
- •Для изучения правил
- •Глава 4.1
- •4.1.2. Качество поставляемого на электростанции топлива должно соответствовать государственным стандартам и техническим условиям.
- •Твердое топливо
- •4.1.6. Эксплуатация хозяйств твердого топлива должна быть организована в соответствии с положениями действующих правил и инструкций
- •4.1.15. Работа оборудования и устройств топливоподачи при отсутствии или неисправном состоянии предупредительной сигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств не допускается.
- •4.1.24. При соединении и ремонте конвейерных лент применение металлических деталей не допускается.
- •4.1.26. На трубопроводы жидкого топлива и их паровые спутники должны быть составлены паспорта установленной формы.
- •4.1.28. На мазутном хозяйстве должны быть следующие параметры пара: давление 8-13 кгс/см2 (0,8-1,3 мПа), температура 200-250°с.
- •4.1.29. При сливе мазута "открытым паром" общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50-60 м3 должен быть не более 900 кг/ч.
- •4.1.31. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров, трубопроводов и др.) должна быть в исправности.
- •4.1.38. При выводе в ремонт топливопроводов или оборудования они должны быть надежно отключены от работающего оборудования, сдренированы и при необходимости производства внутренних работ пропарены.
- •4.1.41. Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видов жидкого топлива должны осуществляться в установленном порядке.
- •Особенности приема, хранения и подготовки к сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок
- •4.1.44. Топливо из резервуаров для подачи в гту должно отбираться плавающим заборным устройством с верхних слоев.
- •4.1.48. Вязкость подаваемого на гту топлива должна быть не более: при применении механических форсунок - 2°ву (12 мм2/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок - 3°ву (20 мм2/с).
- •4.1.49. Жидкое топливо должно быть очищено от механических примесей в соответствии с требованиями заводов - изготовителей гту.
- •4.1.52. При эксплуатации газового хозяйства должны быть обеспечены:
- •4.1.53. Эксплуатация газового хозяйства энергообъектов должна быть организована в соответствии с положениями действующих правил.
- •4.1.56. Не допускаются колебания давления газа на выходе из грп, превышающие 10% рабочего. Неисправности
- •4.1.57. Подача газа в котельную по обводному газопроводу (байпасу), не имеющему автоматического регулирующего клапана, не допускается.
- •4.1.58. Проверка срабатывания устройств зашиты, блокировок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные действующими нормативными документами, но не реже 1 раза в 6 мес.
- •4.1.63. Проверка плотности соединений газопроводов, отыскание мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии.
- •4.1.64. Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не допускается.
- •4.1.65. Подача и сжигание на энергообъектах доменного и коксового газов должны быть организованы в соответствии с положениями действующих правил.
- •Глава 4.2
- •4.2.2. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должна поддерживаться в исправном состоянии.
- •4.2.7. При эксплуатации пылеприготовительных установок должен быть организован контроль за следующими процессами, показателями и оборудованием:
- •4.2.13. Бункера сырого топлива, склонного к зависанию и самовозгоранию, должны периодически, но не реже 1 раза в 10 сут, срабатываться до минимально допустимого уровня.
- •Список использованной литературы к главе 4.2
- •Глава 4.3
- •4.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:
- •4.3.4. Пуск котла должен быть организован под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта - под руководством начальника цеха или его заместителя.
- •4.3.5. Перед растопкой барабанный котел должен быть заполнен деаэрированной питательной водой.
- •4.3.6. Заполнение неосгывшего барабанного котла разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160ºС.
- •4.3.9. При растопке прямоточных котлов блочных установок
- •4.3.12. При растопке котлов должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов, - дутьевой вентилятор.
- •4.3.13. С момента начала растопки котла должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане.
- •4.3.21. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.
- •4.3.27. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха не допускается.
- •4.3.28. При эксплуатации котлов температура воздуха, °с, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:
- •4.3.30. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25°с температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45°с.
- •4.3.35. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов должны быть удалены при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.
- •4.3.36. Подпитывать остановленный котел с дренированием волы в целях ускорения охлаждения барабана не допускается.
- •4.3.39. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, должно быть установлено наблюдение за температурой воздуха.
- •4.3.44. Котел должен быть немедленно1 остановлен (отключен) персоналом при отказе в работе зашит или при их отсутствии в случаях:
- •Глава 4.4
- •4.4.1. При эксплуатации паротурбинных установок должныбыть обеспечены:
- •4.4.2. Система автоматического регулирования турбины
- •4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.
