5. Порядок работы.

5.1. Общие указания.

В этом подразделе приведены общие указания,которые должны выполняться при

пуске турбины из любого теплового состояния,при эксплуатации и остановке турби-

ны.

5.1.1. С момента пуска вспомогательного оборудования внимательно следить за показани-

ями измерительных приборов,обращая особое внимание на показания следующих

приборов:

- осевого сдвига РТ;

- относительных расширений всех роторов;

- абсолютных расширений корпусов цилиндров №1 и 2;

- температур металла АЗВ,ЦВД и ЦНД;

- перепускных труб ЦВД;

- температур свежего пара,пара в регулирующей ступени ЦВД,сетевой воды на входе

и выходе из ПСГ;

- давления свежего пара,давлений в регулирующей ступени ЦВД и в камере перегру-

зочного клапана (за 4-ой ступенью),давлений в камере производственного и тепло-

фикационного отборов,в камере регулирующей ступени ЦНД (за 18-ой ступенью);

- расходов пара на турбину,в регулируемые отборы и в конденсатор;

- давления масла в системе смазки;

- расхода сетевой воды через ПСГ;

- температура баббита опорных подшипников турбины и колодок упорного подшип-

ника;

- вакуума в конденсаторе;

- вибрации подшипников турбины;

- искривления РТ;

- температур масла после маслоохладителей турбины и на сливах из подшипников;

- других параметров,исходя из местных условий станции.

Вести запись показаний приборов в суточной ведомости в соответствии с рабочей

инструкцией.

-32-

5.1.2. Перед подачей пара в турбину при вращении РТ на ВПУ проверить величину боя рото-

ра,которая не должна превышать 0,14 мм (разница между крайними показаниями

стрелки указателя).Если величина боя ротора превышает 0,14 мм,толчок турбины зап-

рещается.

5.1.3. Вращать РТ непрерывно на ВПУ,чтобы избежать искривления вала.Внезапная останов-

ка ротора при пуске является одной из главных причин прогиба ротора.Попадание пара

на концевые уплотнения даже при кратковременном останове ротора (в том числе и

при вращении его валоповоротным устройством) на 20-30 сек.приводит к прогибу

ротора на 0,5 мм и более.При более длительной остановке прогиб может достигать нес-

кольких миллиметров.Повторный пуск прогнутого ротора без предварительной его

выправки приведет к обязательному остаточному прогибу ротора.

Если перед толчком ротора при пуске турбины остановился ВПУ (независимо от при-

чин),пуск турбины следует отложить не менее,чем на 1 час.Все это время ВПУ должно

работать непрерывно,а выправление вала (бой) должно контролироваться по часовому

индикатору,установленному в специальное гнездо на переднем стуле турбины.Пуск

турбины разрешается,если бой вала по часовому индикатору не превышает 0,14 мм.

После подачи пара в турбину и увеличения частоты вращения РТ до 1000 об/мин иск-

ривление вала не должно превышать 0,1 мм.

При дальнейшем повышении частоты вращения РТ до номинальной величины искрив-

ления вала при прохождении критической частоты вращения не должна превышать

0,20 мм.

Если в указанных диапазонах величина искривления РТ превышает соответствующее

значение,турбину следует немедленно остановить и вращение РТ перевести на ВПУ.

Повторный пуск разрешается только после выяснения и устранения причин повышен-

ного искривления и проверки полного выпрямления РТ замером радиального боя ча-

совым индикатором.

Следует также иметь ввиду,что на полных оборотах прогиб ротора невозможен.

5.1.4. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости

подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 ммс¹.При превышении нормативного

значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 су-

ток.При вибрации свыше 7,1 ммс¹ эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запре-

щается,а при вибрации 11,2 ммс¹ турбина должна быть отключена действием защиты

или вручную (ГОСТ 25364-88).

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 ммс¹ и более от любого начального уровня.

В случае внезапного необратимого роста вибрации опор на 1 ммс и более при любом

начальном среднеквадратичном значении вибрации немедленно остановить турбоаг-

регат для поиска возможных повреждений вращающихся элементов.

