-26, запорных задвижек П-14, П-24.

3.8.2.2 Открыть линии прогрева:

- ДТ-01, ДТ-02 - дренажи главных паропроводов до СРК и с корпусов СРК;

- ДТ-33 - дренажи блоков парораспределения после СРК в 1 отбор;

- ДТ-41, ДТ-42 - дренажи трубопроводов подачи пара на 2-ю ступень СПП;

- ДТ-92 - дренаж 5 отбора до КОС на РБТ;

- ДТ-68 - дренаж из корпуса ЦВСД;

- ДТ-22, ДТ-23 - дренажи 4 и 5 отборов;

- ДТ-70 - дренаж КОС 3 отбора (пар в деаэраторы).

3.8.3 При пусках после длительных остановов обращать особое внимание на состояние внутритурбинных дренажей, включая разрезку и продувку их при необходимости.

3.8.4 Проверить и убедиться в готовности вспомогательных систем к пуску турбины в соответствии с требованиями п.п. 3.1-3.7 настоящего раздела.

3.8.5 Выполнены работы по проверке ГСР и ЭГСР лабораториями регулирования и АСУТ. Составлен акт проверки РК на предмет их рассогласования. САР в режиме «ГСР», МУТ выведен на «прибавить», МТР-А,Б выведены на «убавить».

3.8.6 Произвести предпусковую проверку защит и блокировок турбоустановки без воздействия на исполнительные механизмы (на сигнал) в соответствии с требованиями «Инструкции по проверке защит и блокировок турбины и турбопитательного насоса № 5.5.ПЗБ.ТО.ИЭ».

Проверка защит производится:

- после простоя ТА и оборудования более 3-х суток;

- после проведения каких-либо работ в цепях защит.

Проверка блокировок производится:

- после простоя ТА и оборудования более 7 суток;

- после проведения каких-либо работ в цепях блокировок.

3.8.7 При опробовании защит и блокировок исключить подключение пускаемого оборудования к действующему за счет срабатывания блокировок, для чего разобрать электросхемы приводов задвижек в закрытом состоянии: П-15, П-25, П-14, П-24, П-59, П-60, П-61, П-62.

При проверке блокировок с воздействием на задвижки КГП-03, КГП-10, КГП-30А, вакуум на турбине должен быть не менее 540мм по мановакууметру.

3.8.8 Прогреть главные паропроводы и блоки парораспределения

3.8.8.1 Определить тепловое состояние блоков парораспределения турбины по температуре металла СРК:

- холодное состояние Тст ≤ 80 ^оС;

- неостывшее состояние 80 ^оС≤ Тст ≤ 200 ^оС;

- горячее состояние Тст ≥200 ^оС.

3.8.8.2 Собрать электросхемы приводов ГПЗ и их байпасов: П-15, П-25, П-14, П-24, П-59, П-60, П-61, П-62. Взвести защитные устройства, проконтролировать открытие СК и СЗ, открыть П-14,24 и проконтролировать неизменность частоты вращения роторов.

3.8.8.3 Прогреть главные паропроводы и блоки парораспределения в автоматическом режиме, для чего:

- для управления П-15,25 и П-14,24 по программе автоматического прогрева СРК-А,Б ТА, нажать кнопку на пульте Н-21 ПУИ01(Н-21-01 ПУИ04) в ячейке «Авт. упр. зд. СРК», контролируя при этом загорание индикации в указанной ячейке, и изменение цвета индикации транспаранта на АРМ ИУТ «РП СРК: Автоматическое управление ГПЗ и задвижками»;

- перевести регуляторы прогрева П-16,26 в автоматический режим работы путём нажатия кнопки на пульте Н-21 ПУИ01(Н-21-01 ПУИ04) выбора режима работы регулятора, контролируя при этом погасание индикации;

- контролировать открытие клапанов П-16,26 и задвижек П-14,24 в следующей последовательности:

- клапаны П-16,26 открываются на часть хода в течение 2с, затем полностью открываются задвижки П-14,24;

- через 3 минуты после открытия задвижек П-14,24 клапаны П-16,26 открываются со скоростью 1%/мин (при этом управляющие импульсы выдаются один раз в минуту), максимальное открытие клапанов П-16,26 не должно превышать 15% полного хода;

- контролировать окончание первичного открытия клапанов П-16,26 при увеличении давления за РК на 1 кгс/см² от величины текущего давления.

