Инструкция по эксплуатации паровой турбины Т-110/120-130-5 (стр. 11 )

скоростью 1,7 ата/мин., т. е. за 35 минут.

При снижении параметров пара открывать РК ЦВД, поддерживая постоянную нагрузку. При

достижении давления 70 ата проработать 15 минут.

4.7.4. Снизить температуру пара до 340 ºС, давление до 40 ата за 200 минут ( т. е. 0,7 ºС/мин, 0,15 ата/мин).

Нагрузка должна быть около 40 МВт. Проработать 30 минут.

4.7.5. Снизить температуру до 250ºС, давление до 15 ата за 150 минут (т. е. 0,6ºС/мин, 0,17 ата/мин).

Нагрузка около 15 МВт. Проработать не менее 45 минут. В конце выдержки температура низа

ЦВД в зоне регулирующей ступени должна быть 230-240ºС.

4.7.6. Снизить нагрузку до 5 МВт прикрытием РК ЦВД.

4.7.7. Разгрузить турбину в течении 15 минут прикрытием РК ЦВД до “0 “, отключить генератор от

сети, включить РМН. За 15 минут довести частоту вращения ротора до 1000 об/мин. На этой

частоте проработать не менее 45 минут. К концу выдержки температура низа ЦВД в зоне паро-

впуска должна быть 200÷220ºС.

4.7.8. Закрыть РК ЦВД, СК кнопкой останова турбины на переднем стуле.

4.7.9. Включить ВПУ после прекращения вращения ротора турбины.

4.7.10. Остальные операции по останову турбины выполнять, как при останове без расхолаживания.

5. ПРОВЕРКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.

5.1. Сроки проверки защит.

5.1.1. На холостом ходу каждые 4 месяца эксплуатации турбины проводить раздельное испытание

каждого бойка без повышения частоты вращения РТ ( подачей масла) с воздействием на РК ЦВД,

СК, а также после ремонта узлов регулирования.

5.1.2. Проверка плотности СК, РК ЦВД пред испытанием автомата безопасности повышением частоты

вращения, 1 раз в год – по графику.

5.1.3. Проверка бойков автомата безопасности повышением частоты вращения после разборки

автомата безопасности, после простоя более 30 суток.

5.1.4. При работе турбины 1 раз в месяц под нагрузкой проводится испытание на сигнал:

- датчика осевого сдвига;

- защиты по понижению Т пара;

- защиты по повышению давления в ПСГ-1;

- защиты по повышению уровня в ПВД.

5.1.5. Два раза в месяц проверяется АВР маслонасосов смазки турбины и уплотнений генератора.

5.1.6. Один раз в месяц проверяется посадка КОС закрытием с БЩУ.

5.1.7. Один раз в сутки производить расхаживание сервомотора АЗВ на 15-20 мм от верхнего упора.

5.1.8. Один раз в год проверять срабатывание предохранительных клапанов теплофикационного отбора.

5.2. Техническое обслуживание маслосистемы и ВПУ.

5.2.1. Контролировать уровень масла в маслобаке.

5.2.2. Контролировать плотность маслосистемы. При выявлении протечек масла принимать меры к

устранению, не допуская растекания масла по отметкам и оборудованию.

5.2.3. Запрещается производить слив масла, насыщенного водородом в маслобак.

5.2.4. Чистить сетки фильтра сжатым воздухом или паром при увеличении перепада между чистым

и грязным отсеками более 100 мм.

5.2.5. Температура масла после маслоохладителей регулируется количеством воды, подаваемой в

маслоохладители, поддерживая в пределах 40÷45ºС, на сливе из картеров подшипников: не

более 65ºС ( при температуре охлаждающей воды на входе в маслоохладители не более 33ºС),

не более 70ºС ( при температуре охлаждающей воды от 33ºС до 37ººС).

5.2.6. Маслоохладители рассчитаны для работы с давлением масла более давления охлаждающей

воды. Допускается работа маслоохладителей с давлением охлаждающей воды, превышающем

давление масла, но не более, чем на 0,25 ати.

5.2.7. Уменьшение разности температур охлаждающей воды до и после маслоохладителей свидетель-

ствует о загрязнении трубок. Скорость воды в трубках должна быть не менее 1,0 м/сек. и не

более 2 м/сек. Работа маслоохладителей со скоростями воды, отличающимися от указанных,

может привести к повреждению трубок.

5.2.8. При работе маслоохладителей с давлением воды, превышающем давление масла, необходимо

один раз в смену брать анализ масла на отсутствие воды.

5.2.9. При включенном ВПУ следить за величиной силы тока ЭД ВПУ. Повышенная величина силы

тока свидетельствует об увеличении усилия для проворачивания РТ, например, вследствие

задеваний. При превышении допустимой величины силы тока ( по характеристике ЭД) следует

отключить ВПУ во избежание повреждения турбины и выхода из строя ЭД ВПУ. Повторное

включение производится после устранения задеваний в проточной части и концевых уплотнениях

или после полного остывания турбины.

5.2.10.Во избежание загрязнения масла из-за присосов воздуха в маслосистему не допускается работа

турбины с открытыми или неуплотненными фланцами на корпусах подшипников, сливном

маслопроводе, открытых крышках маслобака.

5.3. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установок.

5.3.1. При работе турбины по электрическому графику, а также с отопительными отборами, вакуум

на всех режимах не должен быть ниже – 0,88 ата, при этом цирк. вода на выходе не должна

превышать 50ºС.

