Джерело: Правила технічної експлуатації електричних
станції та мереж. ГКД 34.20.507-2003
Розділ 5. Підрозділ 4.
Паротурбінні установки
8.4.1 Під час
експлуатації паротурбінних установок повинні бути забезпечені:
- надійність роботи основного і допоміжного
устаткування;
- готовність до прийняття номінальних електричного
і теплового навантажень та їхньої зміни в межах регулювального діапазону, аж до
технічного мінімуму;
- робота під навантаженням у разі аварійного
зниження частоти в енергосистемі до рівня частоти, визначеного в ТУ на поставку
турбіни;
- нормативні показники економічності основного і
допоміжного устаткування;
- недопущення шуму і загазованості повітря в машзалі понад установлені норми.
8.4.2 Система автоматичного регулювання турбіни в
повному складі згідно з проектною комплектацією заводу-виробника або
модернізована (з механічними, гідравлічними, електричними, електронними та
іншими елементами відповідно до проекту) повинна задовольняти такі вимоги:
- стійко витримувати задані електричне й теплове
навантаження і забезпечувати можливість їхньої плавної зміни;
- стійко підтримувати частоту обертання ротора
(далі частота обертання) турбіни на неробочому ході і плавно її змінювати (у
всьому робочому діапазоні чи в межах робочого діапазону механізму керування
турбіною) з номінальними і пусковими параметрами пари;
- утримувати частоту обертання турбіни нижче від
рівня настроювання спрацювання автомата безпеки у разі миттєвого скидання до
нуля електричного навантаження (у разі відключення турбогенератора від мережі і
ВП), що відповідає максимальній витраті свіжої пари в частину високого тиску з
номінальними її параметрами і максимальній витраті пари в частину низького
тиску турбіни. У випадку відключення окремих елементів системи автоматичного
регулювання робота турбіни повинна розглядатися згідно з п.8.4.30, підпункту г).
8.4.3 Значення параметрів, що характеризують якість
роботи систем регулювання парових турбін, повинні відповідати ГОСТ 24278
"Установки турбинные паровые
стационарные для привода электрических
генераторов ТЗС. Общие технические требования" -
для теплових електростанцій і ГОСТ 24277 "Установки паротурбинные
стационарные для атомных электростанций. Общие технические условия" - для
атомних електростанцій.
8.4.4 Усі перевірки й випробування системи регулювання і захисту турбіни від
підвищення частоти обертання повинні виконуватися відповідно до вимог
інструкцій заводів-виробників турбін і чинних РД 34.30.310 "Методические указания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования
и защит паровых турбин", (далі РД 34.30.310). Перевірки і випробування
системи регулювання і захистів привідних турбін обертових механізмів повинні
виконуватися згідно з вимогами інструкцій заводів-виробників цих турбін і
інструкцій з експлуатації турбін, складених на підставі чинних НД.
8.4.5 Автомат безпеки повинен настроюватися на спрацювання у разі підвищення
частоти обертання на 10-12 % понад номінальну, чи до значення, вказаного
заводом-виробником. Допускається, з письмового дозволу технічного керівника
електростанції (енергооб'єкта), проводити
настроювання спрацювання автомата безпеки на значення частоти обертання менше
ніж на 10 % понад номінальне, але це значення повинно бути завідомо вище, ніж
можливе підвищення частоти обертання турбіни у разі миттєвого скидання
електричного навантаження до ВП (у разі відключення турбогенератора від
мережі), що відповідає максимальній витраті свіжої пари в частину високого
тиску при номінальних його параметрах і максимальній витраті пари в частину
низького тиску турбіни.
У разі спрацювання автомата безпеки повинні
закриватися:
- стопорні, регулювальні (стопорно-регулювальні)
клапани свіжої пари і пари промперегріву;
- стопорні (автоматичні захисні), регулювальні і
зворотні клапани, а також регулювальні діафрагми і заслінки відборів пари;
- автоматичні захисні клапани на паропроводах
зв'язку зі сторонніми джерелами пари.
