МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Петрозаводский Государственный Университет

Кольский филиал

Отчет по производственной практике

(Сроки ПП с 4 февраля по 17 марта 2013г.)

Место прохождения: Апатитская ТЭЦ

филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1№

Выполнил студент:

V курса Гоголь Роман Олегович

Физико-энергетического факультета

Специальность «Теплофизика»

Руководители: Харченко В.Н

Начальник турбинного цеха

Харченко В.Н Подпись____________

Апатиты

2013

Введение

Строительство Апатитской ТЭЦ(Кировская ГРЭС до 1992г.) должно было избавить регион от энергетического голода. Еще в первоначальном проекте тепловой электростанции мощности станции были удвоены. Однако расчеты показали, что и этого мало. В итоге в общей сложности было установлено 8 турбоагрегатов и 10 котлов.

В мае 1959 г. был введен первый энергоблок. После пуска в 1963 г. энергоблока № 8 ГРЭС уже обеспечивала электроэнергией до 36% потребителей Мурманской области и стала самой мощной электростанцией за Полярным кругом.

С конца 1970-х гг. возросла роль Кировской ГРЭС как источника тепловой энергии.

В 1999 г. вступил в работу уникальный кран — перегружатель, способный за один раз перемещать до 30 тонн угля. На северо-западе России такой кран — единственный.

В настоящее время Апатитская ТЭЦ работает на привозном топливе — угле, и является единственным производителем тепла в г. Апатиты и самым дешевым поставщиком тепловой энергии в Мурманской области.

Я, Гоголь Роман Олегович, проходил производственную практику на Апатитской ТЭЦ, в турбинном цехе. С надеждой на дальнейшее трудоустройство.

СОДЕРЖАНИЕ

• 2 Введение

• 3 Содержание

• 4 Справочные данные

• 5 Турбинный цех

• 9 Вакуумно - конденсационная установка.

• 11 Система деаэрации воды

• 12 Регенеративная система

• 14 Пуск турбины

• 16 Остановка турбины

• 18 Заключение

• 19 Список используемой литературы

Справочные данные

Дата пуска в эксплуатацию: 23 мая 1959 г.

Адрес: Мурманская обл., г. Апатиты

Директор: Пахомов Александр Григорьевич

Технико-экономические показатели:

Установленная электрическая мощность — 266 MВт

Установленная тепловая мощность — 590 Гкал/ч

Основное топливо — уголь

Выработка электроэнергии в 2011 году — 393,530 млн кВтч

Отпуск тепловой энергии в 2010 году — 1 279,575 тыс. Гкал

Общая численность персонала: 730 человек

Турбинный цех

Назначение цеха - выработка электроэнергии, получаемой при расширении пара высокого давления в проточной части паровой турбины, а также отпуск тепла для теплоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Электроэнергия вырабатывается электрогенераторами, приводимыми во вращение паровыми турбинами. Тепловая энергия отпускается от отборов и противодавления турбин. В турбины заливается турбинное масло, обычно Т_п - 22_С. Полная замена масла в турбинах производится 1 раз в 4 - 5 лет, частичная замена - в зависимости от состояния масла. Для профилактической регенерации масла непосредственно у турбогенераторов устанавливаются постоянно действующие маслоочистительные машины, поддерживающие качество масла в турбогенераторах на уровне эксплуатационных норм.

Восстановление отработанного турбинного масла, утратившего свои стандартные свойства, осуществляется на регенерационной установке, в которой из масла выделяются (в несколько ступеней) вода и механические примеси, частично - продукты разложения масла.

Проточная часть турбины подвергается периодической очистке (1 раз в 4 года) пневматическим способом или путем промывки водой.

Для получения сжатого воздуха используются компрессоры.

При эксплуатации турбин в маслобаках накапливается отстой масла, который периодически вымывается водой в приемную емкость мазутного хозяйства.

Образование отходов в цехе обусловлено применением масел и проведением зачисток проточной части паровых турбин и маслобаков. Основными отходами являются: отработанное турбинное масло, компрессорное масло, эмульсия от маслоловушки компрессорной, окалина, шлам регенерации масла, отработанные регенерационные материалы (фильтры, силикагель, цеолит), конденсат, содержащий нефтепродукты.

