в каком случае не проводится проверка плотности обратных клапанов всех отборов паровых турбин

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, POУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.
При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается
Турбины с регулируемыми отборами пара могут работать на общий коллектор, который питается паром от различных источников (РОУ, отборов других турбин). В случае сброса нагрузки одной из турбин пар, поступающий в ее проточную часть из общего коллектора обратным ходом, может повысить частоту вращения ротора до недопустимого значения, привести к аварии с тяжелыми последствиями. Поэтому к обратным клапанам регулируемых отборов (кроме отопительных отборов, не имеющих связи с другими источниками) предъявляются требования надлежащей плотности, которая должна проверяться, как указано в ПТЭ.
На динамическое повышение частоты вращения ротора при сбросе нагрузки влияет также система регенерации турбины. После закрытия регулирующих клапанов при сбросе нагрузки пар внутри турбины расширяется до давления, практически равного давлению в выхлопной части. Так же быстро падает давление в регенеративных подогревателях. Если в этом режиме не срабатывают обратные клапаны на трубопроводах отбора пара на регенерацию, то конденсат греющего пара, находящийся в паровом пространстве подогревателей, вскипает и образующийся пар поступает в проточную часть турбины. Тепла, аккумулированного в конденсате греющего пара, достаточно, чтобы разогнать ротор турбины до частоты вращения, превышающей уставку срабатывания автомата безопасности. Кроме того, появляется вероятность выноса влаги, что может вызвать повреждение лопаточного аппарата или повышенные термические напряжения. Поэтому предъявляются жесткие требования к надежной работе и высокому быстродействию обратных клапанов и устройств их принудительного закрытия на паропроводах системы регенерации.
Предохранительные клапаны регулируемых отборов пара и противодавления турбины предохраняют ее от опасного повышения давления в камерах отборов (или на выхлопе), возможного в случае отказа системы регулирования.
Указанная в ПТЭ периодичность проверки плотности и посадки обратных клапанов и срабатывания предохранительных клапанов проверена многолетним опытом эксплуатации и обеспечивает надежность их работы. Организация и порядок проведения проверок изложены в [6].

Источник

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?

Источник

Методические указания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин (стр. 2 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Плотность СКСД и РКСД оценивают по соответствующей кривой рис. 3.

2.6.3. Для проверки плотности клапанов ВД устанавливают давление свежего пара равным 8 МПа (80 кгс/см2) корректировкой топлива на котле, повышают частоту вращения ротора до 800 об/мин воздействием на МУТ (РКСД и СКСД открыты, задвижки на паропроводах сброса пара из паропроводов промперегрева в конденсатор и вентили на дренажах из ЦВД и паропроводов промперегрева закрыты).

Порядок проверки следующий:

а) при проверке плотности РКВД их закрывают полностью с помощью МУТ и спустя 15-20 мин фиксируют установившуюся частоту вращения ротора и другие параметры;

б) при проверке плотности СКВД их закрывают расхаживающими устройствами и открывают РКВД, спустя 15-20 мин фиксируют установившуюся частоту вращения ротора и другие параметры.

Плотность РКВД и СКВД оценивают по соответствующей кривой рис. 4.

2.6.4. На турбинах, работающих в блоке с котлом, имеющим ППТО, плотность клапанов ВД проверяют при давлении свежего пара и частоте вращения ротора, указанных в п. 2.6.3. При этом задвижки на паропроводах сброса пара из паропроводов промперегрева в конденсатор, а также вентили на дренажных линиях ЦВД и тракта промперегрева открыты; СКСД и РКСД закрыты расхаживающими устройствами. Проверку плотности РКВД и РКСД производят аналогично п. 2.6.3, а и б и оценивают по кривой 3 рис. 4. Одновременно проверяют давление пара перед клапанами СКСД, которое при установившейся частоте вращения ротора в пределах 400-800 об/мин и отсутствии протечек пара через ППТО должно быть равно соответственно 0,04-0,08 МПа (0,4-0,8 кгс/см2).