8.4.6 Система захисту турбіни від підвищення частоти обертання (включаючи всі
її елементи), якщо немає спеціальних вказівок заводу-виробника, повинна бути
випробувана на неробочому ході збільшенням частоти обертання ротора понад номінальну
у таких випадках *:
а) після монтажу турбіни;
б) перед випробуванням системи регулювання миттєвим
скиданням навантаження з відключенням турбогенератора від мережі **;
в) після тривалого (понад 30 діб) простоювання;
г) після розбирання автомата безпеки;
д) після капітального ремонту турбіни;
е) після розбирання системи регулювання чи окремих
її вузлів;
ж) періодично (за графіком), але не рідше ніж один
раз на 4 місяці ***.
У переліченнях е) і ж) допускається випробування
захисту без збільшення частоти обертання, але з обов'язковою перевіркою дії
всієї її ланки.
Випробування захисту турбіни збільшенням частоти
обертання повинні проводитися під керівництвом начальника цеху (начальника енергоблока) електростанції (енергооб'єкта)
чи його заступника.
--------------
* Випробуванню повинна передувати перевірка автомата безпеки подачею масла на
бойки (кільця) з реєстрацією частоти обертання їхнього спрацьовування.
** Випробування захисту повинно проводитися не раніше, ніж за 15 днів до випробування
скиданням навантаження.
*** У випадку, якщо під час експлуатації турбіни не
були помічені відхилення в роботі системи регулювання і захисту, а відключення
турбогенератора від мережі не бажане за умовами експлуатації, дозволяється в
кожному конкретному випадку з письмового розпорядження технічного керівника
електростанції (енергооб'єкта) збільшити проміжок між
випробуваннями до 6 місяців.
8.4.7 Стопорні і регулювальні клапани свіжої пари і
пари після промперегріву повинні бути щільними.
Щільність стопорних і регулювальних клапанів свіжої пари, а також пари промперегріву повинна перевірятися окремими випробуваннями
кожної групи. Критерієм щільності служить частота обертання ротора турбіни, що
встановлюється після повного закриття клапанів, які перевіряються, при повному
(номінальному) чи частковому (згідно з вказівками заводу-виробника) тиску пари
перед цими клапанами. Допустиме значення частоти обертання визначається
інструкцією заводу-виробника чи РД 34.30.310, а для турбін, критерії перевірки
яких не обумовлені в інструкції заводу-виробника чи РД 34.30.310, не повинно
бути вище ніж 50% номінального при номінальних параметрах пари перед клапанами,
які перевіряються і номінальному тиску відпрацьованої пари. У випадку
одночасного закриття всіх стопорних і регулювальних клапанів при номінальних
параметрах свіжої пари і протитиску (вакууму) пропуск пари через них, у разі
наявності дренажу між ними, не повинен викликати обертання ротора турбіни. Перевірка
щільності клапанів повинна проводитися після монтажу турбіни, перед
випробуванням автомата безпеки підвищенням частоти обертання, перед зупином
турбіни в капітальний ремонт, під час пуску після нього, але не рідше ніж один
раз на рік. У разі виявлення в процесі експлуатації турбіни ознак зниження щільності
клапанів (під час пуску чи зупину турбіни) повинна бути проведена позачергова
перевірка їхньої щільності й усунення виявлених несправностей.
8.4.8 Стопорні і регулювальні клапани свіжої пари і
пари промперегріву, стопорні (автоматично-захисні) і
регулювальні клапани (діафрагми) відборів пари, автоматично-захисні клапани на
паропроводах зв'язку зі сторонніми джерелами пари повинні розходжуватися:
- на повний хід - перед пуском турбіни й у
випадках, передбачених інструкцією заводу-виробника;
- на частину ходу - щодоби, якщо немає спеціальних
вказівок заводу-виробника, під час роботи турбіни.