Примечание: первичное открытие клапанов П-16,26 не реализуется, если в момент включения регуляторов давление за ними больше 2кгс/см².

В процессе прогрева СРК-А,Б ТА контролировать:

- поддержание давления за регулирующими клапанами П-16,26 с точностью ±0,5 кгс/см²;

- величину разности давления за П-16 и за П-26, которая не должна превышать 5 кгс/см²;

- при увеличении разности больше 5 кгс/см² контролировать срабатывание блокировки на открытие клапана П-16(26), за которым большее давление, при этом блокировка снимается после уменьшения разности давлений до

3 кгс/см².

После прогрева СРК до 215˚С проконтролировать полное открытие регулирующих клапанов П-16,26. После прогрева СРК-А,Б ТА до 220˚С проконтролировать:

- изменение цвета индикации транспаранта «Прогрев СРК завершен» на мониторе АРМ ИУТ;

- открытие задвижек П-15, П-25;

- закрытие клапанов П-16, П-26 и задвижек П-14, П-24.

Перевести в дистанционный режим работы систему автоматического прогрева СРК, для чего нажать кнопку на пульте Н-21 ПУИ01(Н-21-01 ПУИ04) в ячейке «Авт.упр.зд.СРК» и проконтролировать погасание индикации в указанной ячейке, и изменение цвета индикации транспаранта «РП СРК: Автоматическое управление ГПЗ и задвижками» на мониторе АРМ ИУТ.

Перевести в дистанционный режим регуляторы прогрева П-16,26, проконтролировать загорание индикации в ячейке управления и изменение цвета индикации транспаранта «Прогрев СРК завершен» на мониторе АРМ ИУТ.

В случае невозможности прогрева в автоматическом режиме,

перевести регулирующие клапаны в режим дистанционного управления и произвести прогрев паропроводов и СРК:

- открыть регулирующие клапаны П-16,26, обеспечив прогрев главных паропроводов со скоростью не более 20^оС/мин до температуры на 35-40^оС выше минимальной из температур металла корпусов блоков СРК;

- дальнейшее открытие клапанов П-16,26 производить из условия, обеспечивающего скорость прогрева металла блоков СРК со скоростью не более 3оС/мин, в соответствии с графиком Приложения 3;

- открыть ГПЗ при полностью открытых регулирующих клапанах

П-16,26, перепаде давления на них не более 2 кгс/см² и температуре металла всех корпусов СРК более 230^оС. После полного открытия ГПЗ П-15,25, закрыть байпасы П-14,24,16,26. При пусках из горячего и неостывшего состояния на-

чальное открытие клапанов П-16,26 до давления, соответствующего начальной температуры СРК, осуществить за 2-3 мин и далее прогрев осуществлять в соответствии с графиком Приложения 3.

3.8.8.4 При повышении давления за ГПЗ до 10 кгс/см² открыть вентиль ПШ-01 - отсос пара со штоков СРК.

3.8.8.5 В случае простоя ТА более 3-х суток проверить с воздействием на ГПЗ и СРК одну из следующих защит:

- защиту по снижению давления масла на смазку до 0,5кгс/см²;

- защиту от развития пожара (только перед пуском ТА из холодного состояния).

3.8.9 Проверить тепломеханическое состояние турбины.

3.8.9.1 Проверить работу регистрирующих и показывающих контрольно-измерительных приборов турбоустановки. Убедиться, что величины регистрируемых и контролируемых параметров не выходят за пределы допустимых значений:

- относительное расширение ротора высокого давления:

- менее + 3,5 мм,

- менее - 2,5 мм;

- абсолютное расширение ротора низкого давления:

- менее + 10,5 мм,

- менее - 2,0 мм;

- показания приборов осевого сдвига:

- в пределах - 0,6 ¸ 0 мм;

- осевое перемещение переднего стула:

- в пределах 3 - 5 мм;

- разность температур между верхней и нижней образующими ЦВСД в сечениях паровпусков и выхлопов:

- не более ± 50 С;

- разность температур по ширине фланца в сечение паровпуска ЧВД и ЧСД:

- не более + 70 С при нагружении;

- не более - 30 С при разгружении;

- температуру баббита опорных, упорных и уплотняющих подшипников:

- не более 90 С;

- прослушать турбину в период вращения ее роторов валоповоротным устройством на предмет отсутствия задеваний.