2.7. Проверка плотности клапанов турбины К ЛМЗ

2.7.1. Для проверки плотности клапанов СД прогревают систему промперегрева паром от ПСБУ-СН в соответствии с инструкцией по обслуживанию турбины (СКВД, РКВД и РКСД закрыты). В конце прогрева температуру пара перед ЦСД устанавливают соответственно тепловому состоянию ЦСД, но не менее 250 °С (температура металла конечного участка паропровода горячего промперегрева перед ЦСД не менее 215 °С).

Давление пара перед СКСД поднимают до 1,8-2,0 МПа (18-20 кгс/см2) прикрытием задвижек на сбросных трубопроводах из горячего промперегрева в конденсатор, механизмы расхаживания СКВД и РКВД устанавливают в положение полного закрытия клапанов, открывают СКСД и РКСД с помощью МУТ, пускают турбину подачей пара в ЦСД и стабилизируют режим при частоте вращения ротора 800 об/мин.

Порядок проверки следующий:

а) при проверке плотности РКСД их закрывают расхаживающими устройствами и спустя 15-20 мин фиксируют установившуюся частоту вращения ротора и другие параметры (см. пп. 2.1.1, 2.2.1 и 2.2.2);

б) при проверке плотности СКСД их закрывают, а РКСД открывают расхаживающими устройствами и спустя 15-20 мин фиксируют установившуюся частоту вращения ротора и другие параметры (если перед опытом частота вращения ротора будет ниже 300 об/мин, ее предварительно повышают до 400-500 об/мин приоткрытием РКСД).

Плотность РКСД и СКСД оценивают по кривой 2 рис. 3.

2.7.2. Устанавливают МУТ в положение, соответствующее полному закрытию клапанов, механизмы расхаживания СКВД, РКВД и СКСД переводят в рабочее положение, систему промперегрева обеспаривают.

2.7.3. Для проверки плотности клапанов ВД устанавливают частоту вращения ротора 700-800 об/мин. При этом СКСД, РКСД, дренажи турбины и паропроводов промперегрева открыты; температура пара (металла) на выхлопе ЦВД не ниже 200 °С, температура пара перед ЦСД не ниже 250 °С; температура среды перед ВЗ котла равна 360-370 °С (из условия получения в ВС пароводяной смеси со степенью сухости 18-20%).

Давление свежего пара устанавливают равным не менее 8 МПа (80 кгс/см2) корректировкой расхода воды и топлива на котел и регулировкой открытия ПСБУ, режим блока стабилизируют.

Порядок проверки следующий:

а) при проверке плотности РКВД их закрывают расхаживающими устройствами и спустя 15-20 мин фиксируют установившуюся частоту вращения ротора и другие параметры;

б) при проверке плотности СКВД их закрывают и открывают РКВД расхаживающими устройствами, спустя 15-20 мин фиксируют установившуюся частоту вращения ротора и другие параметры.

Плотность РКВД и СКВД оценивают по кривой 1 рис. 4.

3. ПРОВЕРКА ПАРОВОЙ ПЛОТНОСТИ РК, ПРД И ПОВОРОТНЫХ ЗАСЛОНОК РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРОВ ПАРА, ПРОВЕРКА РАБОТЫ ОБРАТНЫХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ

3.1. Общие положения

3.1.1. Парораспределительные органы регулируемых отборов пара должны быть плотными для исключения опасного повышения частоты вращения ротора турбины обратным потоком пара из линий отбора при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки ТГ.

3.1.2. Обратные клапаны на линиях регулируемых отборов пара должны быть плотными для исключения опасного повышения частоты вращения ротора обратным потоком пара из линий отбора при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки ТГ и отказе закрытия РК, ПРД или регулирующей заслонки отбора.

Обратные клапаны оборудуются силовым (чаще серводвигательным) приводом для принудительной посадки по сигналу от АБ, если турбина эксплуатируется по отбору в параллель с РОУ или другими турбинами, а также при высоком давлении пара регулируемого промышленного отбора.

Турбины T, T и Т-250/300-240 ТМЗ, ПТ-80-130 и T-180/210-130 ЛМЗ предохраняются от опасного разгона ротора обратным потоком пара из конденсатосборников индивидуальных подогревателей сетевой воды с помощью специальных дроссельных решеток.

Исправность принудительных приводов ОК и ограничивающих решеток должна обеспечиваться правильной их эксплуатацией и ремонтом.