У разі розходжування
клапанів на повний хід повинна бути проконтрольована плавність їхнього ходу і
посадка.
8.4.9 Щільність зворотних клапанів регульованих відборів і спрацьовування
запобіжних клапанів цих відборів повинні перевірятися не рідше ніж один раз на
рік і перед випробуванням системи регулювання турбіни миттєвим скиданням
електричного навантаження. Зворотні клапани регульованих, теплофікаційних
відборів пари, які не мають зв' язку
з відборами інших турбін, редукційно-охолоджувальними установками й іншими
джерелами пари, на щільність можуть не перевірятись, якщо немає спеціальних
вказівок заводу-виробника. Посадка зворотних клапанів усіх відборів, включаючи
відбори на турбоприводи живильних помп, повинна бути
перевірена перед кожним пуском і під час зупину турбіни, а у разі нормальної
роботи - періодично за графіком, узгодженим технічним керівником електростанції
(енергооб'єкта), але не рідше ніж один раз на 4
місяці при роботі турбіни на неробочому ході (див. додатково п.8.4.6, примітку
до перелічення "ж"). У разі несправності зворотного клапана робота
турбіни з відповідним відбором пари забороняється.
8.4.10 Перевірка часу закриття стопорних
(автоматичних захисних) клапанів, а також зняття характеристик системи
регулювання на зупиненій турбіні, у разі її роботи на неробочому ході і під
навантаженням для перевірки їхньої відповідності вимогам п.8.4.3 і даним
заводу-виробника повинні виконуватися:
- після монтажу турбіни;
- безпосередньо до і після капітального ремонту або
ремонту основних вузлів системи регулювання чи паророзподілу (см.5.6.2.2).
8.4.11 Випробування системи регулювання турбіни миттєвим скиданням до нуля
електричного навантаження (з відключенням турбогенератора від мережі і ВП), що
відповідає максимальній витраті пари в частину високого тиску при номінальних
його параметрах і максимальній витраті пари через частину низького тиску в
конденсатор турбіни, повинні виконуватися:
- під час приймання турбіни в експлуатацію після
монтажу;
- після модернізації, яка змінює динамічну
характеристику турбоагрегату чи статичну і динамічну характеристики системи
регулювання.
Випробування системи регулювання серійних турбін,
оснащених електрогідравлічними перетворювачами (ЕГП), можуть бути проведені
шляхом парового скидання навантаження (миттєвим закриттям тільки регулювальних
клапанів) без відключення турбогенератора від мережі.
На головних зразках турбін і на перших зразках
модернізованих турбін (зі зміною динамічної характеристики турбоагрегату чи
характеристик системи регулювання) і на всіх турбінах, не оснащених ЕГП,
випробування повинні проводитися зі скиданням електричного навантаження
відключенням турбогенератора від мережі.
8.4.12 У випадках виявлення відхилень фактичних
характеристик системи регулювання і захистів від нормативних значень,
збільшення часу закриття клапанів понад зазначений заводом-виробником чи
інструкцією з експлуатації, або у разі погіршення їхньої щільності, повинні
бути визначені й усунуті причини цих відхилень.
8.4.13 Робота турбін із введеним у роботу обмежником потужності допускається як
тимчасовий захід тільки за умов механічного стану турбоустановки з письмового
дозволу технічного керівника електростанції (енергооб'єкта)
і з повідомленням диспетчера ЕЕС про тривалість такої роботи. У цьому випадку
навантаження турбіни повинно бути нижче уставки обмежника не менш ніж на 5 %.
8.4.14 Під час експлуатації систем маслопостачання
турбоустановки повинні бути забезпечені:
- надійність роботи агрегатів в усіх режимах;
- пожежобезпека;
- підтримання якості і температури масла відповідно
до вимог інструкцій з експлуатації турбоустановок;
- запобігання витікань масла і потрапляння її в
охолоджувальну систему і навколишнє середовище.