- •2,5 Кгс/см2 (0,25 мПа) и выше, %, не более ………………………2
- •4.4.5. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10-12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.
- •4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.
- •4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:
- •4.4.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:
- •4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском турбины из холодного состояния.
- •4.4.19. При эксплуатации конденсационной установки должны производиться:
- •4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:
- •4.4.21.Эксплуатация подогревателя высокого давления (пвд) не допускается при;
- •4.4.24. Пуск турбины не допускается в случаях:
- •4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 .
- •4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
- •4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе зашит или при их отсутствии в случаях:
- •4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:
- •4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.
- •4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и вышестоящих организаций.
- •4.4.34. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должно быть согласовано с заводом-изготовителем.
- •4.4.35. Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться:
- •Глава 4.5
- •4.5.11. Пуск энергоблока не допускается в случаях:
- •4.5.12. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой цнд или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию.
- •4.5.15. Энергоблок должен быть немедленно остановлен персоналом при отказе в работе зашит или при их отсутствии в случаях:
- •4.5.17. Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускаются:
- •Глава4.1 топливно-транспортноехозяйство 4
4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 .
При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут.
При
вибрации свыше 7,1
не допускается эксплуатировать
турбоагрегаты более 7 сут, а при вибрации
11,2
турбина должна быть отключена действием
зашиты 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
и более от любого начального уровня.
Турбина
должна быть разгружена и остановлена,
если
в течение 1-3 сут произойдет плавное
возрастание
любого компонента вибрации одной из
опор подшипников
на 2
.
Эксплуатация
турбоагрегата при низкочастотной
вибрации
недопустима. При появлении низкочастотной
вибрации,
превышающей 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 об/мин и до 50 мкм при частоте
вращения 1500 об/мин; изменение вибрации
на 1-2
эквивалентно изменению размаха колебаний
на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин
и
20-40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.
Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным стандартам.
До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям государственных стандартов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц
Для турбоагрегатов основным источником вибрации являются вращающиеся роторы. Возмущающей силой воздействующей на роторы и вызывающей их вынужденные колебания, является в основном центробежная сила, возникающая из-за их остаточного дисбаланса. Вибрация от ротора через масляный слой передается на вкладыши подшипника, далее на подшипниковые опоры и фундамент.
При изготовлении турбин, генераторов и возбудителей на заводах выполняется специальная динамическая балансировка роторов, что должно обеспечивать работу агрегатов на электростанции при номинальной частоте вращения и полной нагрузке с вибрацией в пределах допустимой. Однако при монтаже турбины могут быть допущены отклонения в сборке и центровке, что предопределяет необходимость проведения тщательного вибрационного обследования агрегата после монтажа и принятия в случае необходимости мер к доведению вибрации до норм, указанных в ПТЭ.
Процесс вибрации характеризуется различными параметрами, в числе которых виброперемещение (размах колебаний), частота и виброскорость (скорость перемещения в момент прохождения нейтрального положения).
Для оценки вибрации выбрана виброскорость (ее среднеквадратичное значение), объединяющая виброперемещения и частоту вибрации.
Использование среднеквадратичных значений виброскорости вместо размаха виброперемещений имеет следующие преимущества:
1. Учет частоты вибрации, что позволяет задавать один норматив для любой частоты вращения, в то время как при
измерении виброперемещений для каждой частоты вращения задавался свой норматив, например для 1550 об/мин — 50; 3030 - 30; 5015 - 15 мкм и т.д.
Большая устойчивость параметра виброскорости к влиянию конструкции опор подшипников, что обеспечивает незначительный разброс значений виброскорости опор подшипников разной конструкции. При измерении виброперемещений условно считалось, что опоры подшипников имеют одинаковую динамическую податливость и их виброперемещения в достаточной степени характеризуют колебания роторов, являющихся источниками вибрации. Такое допущение не всегда было правомерным. В ряде случаев при жестких металлоемких корпусах подшипников были случаи разрушения вкладышей из-за вибрации, в то время как виброперемещения корпусов подшипников оставались в пределах нормы.
Более высокая точность и надежность измерений. Снижение погрешности происходит за счет нечувствительности показаний аппаратуры к случайным помехам и ударам, сужения диапазона измерений при переходе от шкалы 10— 100 мкм к шкале 1 — 10
, отсутствия фазочастотной погрешности.