В случае монотонного роста вибрации (среднеквадратичных значений вибрации опор,

оборотной составляющих с частотами 100 и 150 Гц) за неделю на 1,5-2,0 ммс остано-

вить турбоагрегат для выяснения причин роста вибрации не позднее,чем через 7 суток

При более быстром изменении вибрации немедленно остановить турбоагрегат.

Турбина должна быть разгружена и остановлена,если в течение 1-3 суток произойдет

плавное возрастание любого компанента вибрации одной из опор подшипников на

-33-

2 ммс¹.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима.При появле-

нии низкочастотной вибрации,превышающей 1 ммс¹,должны быть приняты меры к ее

устранению.

В п.4.4.26 требования ПТЭ по вибрации используются термины “установившейся

режим” и “внезапное изменение вибрации”.

Станционные паротурбинные агрегаты работают,как в неустановившемся,так и в уста-

новившемся режиме.

Под установившемся (стационарным) режимом подразумевается режим,при котором

контролируемые параметры сохраняют при данной нагрузке постоянные значения.

Оценка вибрационного состояния на пригодность к длительной эксплуатации произ-

водится именно в установившемся режиме на основании показаний штатной аппара-

туры вибрационного контроля.

Неустановившийся режим характеризуется непостоянством значений,контролируе-

мых параметров,что наблюдается на холостом ходу,в процессе прогрева и расшире-

ний турбины после пусков,при изменениях активной и реактивной нагрузки,частоты

сети,включение и отключение пром. и теплофикационного отборов,системы регене-

рации нагружения и разгрузки турбины.

Во всех случаях несоответствия вибрации норме в неустановившемся режиме,опера-

тивный персонал должен обратить внимание на любые отклонения теплового и меха-

нического состояния турбоагрегата,а также качества основного конденсата от норм,

сообщить техническому руководителю станции,поставить в известность персонал

ЦТАИ для проверки приборов контроля вибрации.Кратковременная работа в неуста-

новившемся режиме с вибрацией 7,1-10,0 ммс¹ допустима лишь при условии проверен-

ного эксплуатационной практикой последующего снижения до нормы в установив-

шемся режиме.Такая работа допустима по письменному разрешению главного инже-

нера.

Если в процессе пуска в неустановившемся режиме возникает нехарактерная для дан-

ного турбоагрегата повышенная вибрация одной или нескольких опор-это свидетель-

ствует о наличии серьезного дефекта.Таким образом,повышенная вибрация в неуста-

новившемся режиме должна рассматриваться,как один из признаков возможного на-

рушения нормального технического состояния турбоагрегата.

Особым и гораздо более опасным по возможным последствиям случаем изменения

вибросостояния турбоагрегата является скачок вибрации (внезапное изменение виб-

рации п.4.4.26 ПТЭ).

Под скачком вибрации следует понимать одновременное внезапное и необратимое из-

менение среднеквадратической виброскорости каких-либо составляющих вибрации

двух опор одного ротора,смежных опор или двух составляющих вибрации одной опо-

ры 1,0 ммс и более от любого начального уровня в сторону увеличения,либо умень-

шения независимо от режима работы турбины (установившегося или неустановивше-

гося) за время не более 5 сек.с длительностью не менее 10 сек.

Если необратимый скачок среднеквадратической виброскорости происходит в устано-

вившемся режиме работы и нет оснований считать ложным срабатывание аппаратуры

штатного виброконтроля,турбоагрегат должен быть немедленно остановлен.

Если скачок среднеквадратической виброскорости происходит в неустановившемся

режиме и через некоторое время восстанавливается до прежней (или близкой к ней)

величины т.е. не имеет необратимого характера,решение о дальнейшей эксплуатации

принимается главным инженером электростанции.

-34-

Если скачок среднеквадратической виброскорости при неустановившемся режиме

имеет необратимый характер турбоагрегат должен быть остановлен до выяснения

причин скачка.

Низкочастотной вибрацией называется вибрация турбоагрегата с частотой близкой к

половине частоты вращения турбогенератора.Низкочастотная вибрация возникает в

случае потери устойчивости вращения вала на масляной пленке подшипников.