При проектировании электростанции были предусмотрены 2 типа турбин: ст. №№ 1 – 6 типа К-50-90, ст. №№ 7 - 8 – типа К-100-90, в дальнейшем они были реконструированы с целью перевода на теплофикационный цикл и выработку пара для нужд производства.

Паровая теплофикационная турбина представляет собой одновальный одноцилиндровый агрегат, предназначенный для привода генератора переменного тока и отпуска тепла с паром для нужд отопления.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке КАЗ (клапану автоматического затвора). От КАЗ по перепускным трубам пар поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра турбины. Перемещения РК (регулирующих клапанов) производятся поршневым сервомотором, причем, последовательность открытия РК является следующей:

1 -левый верхний

2 -правый нижний

3 -левый нижний

4 -правый верхний

При реконструкции турбины К-50-90-3 проточная часть высокого давления и, частично, среднего (по 17 ступень) оставлена без изменения. Для организации теплофикационного отбора была удалена диафрагма и срезано колесо 19 ступени; на место диафрагмы 20 ступени установлена поворотная диафрагма, служащая для регулирования давления в отборе.

Ротор турбины гибкий (частота резонанса ниже номинальной частоты вращения), соединен с ротором генератора полугибкой муфтой. Ротор вращается по часовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника.

Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора. Расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника.

Для равномерного прогрева ротора во время пуска, а также равномерного его охлаждения при остановrе, турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины со скоростью 3,4 об/мин

Турбина имеет систему автоматического регулирования с гидравлическими связями, а также устройствами защиты, обеспечивающими прекращение доступа пара в турбину при возникновении аварийных ситуаций.

Система регулирования обеспечивает в зависимости от режима работы турбины:

• поддержание частоты вращения ротора на холостом ходу;

регулирование частоты вращения при работе на чисто конденсационном режиме (с отключенным Т (теплофикационным) -отбором);

связанное регулирование частоты вращения и давления пара в Т-отборе при работе по тепловому графику (с включенным регулируемым отбором);

перевод турбины на холостой ход при сбросе электрической нагрузки с отключением генератора от сети.

Основными элементами системы регулирования являются: главный маслонасос (силовой), регулятор скорости, регулятор давления, суммирующие золотники, сервомотор регулирующих клапанов, сервомотор поворотной диафрагмы, органы

парораспределения.

Сервомоторы являются распределительными органами системы регулирования, обеспечивающими определенную последовательность открытия РК и степень открытия поворотной диафрагмы.

Перемещениями поршней сервомоторов управляют регулятор скорости и регулятор давления. Гидравлические импульсы от регуляторов передаются суммирующими золотниками сервомоторам. Суммирующие золотники осуществляют связанность и автономность системы регулирования. В блоке суммирующих золотников имеется переключатель режимов. При работе турбины на конденсационном режиме с выключенным отбором ПР (переключатель режимов) находится на нижнем упоре. Включение и выключение РД (регулятор давления) производится путем одновременного вращения маховиков ПР и РД в противоположные стороны. ПР обеспечивает, также, возможность ограничивать регулируемый отбор пара.

До включения генератора в сеть регулятор скорости поддерживает постоянство числа оборотов ротора с неравномерностью 6%. При мгновенном сбросе электрической нагрузки система регулирования быстрым закрытием клапанов турбины ограничивает возрастание числа оборотов ротора величиной меньшей уровня настройки АБ (автомат безопасности), независимо от того, включен или выключен РД.

Регулятор скорости снабжен механизмом управления (синхронизатором), который позволяет:

изменять скорость вращения ротора на холостом ходу турбины при наборе оборотов и синхронизации турбогенератора;

• изменять нагрузку при включенной в сеть турбине;

• повышать скорость вращения ротора при испытании АБ МУТом (механизм управления турбиной) при пуске турбины:

• подготавливать к работе ЗАБы (золотник автомата безопасности);

• открывать КАЗ;

• открывать поворотную диафрагму;

• открывать РК.