Пригодность параметра виброскорости для контроля вибрации любого гармонического состава. При измерении размаха виброперемещений высокочастотные составляющие в спектре вибрации не учитываются, а в ряде случаев именно они являются причиной повреждений. По данным ВТИ, на одной из турбин 300 МВт было зафиксировано повреждение вкладыша подшипника, хотя размах его колебаний не превышал 20 мкм. В другом случае на турбине 100 МВт был обнаружен отрыв опоры от фундамента при размахе виброперемещений до 40 мкм. Виброскорость в указанных случаях составляла соответственно 9 и 12
.
Следует отметить, что учет высокочастотных составляющих вибраций путем измерения виброскорости позво-
ляет оценивать качество ремонта турбоагрегата: доведение до нормативных значений зазоров при ревизии вкладышей, улучшение прилегания опор подшипников к опорным поверхностям фундамента, улучшение центровки валопровода и спаривания полумуфт ведут к снижению среднеквадратичного значения виброскорости опор подшипников.
5. Универсальность применения параметра виброскорости для оценки вибрации всех статорных элементов турбины, генератора, фундамента турбоустановки. Параметр виброскорости вошел в санитарные нормы, применяется в зарубежных странах.
Для эксплуатационного контроля вибрации опоры достаточно измерить виброскорость в трех направлениях в точке, расположенной возможно ближе к центру вкладыша подшипника.
Вертикальную составляющую вибрации следует измерять на верхней крышке подшипника над серединой длины его вкладыша, горизонтальные (поперечную и осевую) — на уровне оси валопровода против середины длины вкладыша.
Установление
нормативных значений вибрации
осуществлялось на основании опыта
эксплуатации турбоагрегатов
с учетом основной задачи — диагностирования
повреждений
в элементах турбоагрегата (включая
фундамент) на
ранней стадии их возникновения. Было
определено, что наиболее
целесообразным нормативным значением,
определяющим
условия надежной длительной эксплуатации
всех турбоагрегатов, является
среднеквадратичное значение
виброскорости Vc
— 4,5
.
При установлении верхних допустимых границ значений виброскорости проанализированы экспериментальные данные, а также данные опыта эксплуатации и наладки турбоагрегатов. На основании сопоставления этих данных предельно допустимая для эксплуатации всех типов агре-
гатов
виброскорость опор установлена равной
11,2
при
достижении которой турбоагрегат должен
быть немедленно
остановлен защитой или вручную. Интервал
значений
виброскорости опор от 7,1 до 11,2
должен быть
использован персоналом для устранения
повышенной
вибрации в срок, не превышающий 7 сут.
Как показывает опыт эксплуатации, особую опасность для оборудования представляет режим работы с повышенной вибрацией при неустановившемся режиме (изменение частоты вращения, нагрузки, параметров пара).
Кратковременная
работа агрегата в неустановившемся
режиме с вибрацией выше 7,1
допустима лишь при
условии проверенного практикой
эксплуатации ее последующего
снижения до нормы в установившемся
режиме. Однако такая работа допустима
лишь с письменного
разрешения технического руководителя
электростанции,
которое относится к конкретному
турбоагрегату. При отсутствии
этого документа работа недопустима.
Если после
ремонта в неустановившемся режиме
возникает нехарактерная
для агрегата повышенная вибрация одной
или нескольких
опор, это свидетельствует о незавершенности
виброналадочных работ либо о наличии
серьезного дефекта,
например поломки лопатки, которая может
произойти в процессе
пуска, и в любом случае требует принятия
мер. Поэтому повышенная вибрация в
неустановившемся режиме
должна рассматриваться как один из
признаков возможного
нарушения нормального технического
состояния. В этих условиях
решения в обязательном порядке должны
приниматься
с учетом заключений специалистов по
виброналадке.
Еще более опасным по возможным последствиям является скачок вибрации.
Под скачком вибрации следует понимать одновременное внезапное и необратимое изменение среднеквадратичной виброскорости каких-либо составляющих вибрации двухопорного ротора, двух смежных опор или двух
составляющих
вибрации одной опоры на 1,0
и более от любого начального уровня
независимо от режима работы
турбоагрегата (установившегося или
неустановившегося).