3.1.3. Предохранительные клапаны регулируемых отборов пара и противодавления турбины предохраняют ее от опасного повышения давления пара в камерах отбора (или на выхлопе), возможного в случае отказа АСР.

3.1.4. Обратные клапаны регенеративных отборов пара на плотность не проверяются, если не имеется об этом специальных указаний завода-изготовителя турбины.

3.1.5. Условия проведения испытаний аналогичны изложенным в пп. 2.1.1 и 2.1.5.

3.2. Проверка плотности обратных клапанов регулируемых отборов пара

3.2.1. Плотность ОК каждого регулируемого отбора пара проверяют или при пуске турбины, или при ее останове. При наличии у отбора пара нескольких трубопроводов установленные на них ОК проверяются одновременно.

3.2.2. При пуске турбины плотность ОК проверяют по следующей методике:

а) устанавливают проверенный манометр класса 1,0 для измерения давления пара между ОК и задвижкой на линии отбора, проверяют исправность указателя положения серводвигателя принудительного закрытия ОК; подготавливают ручной тахометр для измерения частоты вращения ротора;

б) стабилизируют режим работы турбины и блока при частоте вращения ротора (0,2-0,3) nн; закрывают ГПЗ и их байпасы (при наличии последних), а также СКВД и РКВД и убеждаются, что давление пара перед ними отсутствует (вентили на линиях дренажей между ГПЗ и СКВД открыты);

Плотность ОК считают удовлетворительной, если установившаяся при испытании частота вращения ротора nоп удовлетворяет следующему условию:

nоп £ , (2)

— давление пара между задвижкой и ОК в опыте.

3.2.3. При останове турбины плотность ОК проверяют по следующей методике:

а) выполняют подготовку к испытанию (см. п. 3.2.2, а);

б) стабилизируют режим блока (турбины) на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

г) вводят в работу ОМ турбины так, чтобы частота вращения ротора снизилась не более чем на 0,2-0,25% номинальной (при отсутствии ОM серводвигатель РКВД подпирают специальным упором, ограничивающим ход его в сторону открытия РК), записывают частоту вращения ротора n1, положение серводвигателя РКВД (с точностью ±0,5 мм) и параметры пара, в том числе давление пара между задвижкой и ОК;

д) снижают давление пара между задвижкой и ОК и после полного закрытия задвижек на линиях регулируемого отбора пара измеряют установившуюся частоту вращения ротора n2. При этом положение серводвигателя РКВД должно оставаться равным записанному в п. 3.2.3, г. Плотность ОК считают удовлетворительной, если снижение частоты вращения удовлетворяет следующему условию:

(3)

3.2.4. Линия для подвода пара к ОК от постороннего источника должна иметь две задвижки для отключения ее от источника пара и от линии отбора (после испытания ОК), манометры для контроля давления пара за задвижками и линию дренажа (из минимальной отметки) и должна быть рассчитана на расход пара

(4)

— расход пара на холостой ход турбины.

3.3. Испытание предохранительных клапанов регулируемых отборов пара

В зависимости от конструкции предохранительных клапанов (статические или астатические [8]) и конструкции парораспределительного органа отбора (РК, ПРД или поворотная заслонка, обладающие неравнозначными возможностями по плотности), а также в зависимости от значения параметров свежего пара (пускается или останавливается блок) предохранительные клапаны отборов пара испытывают при соответствующих условиях.

3.3.1. Испытание предохранительных астатических клапанов промышленных отборов пара при пуске блока проводят по следующей методике:

а) устанавливают проверенный манометр класса 0,6 для измерения давления пара в камере отбора; проверяют исправность указателей положения серводвигателя РК отбора пара и предохранительных клапанов; закрывают вентиль на соединительной (импульсной) линии РД;

б) проверяют визуально исправность предохранительных клапанов;

в) стабилизируют режим пускаемого блока при частоте вращения ротора турбины (0,2¸0,3) nн. Если из опыта эксплуатации турбины известно, что плотность клапанов отбора пара высокая, вентили на линиях дренажей из ЧВД оставляют открытыми;

г) инструктируют и расставляют по местам участвующий в испытании персонал: для управления механизмом РД, МУТ и одновременного контроля давления пара в камере отбора и частоты вращения ротора; для экстренного отключения турбины воздействием на ее защиту при опасном повышении давления пара в камере отбора или частоты вращения ротора, а также при осевом (относительном) смещении ротора за пределы допустимого;

д) прикрывают РК регулируемого отбора пара с помощью механизма управления РД, контролируя ход серводвигателя, давление в отборе и другие параметры (см. п. 3.3.1, г). В случае полного закрытия РК отбора давление в камере его повышают открытием РКВД и следят за повышением частоты вращения ротора и давления в камере отбора.

