- вакуум-реле;
- датчика осевого сдвига;
- РПДС;
- аппаратуры защиты по повышению уровня в каждом ПВД;
- аппаратуры защиты по понижению температуры свежего пара;
- аппаратуры защиты по повышению давления пара в ПСГ-2.
6.1.3. При работе турбины под нагрузкой один раз в месяц производится проверка бойков без
повышения частоты вращения РТ подачей масла под бойки и проверка принудительного
закрытия КОС открытием электромагнитных вентилей кнопкой со ЩУ при сниженной
нагрузке.
6.1.4. Для обеспечения надежной работы регулирующих клапанов турбины, необходимо произ-
водить разгрузку турбины один раз в неделю на 10-15% от величины полного открытия
первого регулирующего клапана. Это соответствует снижению электрической нагрузке
на турбине 18-25 МВт. Скорость изменения нагрузки 2÷3 МВт/мин.
Расхаживание регулирующих клапанов турбин производить в ночную смену с пятницы
на субботу с разрешения НСС. При работе с нагрузкой ниже номинальной, производить
разгрузку на 10÷20 МВт.
6.1.5. Проверку регулирования и защит согласно пункту 4.2.11. производить после монтажа,
капитального ремонта, ревизии, после проведения каких-либо работ в электрических цепях
защит, а также один раз в месяц перед пуском турбины в случаях, если турбина пускается не
реже, чем один раз в месяц. В этом случае исключаются испытания согласно пункту 6.1.2.
-66-
6.1.6. Проверку АВР насосов системы смазки производить один раз в две недели и перед каждым
пуском турбины.
6.1.7. При работе турбины под нагрузкой один раз в сутки производить расхаживание сервомото-
ра АЗВ на 15-20 мм от верхнего упора.
6.1.8. Один раз в год проверять срабатывание предохранительных клапанов производственного
и теплофикационного отборов.
6.2. Техническое обслуживание системы регулирования и защит.
6.2.1. Трубопровод системы регулирования после монтажа и ревизий должен проходить гидрав-
лические испытания на плотность двойным рабочим давлением. Гидравлическое испыта-
ние производится ПМН с электродвигателем переменного тока на 1500 об /мин. При гид-
равлическом испытании отключить все манометры системы регулирования, а на напорной
стороне ПМН установить манометр со шкалой 60 кгс/см².
6.2.2. При работе турбины постоянно следить за исправным состоянием токосъемных щеток,
которые снимают статическое электричество с РТ.
Запрещается работа без токосъемников.
6.2.3. Очистка масла должна происходить непрерывно за счет фильтрации масла через ткань
в фильтре тонкой очистки. При уменьшении перепада давления на шайбу в фильтре тон-
кой очистки до 0,5 кгс/см² отключить фильтр, произвести замену ткани на новую и вновь
подключить фильтр к системе.
6.2.4. ЭГП всегда должен быть подключен по гидравлическим линиям к системе регулирования.
При необходимости отключения ЭГП под нагрузкой следует делать это при выходном
токе на электромеханический преобразователь, равном нулю. В противном случае в мо-
мент отключения ЭГП произойдет сброс или наброс нагрузки.
6.2.5. Если при работе турбины наблюдается повышенная нечувствительность сервомоторов
ЦВД, ЦНД, следует снять колпачок с крышки золотника соответствующего сервомотора
и провернуть золотник с помощью его хвостовика.
6.2.6. Испытание регулирования со снятием характеристик на остановленной турбине произво-
дится до и после ревизии системы регулирования, а также в случае, если во время работы
турбины обнаруживается неисправность в работе системы регулирования.
В случае необходимости подвергнуть систему регулирования испытаниям по полной
программе, пользуясь картами замеров из формуляров турбины.
6.3. Техническое обслуживание системы смазки и ВПУ.
6.3.1. Фильтрация масла происходит на сетчатых фильтрах, установленных в баке смазки. Чистка
сеток производится по мере их засорения, когда перепад уровней масла до и после сеток
достигнет 200 мм.
6.3.2. Проверку АВР насосов смазки производить в сроки, указанные в пункте 6.1.6.
-67-
Категорически запрещается работа турбины при неисправных или невключенных АВР
насосов системы смазки.
6.3.3. Эксплуатационные турбинные масла (нефтяные) в системе смазки должны удовлетворять
следующим нормам:
кислотное число - не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла.
Реакция водной вытяжки - нейтральная.
Вода, шлам - отсутствие.
Масло должно быть прозрачным.
Один раз в сутки производить цеховой контроль масла, который заключается в проверке
его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей с целью
определения необходимости очистки масла.
Один раз в два месяца при кислотном числе не выше 0,2 мг КОН на 1 г масла и один раз в
две недели при кислотном числе выше 0,2 мг КОН на 1 г масла или при наличии в масле
шлама и воды, а также при плохом качестве масла после цехового контроля масло должно
подвергаться анализу на кислотное число реакцию водной вытяжки, наличие механичес-
ких примесей и воды.
