Инструкция по эксплуатации паровой турбины Т-110/120-130-5 (стр. 13 )

трубопроводы ОФШ – проточные части ЦСД, ЦНД – конденсатор – ЭР;

б) для охлаждения РВД:

вентиля 1,2 – проточная часть ЦВД - проточные части ЦСД, ЦНД – конденсатор – ЭР;

в) для охлаждения СК, РК ЦВД:

вентиля 4,5,6,7 – перепускные трубы ЦВД – РК ЦВД – проточные части ЦВД, ЦСД, ЦНД –

конденсатор – ЭР.

Примечание: В случае в) необходимо включение в работу ПМН для открытия СК, РК ЦВД.

5.9.6. Порядок операций и контроль параметров при проведении расхолаживания:

5.9.6.1.ОРР ЦВД должен быть перед расхолаживанием +2,5.

5.9.6.2.Включить КНТ на рециркуляцию.

5.9.6.3.Подать пар на уплотнение турбины от коллектора 16 ата.

5.9.6.4. Включить ЭР.

5.9.6.5.Включить эжектор отсоса с концевых уплотнений; ПН-100.

5.9.6.6.Открыть вентили 1,2,3, если ОРР ЦВД +2,5.

В процессе расхолаживания ОРР постепенно уменьшается, поэтому для увеличения ОРР

необходимо закрывать вентиль 2, т. е. приостановить расхолаживание ротора ЦВД.

Если же ОРР увеличивается до +3,0, необходимо закрыть вентиль 3, т. е. приостановить

расхолаживание цилиндра ВД.

5.9.6.7.Если ОРР ЦВД перед началом расхолаживания менее +1,0, то необходимо создать запас по

ОРР и расхолаживание начать только открытием вентилей 1,3.

После возрастания ОРР ЦВД до +2,5 открыть вентиль 2.

5.9.6.8.Контролировать температуру пара в коллекторе уплотнений и температуру ЦВД в зоне

паровпуска. Температура пара на уплотнения турбины не должна превысить температуру

ЦВД в зоне паровпуска. При достижении температуры ЦВД в зоне паровпуска 300ºС отключить

подачу пара на уплотнения.

5.9.6.9.Отключить эжектор отсоса, ПН-100, КНТ.

5.9.6.10.Продолжать расхолаживание турбины до достижения температуры низа ЦВД в зоне паро-

впуска 150ºС.

5.9.6.11.Отключить ВПУ, РМН.

5.9.7. Для СК или РК ЦВД производить расхолаживание по схеме п.5.9.5. в).

5.9.7.1.Включить КНТ, эжектор отсоса, ПН-100.

5.9.7.2.Подать пар на уплотнения турбины.

5.9.7.3.Включить ЭР.

5.9.7.4.Включить ПМН. Открыть СК, РК ЦВД.

5.9.7.5.Открыть вентили 4,5,6,7.

5.9.7.6. Регулировку ОРР ЦВД производить вентилями 1,3.

Все остальные операции производить по п. п. 5.9.6.8.-5.9.6.11.

5.9.8. При расхолаживании контролировать:

а) разность температур между корпусом и фланцем и по ширине фланца ЦВД;

б) выхлопные патрубки ЦНД;

в) ОРР ЦВД

Не допускать превышения согласно “Инструкции по эксплуатации “.

6. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ, СОПРОВОЖДАЮЩИХСЯ ВЫБРОСОМ МАСЛА И ЕГО ВОСПЛАМЕНЕНИЕМ.

6.1. При воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы и невозможностью

немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами, турбину необходимо остановить

аварийно со срывом вакуума.

6.2. Обеспечить минимальное давление масла на оси подшипников 0,3÷0,4 ати до останова ротора.

6.3. Снабжение уплотняющих подшипников генератора производится МНУ до полного вытеснения

водорода из системы.

6.4. В случае больших утечек масла, угрозы распространения пожара нарушающих целостность и

работоспособность цехового оборудования прекратить подачу масла на подшипники турбины, не

дожидаясь окончания выбега ротора турбины.

6.5. Аварийный слив масла из ГМБ ( время слива 12÷15 мин) проводить в исключительном случае:

а) растекание горячего масла в сторону ГМБ и невозможности предотвратить растекание масла;

б) попадание брызг горящего масла на ГМБ.

6.6. В случае аварийного слива масла из ГМБ оставить в работе МНУ до срыва. Дальнейшее снабжение

уплотнения генератора осуществляется от демпферного бака. Время срабатывания демпферного

бака – 40 минут. За это время генератор должен быть переведен на углекислоту.

7. ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕНЕРАТОРА ТВФ-120-2ЕУЗ, ТВФ-110-2ЕУЗ.

7.1. Турбогенератор предназначен для выработки электроэнергии в продолжительном режиме

работы при непосредственном соединении с паровой турбиной.

Обозначения типа турбогенератора:

Т – турбогенератор;

ВФ – водородное форсированное охлаждение обмоток ротора;

120,110 – мощность;

2 - число полюсов статора;

Е - серия;

У - климатическое исполнение;

З - категория размещения;

7.2. Основные параметры охлаждающих сред.