По источникам возникновения низкочастотная вибрация делится на два вида:

1.Масляную,источником которой является масляный клин подшипника;

2.Паровую,вызываему силами действующими в проточной части турбины.

Возникновение низкочастотной вибрации возможно на переходных режимах работы

турбоагрегата (при выводе турбины на холостой ход,нагружении турбоагрегата).

Причинами вызывающими низкочастотную вибрацию могут являться низкая темпе-

ратура масла,низкое давление масла на смазку подшипников,неправильная работа

системы парораспределения (нарушение порядка открытия регулирующих клапанов)

расцентровка роторов турбины.

Внешними признаками возникновения низкочастотной вибрации является появление

резкого гула и дрожание корпуса турбины.Возникновение низкочастотной вибрации

также может сопровождаться скачком общего уровня вибрации и ростом температу-

ры подшипников.

При возникновении низкочастотной вибрации необходимо снизить нагрузку турбо-

агрегата до исчезновения вибрации,при необходимости повысить температуру мас-

ла и давление масла на смазку,после чего поставить в известность руководителя

цеха.

Если принятые меры не дадут необходимого результата,необходимо руководство-

ваться требованиями ПТЭ,изложенными в начале данного пункта.

5.1.5. При увеличении частоты вращения РТ критические частоты следует проходить быст-

ро,без задержек,во избежание возникновения повышенной вибрации.

Расчетные критические частоты вращения валопровода турбины и генератора приве-

дены в таблице 3.

Таблица 3

Тон критических колебаний валопровода	III	II	I
Критические частоты вра- щения валопровода,об/мин	1800	1600	1500
Пролет с максимальной амплитудой вибрации	РВД	РНД	Генератор

5.1.6. Прогрев,повышение частоты вращения РТ и нагружение турбины производить

таким образом,чтобы выдерживались следующие требования к прогреву.

5.1.6.1. Разность температур металла по толщине стенки цилиндра,измеренная в зоне регу-

лирующей ступени ЦВД,не должна превышать 35ºС.

5.1.6.2. Разность температур металла по толщине стенки корпуса АЗВ не должна превышать

-35-

в интервалах температур металла (по поверхностной термопаре в зоне подвода пара):

до 400ºС - 50ºС

от 400ºС до 450ºС - 30ºС

от 450ºС и выше - 20ºС

5.1.6.3. Разность температур металла верха и низа ЦВД в зоне паровпуска не должна превы-

шать50ºС.

5.1.6.4. Разность температур металла в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизон-

тального разъема цилиндров (без включения обогрева фланцев и шпилек) не должна

превышать 80ºС.

5.1.7. Для выполнения требований пункта 5.1.6. средняя скорость повышения температуры

металла корпусов цилиндров,корпуса АЗВ и регулирующих клапанов,ориентировочно

не должна превосходить значений,приведенных в таблице 4.

Таблица 4.

Температура металла,ºС	Скорость повышения температуры металла,ºС/мин
	Корпусы АЗВ и ЦВД
от 100 до 200	4.0
от 200 до 300	3.0
от 300 до 400	2.0
от 400 до 500	1.0
от 500 и выше	0.5

5.1.8. Максимальная скорость повышения температуры металла перепускных труб не долж-

на превышать 15ºС/мин.

5.1.10.Тепловые расширения цилиндров турбины должны быть симметричными.При увели-

чении частоты вращения и нагружении следует проверять изменение зазоров между

штифтами,установленными на корпусе подшипника и на лапах цилиндра;

допустимая разница изменения зазоров между правой и левой сторонами ± 0,5 мм.

5.1.11.Следить за температурой масла на сливе из подшипников.При повышении температу-

ры масла проверить температуру баббита соответствующих вкладышей и колодок

опорно-упорного подшипника,выяснить причину повышенного нагрева масла и устра-

нить ее.Если температура масла на сливе из подшипников повысится до 75ºС,турбину

следует остановить.