8.4.15 Резервні та аварійні оливні помпи і пристрої їхнього автоматичного
включення повинні перевірятися в роботі два рази на місяць під час роботи
турбоагрегату, а також перед кожним його пуском і зупином.
Для турбін, у яких робоча і резервна оливні помпи
системи змащення мають індивідуальні електроприводи, перевірка АВР перед
зупином не проводиться.
Для турбін, у яких аварійна оливна помпа має привід
від вала турбіни, періодичність і метод (спосіб) її перевірки встановлюється
заводом-виробником.
8.4.16 На турбінах, оснащених системами запобігання розвитку горіння масла на
турбоагрегаті, електрична схема системи повинна перевірятися перед пуском
турбіни з холодного стану.
8.4.17 Запірна арматура, установлювана на трубопроводах систем змащування,
регулювання й ущільнень вала турбогенератора, а також на трубопроводі
аварійного зливу масла з оливного бака турбіни, повинна бути опломбована у
робочому положенні.
8.4.18 Конденсаційна установка повинна забезпечувати економічну і надійну роботу
турбіни в усіх режимах з дотриманням нормативних температурних напорів у
конденсаторі і норм якості конденсату.
8.4.19. Під час експлуатації конденсаційної установки повинні проводитися:
- профілактичні заходи щодо запобігання забруднень
конденсатора (обробка охолоджувальної води хімічними і фізичними методами,
застосування кулькоочисних установок тощо згідно з
технічними рішеннями, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта);
- періодичні чищення конденсаторів у разі
підвищення тиску відпрацьованої пари порівняно з нормативними значеннями на
0,005 кгс/кв.см (0,5 кПа)
через забруднення поверхонь охолодження згідно з технічними рішеннями,
затвердженими технічним керівником енергооб'єкта;
- контроль за чистотою поверхні охолодження і
трубних дощок конденсатора;
- контроль за витратою охолоджувальної води
(безпосереднім вимірюванням витрати або за тепловим балансом конденсаторів),
оптимізація витрати охолоджувальної води відповідно
до її температури і парового навантаження конденсатора;
- перевірка водяної щільності конденсатора шляхом
систематичного контролю солевмісту конденсату;
- перевірка вмісту кисню в конденсаті після конденсатних помп;
- перевірка щільності вакуумної системи та її
ущільнення; присмокти повітря (Gn, кг/год) у діапазоні зміни парового навантаження конденсатора
40-100 % повинні бути не вище від значень, які визначаються за формулами: для
турбоустановок ТЕС Gn = 8 + 0,065N; (8.1) для
теплофікаційних турбоустановок ТЕС потужністю 100 МВт і більше і всіх
турбоустановок АЕС Gn = 1,5(8 + 0,065N); (8.2) де N -
номінальна електрична потужність турбоустановки в конденсаційному режимі, МВт.
Методи контролю за роботою конденсаційної установки і його періодичність
визначаються інструкцією з експлуатації залежно від конкретних умов експлуатації.
8.4.20 Під час експлуатації устаткування системи регенерації повинні
забезпечуватись:
- нормативні температури живильної води
(конденсату) за кожним підігрівником і кінцевий її підігрів;
- надійність теплообмінних апаратів у всіх режимах
роботи турбоустановки.
Нагрівання живильної води (конденсату),
температурні напори, переохолодження конденсату гріючої
пари у підігрівниках системи регенерації повинні перевірятися до і після
капітального ремонту турбоустановки; після ремонту підігрівників і періодично
(не рідше ніж один раз на місяць) за графіком, затвердженим технічним
керівником енергооб'єкта.
8.4.21 Робота підігрівника високого тиску (ПВТ) забороняється у разі:
- відсутності чи несправності елементів його
захисту;
- несправності клапана регулятора рівня в ньому.
Робота об'єднаної аварійним обводом групи ПВТ
забороняється уразі:
- відсутності чи несправності елементів захисту
хоча б на одному з ПВТ;
- несправності клапана регулятора рівня будь-якого
ПВТ;
- відключенні гріючої
пари будь-якого ПВТ.