Если необратимый скачок среднеквадратичной виброскорости происходит в любом режиме (как установившемся, так и неустановившемся), а вероятность ложного срабатывания аппаратуры штатного виброконтроля исключена, турбоагрегат должен быть немедленно остановлен, как этого требует ГОСТ 25364-97 [3], независимо от направления скачка (в сторону увеличения или уменьшения вибрации).
Если
скачок среднеквадратичной виброскорости
происходит
в неустановившемся режиме, причинами
его могут
быть затрудненные заклиниваниями в
шпоночных соединениях рывкообразные
перемещения опорных стульев
и цилиндров, резкие изменения расходов
пара через
ЦВД и др. В этих случаях вибрация через
некоторое время
(5—15 мин) восстанавливает доскачковое
значение (или
близкое к нему), т.е. не имеет необратимого
характера.
Однако, как правило, скачки вибрации,
вызванные этими
причинами, не превышают 1
;
тем не менее незамедлительно
должны быть приняты меры к выяснению
причин скачка.
4.4.27. 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.
При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен
быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.
При неудовлетворительном качестве пара, поступающего в турбину, на направляющих и рабочих лопатках образуются солевые отложения, условно классифицируемые (по трудности удаления) как нерастворимые — кремнекислота, оксиды железа и меди и растворимые — соединения натрия и калия. Характер отложений, их распределение по ступеням проточной части зависят от свойств и состава солей, параметров пара, скорости и влажности пара в ступенях.
Занос проточной части солями при одной и той же степени открытия регулирующих клапанов и одинаковых параметрах пара приводит к уменьшению пропуска пара через турбину. В результате максимальная мощность турбины уменьшается.
Сужение проходного сечения направляющего аппарата увеличивает перепад давлений на диафрагмах, вызывая в них дополнительные изгибающие напряжения. Отложение солей на рабочих лопатках может привести к увеличению степени реакции ступени при относительно большем заносе проходных сечений между рабочими лопатками по сравнению с сопловыми. Это, в свою очередь, приводит к увеличению перепада давлений на дисках ротора и увеличению осевого усилия на упорный подшипник.
Занос лопаток отдельных ступеней турбины приводит к перераспределению теплового перепада между ступенями, они начинают работать в нерасчетном режиме. Увеличивается также шероховатость поверхности каналов, т.е. уменьшается внутренний КПД ступеней.
Таким образом, из-за заноса проточной части турбины солями снижаются ее надежность, экономичность и максимальная мощность.
Свидетельством уменьшения площади проходного сечения проточной части из-за отложения солей на лопатках является постепенное повышение давления в камерах контрольных ступеней при одном и том же расходе пара. Допустимые 10% повышения давления в контрольных ступенях турбины установлены на основании расчетов и опыта эксплуатации.
По условиям надежности проточной части и упорного подшипника заводами — изготовителями турбины устанавливаются предельные значения давления в контрольных ступенях (как правило, в камере регулирующей ступени). При определении допустимых режимов работы турбины, подвергшейся заносу солями, это значение не должно превышаться.
Для оценки степени заноса турбины солями необходимо иметь "эталонные" значения давления в контрольных ступенях при различных расходах пара и чистой проточной части. Для этого после монтажа или капитального ремонта проводятся испытания на различных паровых нагрузках, с включенными и отключенными ПВД. При этом параметры пара должны быть номинальными, а тепловая схема — проектной или той, которая принята в эксплуатации. В результате определяется зависимость давления в контрольной ступени (ступенях) от расхода пара при чистой проточной части. В дальнейшем, при нормальной эксплуатации турбины, периодически измеряя давление в контрольной ступени, можно будет судить о степени заноса проточной части.
Если контрольными измерениями будет установлено, что занос турбины достиг установленного предела (10% повышения давления), следует произвести очистку проточной части от отложений. Существует ряд способов такой очистки, включающих промывку влажным паром под
нагрузкой, водную или водно-щелочную промывку при работе на валоповороте, механическую чистку лопаток со вскрытием турбины и разборкой проточной части. Выбор конкретного способа очистки зависит от состава отложений, схемы турбоустановки и опыта персонала.
Следует иметь в виду, что появление отложений в проточной части турбины является следствием неудовлетворительного водно-химического режима и борьба с отложениями должна вестись прежде всего в направлении наладки режима. Очистка проточной части турбины не является радикальной мерой и должна применяться в крайних случаях.