5.1.12.При включении обогрева фланцев и шпилек подачу пара регулировать так,чтобы поло-

жительная разность температур металла в поперечном сечении фланцев не превышала

50ºС и отрицательная не превышала 25ºС (наружная поверхность горячей внутренней),

письмо №510-766-175.Давление пара в коллекторе обогрева фланцев и шпилек не дол-

-36-

жно превышать 2 кгс/см².Срабатывание предохранительных клапанов настраивается

на 2,5±0,2 ати.

5.1.13.При использовании системы обогрева фланцев и шпилек следить,чтобы разность тем-

ператур металла между верхним и нижним,правым и левым фланцами цилиндра не

превосходила 10ºС,а между фланцем и шпильками не превосходила ±20ºС.

5.1.14.

I. Предельные величины относительного удлинения и сокращения роторов,при которых

не допускается работа турбины:

ЦВД +3,0 мм; - 2,0 мм

ЦНД +3,0 мм; - 2,5 мм

Примечание: “+” – означает,что происходит относительное удлинение ротора.

“-“ - означает,что происходит относительное укорочение ротора.

При этом следует учитывать,что тепловые деформации имеют некоторую инерцию,

поэтому не следует при пуске,останове и переходных режимах допускать приближе-

ния величин относительного удлинения и сокращения роторов к предельным значе-

ниям.

Для предотвращения выхода относительных перемещений роторов за допустимые

Пределы следует принимать следующие меры:

а) если при пуске или изменении режима работы (нагружении) турбины ротор ЦВД

удлиняется быстрее цилиндра,следует увеличить подачу пара на обогрев фланцев и

шпилек.При дальнейшем увеличении относительного удлинения ротора необходимо

прекратить повышение нагрузки и выдержать турбину на этом режиме до уменьше-

ния относительного удлинения ротора.Если принятые меры не дают положительных

результатов необходимо уменьшить нагрузку до снижения относительного расшире

ния ротора,выдержать и затем снова увеличить нагрузку.Если относительное удли-

нение ротора не уменьшилось и достигло предельной величины турбину необходи-

мо отключить и вращение ротора производить ВПУ.

б) если происходит относительное укорочение ротора ЦВД необходимо прекратить

Подачу пара на обогрев фланцев и шпилек и подать на переднее уплотнение ЦВД пе-

регретый пар.При дальнейшем сокращении ротора необходимо прекратить изменение

нагрузки и выдержать турбину на этом режиме до стабилизации относительного сок-

ращения ротора.Если принятые меры не дают положительных результатов необходи-

мо увеличить нагрузку до снижения относительного сокращения ротора и выдержать

турбину на этом режиме.Если относительное сокращение ротора не уменьшилось и

достигло предельной величины турбину необходимо отключить и вращение ротора

производить ВПУ.

II. При пуске,останове и переходных режимах необходимо осуществлять усиленный

контроль за тепловым перемещением турбины,на этих режимах из-за несимметрич-

ного теплового расширения цилиндров может произойти заклинивание в направляю-

щих шпонках,препятствующее свободному расширению цилиндров.Также при тепло-

вом перемещении турбины в случае повышенного трения между опорными поверх-

ностями турбины и фундамента может происходить закручивание и изгиб его элемен-

тов (ригелей).Эти факторы приводят к ухудшению работы подшипников,возникнове-

-37-

нию динамического прогиба роторов и увеличению вибрации.Оперативный персонал

обязан постоянно контролировать тепловые расширения турбины с записью показаний

в суточную ведомость и пусковую документацию, при этом обращать внимание на

плавность изменения теплового расширения турбины по регистрирующему прибору на

БЩУ т.е. отсутствию “ступенек”,свидетельствующих о заклинивании в шпонках и по-

вышенном трении между опорными плоскостями

III. Оперативный персонал должен немедленно остановить турбину в случае увеличения

Параметров тепломеханического состояния турбины до предельных значений:

- ОРР ЦВД +3,0;-2,0,ОРР ЦНД +3,0;-2,5

- Δt верх/низ металла ЦВД в зоне паровпуска -50ºС.

- температура баббита любого опорного подшипника и колодок упорного подшипника

-95ºС.

- осевой сдвиг ротора на 1,7 мм в сторону ЦВД или на 1,2 мм в сторону генератора.