Наименование параметров	ТВФ-120	ТВФ-110
Водород в корпусе генератора	2,5 кг/см²	2,0 кг/см²
Наибольшее “Р “ водорода	3,5 кг/см²	3,5 кг/см²
Чистота водорода	98%	98%
Номинальная температура холл. газа.	40ºС	40ºС
Т х. г. не менее	20ºС	20ºС

7.3. Техническая вода в газоохладителях.

Наименование параметров	ТВФ-120	ТВФ-110
Наибольшее “Р “ (избыточное) холодной воды	3,0 кг/см²	3,0 кг/см²
Температура охл. воды номинальная	33 ºС	33 ºС
Температура охл. воды наименьшая	20 ºС	13 ºС
Номинальный расход охл. воды	400 м³/час	200 м³/час

7.4. Наибольшая допустимая температура отдельных узлов турбогенераторов и

охлаждающих сред.

Наименование	ТВФ-120	ТВФ-110
Обмотка статора	120 ºС	120 ºС
Обмотка ротора	110 ºС	115 ºС
Сердечник статора	120 ºС	120 ºС
Горячий газ в турбогенераторе	75 ºС	75 ºС
Холодный газ	55 ºС
Баббит уплотнений вала	90 ºС	90 ºС
Масло на сливе из подшипника и уплотнений вала	60 ºС	65 ºС

7.5. Газоохладители.

Отвод тепла, выделяющегося в турбогенераторе производится газоохладителями ( в ТВФ-120- 6 шт.,

В ТВФ-110 – 4 шт.), установленными внутри корпуса. Циркуляция воды в газоохладителях

осуществляется насосами НГО. Газоохладители – двухходовые по воде. Для выпуска воздуха из

газоохладителей при заполнении водой в верхних точках камер врезаны воздушники. Во время

работы турбогенератора вентиля воздушников должны быть приоткрыты, а вытекающая вода

должна сливаться в дренажные воронки. Регулировка температуры охлаждающего газа следует

производить изменением расхода охлаждающей воды через газоохладители индивидуальными

сливными задвижками.

7.6. Надзор за работающем генератором.

7.6.1.Контроль работы подшипников генератора, возбудителя.

7.6.2. Контроль, регулировка охлаждающих сред ( по заявке электроцеха).

7.6.3. Обслуживание маслосистемы уплотнений генератора.

7.6.4. Внешний осмотр каких-либо работ токосъемных щеток без права производства.

7.6.5. Поддержание чистоты изоляционных прокладок подшипников генератора, возбудителя.

8. ОСНОВНЫЕ УСТАВКИ.

