3. Эксплуатация и техническое обслуживание оборудования ту в режиме «Работа на мощности»

Во время работы турбоустановки должно выполняться диспечерский график нагрузок при надежной экономичной работе тепловой схемы основного и вспомогательного оборудования турбоустановки.

Ежесменно проверяются введение в полном объеме технологических защит, блокировок (РМОТ 4-6, SA99S1,3,4), сигнализации, автоматических регуляторов и СИТ (БЩУ, НУ 25-34).

Производить регулярно обход и осмотр оборудования турбоустановки в соответствии с графиком обходов оборудования.

Прослушивать турбоагрегат периодически в течение смены, а также при всяком изменении режима работы, выяснять причины, при обнаружении каких-либо неисправностей в работе оборудования, примите меры по их устранению.

Регулярно производить , в соответствии с утвержденным графиком, включение и опробование оборудования и механизмов, находящихся в резерве.

Поддерживать номинальными параметры свежего пара, температуру промперегрева и вакуум в соответствии с данными, приведенными в таблице.

Основные параметры турбинной установки

Наименование параметра	Ед. изм.	Значен.	Примечание
Давление свежего пара перед СРК: - номинальное - максимальное	кгс/см2	59,0 79,0	при отключ.ТГ
Температура свежего пара перед СРК: - номинальная - максимальное	°C	274,3 293,6	при отключ.ТГ
Степень влажности свежего пара перед СРК: - номинальная - максимальная	%	0,5 1,0
Максимальный массовый расход свежего пара на турбину	т/ч	6430	включая СПП-2 ст
Расчетная степень влажности пара после сепаратора	%	1,0
Потеря давления перегреваемого пара в СПП	%	3,0
Номинальная температура пара за СПП	°C	250
Температура питательной воды: - при включенных ПВД (номин.) - при отключенных ПВД	°C	225 165
Расчетная температура охлаждающей ц/воды	°C	15
Номинальный расход охл. ц/воды	м3/ч	169800	на 3 кон-ра
Подпитка ХОВ в цикл при температуре 30°C: - номинальный - допускаемый максимальный добавок	т/ч	100 250
Расход пара в КСН	т/ч	150
Номинальное давление пара в конденсаторах	кгс/см2 (абс)	0,04
Максимальная температура охл. ц/воды, при которой обеспечивается надежная работа турбины	°C	33	со снижением мощности ТГ

Производить периодический осмотр паропроводов, арматуры, фланцевых соединений, изоляции и обшивки паропроводов.

Обращать особое внимание на опоры и подвески, тепловое расширение паропроводов. Заносить результаты осмотров в оперативный журнал.

Принимать меры для своевременного устранения пропаривания фланцевых соединений и арматуры.

Не допускать работу оборудования с пропариванием и пропуском воды, особенно по сварным соединениям и цельному металлу. Такая работа может явиться причиной серьезной аварии.

Обслуживать паропроводы свежего пара, запорную и регулирующую арматуру на них в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации паропроводов свежего пара.

Техническое обслуживание системы смазки турбоагрегата выполнять в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации системы смазки турбины.

При приемке смены и периодически при обходах, производить проверку плотности системы маслоснабжения: осматривать маслонасосы, арматуру, маслопроводы и другое оборудование, обращать особое внимание на маслопроводы, расположенные вблизи горячих паропроводов, корпусов ЦВД, СРК, ЗПП.

Контроль качество масла выполнять в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации системы смазки турбины.

Включать в работу маслоочистительные установки ПСП-2-4 и ФП2-3000 при неудовлетворительном качестве масла в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

Перед каждым пуском и остановом турбоагрегата, а также один раз в две недели, согласно графика проверять АВР насосов системы смазки по сигналам снижения уровня масла в демпферном баке и снижения давления в напорном коллекторе системы смазки на уровне оси турбины.

Поддерживать номинальные параметры в системе уплотнений турбины в соответствии с инструкцией по эксплуатации конденсационно-вакуумной системы.

Осуществлять постоянный контроль за разностью температур воды до и после конденсаторов. При номинальной нагрузке она должна быть равна от 11 до 12 °С.

Проверять постоянно величину переохлаждения конденсата в конденсаторах. Она должна быть не более 1-2 °С.

Проверять регулярно по графику, а также перед каждым остановом турбоагрегата в ремонт и после выхода его из ремонта плотность вакуумной системы, значение присосов воздуха при номинальной нагрузке турбины не должны превышать100 кг/ч; устранять каждый раз выявленные места присосов воздуха.

Контролировать температурный напор конденсатора (разность между температурой пара на входе в конденсатор и температурой охлаждающей воды на выходе из конденсатора), который должен составлять при номинальной нагрузке турбины не более 9 °С при расчетной температуре циркводы (+)15 С.

Контролировать работу конденсационной системы и системы регенерации соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

Ежесменно (через лаборанта ВРХЛ) контролировать содержание кислорода в конденсате и жесткость, при необходимости устраните причины их повышения.

Содержание кислорода в конденсате за КЭН - 1 ст. должно быть не более 30 мкг/кг, жесткость конденсата должна быть не более 0,2 мкг-экв/кг.