Опыт заканчивают прикрытием РКВД и открытием РК отбора в случаях:

— срабатывания предохранительного клапана;

— повышения давления в камере отбора до верхнего предела настройки предохранительных клапанов;

— невозможности дальнейшего повышения давления пара в камере отбора до нежелательного уровня по условиям прогрева турбины.

При срабатывании клапанов фиксируют давление пара в камере отбора и факт смещения штока предохранительного клапана на полный ход;

е) устанавливают на грузовой рычаг сработавшего клапана дополнительный груз (не нарушая установку основных) с расчетом повышения уровня его срабатывания на 5-10% и опыт повторяют, испытывая 2-й клапан по методике, изложенной в п. 3.3.1, д;

ж) снимают с грузового рычага дополнительные грузы, открывают вентиль на соединительной линии к РД.

3.3.2. Испытание предохранительных астатических клапанов промышленных отборов пара на холостом ходу турбины проводят по методике, изложенной в п. 3.3.1, но при номинальной частоте вращения ротора. Давление пара в конденсаторе при этом устанавливают не более 10 кПа (0,1 кгс/см2). Прикрытие РК отбора ведут не спеша, но и без излишней затяжки.

Если после полного закрытия РК отбора давление в камере отбора не достигнет необходимого значения, опыт прекращают открытием РК отбора. Опыт повторяют после закрытия всех дренажей из турбины.

После успешного испытания предохранительных клапанов таким методом проверку плотности РК отбора не выполняют (так как РК плотные). Выполняют операции по п. 3.3.1, ж.

3.3.3. Испытание предохранительных клапанов отборов пара при работе турбины под нагрузкой.

Статические предохранительные клапаны, а также астатические клапаны в сочетании с ПРД и поворотными заслонками в качестве регулирующих органов отбора проверяют по следующей методике:

а) выполняют подготовительные операции аналогично изложенному в пп. 3.3.1, а, б, г;

б) стабилизируют режим блока при конденсационной нагрузке турбины в пределах (0,15¸0,20) * и записывают давление пара в камере отбора Ротб (при полностью открытых РК отбора);

* При испытании астатического предохранительного клапана нагрузка ТГ должна соответствовать расходу пара через полностью открытый предохранительный клапан.

в) прикрывают РК (ПРД, заслонку) отбора воздействием на механизм управления РД, контролируя подъем давления пара в камере отбора, ход серводвигателя РКВД и РК отбора, электрическую нагрузку ТГ и фиксируют давление пара в камере отбора в момент срабатывания предохранительного клапана и ход его штока. При испытании статического клапана давление пара в отборе продолжают повышать и фиксируют его также при смещении штока предохранительного клапана на полный ход.

— открытием РК (ПРД, заслонки) отбора механизмом управления РД после нормального испытания клапана;

— отключением турбины воздействием на защиту при отказе посадки астатического клапана и неуспешной попытке принудительной его посадки имеющимися средствами;

г) выполняют операции по п. 3.3.1, ж.

В оперативном журнале указывают давление пара в момент срабатывания каждого клапана, полный ход каждого клапана и давление пара при полном ходе каждого статического клапана.