Робота ПВТ без включеного захисту забороняється.
Будь-який ПВТ чи група ПВТ повинні бути негайно відключені у разі виявлення
несправності захисту чи клапана регулятора рівня ПВТ. У випадку несправного
стану будь-яких інших, крім клапана регулятора рівня, елементів системи
автоматичного регулювання рівня і неможливості швидкого усунення дефекту на
працюючому устаткованні, ПВТ (чи група ПВТ) повинен
бути виведений з роботи в термін, визначений технічним керівником електростанції
(енергооб'єкта).
8.4.22 Резервні живильні помпи, а також інші помпові агрегати, що перебувають в
автоматичному резерві, повинні бути справними й у постійній готовності до пуску
- з відкритими засувками на вхідному і вихідному трубопроводах (положення
запірної арматури на вихідному трубопроводі може визначатися технічними умовами
та інструкцією з експлуатації конкретної помпи). Перевірка їхнього включення і
плановий перехід з працюючої помпи на резервну повинні проводитися за графіком,
але не рідше ніж один раз на місяць.
8.4.23 Перед пуском турбіни з планово-попереджувального чи капітального ремонту
або з холодного стану повинна бути перевірена справність і готовність до
включення основного і допоміжного устаткування, блоківок,
засобів технологічного захисту, дистанційного й автоматичного керування, ЗВТ,
засобів інформації й оперативного зв'язку. Виявлені при цьому несправності
повинні бути усунуті. Під час пусків турбіни з інших теплових станів засоби
захисту і блокування повинні перевірятися відповідно до інструкцій з
експлуатації. Керувати пуском турбіни повинен начальник зміни цеху чи старший
машиніст (старший за посадою з оперативного персоналу, що керує турбіною), а
після її середнього чи капітального ремонту – начальник цеху (енергоблока) або його заступник.
8.4.24 Пуск турбіни забороняється у випадках:
- відхилення показників теплового і механічного
станів турбіни від допустимих значень;
- несправності хоча б одного із захистів, що діють
на зупин турбіни;
- виявленні дефектів системи регулювання і
паророзподілу, які можуть призвести до розгону ротора турбоагрегату під час
скидання електричного навантаження незалежно від стану захисту турбіни від
недопустимого підвищення частоти обертання;
- несправності однієї з оливних помп систем змащування,
регулювання, ущільнень генератора і пристроїв їхнього АВР;
- відхилення якості масла від норм на
експлуатаційні масла, а також температури масла нижче від встановленого
заводом-виробником значення (межі);
- відхилення якості свіжої пари (за винятком турбін
насиченої пари) за хімічним складом від норм.
8.4.25 Забороняється без включення валоповоротного
пристрою подавання пари на ущільнення турбіни і для її прогріву, а також
скидання гарячої води і пари в конденсатор. Умови подачі пари в турбіну, яка не
має валоповоротного пристрою, визначаються
інструкцією з експлуатації. Скидання в конденсатор робочого середовища з котла
(парогенераторів) і подача пари в турбіну для її пуску повинні здійснюватися
при тисках пари в конденсаторі, зазначених у інструкціях чи інших документах
заводів-виробників турбін, але не вище ніж 0,6 кгс/кв.см
(60 кПа). Для модернізованих турбін дозволений
діапазон тиску пари в конденсаторі визначається проектом модернізації.
8.4.26 Під час роботи турбоагрегатів їхній вібраційний стан повинен
задовольняти норми ГОСТ 25364 "Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений" і ГОСТ 27165 "Агрегаты
паротурбинные стационарные.
Нормы вибрации валопроводов и общие требования к проведению измерений".