Регулятор давления предназначен для поддержания постоянного давления пара в Т-отборе турбины. Регулятор имеет механизм управления (задатчик), с помощью

которого производится регулировка уровня его настройки (величины давления Т-отбора).

Ограничитель мощности - устройство, предназначенное для ограничения открытия регулирующих клапанов. Действие ограничителя мощности одностороннее, оно не препятствует закрытию РК при повышении скорости вращения ротора или

снижении нагрузки. Ограничитель мощности управляется вручную непосредственно у турбины.

Турбина снабжена автоматом безопасности, срабатывание золотников которого приводит к полному останову турбины. ЗАБ воздействует на выключающую систему, которая закрывает КАЗ, РК и диафрагму.

Срабатывание ЗАБ происходит при воздействии на них:

одного из двух центробежных бойков, срабатывающих при повышении скорости вращения ротора до 12...14% сверх номинальной;

• кнопки, установленной на фасаде корпуса переднего подшипника;

• ключа аварийного останова турбины на щите управления через электромагнит (электромагнитный выключатель), установленный на крышке переднего подшипника;

• защитных устройств, подающих импульс на останов турбин через электромагнитный выключатель.

Закрытие КАЗ и РК происходит также при повышении оборотов на 14-16 %. Эта защита срабатывает в случае отказа АБ.

КАЗ закрывается также при падении давления масла в системе регулирования ниже 10 кгс/см².

Турбина оборудована следующими защитами, отключающими ее через электромагнитный выключатель:

• при осевом сдвиге ротора в сторону рабочих колодок (сторона генератора) на 1,7 мм или в сторону установочных колодок (сторона переднего стула) - на 0,7 мм;

• при падении давления в системе смазки до 0,3 кгс/см²;

• при падении вакуума в конденсаторе до 350 мм. рт. ст.;

• при аварийном понижении температуры свежего пара перед турбиной до 460⁰С.

При срабатывании любой из вышеназванных защит, а также при отключении турбины ручным выключателем, закрываются КАЗ, РК, ГПЗ (главная паровая задвижка) и поворотная диафрагма, а от концевого выключателя КАЗ закрываются КОСы (клапаны обратные соленоидные) нерегулируемых и регулируемого отборов. При срабатывании защит производится также отключение генератора.

КОСы имеют гидравлические приводы для их принудительного закрытия при отключении генератора от сети и при закрытии КАЗ. Конденсат на гидроприводы КОСов подводится от конденсатных насосов турбины.

Повторное открытие КАЗ после срабатывания АБ только после снижения скорости вращения до 3030...3090 об/мин (101...103% от номинального).

Масляная система турбины предназначена для питания маслом марки Т-22С и Тп-22Б системы регулирования и системы смазки подшипников.

Маслосистема включает в себя следующие основные элементы: масляный бак, маслоохладители, инжектор, главный маслонасос, пусковой маслонасос, насос смазки с приводом двигателями переменного и постоянного тока, устройства защит и АВР маслонасосов.

ГМН (главный масляный насос) центробежного типа, приводимый непосредственно от вала турбины, подает масло в систему регулирования с давлением 20 кгс/см².

ГМН также подает масло к инжектору, осуществляющему подачу масла во всасывающий патрубок ГМН, а также через маслоохладители - в систему смазки подшипников турбоагрегата.

ПМН (пусковой масляный насос) подает масло на смазку и регулирование в период пуска (до вступления в работу ГМН) и останова турбоагрегата.

Характеристики насоса: ТГ-1 ТГ-2

Тип АЯП 3х150 АЯП 3х150

Производительность 150 куб.м/ч 150 куб.м/ч

Напор 210 м.вод.ст. 210 м.вод.ст.

Число оборотов 1450 об/мин 1450 об/мин

Привод:

Мощность 125 кВт 130 кВт

Напряжение 3 кВ 380 В

Ток 37,7 А 245 А

МНС (масляный насос смазки) с приводом переменного и постоянного тока обеспечивает маслом систему смазки до включения ПМН, при остановке турбины и при аварийном падении давления масла на подшипники.