3.8.9.2 Проверить исходное состояние органов регулирования:

- выполнен объем предпусковой проверки состояния механизмов системы регулирования;

- в работе 2 насоса системы регулирования и 1 насос в резерве;

- регулирующие заслонки - закрыты;

- регулятор скорости (по месту) в положении на «Прибавить», МТР-А,Б выведены на «Убавить» и горят табло «МТР-А на упоре» и «МТР-Б на упоре»;

- золотники АБ взведены, горят табло «Левый исполнительный ЗАБ взведен» и «Правый исполнительный ЗАБ взведен»;

- защитные устройства турбины взведены;

- главные паропроводы и СРК прогреты, вентили продувки СРК ДТ-01, ДТ-02 - открыты.

3.8.9.3 Установить индикатор измерения искривления ротора на 1 опоре турбины и снять его показания. Бой ротора не должен превышать:

- для ТА-13 - 0,10 мм;

- для ТА-14 - 0,07 мм.

В случае превышения указанных значений оставить турбоагрегат на ВПУ для дальнейшего прогрева и выправления ротора.

3.8.9.4 Определить тепловое состояние турбины по температуре металла паровпуска ЧВД:

- холодное состояние - Тчвд не более 80 С;

- первое неостывшее состояние - Тчвд более 80 С, но не более 130 С;

- второе неостывшее состояние - Тчвд более 130 С, но не более 180 С;

- горячее состояние - Тчвд более 180 С.

Выбрать график пуска турбины в соответствии с Приложением 2.

3.8.9.5 Определить тепловое состояние паровпуска ЧСД:

- холодное состояние - Тчсд не более 80 С;

- неостывшее состояние - Тчсд более 80 С, но не более 130 С;

- горячее состояние - Тчсд более 130 С.

В случае разности в показаниях температур между блоками парораспределения сделать заключение о температурном состоянии по показаниям замера, показывающего меньшую температуру.

3.8.9.6 Произвести (поочередно) расхаживание стопорных клапанов на полный ход в в следующей последовательности:

- закрыть вентиль ВРП-3(4);

- открыть вентиль ВРП-1(2) и проконтролировать закрытие СК-А(Б) и плавность перемещения клапана;

- закрыть вентиль ВРП-1(2);

- открыть вентиль ВРП-3(4) и проконтролировать открытие СК-А(Б) и плавность перемещения клапана.

В процессе расхаживания контролировать исправность сигнализации положения СК-А,Б на мнемосхеме БЩУ.

3.8.9.7 Произвести (поочередно) расхаживание стопорных заслонок промперегрева СЗ-А,Б на полный ход в следующей последовательности:

- открыть вентиль ВРП-5(6) и проконтролировать закрытие СЗ-А(Б);

- закрыть вентиль ВРП-5(6) и проконтролировать открытие СЗ-А(Б).

В процессе расхаживания контролировать плавность перемещения

СЗ-А(Б), отсутствие шумов и стуков в приводе, исправность сигнализации положения СЗ-А,Б на мнемосхеме БЩУ.

3.8.9.8 Опечатать кнопки «закрыть» на коробках управления по месту ГПЗ (П-15,25) и ремонтных ГПЗ (П-11,21,31,41).

3.8.9.9 Выполнить проверку плотности регулирующих и стопорных клапанов ТУ в следующих случаях:

- при пуске турбины после капитального ремонта;

- перед испытанием в процессе пуска турбины автомата безопасности повышением частоты вращения роторов.

Проверку плотности регулирующих и стопорных клапанов ТУ производить согласно п. 6.5.5 настоящей инструкции.

По окончании проверки опломбировать

- вентили ВРП-1,2,5,6 в закрытом положении;

- вентили ВРП-3,4 в открытом положении.

3.9 Пуск турбины запрещается при:

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

2) дефектах системы регулирования и парораспределения, которые при сбросах нагрузки могут привести к разгону турбины от свежего или отборного пара или пара после сепаратора-пароперегревателя;

3) неисправности одного из масляных насосов МНС, МНР, МНУ и устройств автоматического ввода резерва;

4) неудовлетворительном качестве масла и недопустимой температуре масла;

5) отклонении контролируемых параметров тепломеханического состояния турбины за пределы допустимых значений;

6) наличии свищей в сварных соединениях трубопроводов;

7) повреждении опор и пружинных подвесок трубопроводов;

8) неготовности к включению обессоливающей установки;

9) отключенных двух циркуляционных насосах любой одной стороны конденсатора.

Дата добавления: 2015-07-20