- вибрация подшипниковых опор – 11,2 мм/с¹

5.1.15. Для предотвращения выхода относительных расширений сверх допустимых пределов,

указанных в пункте 5.1.14.,принимать следующие меры.

5.1.15.1. Если РВД расширяется быстрее ЦВД,следует включить и увеличить подачу пара на

обогрев фланцев и шпилек ЦВД,при дальнейшем увеличении относительного удлине-

ния РВД необходимо прекратить повышение температуры свежего пара;если указан-

ных мероприятий недостаточно,следует снизить нагрузку.Если подавался свежий пар

на переднее уплотнение ЦВД,отключить подачу пара,закрыв вентиль на линии подачи

свежего пара и открыв вентиль на отсосе пара с переднего уплотнения ЦВД на ПВД-7.

5.1.15.2. Если РВД расширяется медленнее ЦВД,следует прекратить подачу пара на обогрев

фланцев и шпилек,повысить температуру свежего пара,подать свежий пар на переднее

уплотнение ЦВД.

Перед подачей пара на переднее уплотнение ЦВД трубопровод подачи следует тщатель

-но сдренировать и прогреть,чтобы исключить попадание влажного пара на горячий

ротор.После открытия вентиля подача пара на переднее уплотнение ЦВД закрыть отсос

из камеры уплотнения на ПВД-7.

5.1.15.3. Если РНД расширяется быстрее ЦНД,следует повысить давление в конденсаторе (ухуд-

шить вакуум), повысить температуру пара на уплотнение,но не ниже 140ºС.

5.1.15.4. Если РНД расширяется медленнее ЦНД,следует понизить давление в конденсаторе

(улучшить вакуум) и повысить температуру пара на уплотнение,но не выше 200ºС.

5.1.15.5. Влиять на относительные расширения роторов и цилиндров можно также изменением

темпетаруры пара,подаваемого на уплотнения турбины.

5.1.15.6. Если после выполнения всех вышеперечисленных мероприятий относительные расши-

рения роторов и цилиндров все же превысят указанные в пункте 5.1.14.,турбина должна

быть остановлена и вращение РТ переведено на ВПУ.

5.1.16. Температура выхлопной части турбины не должна превышать 70ºС.Следить за вакуум-

-38-

ной системой и работой эжекторов,не допуская снижения вакуума ниже –0,70.

Запрещается пуск турбины при работе конденсатора только на встроенном пучке.

5.1.17. Колебания температуры свежего пара относительно значений,заданных графиками пус-

ков,не должны превышать +10ºС и -15ºС.

5.1.18. Температура масла на подшипники за маслоохладителями при пуске турбины на холос-

том ходу и под нагрузкой должна быть в пределах 40-45ºС.

5.1.19. При возникновении аварийных ситуаций во время пуска или работе под нагрузкой

необходимо руководствоваться нижеследующими положениями.

5.1.19.1. Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума вручную в следующих

случаях:

- при снижении давления масла в системе смазки до 0,3 кгс/см²;

- при загорании масла и невозможности немедленно ликвидировать пожар;

- при осевом сдвиге РТ на 1,7 мм в сторону ЦВД или на 1,2 мм в сторону генератора;

- при внезапном появлении повышенной вибрации (см.п.5.1.4.).

5.1.19.2. Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:

- при увеличении частоты вращения РТ выше 3360 об/мин;

- отключении генератора из-за внутренних повреждений;

- при недопустимом снижении уровня в демпферном баке;

- при снижении уровня в ГМБ ниже “0”;

- при разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах,паропроводах основного кон-

денсата и питательной воды в паровых коробках;

- при понижении перепада “Р” “масло-водород” ниже 0,2 кг/см²;

- при гидравлических ударах в трубопроводах или цилиндрах;

- при аварийном снижении вакуума до –0,7 кг/см² или срабатывании атмосферных

клапанов ЦНД;

- при повышении уровня конденсата в любом из ПВД до III-го аварийного предела;

- при резком понижении температуры свежего пара от номинальной величины до 425ºС;

- при появлении искр или дыма из подшипников,концевых уплотнений;

- при явно слышимом металлическом стуке в турбине;

- при повышении давления в ПСГ-2 выше 3,5 ата;

- при понижении масла на уплотнения генератора до 4 кг/см²;

- в случае возникновения чрезмерной или опасной вибрации маслопроводов,пульсации

давления масла и гидравлических ударов,угрожающих плотности маслосистемы,тур-

боагрегат аварийно остановить,выявить и устранить причины нарушений в работе мас-

лосистемы;

- турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на вык-

лючатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соот-

ветствующих защит в случае появления гидравлических ударов в паропроводах све-

жего пара или в турбине.