3.4. Проверка плотности парораспределительных органов регулируемых отборов пара турбины

Плотность парораспределительных органов каждого отбора проверяют на холостом ходу турбины по следующей технологии:

а) выполняют подготовку аналогично пп. 3.3.1, а, б, г; 2.2.1-2.2.3;

б) устанавливают номинальную частоту вращения ротора (задвижки на всех регулируемых и регенеративных отборах пара закрыты, подогреватели отключены по воде, где это предусмотрено конструкцией их, выполнены условия п. 2.1.6, 2.2.2);

в) закрывают плавно (но без излишнего замедления) парораспределительные органы отбора, действуя на механизм управления РД и контролируя положение серводвигателей РК, давление пара в камере отбора и другие параметры, и выполняют следующее:

— при проверке плотности ПРД и поворотных заслонок теплофикационного отбора на не полностью остывшей турбине закрывают вентили на линиях дренажей из ЧВД и ЧСД через 15-20 мин после начала опыта (опыт может продолжаться 25-30 мин);

— при проверке плотности РК промышленных регулируемых отборов пара закрывают вентили на линиях дренажей (если в ходе опыта выявится в этом необходимость) только после прекращения опыта открытием РК отбора. После этого опыт повторяют согласно указаниям п. 3.4.2.

3.5. Испытание предохранительных клапанов противодавления турбины

4. ИСПЫТАНИЕ ПРОТИВОРАЗГОННОЙ ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ

4.1. Общие положения по проверке противоразгонной защиты

4.1.1. Предохранение турбогенератора от особо опасных режимов, способных вызвать его разрушение, осуществляет система защиты, частично связанная с АСР, но действующая независимо от нее. При достижении предельно допустимой частоты вращения ротора турбины противоразгонная защита вступает в действие и прекращает доступ пара в турбину быстрым закрытием всех СК, КОС, КОСМ, отсечных клапанов и РК, если последние не были закрыты действием АСР. Быстродействие и надежность защиты определяется условием, изложенным в п. 1.6.

Противоразгонные функции выполняет также АСР по каналам PC и БРФ.

4.1.2. Настройку, испытание и эксплуатацию противоразгонной защиты производят в соответствии с условиями, указанными в пп. 1.1 и 1.3.

4.1.3. Эксплуатация турбины с неисправным или отключенным по какой-либо причине одним из двух бойков АБ, а также с неисправным гидравлическим АБ запрещается. При обводнении масла и ухудшении его качества срок между проверками АБ сокращают за счет дополнительного расхаживания его бойков (колец) маслом на холостом ходу турбины с обязательной проверкой всей цепи защиты. Периодичность дополнительного расхаживания АБ определяет главный инженер электростанции с учетом конкретных условий работы защиты. Одновременно разрабатывают и внедряют мероприятия по устранению причин обводнения или ухудшения качества масла.

4.2. Проверка противоразгонной защиты на остановленной турбине

4.2.1. Перед пуском турбины проверяют визуально правильность функционирования и скорость срабатывания органов противоразгонной защиты при воздействии на ЗУ (рычаг выключения турбины) по месту и дистанционно, а также скорость закрытия (визуально) и отсутствие видимых заеданий серводвигателей всех РК и СК, а также ОК всех регулируемых и регенеративных отборов пара. При пуске турбины после монтажа и капитального ремонта время закрытия серводвигателей СК, РК (ПРД, поворотных заслонок), ОК регулируемых отборов и КОС измеряют по следующей методике1:

1 При исследовании кулачкового парораспределения головных турбин осциллографируют также ход каждого РК, которые закрывают воздействием на защиту.

а) собирают схему измерения времени закрытия серводвигателей и ходов золотников (последнее делают только при специальных исследованиях) или схему осциллографирования АСР и защиты (см. приложения 7-9). Подготавливают КИП в соответствии с приложениями 2, 3 и (пп. 1 и 2) приложения 11;

б) включают пусковой НРТ, устанавливают давление и температуру рабочей жидкости в АСР в соответствии с указаниями завода-изготовителя турбины;

в) проверяют отключение турбины задвижками на паропроводах свежего пара, горячего промперегрева, производственных и теплофикационных отборов;

г) открывают СК (ОК, КОС) полностью, а РКВД до положения, соответствующего номинальной нагрузке, и записывают в журналы наблюдений положение серводвигателей и другие параметры;