В случае резкого сброса тепловой или наброса электрической нагрузки допускается снижение

вакуума до -0,80 ати, но не более, чем 30 минут для принятия мер по восстановлению вакуума.

5.3.2. Расход охлаждающей воды при пропуске через всю поверхность должен быть не менее 8000 м³/час.

5.3.3. Нормативный нагрев цирк. воды в конденсаторах составляет 8-10 ºС.

5.3.4. Один раз в месяц, а также перед остановом турбины в ремонт при нагрузке не менее 80% от

номинальной проверить плотность вакуумной системы отключением всех эжекторов. Скорость

падения вакуума не должна превышать 0,003 ати в минуту или 2 мм. рт. ст. в минуту.

5.3.5. Не допускается набор вакуума на остывшей турбине без подачи пара на концевые уплотнения.

Запрещается срыв вакуума прекращением подачи пара на уплотнения турбины.

5.3.6. С целью исключения прогиба ротора запрещается подача пара на уплотнения турбины до

включения ВПУ. В случае, если во время пусковых операций, когда РТ вращается ВПУ и

производилась подача пара на уплотнения турбины, отключилось ВПУ и ротор турбины

остановился, необходимо немедленно попытаться включить ВПУ или немедленно прекратить

подачу пара на уплотнения и эжекторы.

5.3.7. При пуске и останове турбины дренажи из трубопроводов пара к ПСГ-2 должны быть направ-

лены в расширитель конденсатора, а при работе турбины в ПСГ-2.

5.3.8. Контролировать дренаж средней части ЦНД, удаляющий влагу. Если труба холодная, то она

засорена. В ближайший останов засорение необходимо ликвидировать.

5.3.9. Один раз в неделю контролировать работу постоянно действующих дренажей на ощупь.

5.3.10. Систематически следить за уровнями конденсата в ПНД, ПВД. Ежесменно производить

сверку показаний ВУК, ВУС с приборами на БЩУ.

5.4. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды.

5.4.1. Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 не должна быть ниже 30ºС, однако она должна

быть выше температуры цирк. воды на входе в конденсатор.

5.4.2. Изменение тепловой нагрузки, также как и нагрева сетевой воды в ПСГ должно производиться

за счет изменения давления пара в отборе или за ПСГ изменения количества сетевой воды.

Регулировка нагрева сетевой воды путем затопления корпуса ПСГ - запрещается.

5.4.3. Систематически следить за понижением уровня конденсата в конденсатосборниках ПСГ. Если

уровень повышается до II предела, то должно производиться автоматическое отключение группы

ПСГ ( если повышается уровень в ПСГ-1) или только ПСГ-2 ( если повышается уровень в ПСГ-2)

по сетевой воде. Повторное включение разрешается только после выяснения и устранения причи-

ны повышения уровня.

5.4.4. Нагрев сетевой воды в каждом ПСГ во избежание ухудшения его работы, в том числе нарушения

плотности соединения труб и трубных досок не должен превышать 50ºС.

5.4.5. При работе турбины с одним нижним отбором и мощности турбины не более номинальной

допускается понижение давления в этом отборе до 0,30 ата.

При работе с двумя отопительными отборами и регулирования давления в одном верхнем

отборе может иметь место снижение давления в нижнем отборе менее 0,3 ата.

5.4.6. Поршень сервомотора не должен быть установлен на упоры верхний или нижний. При появлении

сигнала “Сервомотор ЧНД на упоре “ необходимо немедленно снять с упора изменением положе-

ния диафрагмы.

5.4.7. Контролировать работу конденсатных насосов согласно “Инструкции по эксплуатации КСВ-

320-160 “.

5.5. Техническое обслуживание турбины.

Вахтенный персонал обязан следить за работой турбины так, чтобы предупредить аварийные

ситуации, а в случае их возникновения принять все меры для сохранения оборудования от

повреждения.

5.5.1. Турбина должна содержаться в чистоте. Своевременно производить очистку от пыли, грязи и

т. д. скользящих поверхностей фундаментных рам и корпусов подшипников, шпоночных и шар-

нирных соединений. Эти места окраске не подлежат.

5.5.2. При изменении режима работы прослушивать турбину по месту, пользуясь устройством для

прослушивания уплотнений.

5.5.3. Производить замер вибрации по месту контрольным оттарированным переносным прибором

в сроки, указанные в ПТЭ.

5.5.4. Следить за состоянием изоляции корпусов цилиндров и подводящих паропроводов. Изоляция

не должна иметь трещин и отставаний, особенно в нижних половинах ЦВД и ЦНД.

5.5.5. Выявлять и своевременно устранять течи масла по разъемам корпусов подшипников, в местах

присоединения маслопроводов и по масляным уплотнениям.

Изоляция, насыщенная маслом, должна быть удалена во избежание воспламенения масла.

Не допускается засорения дренажных трубок из сливных канавок фундаментных рам корпусов

подшипников.

5.5.6. На каждой остановке турбины снимать кривую выбега. Сопоставление этих кривых позволяет

судить о состоянии турбины.

5.5.7. Проверка контрольных давлений по отсекам ступеней с целью определения степени заноса

проточной части солями, производится в сроки, указанные в ПТЭ

5.5.8. Выполнение функций по обслуживанию турбины в течении смены оперативным персоналом