Правила експлуатації парових турбін

При перевищенні нормативного значення вібрації повинні бути вжиті заходи щодо її зниження в строк не більше 30 діб.

При вібрації понад 7,1 мм·с -1 не допускається експлуатувати турбоагрегати більше 7 діб, а при вібрації 11,2 мм·с -1 турбіна має бути відключена дією захисту або вручну.

Турбіна повинна бути негайно зупинена, якщо при встановленому режимі відбувається одночасна раптова зміна вібрації оборотної частоти двох опор одного ротора, або суміжних опор, або двох компонентів вібрації однієї опори на 1 мм с -1 і більше від будь-якого початкового рівня.

Турбіна повинна бути розвантажена та зупинена, якщо протягом 13 діб відбудеться плавне зростання будь-якого компонента вібрації однієї з опор підшипників на 2 мм с-1.

Експлуатація турбоагрегату при низькочастотній вібрації неприпустима. При появі низькочастотної вібрації, що перевищує 1 мм с -1 повинні бути вжиті заходи до її усунення.

Тимчасово до оснащення необхідною апаратурою дозволяється контроль вібрації по розмаху вібропереміщення. При цьому тривала експлуатація допускається при розмаху коливань до 30 мкм при частоті 3000 обертання і до 50 мкм при частоті обертання 1500; зміна вібрації на 12 мм·с -1 еквівалентно зміни розмаху коливань на 1020 мкм при частоті обертання 3000 і 2040 мкм при частоті обертання 1500.

Вібрацію турбоагрегатів потужністю 50 МВт і більше слід вимірювати та реєструвати за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю вібрації підшипникових опор, що відповідає державним стандартам.

Для контролю за станом проточної частини турбіни та занесенням її солями не рідше 1 разу на місяць повинні перевірятися значення тиску пари в контрольних щаблях турбіни при близьких до номінальних витратах пари черезконтрольовані відсіки.

Підвищення тиску в контрольних щаблях порівняно з номінальною при даній витраті пари має бути не більше 10%. При цьому тиск не повинен перевищувати граничних значень, встановлених заводом-виробником.

При досягненні в контрольних щаблях граничних значень тиску через сольове занесення повинно бути проведене промивання або очищення проточної частини турбіни. Спосіб промивання або очищення повинен бути обраний виходячи зі складу та характеру відкладень та місцевих умов.

У процесі експлуатації економічність турбоустановки має постійно контролюватись шляхом систематичного аналізу показників, що характеризують роботу обладнання.

Для виявлення причин зниження економічності турбоустановки оцінки ефективності ремонту повинні проводитися експлуатаційні (експрес) випробування обладнання.

Турбіна повинна бути негайно зупинена (відключена) персоналом при відмові в роботі захисту або за їх відсутності у випадках:

підвищення частоти обертання ротора понад уставки спрацьовування автомата безпеки;

неприпустимого осьового зсуву ротора;

неприпустимої зміни положення роторів щодо циліндрів;

неприпустимого зниження тиску олії (вогнестійкої рідини) у системі мастила;

неприпустимого зниження рівня олії в масляному баку;

неприпустимого підвищення температури олії на сливі з будь-якого підшипника, підшипників ущільнень валу генератора, будь-якої колодки завзятого підшипника турбоагрегату;

займання олії та водню на турбоагрегаті;

неприпустимого зниження перепаду тисків "масло-водень" у системі ущільнень валу турбогенератора;

неприпустимого зниження рівня олії в демпферному баку системи маслопостачання ущільнень валутурбогенератора;

відключення всіх масляних насосів системи водневого охолодження турбогенератора (для безінжекторних схем маслопостачання ущільнень);

відключення турбогенератора із-за внутрішнього пошкодження;

неприпустиме підвищення тиску в конденсаторі;

неприпустимого перепаду тисків на останньому ступені у турбін із протитиском;

раптове підвищення вібрації турбоагрегату;

появи металевих звуків та незвичайних шумів усередині турбіни або турбогенератора;

появи іскор або диму з підшипників та кінцевих ущільнень турбіни або турбогенератора;

неприпустимого зниження температури свіжої пари або пари після промперегріву;

появи гідравлічних ударів у паропроводах свіжої пари, промперегріву або турбіні;

виявлення розриву або наскрізної тріщини на невідключних ділянках маслопроводів та трубопроводів пароводяного тракту, вузлах паророзподілу;

припинення протоки охолоджувальної води через статор турбогенератора;

неприпустимого зниження витрати охолоджувальної води на газоохолоджувачі;

зникнення напруги на пристроях дистанційного та автоматичного керування або на всіх КВП;

виникнення кругового вогню на контактних кільцях ротора турбогенератора, допоміжного генератора або колектора збудника;

відмови програмно-технічного комплексу АСУ ТП, що призводить до неможливості керування всім обладнанням турбоустановки або контролю.

Необхідність зриву вакууму при відключенні турбіни повинна бути визначена місцевою інструкцією відповідно до вказівок заводу-виробника.

У місцевій інструкції повинні бути дано чіткі вказівки про неприпустимі відхилення значень контрольованих величин по агрегату.

Турбінаповинна бути розвантажена та зупинена в період, який визначається технічним керівником електростанції (з повідомленням диспетчера енергосистеми), у випадках:

заїдання стопорних клапанів свіжої пари або пари після промперегріву;

заїдання регулюючих клапанів чи обриву їх штоків; заїдання поворотних діафрагм чи зворотних клапанів відборів;

несправностей у системі регулювання;

порушення нормальної роботи допоміжного обладнання, схеми та комунікацій установки, якщо усунення причин порушення неможливе без зупинки турбіни;

збільшення вібрації опор вище 7,1 мм с-1;

виявлення несправності технологічних захистів, що діють на зупинку обладнання;

виявлення течій олії з підшипників, трубопроводів та арматури, що створюють небезпеку виникнення пожежі;

виявлення нориці на невідключних для ремонту ділянках трубопроводів пароводяного тракту;

відхилення якості свіжої пари за хімічним складом від норм;

виявлення неприпустимої концентрації водню в картерах підшипників, струмопроводах, маслобаку, а також перевищує норму витоку водню з корпусу турбогенератора.

Для кожної турбіни повинна бути визначена тривалість вибігу ротора при зупинці з нормальним тиском пари, що відпрацювала, і при зупинці зі зривом вакууму. При зміні цієї тривалості мають бути виявлені та усунені причини відхилення. Тривалість вибігу має бути проконтрольована при всіх зупинках турбоагрегату.

При виведенні турбіни в резерв на строк 7 діб і більше повинні бути вжиті заходи для консервації обладнання турбоустановки.

Теплові випробування парових турбін повинні проводитись:

на знову змонтованому устаткуванні для отримання фактичних показників та складаннянормативні характеристики;

періодично в процесі експлуатації (не рідше 1 разу на 34 роки) на підтвердження відповідності нормативним характеристикам.