При применении масел с присадками типа ТП-22 ГОСТ 9972-74 необходимо для контро-
ля за качеством масла, содержанием присадок, сроками их введения и т. д. руководство-
ваться действующими инструкциями Минэнерго, согласованными с заводом.
6.3.4. Температура масла после маслоохладителей регулируется количеством воды, подаваемой
в маслоохладители. При температуре масла за маслоохладителями 45ºС необходимо подать
воду на маслоохладители.
При подключении маслоохладителей по охлаждающей воде из верхних точек маслоохла-
дителей необходимо выпустить воздух. При частоте вращения РТ 3000 об/мин температу-
ра масла за маслоохладителями должна быть 40-45ºС, а при толчке РТ паром не ниже 38ºС.
6.3.5. Запрещается производить слив масла, насыщенного водородом, в бак системы смазки.
6.3.6. После монтажа и ремонта необходимо испытывать маслопроводы системы смазки полным
давлением, которое развивается при работе ПМН с ЭД переменного тока с частотой враще-
ния 1500 об/мин и при полностью закрытом сливном клапане.
РПДС при этом испытании необходимо отключать.
6.3.7. Маслопроводы, проходящие близко от горячих узлов турбины и паропроводов, должны
быть покрыты защитными кожухами из листовой стали.
6.3.8. Давление масла на смазку на уровне оси турбины должно быть 1,0 ± кгс/см² при рабо-
те ГМН. Необходимая величина давления масла устанавливается настройкой сливных
клапанов.
6.3.9. Отключение насосов смазки и АВР насосов смазки возможно на остановленной турбине
при снижении температуры металла паровпускной части ЦВД ниже 170ºС.
6.3.10. При работе турбины содержание воздуха в масле, замеренное в чистом отсеке маслобака,
не должно превышать 1,5%.
-68-
6.3.11. При включенном ВПУ следить за величиной силы тока ЭД ВПУ. Повышенная величина
силы тока свидетельствует об увеличении усилия для проворачивания РТ, например, вслед-
ствии 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 кон-
цевых уплотнениях или после полного остывания турбины.
6.3.12. Во избежание загрязнения масла из-за присосов воздуха в маслосистему не допускается
работа турбины с открытыми или неуплотненными фланцами на корпусах подшипников,
сливном маслопроводе, маслобаке и т. п.
6.4. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установок.
6.4.1. Техническое обслуживание оборудования конденсационной и регенеративной установок
производить согласно инструкций заводов-изготовителей оборудования.
6.4.2. Регулярно, один раз в месяц при работе турбины, а также перед остановкой блока на ремонт,
проверять плотность вакуумной системы. Вакуумная система считается плотной, если при
номинальной нагрузке и отключенных эжекторах скорость падения вакуума не превышает
2 мм. рт. ст. в минуту.
6.4.3. Не допускать набор вакуума на неостывшей турбине без выдачи пара на концевые уплот-
нения турбины.
Запрещается срыв вакуума прекращением подачи пара на уплотнения турбины.
6.4.4. При эксплуатации резервное оборудование должно чередоваться в работе.
6.4.5. С целью исключения прогиба РТ запрещается подача пара на уплотнения турбины до
включения ВПУ. В случае, если во время пусковых операций на блоке, когда РТ вращают-
ся ВПУ и производится подача пара на уплотнения турбины, отключается ВПУ из-за по-
вышения частоты вращения РТ, а затем РТ останавливаются, то обслуживающий персонал
обязан немедленно включить в работу ВПУ сразу же после остановки РТ или немедленно
закрыть пар на уплотнения и эжекторы.
6.4.6. В случае пропаривания с торцов концевых уплотнений турбины необходимо проверить
работу РК-1 и РК-2 (регуляторов давления в схеме уплотнения) турбины, уставки давлений
на регуляторах давления, работу ПС-50 и принять меры, исключающие эти пропаривания
при любом режиме работы турбины.
6.4.7. При любом пуске турбины, ввиду поступления в конденсаторы сбросов горячего пара,
должен быть обеспечен достаточный проток охлаждающей воды через конденсатор.
6.4.8. Регулярно производить чистку фильтров, установленных перед электромагнитными вен-
тилями КОС и маслоохладителями системы смазки турбины.
- 69-
6.5. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды.
6.5.1. При работе на конденсационном режиме и с отключенными ПСГ следить за наличием про-
тока химочищенной воды в трубных системах ПСГ-1 и ПСГ-2,не допускать вскипания воды
в трубках.
6.5.2. Температура на входе сетевой воды в ПСГ-1 не должна быть ниже 30ºС, однако она должна
быть выше температуры воды, охлаждающей конденсатор.
6.5.3. Изменение тепловой нагрузки, также как и нагрева сетевой воды в ПСГ должно производить-
ся за счет изменения давления пара в отборе или за счет изменения количества сетевой воды.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 |
Основные порталы (построено редакторами)