5.1.19.3. Не допускается работа турбины в следующих случаях:

- при относительных положениях роторов,превышающих величины,указанные в

п.5.1.14.;

-39-

- при повышении температуры баббита любого опорного подшипника до 95ºС и коло-

док упорного подшипника до 95ºС;

- при снижении уровня масла в баке системы смазки ниже нижнего предельного уров-

ня (см.п.4.1.3.);

- при снижении давления масла в системе регулирования ниже 10 кг/см²;

- при произвольном закрытии одного из РК,поворотной диафрагмы или АЗВ;

- при беспаровом режиме свыше 4-х минут;

- при температуре выхлопной части ЦНД свыше 70ºС;

- при повышении температуры свежего пара свыше 565ºС;

- при повышении абсолютного давления свежего пара свыше 140 ата;

- при включенных РД и абсолютных давлениях в камере производственного отбора

ниже 10 ата и в камере нижнего теплофикационного отбора ниже 0,3 ата;

- при включенном верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним;

- с полностью открытыми (на верхнем упоре) сервомоторами РК ЦВД,ЦНД и поворот-

ной диафрагмы на режимах работы с включенными отборами;

- при включенных РД и при абсолютном давлении пара в камере производственного

отбора выше 16 ата и в камере верхнего теплофикационного отбора выше 2,5 ата;

- на выхлоп в атмосферу;

- при абсолютном давлении в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше

83 ата;

- при абсолютном давлении в камере регулирующего колеса ЦНД (за 18-й ступенью)

выше 13,5 ата;

Примечания:

1. В случаях 5.1.19.1. и 5.1.19.2 эксплуатационный персонал обязан остановить турбину

независимо от действия соответствующих защит.

2. В случаях 5.1.19.3 эксплуатационный персонал обязан немедленно принять меры,

исключающие эти режимы,в противном случае турбина должна быть остановлена.

3. Пуск турбины остановленной из-за отклонения от нормального режима разрешается

после детального анализа .

5.1.20. Запрещается нагружение турбины при неиспытанных предохранительных клапанах

производственного и теплофикационного отборов.

Проверка срабатывания предохранительных клапанов должна быть произведена при

первом,после монтажа или капитального ремонта,пуске турбины на холостом ходу.

5.1.21. Пуск турбины из любого теплового состояния производится на конденсационном ре-

жиме.Положение органов управления турбиной перед пуском должно соответство-

вать п.п.4.2.2.,4.2.10,4.2.12.

5.1.22. Пуск турбины осуществляется на скользящих параметрах свежего пара (блочная

схема).

5.1.23. Пуск турбины запрещается в случаях:

- отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допусти-

мых значений;

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

-40-

- дефектов системы регулирования и парораспределения,которые могут привести к

разгону турбины;

- неисправности одного из масляных насосов смазки,регулирования,уплотнений

генератора и устройств их автоматического включения (АВР);

- отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения

температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

- отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

5.1.24. Пуск турбин,остановленных вследствии следующих причин:

- достижение осевого сдвига предельных значений;

- достижение ОРР ЦВД,ЦСД,ЦНД предельных значений;

- достижение “верх-низ” ЦВД предельных значений;

- достижение температуры масла на сливе из подшипников и температуры колодок

подшипников предельных значений;

- появление металлических задеваний,стуков,искр в уплотнениях,подшипниках,

цилиндрах;

- появление вибрации свыше 11,2 мм/сек производить только после детального

анализа причин и письменного разрешения главного инженера.