8.4.26.1 Під час роботи турбоагрегатів середні квадратичні значення віброшвидкості підшипникових опор валопроводу для турбін
потужністю понад 0,5 МВт повинні бути не вище ніж 4,5 мм/с по усіх напрямках
вимірювань, а розмах відносних вібропереміщень
валопроводу для турбін потужністю 100 МВт і більше не повинен перевищувати 165
мкм при частоті обертання 50 1/с і 200 мкм при частоті обертання 25 1/с.
8.4.26.2 У випадку перевищення нормативного значення вібрації опор валопроводу
понад 4,5 мм/с до 7,1 мм/с повинні бути вжиті заходи для її зниження в термін
не більше ніж 30 діб.
8.4.26.3 У випадку вібрації понад 7,1 мм/с робота турбоагрегатів понад 7 діб
забороняється.
8.4.26.4 Турбіна повинна бути відключена дією захисту чи вручну у разі
підвищення вібрації турбоагрегату до 11,2 мм/с або розмаху відносних вібропереміщень валопроводу понад 260 мкм за частоти
обертання 50 1/с і понад 320 мкм за частоти обертання 25 1/с, якщо більш
жорсткі вимоги не встановлені заводом-виробником.
8.4.26.5 Турбіна повинна бути негайно зупинена, якщо в усталеному режимі
відбудеться одночасна раптова незворотна зміна (підвищення стрибок) вібрації
двох опор одного ротора, чи суміжних опор, чи двох компонентів вібрації однієї
опори на 1 мм/с і більше від будь-якого початкового рівня* (стрибок віброшвидкості підтверджується раптовим підвищенням розмаху
відносних вібропереміщень валопроводу у відповідних
контрольних точках)**.
-------------
* Під раптовою зміною значення рівня вібрації
розуміють його зміну за час не більше ніж 5 с тривалістю не менше ніж 10 с.
** У випадках, коли зупину турбіни передує рівень
вібрації опор валопроводу понад 7,1 мм/с, вибіг роторів здійснюється зі зривом
вакууму за умови, що цей режим узгоджений заводом-виробником і внесений в інструкцію
з експлуатації турбіни (енергоблока).
8.4.26.6 Турбіна повинна бути розвантажена і
зупинена, якщо відбудеться плавне зростання:
- за період до 3 діб будь-якої складової
(компоненти) вібрації одної з опор валопроводу на 2 мм/с або розмаху відносних вібропереміщень валопроводу в одній з опор у будь-якому
напрямку вимірювання більше ніж на 85 мкм;
- незалежно від тривалості зростання будь-якої
складової (компоненти) вібрації одної з опор валопроводу на 3 мм/с або розмаху
відносних вібропереміщень валопроводу в одній з опор
у будь-якому напрямку вимірювання більше ніж на 100 мкм.
8.4.26.7 Робота турбоагрегату у разі низькочастотної вібрації понад 1,0 мм/с
недопустима. З появою низькочастотної вібрації, що перевищує 0,5 мм/с, повинні бути
вжиті заходи для її усунення в термін, обумовлений технічним керівником
електростанції, але не більше ніж 7 діб.
8.4.26.8 Вібрація опор валопроводів (підшипників)
турбоагрегатів теплових і атомних електростанцій потужністю 50 МВт і більше
повинна вимірюватись і реєструватись за допомогою стаціонарної апаратури
безперервного контролю, яка відповідає вимогам ГОСТ 27164 "Аппаратура специального назначения для эксплуатационного контроля вибрации подшипников крупных стационарных агрегатов. Технические требования"
(далі ГОСТ 27164), і забезпечує вимірювання вібрації всіх опорних і
опорно-упорних підшипників турбоагрегатів у трьох взаємно-перпендикулярних
напрямках: вертикальному, горизонтально-поперечному і горизонтально-осьовому
відносно осі вала турбоагрегату. Тимчасово, до оснащення необхідною апаратурою,
дозволяється проводити контроль вібрації за розмахом вібропереміщення
опор валопроводу. У цьому випадку тривала експлуатація допускається при розмаху
вібропереміщень до 30 мкм для турбоагрегатів з номінальною
частотою обертання 50 1/с (3000 об/хв) і до 50 мкм
для турбоагрегатів з номінальною частотою обертання 25 1/с (1500 об/хв). Зміна вібрації (віброшвидкості)
на 1-2 мм/с еквівалентна зміні розмаху коливань на 10-20 мкм при частоті
обертання 50 1/с (3000 об/хв) і на 20-40 мкм при
частоті обертання 25 1/с (1500 об/хв).