Таблица

Наименование параметров	Действие	Уставки
1	2	3
I.Автоматическое отключение турбины
1.1. Осевой сдвиг ротора:
велик	сигнал	± 0,8 мм
недопустим	сигнал и отключение	± 1,2 мм
1.2. Повышение частоты вращения:
велико	сигнал	3270-3300 об/мин
недопустимо	сигнал и отключение	3330-3360 об/мин
1.3. Абсолютное давление в конденсаторе (вакуум) а) при работе по электрическому графику:
велико	сигнал	0,15 кгс/см² (0,0147 МПа)
недопустимо	сигнал и отключение	0,3 кгс/см² (0,029 МПа)
б) при работе по тепловому графику: пропуск сетевой воды через встроенные пучки
велико	сигнал	0,53 кгс/см²(0,052 МПа)
недопустимо	сигнал и отключение	0,6 кгс/см² (0,059 МПа)
пропуск подпиточной воды через встроенные пучки
велико	сигнал	0,23 кгс/см²(0,0225 МПа)
недопустимо	сигнал и отключение	0,3 кгс/см²(0,029 МПа)
1.4. Давление масла на смазку после маслоохладителей
мало	сигнал	0,45 кгс/см² (0,044 МПа)
включение резервного и аварийного насосов	0,35 кгс/см² (0,034 МПа)
недопустимо	отключение	0,25 кгс/см² (0,0245 МПа)
отключение ВПУ	0,25 кгс/см² (0,0245 МПа)
1.5. Температура свежего пара:
высока	сигнал	561 ºС
недопустима	сигнал и отключение	570 ºС
низка	сигнал	545 ºС
недопустима	сигнал и отключение	500 ºС
1.6. Абсолютное давление пара в отопи- тельном отборе на ПСГ-1:
велико	сигнал	2,2 кгс/см² (0,216 МПа)
недопустимо	сигнал и отключение	2,8 кгс/см² (0,247 МПа)
1	2	3
1.7. Температура масла на подшипники:
велика	сигнал*	50 ºС
Давление воды перед маслоохладителями
низко	сигнал*	0,0 кгс/см² ( 0,0 МПа)
* При наличии обоих сигналов происходит отключение турбины; подаются сигналы “Температура масла в системе смазки недопустима “ и “Давление воды к маслоохладителям низко “.
2. Сигнализация
2.1. Абсолютное давление пара перед стопорным клапаном:
велико	сигнал	136 кгс/см² (13,34 МПа)
2.2. Абсолютное давление пара в коллек- торе уплотнений турбины:
велико	сигнал	1,2кгс/см²** (0,118 МПа)
низко	сигнал	1,08кгс/см²**(0,106 МПа)
2.3. Уровень в маслобаке:
высок	сигнал	380 мм
низок	сигнал	10 мм
2.4. Перепад уровней между чистым и грязным отсеками маслобака ( иасло- фильтры загрязнены):
велик	сигнал	100 мм
2.5. Давление воды перед встроенным пучком конденсаторов:
велико	сигнал	8,2кгс/см² (0,8 МПа)
2.6. Уровень в сборниках конденсата конденсаторов:
высок	сигнал	500 мм
низок	сигнал	20 мм
2.7. Температура опорных подшипников и колодок упорного подшипника:
велика	сигнал	83 ºС
** Величины должны быть уточнены по абсолютному давлению в камерах уплотнений, которое должно составлять 1,03 – 1,05 кгс/см² (0,101-0,104 МПа)
2.8. Вибрация подшипников:
велика	сигнал	0,04 мм
2.9. Относительное удлинение ( сокраще- ние) роторов: высокого давления
велико	сигнал	+3,0 мм -1,2 мм
низкого давления
велико	сигнал	+4,0 мм -4,0 мм
1	2	3
2.10. Температура выхлопного патрубка: а) припуске, работе на холостом ходу и работе по электрическому графику
велика	сигнал	105ºС
б) при работе по тепловому графику
велика	сигнал	125ºС
3. Отключение оборудования
3.1. Уровень в ПСГ -1:
а) в сборнике конденсата
высок	сигнал	520 мм
недопустим	сигнал отключение ПСГ-1 и 2	570 мм
б) в корпусе
высок	сигнал	180 мм
недопустим	сигнал и отключение ПСГ-1 и 2	220 мм
3.2. Уровень в ПСГ-2:
а) в сборнике конденсата
высок	сигнал	520 мм
недопустим	сигнал и отключение ПСГ-2	570 мм
б) в корпусе
высок	сигнал	180 мм
недопустим	сигнал и отключение ПСГ-2	220 мм

9. ОСНОВНЫЕ ПРЕДЕЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ.

Таблица

Наименование параметров	Предельная величина
1	2
1.Температурмаь выхлопного патрубка: а)при пуске, работе на холостом ходу и работе по электрическому графику; б)при работе по тепловому графику	100ºС 120ºС
2. Абсолютное давление в конденсаторе ( вакуум): а)при работе по электрическому графику; б)при работе по тепловому графику: - с пропуском сетевой воды через встроенные пучки; - с пропуском подпиточной воды	0,12 кгс/см² ( 0.0118 МПа) 0,12 кгс/см² ( 0,049 МПа) 0,2 кгс/см² (0,0196 МПа)
3. Искривление валов турбины перед подачей пара в турбину.	0,05 мм
4. Частота сети ( длительная работа)	49,0-50,5 Гц.
5. Расход циркуляционной воды номинальный через всю поверхность конденсаторов.	16000 м³/час
1	2
6. Разность температур по ширине фланца корпуса стопорного клапана.	80ºС
7. Разность температур верха и низа ЦВД в зоне паровпуска.	40ºС
8. Разность температур фланца и средней температуры стенок ЦВД.	20ºС
9. Разность температур между правым и левым фланцами ЦВД.	10ºС
10. Разность температур между фланцами и шпилькой ЦВД.	+ 20ºС
11. Давление масла на смазку подшипников	0,7-0,8 кгс/см² (0,069-0,078 МПа)
12. Температура масла на смазку подшипников: минимальная; максимальная	40ºС 45ºС
13. Температура масла на сливе из подшипников: - при температуре охлаждающей воды на входе в маслоохладители не более 33ºС; - при температуре охлаждающей воды выше 33ºС, но не выше 37ºС	65ºС 70ºС
14. Температура колодок и вкладышей подшипников	80ºС
15. Скорость прогрева металла ЦВД и корпусов регули- рующих клапанов: от 50 до 300ºС; от 300 до 400ºС; от 400ºС ти выше	3,5 ºС в минуту 2,5 ºС в минуту 1,5 ºС в минуту
16. Давление срабатывания предохранительного клапана на паропроводе нижнего отопительного отбора.	2,4 ±0,1 кгс/см² ( абс.) ( 0,235 ± 0,098 МПа)
17. Давление срабатывания предохранительного клапана на линии отсоса пара от штоков клапанов в деаэратор.	12 кгс/см² (абс.) ( 1,118 МПа)
18. Давление срабатывания предохранительных клапанов системы обогрева фланцев и шпилек.	5 кгс/см² ( абс.) ( 0,49 МПа )

Инструкцию составил:

Заместитель начальника котло-турбинного

цеха «Астраханская ТЭЦ-2»