д) включают осциллограф (схему измерения времени) и воздействуют на ЗУ или рычаг выключения турбины. Опыт проводят сначала раздельно по цепи каждого бойка (ЗАБ), а затем при установке защиты в нормальное рабочее положение; опыт повторяют при дистанционном воздействии на каждое ЗУ в отдельности и затем одновременно на оба ЗУ). Ход серводвигателя СК при повторении опыта ограничивают их расхаживающим устройством до значения 10-15%, достаточного для включения концевого выключателя;

е) осциллографируют процессы запуска БРФ и работы АСР. За начало процесса принимают момент выхода сигнала от выходного реле защиты, отключающей ТГ и запускающей одновременно БРФ;

4.2.2. Из осциллограммы процесса работы АСР и защиты определяют:

б) время перемещения (собственное время закрытия) РК, СК, ОК и золотников (Т4, Т5, T6 и т. д. на рис. 5).

Общее время закрытия серводвигателя (t + Т) не должно превышать значений, указанных заводом-изготовителем турбины в ее инструкции (формуляре).

Если время закрытия серводвигателей клапанов заводом-изготовителем не дано (турбины выпуска до 1950 г.), его определяют испытанием после ремонта и принимают за норму при условии, что АСР удовлетворяет требованию ПТЭ в части мгновенного сброса электрической нагрузки.

4.2.3. Из осциллограммы запуска БРФ дополнительно определяют время запаздывания тока ЭМП, которое должно быть менее времени запаздывания выключателя ТГ на 0,06-0,08 с (относительно момента выхода сигнала из выходного реле защиты).

Рис. 5. Осциллограмма процесса работы АСР и защиты (на остановленной турбине):

4.3. Подготовка к испытанию противоразгонной защиты на холостом ходу турбины

4.3.1. Проверяют плотность РК и СК (см. разд. 2 и 3), в связи с чем выполняют подготовку в объеме разд. 2.2.

4.3.2. Устанавливают на отметке обслуживания турбины специальный проверенный манометр, позволяющий с точностью 1% (не менее) контролировать давление пара перед турбиной в период испытаний, которое должно соответствовать значениям, приведенным в п. 4.6.2, а или б.

4.3.3. Проверяют соответствие давления рабочей жидкости в системе регулирования и линиях защиты заводским данным, исправность всех регулирующих и парозапорных органов (осмотром); нормальное функционирование электрической схемы приводов ГПЗ и их байпасов, схемы дистанционного выключения турбины; наличие у турбины и исправность средств пожаротушения.

4.3.4. Устанавливают напряжение статора генератора 90% номинального.

4.4. Проверка надежности закрытия клапанов турбины при работе ее на холостом ходу

4.4.1. Устанавливают номинальную частоту вращения ротора ТГ, СК открывают полностью.

4.4.2. Расставляют участвующий в испытаниях персонал с таким расчетом, чтобы после срабатывания защиты ему было видно положение серводвигателей всех РК, СК, ОК, КОСМ и отсечных клапанов.

4.4.3. Записывают положение серводвигателей и параметры пара.

4.4.4. Нажимают кнопку ЗУ и убеждаются, что все клапаны быстро закрылись; отпускают кнопку ЗУ и убеждаются, что клапаны остались закрытыми, ротор ТГ продолжает выбег. Записывают параметры. При частоте вращения ротора (0,8¸0,7) nн защиту взводят и частоту вращения ротора восстанавливают до номинального значения.

4.4.5. Повторяют опыт при поочередном воздействии на второе ЗУ и на ключ останова турбины (дистанционно). При ненадежном закрытии (медленном, неравномерном или неполном) какого-либо серводвигателя принимают меры к устранению выявленного недостатка и опыт повторяют.

4.5. Испытание бойков АБ маслом при работе турбины на холостом ходу

4.5.1. Устанавливают частоту вращения ротора, указанную в инструкции завода-изготовителя (для этого опыта) или равную 0,95 nн.

4.5.2. Расставляют персонал по местам (см. п. 4.4.2).

4.5.3. Переводят переключающий механизм АБ в положение для раздельного испытания бойка и подают масло к бойку.

