- •Г.Нижнекамск, 2010г инструкция по эксплуатации турбин т-100/120-130-2 ст.№ 5,7,
- •2. Краткая характеристика.
- •2.1. Основные параметры и краткая характеристика режимов работы
- •Основные параметры турбины
- •2.2.1. Системы регулирования
- •2.2.2. Масляной системы
- •3. Указания мер по технике безопасности и пожарной безопасности
- •3.1. Несчастные случаи с людьми.
- •3.2. Пожар в цехе.
- •3.3. Меры безопасности при эксплуатации и ремонте оборудования в ктц-2
- •4. Подготовка турбоустановки к работе
- •4.1. Подготовка турбины.
- •5. Пуск турбины
- •5.1. Общие указания по пуску турбины.
- •5.2. Пуск турбины из холодного состояния.
- •Синхронизация генератора, включение его в сеть. Набор нагрузки
- •5.3. Пуск турбиhы из hеостывшего и горячего состояhия.
- •6. Порядок перевода турбины на режим работы с отопительными отборами пара
- •6.6. Включение верхнего отопительного отбора.
- •6.7. Устройство и работа гидравлической системы защиты камер нижнего теплофикационного отбора турбины от аварийного повышения давления.
- •7. Порядок перевода турбины на режим работы без отопительных отборов
- •7.2. Порядок отключения псг-2.
- •7.3. Порядок отключеhия псг-1
- •8. Останов турбины
- •9. Критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы турбоустановки
- •10. Допускаемые нагрузки на турбину и сетевые подогреватели.
- •11. Обслуживание турбоустановки во время работы
- •11.2. Состояние пара.
- •11.3. Частота электрической сети.
- •11.4. Чистота проточной части.
- •11.6.Масляная система.
- •11.7. Парораспределение.
- •11.8. Защита от разгона.
- •11.9. Гидравлическая система защиты камер нижнего теплофикационного отбора (гсзо)
- •11.10. Регулирование нагрузки турбины.
- •11.11. Реле осевого сдвига.
- •11.12. Ограничитель мощности.
- •11.13. Работа уплотнений.
- •11.14. Клапан рециркуляции.
- •11.15. Конденсационная установка.
- •11.16. Дренажи на конденсатор.
- •11.17. Подогреватели низкого и высокого давления.
- •11.18. Сетевые подогреватели (псг № 1,2).
- •11.19. Обратные клапаны.
- •11.20. Предохранительные клапаны.
- •11.22. Валоповоротное устройство.
- •11.23. При эксплуатации турбоустановки необходимо выполнять следующее:
- •12. Противоаварийные указания.
- •12.2. Турбина должна быть немедленно отключена закрытием стопорного и регулирующих клапанов, а генератор отключен от сети действием защит или персоналом в следующих случаях:
- •12.3. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером (с уведомлением диспетчера энергосистемы) в случаях:
- •12.4. Турбина должна быть разгружена и остановлена также в следующих случаях:
- •12.5. Порядок операций при аварийном останове турбины.
- •13. Порядок допуска к ремонту оборудования.
- •14. Вывод турбогенератора в ремонт.
- •Основные уставки
11.7. Парораспределение.
11.7.1. Один раз в сутки расхаживать стопорный клапан, перемещая шпиндель вращением маховика расхаживающего устройства, примерно на 15-20
мм. Результаты проверки записать в суточную ведомость.
11.7.2. Один раз в сутки производить перемещение диафрагмы, воздействуя на РТО.
11.7.3. Во избежание зависания регулирующих клапанов производить расхаживание их путем частичного открытия и закрытия. При зависании клапана появится зазор между роликом и кулачком, если рычаг с роликом поднять рукой. При выявлении зависания регулирующих клапанов что подтверждается показаниями манометров после регулирующих клапанов (давление пара не снижается при закрытии сервомотора), турбина должна быть разгружена и остановлена при помощи ГПЗ. Время останова турбины определяет главный инженер ТЭЦ.
11.7.4. В соответствии со сроками, указанными в ПТЭ, т.е. перед остановом турбины в капитальный ремонт и при пуске после капитального ремонта и перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, но не реже одного раза в год, проверять:
плотность стопорного клапана;
регулирующих клапанов;
регулирующих диафрагм.
Порядок проверки см. в п. 5.2.32,5.2.33.
11.7.5. При увеличении нагрузки, производить контроль за давлением масла под поршнем сервомотора регулирующих клапанов плавным перемещением сервомотора. При резких изменениях давления масла под и после поршня и при резких перемещениях сервомотора, проверить отсутствие заеданий в подшипниках и рычагах парораспределения.
11.7.6. Не менее одного раза в смену проверять крепление кулачковой рамы к корпусу цилиндра, осматривая целостность болтов и наличие поперечной шпонки.
11.8. Защита от разгона.
11.8.1. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все её элементы) должна быть увеличением частоты вращения в следующих случаях: после монтажа турбины, после кап.ремонта, перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети, после длительного (более 3месяцев) простоя, после разборки автомата безопасности. Кроме того, защита должна испытываться после разборки системы регулирования, а также отдельных её узлов и периодически не реже 1 раза в 4 месяца. В этих случаях допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей её цепи.
11.8.2. Испытание защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха или его заместителя.
11.9. Гидравлическая система защиты камер нижнего теплофикационного отбора (гсзо)
11.9.1. Ежедневно проверять наличие устойчивого вращения золотников предохранительных гидравлических регуляторов (ПГРД) ГСЗО.
11.9.2. После ремонта турбины, а также после разборки и сборки ГСЗО, (но не реже 1 раза в год),проверить работоспособность ГСЗО настоящей турбине путем снятия характеристик согласно программы и методике испытаний (ЭО-23676 ПМ).
11.9.3. Проверка работоспособности ГСЗО на работающей турбине производится при нагрузке не менее 30 МВт не реже 1раза в 4месяца, а также при каждом пуске турбины.
11.9.4. Следить за состоянием трубопроводов, фланцевых соединений, не допуская протечек масла.
11.9.5. Выполнять ревизию ГСЗО при капитальных ремонтах турбины.