Характеристики насоса:

Тип 4 НДв

Производительность 90 куб.м/ч

Напор 25 м.вод.ст.

Число оборотов 1450 об/мин

Привод переменного тока:

Тип А 62-4

Мощность 14 кВт

Напряжение 380 В

Ток 27 А

Привод постоянного тока:

Тип ПН-100

Мощность 15 кВт

Напряжение 220 В

Ток 80 А

Пуск МНС осуществляется как дистанционно со щита турбины, так и автоматически от устройства АВР (автоматическое включение резерва).

При падении давления в системе смазки до 0,3 кгс/см², защита отключает турбину; при этом также подается сигнал на отключение ВПУ (валоповоротное устройство).

Устройство АВР автоматически:

• при падении давления в системе смазки до 0,6 кгс/см², включает МНС с приводом переменного тока и подает светозвуковой сигнал;

• при падении давления в системе смазки до 0,5 кгс/см²,включает МНС с приводом постоянного тока.

Масляный бак сварной конструкции имеет рабочую емкость 14 куб.м (по верхнему уровню). Емкость маслосистемы при минимально допустимом уровне в баке составляет 16 тонн. В маслобаке установлены фильтры (сетки) для очистки масла от механических примесей.

Три установленные маслоохладителя допускают возможность отключения любого из них как по охлаждающей воде так и по маслу для чистки при любой нагрузке турбины.

Вакуумно - конденсационная установка.

Вакуумно - конденсационная установка, предназначенная для конденсации отработанного в турбине пара, состоит из следующих основных элементов:

• собственно конденсатора;

• воздухоудаляющего устройства (эжекторов);

• конденсатных насосов;

• циркуляционных насосов.

Поверхностный двухходовой конденсатор типа 50-КЦС-5 имеет сварной корпус, состоящий из 3 частей. Трубки охлаждающей поверхности изготовлены из латуни марки “Л” и развальцованы в обоих трубных досках конденсатора.

Для восприятия тепловых расширений корпус конденсатора устанавливается на пружинных опорах.

Подвод и отвод охлаждающей воды осуществляется из каждой половины конденсатора отдельно, что допускает чистку половины конденсатора на ходу.

Характеристики конденсатора:

Тип 50-КЦС-5

Поверхность охлаждения 3000 м²

Диаметр трубок 23/25 мм

Длина трубок 6650 мм

Количество трубок 5800 шт

Материал трубок латунь марки “Л”

Число ходов по воде 2

Расход охлаждающей воды (расчетный) 8000 куб.м/час

Гидравл. сопротивление по воде 3,6 м.в.с

Паровая нагрузка 46,6 кг/м²

Температура воды перед конд. (расч.) 10 ⁰С

Рабочее давление в паровом прост-

ранстве (расчетное) 0,035 ата

Температурный напор (расчетный) 6,7 ⁰С

Максимальные присосы воздуха 10,9 кг/час

Максимальная температура охлаждающей

воды перед конденсатором 33 ⁰С

Уровень конденсата в конденсаторе поддерживается электронным регулятором уровня. Исполнительным органом является регулирующий клапан, установленный на линии основного конденсата за ПНД № 3; клапан управляется регулятором с помощью сервомотора КДУ.

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных эжекторов. Основные эжекторы типа ЭП-3-600-4 служат для обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе. Эжекторы трехступенчатые; слив конденсата по ступеням выполнен каскадно, из первых ступеней конденсат отводится в конденсатор. К трубным системам холодильников эжекторов подводится основной конденсат турбины после конденсатных насосов.

Рабочим паром эжекторов является свежий пар, отбираемый из главного паропровода до ГПЗ (главной паровой задвижки).

Расход пара на каждый из эжекторов 1000 куб.м/час.

Гидравлическое сопротивление холодильников основных эжекторов (по водяной стороне) составляет 1 м в.ст. при расходе конденсата 100 куб.м/час.

Два центробежных конденсатных насоса служат для откачки конденсата из конденсатора и подачи его в деаэратор через холодильники эжекторов и ПНД.