4.5.4. Повышают медленно частоту вращения ротора воздействием на МУТ и фиксируют ее значение в момент срабатывания бойка (кольца). Если боек сработает при частоте вращения ротора, отличающейся более чем на 1% от той, что имела место в момент срабатывания бойка при предыдущем аналогичном испытании, опыт повторяют; если при повышении частоты вращения до (1,02¸1,03) nн боек не сработает, опыт прекращают и выясняют причины отказа; если боек сработает при частоте вращения ротора, равной той, что имела место в момент срабатывания бойка при предыдущем испытании, перекрывают подачу масла к бойку, снижают частоту вращения до исходной, фиксируют частоту вращения ротора в момент посадки бойка на место. Производят аналогично испытание второго бойка. Результаты испытания отражают в технической документации на АБ и в оперативном журнале начальника смены.

При испытании колец АБ турбин ПО ТМЗ удостоверяют только факт срабатывания кольца, так как из-за малой астатичности (при номинальной частоте вращения ротора) состояние его настройки можно оценить только при испытании повышением частоты вращения ротора.

4.6. Организация испытания бойков АБ повышением частоты вращения ротора ТГ

Испытание АБ повышением частоты вращения ротора является заключительным в комплексе испытаний противоразгонной защиты (см. разд. 2, 3 и пп. 4.2-4.5) и наиболее ответственным. Его выполняют при соблюдении ряда условий.

4.6.1. Ограничивают расход пара на турбину (с целью исключения возможности разгона ротора ТГ свыше частоты 1,13 nн) двумя возможными способами в зависимости от параметров пара;

Тогда при подъеме частоты вращения ротора по (1,12¸1,13) nн в байпасе ГПЗ должен установиться критический расход пара, характеризующийся отношением давлений Р1 : P0 £ 0,55 и не зависящий от дальнейшего открытия РКВД. Если в ходе опыта выявится, что это условие не соблюдается (частоту вращения ротора не удается повысить до нужного уровня или отношение Р1 : P0 значительно больше 0,55), частоту вращения ротора снижают до nн, корректируют DРнач и опыт повторяют;

б) устанавливают (в процессе пуска блока по типовой программе) давление свежего пара равным 2-3 МПа (20-30 кгс/см2) и производят испытание АБ, причем после повышения частоты вращения ротора до (1,105¸1,111) nн проверяют значение открытия РКВД. Если оно составляет 85-90% их открытия, соответствующего номинальной нагрузке ТГ, опыт заканчивают повышением частоты вращения ротора до срабатывания бойка АБ. При отклонении открытия РКВД от указанного значения частоту вращения ротора снижают до номинальной, давление свежего пара соответственно корректируют и опыт повторяют.

4.6.2. Расставляют по местам и инструктируют участвующий в испытании персонал с учетом условий, изложенных в пп. 13.2, 13.4 и 13.6. Оперативный руководитель испытаний располагается у кнопки ручного отключения турбины (ЗУ) и контролирует частоту вращения ротора по стрелочному тахометру (частотомеру).

Другие участники испытаний контролируют частоту вращения ротора по следующим приборам:

— стрелочному частотомеру класса 0,2;

— тахометрам на турбине и на БЩУ (сверенным по стрелочному частотомеру в пределах его шкалы);

— ручному тахометру с ценой деления не более 20 об/мин (при его установке должно быть исключено проскальзывание валика тахометра относительно хвостовика ротора);

— манометру давления на линии нагнетания импеллера, проградуированному в оборотах в минуту (по частоте вращения ротора ТГ).

4.6.3. Включают в работу следующие блоки ЭЧСР, обеспечивающие противоразгонную защиту ТГ:

а) блок дифференциатора, закрывающий РК турбины при повышении частоты вращения ротора более 1,03 nн с ускорением, превышающим расчетное значение;

б) блок предварительной защиты, закрывающий РК и СК турбины при повышении частоты вращения ротора более 1,04 nн с ускорением, превышающим расчетное значение, и обеспечивающий последующее открытие СК и РК в необходимой последовательности при исчезновении превышения частоты вращения и ускорения над расчетными значениями (для турбин ПОТ ЛМЗ).

4.6.4. Отключают на время испытаний блоки начальной коррекции неравномерности и разгрузки по давлению свежего пара в электроприставках ЭПК-300. В электроприставках, входящих в состав ЭЧСР турбин К, К, К, К, К и других отключение каких-либо блоков не требуется.