Увеличенное содержание кислорода может быть вызвано:

- неплотностями в днищах конденсаторов;

- неплотностью всасывающего тракта конденсатных насосов;

- высоким уровнем конденсата в конденсаторах, приводящем к заливу деаэрационных устройств.

Повышенная жесткость конденсата свидетельствует об увеличенных присосах охлаждающей воды через неплотности трубной системы конденсатора.

Поиск присосов охлаждающей воды выполнять в соответствии с инструкцией по эксплуатации конденсационно-вакуумной системы.

Один раз в месяц (по графику) производит расхаживание задвижек RC20S01,02 подачи конденсата на впрыск ПСУ конденсатора

Следить регулярно:

а) за чистотой фильтров в системе орошения выхлопных патрубков ЦНД; при увеличении перепада производить их поочередную промывку обратным током воды;

б) за номинальным подогревом конденсата и питательной воды в каждом из подогревателей, а также за температурными напорами в них, не допускать завоздушивания подогревателей, т.к. это приводит к недогреву воды в них, и, как следствие, к перегрузке последующих подогревателей; выявлять и устранять места присосов воздуха;

в) за уровнями в подогревателях.

Контролировать работу системы промежуточного перегрева пара в соответствии с инструкцией по эксплуатации сепараторно-перегревательной установки.

Производить испытание автомата безопасности после выхода турбины на холостой ход при номинальном давлении свежего пара и давлении в конденсаторе не более 0,1 кгс/см² (абс).

Испытание АБ подачей масла выполняется в следующих случаях:

а) после ремонтов, связанных с разборкой АБ;

б) после капитальных ремонтов турбины;

в) после длительного (более 30 суток) простоя турбины;

г) перед испытанием турбины со сбросом электрической нагрузки;

д) при непрерывной работе турбины 1 раз в 4 месяца;

е) перед каждым испытанием АБ увеличением частоты вращения ротора.

Испытание АБ разгоном выполняется в следующих случаях:

а) после ремонтов, связанных с разборкой АБ;

б) перед испытанием системы регулирования турбины на сброс нагрузки (не более, чем за 15 суток до испытания);

в) после длительного (более 30 суток) простоя турбины;

г) не реже 1 раза в год.

Испытание АБ разгоном проводите при выполнении следующих условий:

а) после успешного завершения проверки плотности стопорных и регулирующих клапанов раздельно и совместно;

б) после опробования срабатывания каждого из двух колец АБ подачей масла при номинальной частоте вращения;

в) после проверки нормального функционирования системы срыва вакуума в конденсаторах прямым воздействием путем ухудшения вакуума до толчка турбины при проверке защит по п. 3.21 настоящей инструкции;

г) после проверки нормальной работоспособности электроприводов ГПЗ и байпасов ГПЗ;

д) с контролем частоты вращения в процессе испытаний как по месту, так и с БЩУ.

Соблюдать периодичность проверки плотности клапанов и заслонок:

а) перед остановом турбины в капитальный ремонт (только СК и РК);

б) после капитального ремонта;

в) перед испытанием АБ повышением частоты вращения ротора (для стопорных на блоке 6 и регулирующих заслонок ЦНД бл.1-6 не более 1 месяца до испытаний);

г) не реже 1 раза в год.

Контроль состояния оборудования, проверку работы, техническое обслуживание механизмов АСРЗ выполнять в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

Расхаживать СК ЦВД и ЗПП ЦНД на часть хода проводите 1 раз в сутки под непосредственным контролем НСТО по месту.

Производить расхаживание обратных клапанов всех отборов (КОС) перед каждым пуском и остановом турбины, а также не реже одного раза в 4 месяца непрерывной работы турбоустановки,

а) один раз в 4 месяца (при непрерывной работе турбины более 4 месяцев – в ближайший останов турбины с плановым срывом вакуума в конденсаторе);

б) в текущий останов турбины, если при расхаживании КОСа обнаружен неполный ход штока сервопривода или имеет место невозврат штока в верхнее положение.

Производить один раз в смену внешний осмотр обратных клапанов отборов (КОС), исправность указателей положения сервоприводов, наличие пломб на арматуре силовой воды и индивидуального расхаживания. При работе турбины сервоприводы клапанов должны быть полностью открыты. Прикрытие сервоприводов под нагрузкой может явиться причиной выхода их из строя.

Прикрытие сервоприводов может происходить из-за повышения давления в подводящем коллекторе силовой воды более 1,5 кгс/см².

Не допускать работу оборудования (при закрытых КИСах) с давлением силовой воды более 1,5 кгс/см² и менее 0,5 кгс/см².

При срабатывании КОС или при проведении их полного расхаживания контролировть перепад на фильтрах. Не допускать работу фильтров силовой воды при перепаде давления более 2,0 кгс/см².

Если перепад на сетках более 2,0 кгс/см², то промыть фильтры поочередно обратным ходом в БНТ в течение 10 минут.

Лекцию разработал

доцент кафедры Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ В.Н. Петрыкин

12