в каком случае не должна выполняться проверка времени закрытия стопорных клапанов турбины
4.4.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов
а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям п. 4.4.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться:
после монтажа турбины;
непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, должны выполняться;
после монтажа турбины;
после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов.
При приемке турбины в эксплуатацию после монтажа производится наладка системы регулирования, строятся статические характеристики как отдельных узлов, так системы регулирования в целом. Проверяется надежность работы защитных устройств как на остановленной турбине, так и на работающей. Полученные результаты сравниваются с указанными в заводской документации, а также с требованиями ПТЭ.
Перед выводом турбоагрегата в капитальный ремонт необходимо проверить работу системы регулирования и парораспределения в целях определения объема работ при ремонте, а также необходимости внесения изменений в систему регулирования.
После капитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения производится также проверка характеристик системы регулирования, так как при проведении ремонта могут измениться динамические характеристики турбоагрегата, а также статические и динамические характеристики регулирования.
Проверка времени закрытия стопорных клапанов производится на остановленной турбине и работе ее на холостом ходу. Определение времени производится с помощью электрического секундомера или осциллографа. При этом определяется время запаздывания закрытия сервомоторов клапанов, т.е. время от момента воздействия на защиту до начала перемещения сервомотора, и время перемещения (собственно время закрытия) клапанов. Суммарное время закрытия сервомотора не должно превышать значений, указанных заводом-изготовителем в его инструкции (формуляре).
В объем работ по определению статической характеристики системы регулирования включаются статические испытания системы регулирования:
— на остановленной турбине;
— на холостом ходу турбины;
— при работе турбины под нагрузкой.
По полученным данным строится статическая характеристика системы регулирования турбины, определяются общая и местные степени неравномерности регулирования, а также степень нечувствительности по частоте вращения и по давлению пара в отборах (для турбин с регулируемыми отборами).
Ты мастер
Информационный ресурс мастеров и инженеров, нормативные документы, экзаменационные билеты (тесты), образцы документов, справочные материалы.
Г.2.1. Эксплуатация тепловых электрических станций. Вопросы с ответами 2021 год. 41-50
Для подготовки проверки знаний работников организаций по блоку «Требования к эксплуатации электрических станций и сетей», предлагаем ознакомится с обновленными вопросами с ответами (тестами) 2021 года, бесплатно и без регистрации, по дисциплине – Г.2.1. “Эксплуатация тепловых электрических станций”. Вопросы взяты с официального сайта Ростехнадзора. Правильные ответы выделены жирным шрифтом.
41. Что из перечисленного не относится к критериям оценки плотности стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и пара после промперегрева турбины?
42. В каком случае не должна выполняться проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов турбины?
43. В каком случае не проводится проверка плотности обратных клапанов всех отборов паровых турбин?
44. В каком из перечисленных случаев не допускается эксплуатация группы подогревателей высокого давления, объединенных аварийным обводом?
45. В каких случаях из перечисленных допускается пуск турбины?
46. В какой срок должны быть приняты меры к снижению вибрации подшипниковых опор при превышении нормативного значения 4,5 мм×с-1, но не более 7,1 мм×с-1?
47. В каком случае турбина при отказе в работе защит может не останавливаться персоналом немедленно?
48. Какие требования к установлению нижнего предела регулировочного диапазона и технического минимума нагрузки энергоблока указаны неверно?
49. В каких случаях не допускается пуск энергоблока?
50. В каком из перечисленных случаев энергоблок должен быть немедленно остановлен персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии?
4.4. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
4.4. Паротурбинные установки
4.4. Паротурбинные установки 
4.4.1. При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:
надежность работы основного и вспомогательного оборудования;
готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;
нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.
4.4.2. Система автоматического регулирования турбины должна:
устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;
устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;
удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.
4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.
Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 01.01.91, а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:
Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5%.
Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления:
Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).
4.4.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей турбин и действующими руководящими документами.
Настройку автомата безопасности рекомендуется производить на специальном разгонном стенде.
При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:
стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.
4.4.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях (если нет специальных указаний завода-изготовителя):
а) после монтажа турбины;
б) после капитального ремонта;
в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;
г) при пуске после разборки автомата безопасности;
д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;
з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).
В случаях «ж» и «з» допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом-изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты.
Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя.
4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.
Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.
Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими документами, а для турбин критерии, проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.
При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.
Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.
При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.
4.4.9. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.
Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.
При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается.
4.4.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия положениям п. 4.4.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться:
после монтажа турбины;
непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, должно выполняться:
после монтажа турбины;
после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:
при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.
На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.
4.4.12. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.
4.4.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.
4.4.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:
надежность работы агрегатов на всех режимах;
поддержание нормальных качества масла и температурного режима;
предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.
4.4.15. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.
Для турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва (АВР) перед остановом не производится.
4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском турбины из холодного состояния.
4.4.17. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.
4.4.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.
4.4.19. При эксплуатации конденсационной установки должны производиться:
профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);
периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;
контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;
контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;
проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;
проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.
Методы контроля за работой конденсационной установки, его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:
нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;
надежность теплообменных аппаратов.
Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).
4.4.21. Эксплуатация подогревателя высокого давления (ПВД) не допускается при:
отсутствии или неисправности элементов его защиты;
неисправности клапана регулятора уровня.
Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не допускается при:
отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;
неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;
отключении по пару любого ПВД.
Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть немедленно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта.
Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.
4.4.23. Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.
Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более 3 сут.) должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.
При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки должны проверяться в соответствии с местными инструкциями.
4.4.24. Пуск турбины не допускается в случаях:
отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;
неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);
отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;
отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
4.4.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.
Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).
При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут.
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.
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.
4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.
При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.
Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, должны подвергаться балансовым испытаниям.
4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;
б) недопустимого осевого сдвига ротора;
в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;
г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
д) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;
е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;
з) недопустимого понижения перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала турбогенератора;
и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;
н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;
п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;
р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;
с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;
т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;
ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;
ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;
ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.
Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:
а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
в) неисправностей в системе регулирования;
г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
е) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;
ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;
и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;
к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.
4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.
Метод консервации выбирается исходя из местных условий техническим руководителем электростанции.
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.
При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.
4.4.35. Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться:
на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;