4.6.5. Оперативным руководителем испытаний назначают начальника турбинного цеха (КТЦ) или его заместителя. Испытания ведут строго по рабочей программе.

4.7. Испытание бойков АБ повышением частоты вращения ротора ТГ

4.7.1. Готовят режим блока и турбину согласно указаниям пп. 4.6.2, 4.6.4 и 13.2. Переводят на сигнал защиту, отключающую котел при закрытии СК (работоспособность цепей дистанционного отключения турбины при этом сохраняют).

4.7.2. Расставляют по рабочим местам и инструктируют участвующий в испытаниях персонал (см. п. 4.6.3).

4.7.3. Производят проверку надежности закрытия клапанов защитой (см. п. 4.4).

4.7.4. Записывают показания всех частотомеров и тахометров, давление пара перед и за ГПЗ, в конденсаторе, открытие серводвигателей РКВД, давление рабочей жидкости в линиях защиты и АСР, в том числе в линиях нагнетания и всасывания импеллера; параметры тепломеханического состояния турбины.

4.7.5. Удаляют из опасной зоны ТГ посторонних лиц и объявляют по поисковой связи об испытании АБ турбины.

В случае повышения частоты вращения ротора до 112% и отказа срабатывания бойка опыт прерывают воздействием на защиту и выясняют причины.

4.7.7. Отключают сработавший боек и испытывают аналогично второй, при этом фиксируют частоту вращения ротора в моменты срабатывания и первого, и второго бойков,

При отклонении настройки бойка за пределы, установленные заводом или ПТЭ, его настраивают или ревизуют, исходя из выявленного дефекта, и испытание обоих бойков повторяют в изложенной последовательности.

4.7.8. При наличии у АБ лишь одного бойка его испытывают дважды.

4.7.9. Анализируют (для накопления опыта) режим проведенного испытания, пользуясь диаграммами приборов, регистрирующих давление пара в регулирующей ступени и давление рабочей жидкости в линии управления РК. При правильном ведении опыта значение пиков давления на лентах не должно превышать 5-10% номинальной.

4.8. Расхаживание бойков АБ при работе турбины под нагрузкой

4.8.1. Опыт проводят при частоте электросети не менее 49,5* Гц в следующем порядке:

а) расставляют операторов у механизма расхаживания бойков и у МУТ;

б) расхаживают каждый боек АБ в соответствии с инструкцией завода-изготовителя турбины. Возврат механизма расхаживания в рабочее положение производят плавно, контролируя своевременность посадки бойка на место.

* У ряда турбин частота вращения ротора, соответствующая посадке бойка после его срабатывания, может оказаться более 49,5 Гц. У этих турбин бойки следует испытывать при более высокой частоте, желательно при 50 Гц.

4.8.2. Если во время расхаживания бойков произойдет закрытие парораспределительных органов, оперативно выполняют следующее;

а) переводят механизм раскалывания в рабочее положение, при котором масло не поступает в камеры бойков, и убеждаются в возврате бойка на место;

б) устанавливают МУТ в положение, соответствующее полному закрытию РКВД и СКВД, и взводят защиту;

в) нагружают турбину до 25-30% номинальной нагрузки быстро, а затем со скоростью, обусловленной эксплуатационной инструкцией. Продолжительность операций по пп. 4.8.2, а и б не должны превышать времени, допускаемого заводом-изготовителем турбины при беспаровом режиме.

Дефект механизма расхаживания устраняют.

5. СТАТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ АСР НА ОСТАНОВЛЕННОЙ ТУРБИНЕ

Целью статических испытаний АСР на остановленной турбине является проверка соответствия ее настройки (технического состояния узлов) требованиям завода-изготовителя турбины, в частности, выявление степени неравномерности АСР по ходу ЗРС, неравномерности регулирования давления пара, нечувствительности и устойчивости.

5.1. Подготовка к статическим испытаниям

5.1.1. Подготавливают турбину в объеме требований п. 13.2.

5.1.2. Составляют перечень КИП и приспособлений, необходимых для испытания в соответствии с рабочей программой (см. приложения 3 и пп. 1 и 2 приложения 11).

5.1.3. Поверяют КИП с составлением перечня поправок и устанавливают их на турбину.

Источник