Техническая эксплуатация электрических станций и сетей Правила (стр. 58 из 128)
Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном (согласно указаниям завода-изготовителя) давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или МУ 34-70-062, а для турбин, критерии проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или МУ 34-70-062, не должно быть выше 50 % номинальной при номинальных параметрах пара перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.
При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них, при наличии дренажа между ними, не должен вызывать вращения ротора турбины.
Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже одного раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности и устранение выявленных неисправностей.
8.4.8 Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (автоматические защитные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, автоматические защитные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться:
- на полный ход перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя;
- на часть хода- ежесуточно, если нет специальных указаний завода-изготовителя, во время работы турбины.
При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.
8.4.9 Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже одного раза в год и перед испытанием системы регулирования турбины мгновенным сбросом электрической нагрузки.
Обратные клапаны регулируемых теплофикационных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно охладительными установками и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний заводаизготовителя.
__________________
*** В случае, если при эксплуатации турбины не были замечены отклонения в работе системы регулирования и защиты, а отключение турбогенератора от сети нежелательно по условиям эксплуатации, разрешается в каждом конкретном случае с письменного распоряжения технического руководителя электростанции (энергообъекта) увеличить промежуток между испытаниями до 6 месяцев.
Посадка обратных клапанов всех отборов, включая отборы на турбоприводы питательных насосов, должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе - периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции (энергообъекта), но не реже одного раза в 4 месяца при работе турбины на холостом ходу (см. дополнительно 8.4.6,―‖).При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.
8.4.10 Проверка времени закрытия стопорных (автоматических защитных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине, при еѐ работе на холостом ходу и под нагрузкой для проверки их соответствия требованиям 8.4.3 и данным завода-изготовителя должны выполняться:
- после монтажа турбины;
- непосредственно до и после капитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
8.4.11 Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом до нуля электрической нагрузки (при отключении турбогенератора от сети и собственных нужд), соответствующей максимальному расходу пара в часть высокого давления при номинальных его параметрах и максимальному расходу пара через часть низкого давления в конденсатор турбины, должны выполняться:
- при приемке турбины в эксплуатацию после монтажа;
- после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения турбогенератора от сети.
На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики турбоагрегата или характеристик системы регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения турбогенератора от сети.
8.4.12 При выявлении отклонений фактических характеристик системы регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанных заводом-изготовителем или в местной инструкции значений или ухудшения их плотности, должны быть определены и устранены причины этих отклонений.
8.4.13 Работа турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с письменного разрешения технического руководителя электростанции (энергообъекта) и уведомлением диспетчера ЭЭС о длительности такой работы. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5 %.
8.4.14 При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:
надежность работы агрегатов на всех режимах; пожаробезопасность;поддержание качества и температуры масла в соответствии с требованиями
инструкции по эксплуатации турбоустановки;
предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему иокружающую среду.
8.4.15 Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе два раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.
Для турбин, у которых рабочий и резервный масляные насосы системы смазки имеют индивидуальные электроприводы, проверка АВР перед остановом не проводится.
Для турбин, у которых аварийный масляный насос имеет привод от вала турбины, периодичность и метод (способ) его проверки устанавливается заводом-изготовителем.
8.4.16 На турбинах, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском турбины из холодного состояния.
8.4.17 Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах систем смазки, регулирования и уплотнений вала турбогенератора, а также на трубопроводе аварийного слива масла из маслобака турбины, должна быть опломбирована в рабочем положении.
8.4.18 Конденсационная установка должна обеспечивать экономичную и надежную работу турбины во всех режимах с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.
8.4.19 При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться:
- профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т. п. в соответствии с техническими решениями, утверждѐнными техническим руководителем энергообъекта );
- периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,5 кПа (0,005 кгс/см2) из-за загрязнений поверхностей охлаждения в соответствии с техническими решениями, утверждѐнными техническим руководителем энергообъекта;
- контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;
- контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;
- проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;
- проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов;
- проверка плотности вакуумной системы и еѐ уплотнение; присосы воздуха (Gв, кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40—100 % должны быть не выше значений, определяемых по формулам:
- для турбоустановок ТЭС Gв = 8+0,065N (8.1)
- для теплофикационных турбоустановок ТЭС мощностью 100 МВт и более и всех
турбоустановок АЭС Gв = 1,5 (8+0,065N) (8.2)
где N — номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт.
Методы контроля за работой конденсационной установки и его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
8.4.20 При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:
- нормативная температура питательной воды (конденсата) за каждым
подогревателем и конечный еѐ подогрев;
- надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки.
Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки; после ремонта подогревателей и периодически (не реже одного раза в месяц).по графику, утверждѐнному техническим руководителем энергообъекта