Монтаж, ремонт, эксплуатация и диагностика паровой турбины Т-150-7,7

  Все проверки и испытания системы  регулирования и защиты турбины  от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с  инструкциями заводов-изготовителей  турбин и действующими руководящими документами.

  Автомат безопасности должен срабатывать при  повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной  или до значения, указанного заводом-изготовителем.

  Настройку автомата безопасности рекомендуется  производить на специальном разгонном  стенде.

  При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

• стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
• стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
• отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

  Система защиты турбины от повышения частоты  вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением  частоты вращения выше номинальной в следующих случаях:

  а) после монтажа турбины;

  б) после капитального ремонта;

  в) перед испытанием системы регулирования  сбросом нагрузки с отключением  генератора от сети;

  г) при пуске после разборки автомата безопасности;

  д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

  е) при пуске после простоя турбины  в резерве более 1 мес. в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

  ж) при пуске после разборки системы  регулирования или ее отдельных  узлов;

  з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).

  В случаях "ж" и "з" допускается  испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты.

  Испытания защиты турбины увеличением частоты  вращения должны проводиться под  руководством начальника цеха или его заместителя.

   Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара должна проверяться  раздельным испытанием каждой группы.

  Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается  после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими документами, а для турбин критерии, проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах 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 не должен вызывать вращения ротора турбины.

  Проверка  плотности клапанов должна производиться  после монтажа турбины, перед  испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

  Стопорные и регулирующие клапаны свежего  пара, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.

  При расхаживании клапанов на полный ход  должны быть проконтролированы плавность  их хода и посадка.

  Плотность обратных клапанов регулируемых отборов  и срабатывание предохранительных  клапанов этих отборов должны проверяться  не реже 1 раза в год и перед  испытанием турбины на сброс нагрузки.

  Обратные  клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи  с отборами других турбин, РОУ и  другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

  Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при  нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.

  При неисправности обратного клапана  работа турбины с соответствующим  отбором пара не допускается.

  Проверка  времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу должно выполняться:

• после монтажа турбины;
• непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

 

   Испытания системы регулирования  турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному  расходу пара, должны выполняться:

• при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
• после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

  При выявлении отклонений фактических  характеристик регулирования и  защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

  Эксплуатация  турбин с введенным в работу ограничителем  мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

  Запорная  арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и  уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем  положении.

  Перед пуском турбины после среднего или  капитального ремонта должна быть проверена  исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

  Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве  более 3 суток) должны быть проверены: исправность  и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность  средств дистанционного и автоматического  управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

  Руководить  пуском турбины должен начальник  смены цеха или старший машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его  заместитель.

  Пуск  турбины не допускается в случаях:

• отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;
• неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
• наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
• неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);
• отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;
• отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

   Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс  горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

  Сброс в конденсатор рабочей среды  из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска  должны осуществляться при давлениях  пара в конденсаторе, указанных в  инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 (60 кПа).

  При эксплуатации турбоагрегатов средние  квадратические значения виброскорости  подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм·с^-1.

  При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

  При вибрации свыше 7,1 мм·с^-1 не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток, а при вибрации 11,2 мм·с^-1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.

  Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение  вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных  опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм·с^-1 и более от любого начального уровня.

  Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 13 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм·с^-1.

  Эксплуатация  турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении  низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с^-1, должны быть приняты меры к ее устранению.

  Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 и до 50 мкм при частоте вращения 1500; изменение вибрации на 12 мм·с^-1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 10 20 мкм при частоте вращения 3000и 2040 мкм при частоте вращения 1500.

  Вибрацию  турбоагрегатов мощностью 50 МВт и  более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых  опор, соответствующей государственным стандартам.

  Для контроля за состоянием проточной части  турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться  значения давлений пара в контрольных  ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

  Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при  данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.