Для турбоагрегатів потужністю до 50 МВт
допускається використання переносних вібровимірювальних
приладів, метрологічні характеристики яких задовольняють вимоги ГОСТ 27164.
Періодичність контролю повинна встановлюватися інструкцією з експлуатації
залежно від вібраційного стану турбоагрегату, але не рідше ніж один раз на
місяць.
8.4.27 Для контролю за станом
проточної частини турбіни і занесенням її солями не рідше ніж один раз на
місяць повинні перевірятися значення тисків пари в контрольних ступенях турбіни
при близьких до номінальних витратах пари через контрольовані відсіки.
Підвищення тиску пари в контрольних ступенях проти номінального значення для
даної витрати пари повинно бути не більше ніж 10 %. У цьому випадку тиск не
повинен перевищувати граничних значень, установлених заводом-виробником або
проектом модернізації турбін. У разі досягнення в контрольних ступенях
граничних значень тиску через сольове занесення повинно бути проведене
промивання або очищення проточної частини турбіни. Спосіб промивання чи
очищення вибирається з огляду на склад і характер відкладень та місцевих умов.
8.4.28 У процесі експлуатації економічність турбоустановки повинна постійно
контролюватися шляхом систематичного аналізу показників, які характеризують
роботу устаткування.
Для виявлення причин зниження економічності турбоустановки, оцінки ефективності
ремонтів повинні проводитися експлуатаційні (експрес) випробування її
устаткування. У разі відхилення показників роботи турбінного устаткування від
нормативних повинні бути усунуті дефекти устаткування і недоліки експлуатації.
Головні зразки турбін і турбіни, на яких проведена модернізація, повинні
підлягати балансовим випробуванням.
8.4.29 Турбіна повинна бути негайно відключена персоналом шляхом дії на вимикач
(кнопку аварійного відключення) у разі відсутності відповідних захистів турбіни
або турбогенератора (при досягненні контрольованими параметрами уставок
спрацьовування захистів) або відсутності проектних захистів у випадках:
а) підвищення частоти обертання
понад уставки спрацьовування автомата безпеки;
б) недопустимого осьового зсуву
ротора;
в) недопустимої зміни положення
роторів відносно циліндрів;
г) недопустимого зниження тиску
масла (вогнестійкої рідини) у системі змащування;
д) недопустимого зниження рівня
масла (вогнестійкої рідини) в мастильному баці;
е) недопустимого підвищення
температури масла на зливі з будь-якого підшипника, вкладнів
підшипників ущільнень вала турбогенератора, температури будь-якої колодки
упорного підшипника турбоагрегату;
ж) займання масла на турбоагрегаті;
й) недопустимого зниження перепаду
тиску "олива - водень" у системі ущільнень вала турбогенератора;
к) недопустимого зниження рівня
масла в демпферному баці системи маслопостачання
ущільнень вала турбогенератора;
л) відключення всіх оливних помп
системи водневого охолодження турбогенератора (для безінжекторних
схем маслопостачання ущільнень);
м) відключення турбогенератора через
внутрішнє пошкодження;
н) недопустимого підвищення тиску в
конденсаторі;
п) недопустимого перепаду тисків на
останній ступені турбін з протитиском;
р) раптового підвищення вібрації
турбоагрегату (за умов п.8.4.26.4 і п.8.4.26.5);
с) появи металевих звуків і
незвичайних шумів усередині турбіни чи турбогенератора;
т) появи іскор або диму з
підшипників і кінцевих ущільнень турбіни чи турбогенератора;
у) недопустимого зниження
температури свіжої пари чи пари після промперегріву;
ф) появи гідравлічних ударів у
паропроводах свіжої пари, промперегріву чи в турбіні;
х) виявлення розриву чи наскрізної
тріщини на ділянках маслопроводів і трубопроводів пароводяного тракту, що не
відключаються, вузлах паророзподілу;
ц) припинення протоку
охолоджувальної води через статор турбогенератора;
ш) недопустимого зниження витрати
охолоджувальної води на газоохолодники;
щ) зникнення напруги на пристроях
дистанційного й автоматичного керування чи на всіх ЗВТ;
ю) обумовлених в інструкції з
експлуатації, але які не ввійшли в наведене вище перелічення.