Характеристики насосов:

• тип 10 КСД-5х3

• производительность 280 куб.м/час

• напор 115 м в.ст.

• число оборотов 960 об/мин

Привод:

• тип А-104-6

• мощность 160 кВт

• напряжение 0,3 кВ

• ток 47 А

Два центробежных циркуляционных насоса служат для подачи охлаждающей воды в трубные пучки конденсатора и в маслоохладители турбины.

Для заполнения водой циркуляционной системы установлен пусковой эжектор типа ЭП-1-600-3 и водоструйный эжектор.

Система деаэрации воды в конденсаторах теплофикационных турбин типа Т-36/45-90/2,0

Конденсатно-питательный тракт включает значительное количество элементов оборудование, способных подвергаться коррозийным разрушениям под воздействием растворенных в воде кислорода и углекислоты.

Важнейшим условием предотвращения коррозии конденсатно-питательного тракта является высокая деаэрирующая способность конденсатора, которая зависит от ряда эксплуатационных, режимных и конструктивных факторов.

В наиболее тяжелых условиях в отношении поддержания низкого кислородосодержания работают конденсаторы турбин типа Т, ввиду того, что эти конденсаторы в течении всего отопительного периода имеют минимальные паровые нагрузки в сочетании с низкой температурой охлаждающей воды. Положение усугубляется еще и тем, что для восполнения значительных потерь в цикле ТЭС в конденсаторы подается химобессоленная вода (ХОВ), насыщенная агрессивными газами, а её расход превышает в несколько раз величину паровой нагрузки конденсатора.

Для организации деаэрации конденсата. Выходящего из конденсаторов 50 КЦС-5 турбин Т-36/45-90/2,0 ст. № 1, 2 используется деаэрирующий конденсатосборник конструкции УралВТИ.

Основной конденсат через окно в днище конденсатора с двух сторон поступает на перфорированные листы, ограничивающие сверху барботажные камеры дренажей и циркуляции, и далее, переливаясь через подпорные перегородки, по сливному стакану отводятся во второй отсек деаэрации на барботажные листы, где обрабатываются паром, образующимся при вскипании конденсатора циркуляции, поступающего в симметрично расположенные камеры . Затем конденсат поступает в буферную емкость. Выделяющиеся газы с частью пара отводятся в конденсатор из парового отсека деаэрации непосредственно в конденсатор, а из второго - через шахты в центральный проход.

Конденсат рециркуляции подается в барботажные камеры первого и второго отсеков деаэрации по трубопроводам с арматурой, что позволяет перераспределять тепловые нагрузки отсеков.

Постоянно действующие дренажи подаются в барботажные камеры через коллектор, в который заведены следующие потоки:

конденсат греющего пара ПНД-1 и ПНД-2, дренажи основных эжекторов.

Оптимальный расход рециркуляции в конденсатосборник, а также, распределение его по отсекам деаэрации следующие:

при расходе конденсата, подлежащего деаэрации в пределах 70 - 100 т/час. Оптимальное количество рециркуляции 20 -40 т/час.

Такое же соотношение расходов деаэрируемого конденсата и рециркуляции с учетом образования пара в результате вскипания перегретой жидкости в конденсатосборнике соответствуют расходу пара на барботаж 20 -25 кг/час деаэрируемой воды.

Основная часть рециркуляции должна подаваться во второй отсек, в котором осуществляется глубокая деаэрация конденсата, а первый отсек - служить предвключенной ступенью, необходимой для снятия нагрева воды грубой её деаэрации.

Наиболее благоприятные условия для деаэрации достигаются при превышении температуры конденсата на выходе из конденсатора над температурой отработавшего пара на 4 - 5⁰С. Увеличение подогрева конденсата свыше указанной величины нецелесообразно, так как при этом нарушается устойчивость работы конденсатных насосов.

В случае возрастания кислородосодержания необходимо увеличить расход рециркуляции через вторую ступень деаэрации конденсатосборника.

Деаэрационный сборник конденсатора турбины Т- 36/45-90/2,0 обеспечивает устранение переохлаждения конденсата и снижение содержания кислорода до уровня требований ПТЭ при расходе ХОВ до 120 т/час и её переохлаждении до 10 ⁰С.

Для поддержания нормального кислородосодержания конденсата необходимо:

1. Осуществлять подачу рециркуляции в деаэрационный сборник в количестве, при котором обеспечивается условие: Т_к >Т_п на 4 - 5 ⁰С;

2. недопускать переохлаждения ХОВ, поступающей в конденсатор свыше 9 -10 ⁰С (Т_п-Т_ХОВ <=9....10⁰С).

Регенеративная система.

Регенеративная система предназначена для подогрева питательной воды и конденсата турбины паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из четырех подогревателей низкого давления, трех подогревателей высокого

давления, сливных насосов конденсата греющего пара ПНД.

Данные о регенеративных отборах и подогревателях приводятся в таблице п.2.4.

В подогревателях низкого давления происходит нагрев основного конденсата турбины и конденсата бойлеров; после ПНД конденсат направляется в деаэраторы.

Подогреватели низкого давления № 1 и 2 встроены в конденсатор.

Конструкции ПНД № 4 и 5 одинаковы и отличаются друг от друга условиями работы по паровой стороне. Каждый подогреватель представляет собой сварную конструкцию, состоящую из трубной системы и корпуса. Трубная система состоит из трубной доски, в которую завальцованы латунные U-образные трубки.

Конденсат греющего пара из ПНД № 2 направляется через гидрозатвор высотой 5 м в ПНД № 1, а конденсат греющего пара ПНД № 1 направляется через сифон высотой 8 м в конденсатор.

ПНД № 4 и 5 имеют регулирующие клапаны отвода конденсата из подогревателя, управляемые электронными регуляторами уровня с помощью сервомотора КДУ. Слив конденсата из ПНД № 4 и 5 каскадный и из ПНД № 4 откачивается сливным насосом в линию основного конденсата между ПНД № 4 и ПНД № 5. Сюда же осуществляется подача возврата конденсата пара теплофикационного отбора из бойлеров.

Сливных насосов установлено два, один из которых резервный.

Характеристики сливных насосов:

• производительность 22 куб.м/час

• напор 125м в.ст.

Привод:

• тип А-72-4

• мощность 28 кВт

• число оборотов 1450 об/мин

• напряжение 380 В

Три поверхностных подогревателя высокого давления, рассчитанных на последовательный подогрев питательной воды после деаэраторов в количестве около 105 % от максимального расхода пара на турбину.

Водяная сторона ПВД рассчитана на полное давление развиваемое питательными насосами.

Уровень конденсата в ПВД поддерживается электронными регуляторами уровня, воздействующими на регулирующие клапаны отвода конденсата из подогревателей. Конденсат греющего пара ПВД по каскадной схеме сливается в деаэратор 6 ата. При пониженной нагрузке конденсат из ПВД № 6 сливается в подогреватель низкого давления (ПНД № 5).

ПВД имеют защитное групповое устройство, отключающее группу ПВД в случае повышения уровня конденсата в корпусе любого из ПВД выше допустимого. Исполнительный орган защиты - автоматический клапан, установленный на входе

питательной воды в ПВД, отсекающий подачу воды в ПВД и открывающий обвод ПВД.

Схема уплотнений турбины.

В третью камеру переднего и в первую камеру заднего уплотнения турбины подается пар от деаэраторов 6 ата через коллектор, давление в котором поддерживается регулятором, обеспечивающим необходимую подачу пара. Давление в

камерах уплотнений составляет 1,01...1,03 ата.

Отсос пара из второй камеры переднего уплотнения турбины направляется в охладитель пара уплотнений (до реконструкции - ПНД № 3).

Отсос пара из крайних камер переднего и заднего концевых уплотнений осуществляется в сальниковый подогреватель ПС-50. Туда же направляется отсос паровоздушной смеси из крайних камер штоков КАЗ и РК турбины.

Сальниковый подогреватель ПС-50 - горизонтального типа - снабжен эжектором, поддерживающим давление в охладителе 0,95...0,97 ата.