Необхідність зриву вакууму у разі
відключення турбіни повинна бути визначена інструкцією відповідно до вказівок
заводу-виробника.
В інструкції з експлуатації повинні
бути дані чіткі вказівки про недопустимі відхилення значень контрольованих
величин на турбоагрегаті.
8.4.30 Турбіна повинна бути розвантажена і зупинена в період, визначений
технічним керівником електростанції (енергооб'єкта) з
повідомленням диспетчера енергосистеми, у таких випадках:
а) затинання
стопорних клапанів свіжої пари чи пари після промперегріву;
б) затинання
регулювальних клапанів чи обриву їхніх штоків;
в) затинання
поворотних діафрагм чи зворотних клапанів відборів;
г) несправностей у системі
автоматичного регулювання (перелік несправностей повинен бути узгоджений із
заводом-виробником);
д) порушення нормальної роботи
допоміжного устаткування, схеми і комунікацій турбоустановки, якщо усунення
причин порушення неможливе без зупину турбіни;
е) збільшення вібрації опор вище 7,1
мм/с згідно з п.8.4.26.2;
ж) виявлення несправності технологічних
захистів, що діють на зупин устаткування;
й) виявлення протікань масла з
підшипників, трубопроводів і арматури, що створюють небезпеку виникнення
пожежі;
к) виявлення свищів на ділянках
трубопроводів пароводяного тракту, що не відключаються для ремонту;
л) відхилення якості свіжої пари (за
винятком турбін насиченої пари) за хімічним складом від норм;
м) виявлення недопустимої
концентрації водню в картерах підшипників, струмопроводах,
оливному баці, а також перевищення норми витікання
водню з корпусу турбогенератора.
8.4.31 Для кожної турбіни повинна бути визначена тривалість вибігу ротора під
час зупину з нормальним тиском відпрацьованої пари і у разі зупину - зі зривом
вакууму. У випадку зміни цієї тривалості повинні бути виявлені й усунуті
причини відхилення. Тривалість вибігу повинна бути проконтрольована при всіх
зупинах турбоагрегату.
8.4.32 У разі виведення турбіни в резерв на термін 7 діб і більше повинні бути
вжиті заходи з консервації устаткування турбоустановки. Метод консервації і
способи контролю її якості повинні вибиратися технічним керівником
електростанції (енергооб'єкта), з огляду на місцеві
умови, на підставі чинних методичних (керівних) вказівок і рекомендацій
заводів-виробників щодо консервації теплоенергетичного устаткування.
8.4.33 Робота турбін зі схемами й у режимах, не передбачених технічними умовами
на постачання чи модернізацію, не допускається без спеціального дозволу
заводу-виробника турбіни чи організації, яка виконала проект модернізації
турбіни.
8.4.34 Під час проведення модернізації турбінного устаткування на
електростанціях (енергооб'єктах) повинен бути
передбачений максимальний ступінь автоматизації керування і високі показники
ремонтопридатності. Проведення модернізації турбінного устаткування повинно
бути узгоджене із заводом-виробником турбіни або з іншим турбінним заводом чи
організацією, яка має відповідні ліцензії.