Рабочим паром эжектора является пар из деаэратора 6 ата; охлаждающей водой - основной конденсат турбины.

Из первых камер штоков клапанов отсос пара осуществляется в деаэратор.

Дренажная система турбоустановки.

Все турбинные дренажи заведены в расширитель дренажей турбины.

Образующиеся в расширителе конденсат и выпар сбрасываются в конденсатор.

Основные этапы, предусматриваемые технологией пуска турбины, и их ориентировочная продолжительность приведены в следующей таблице:

№ п/п	Этап пуска	Продолжительность этапа
		Пуск из холодного состояния	Пуск из неостывшего состояния
1	Прогрев паровпускных органов	-	1 . . . 2 часа
2	Разворот турбины (набор номинальных оборотов и работа на холостом ходу)	1,5 . . . 2 часа	1 . . . 1,5 часа
3	Включение в сеть и набор нагрузки	2,5 часа	2 часа

Во время пуска, останова и работы турбины под нагрузкой должны соблюдаться следующие критерии надежности:

При прогреве корпуса КАЗ и цилиндра турбины скорость изменения температуры металла не должна превышать:

от 50 до 300 ⁰С - 3 ⁰С в минуту

от 300 до 400 ⁰С - 2 ⁰С в минуту

от 400 ⁰С и выше - 1 ⁰С в минуту.

Скорость прогрева пароперепускных труб не должна превышать 15 ⁰С в минуту.

Не должны превышаться следующие величины:

• разность температур между верхней и нижней частями цилиндра в зоне регулирующей ступени - 50 ⁰С

• разность температур между фланцем и шпилькой - 30 ⁰С

• относительное положение ротора - -2,0...+3,0 мм

• искривление вала турбины:

при вращении ротора ВПУ - 0,07 мм

при любой скорости вращения - 0,20 мм

• вибрация подшипников - 30 мкм (4,5 мм/с)

(см. также п.10.2.к) и п.10.11).

Температура масла, поступающего на подшипники (после маслоохладителей) должна быть 40...45 ⁰С, а на сливе из картеров подшипников - не выше 65 ⁰С.

Температура баббита уплотнений генератора не должна превышать 75 ⁰С.

Давление масла в системе регулирования должно быть равным 20 кгс/см² ,в системе смазки (после маслоохладителей) - 0,8 кгс/см².

Максимально допустимая температура колодок упорного подшипника - 90 ⁰С.

Пуск турбины.

Пуски турбины производятся при номинальных параметрах свежего пара.

Пуски турбины производятся с отключенными ПВД и включенными ПНД.

Пуски турбины производятся на конденсационном режиме с отключенным регулируемым отбором, ПР (переключатель режимов) - на нижнем упоре.

Регулирование расхода пара через турбину при пуске осуществляется степенью открытия вентилей на байпасе ГПЗ (или самой ГПЗ). Регулирующие клапаны должны быть открыты на 80 делений по шкале кулачкового вала.

Контроль абсолютного расширения ЦВД при пуске осуществляется по регистрирующему прибору. В случае несоответствия зависимости абсолютного расширения ЦВД от температуры ЦВД пуск должен быть прекращен до выяснения причины несоответствия.

Пуск турбины запрещается:

• при отклонении показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений;

• при неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

• наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

• при неисправности одного из маслонасосов или устройства их автоматического включения;

• 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;

• при неисправностях приборов и устройств теплового и механического контроля, не позволяющих следить за пусковыми параметрами;

• при неготовности к включению ВПУ;

• при неисправности предохранительного клапана на паропроводе регулируемого отбора;

• при повреждениях опор и пружинных подвесок паропроводов.

Воздействуя на синхронизатор регулятора скорости, необходимо открыть КАЗ и регулирующие клапаны на 80 делений по шкале кулачкового вала.

Необходимо откройть полностью первый по ходу пара вентиль на байпасе ГПЗ, приоткрыть второй вентиль до момента трогания ротора. Производится регулировка открытие вентиля так, чтобы скорость вращения была 400...500 об/мин. На этой частоте: