кб 405 инструкция по эксплуатации

Инструкция по эксплуатации энергоблока №2, 3

Растопочным топливом служит мазут.

2.3. Котельный агрегат имеет П‑образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвнктивной шахты, соединенных в верхней части переходным горизонтальным переходом.

Схема испарения одноступенчатая. Котел предназначен для работы с уравновешенной тягой. Циркуляционная система котлоагрегата состоит из 22‑х независимых контуров и шести водоопускных стояков. Топочная камера оборудована горелками, которые расположены в два яруса по углам топочной камеры. Горелочные устройства снабжены паромазутными форсунками производительностью 2,5 т/час. Все стены топочной камеры, горизонтального газохода и конвективной шахты экранированы газоплотными панелями. В топочной камере размещены испарительные экраны, радиационный пароперегреватель высокого давления. В горизонтальном газоходе расположены входная и выходная ступени пароперегревателя низкого давления. В опускной конвективной шахте размещены водяной экономайзер и трубчатый воздухоподогреватель. Котел оборудован двумя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями (РВП —68). Воздухоподогреватели расположены сзади конвективной шахты в здании котельной.

2.4. Для снижения разницы теиператур между верхом и низом барабана в пуско-остановочных режимах на котлоагрегате предусмотрено устройство парового разогрева и расхолаживания барабана.

2.5. Подача пара через устройство парового охлаждения позволяет ускорить расхолаживание барабана. Это можно объяснить турбулизацией потоков пара, ликвидацией застойных зон, повышением скорости омывающего стенку пара. При использовании парового охлаждения барабана перепад температур между “верхом”и “низом”при аварийных остановах как с уровнем воды в барабане, так и в режиме опорожнения удается улержать в пределах допустимых 60 град.С. Паровое охлаждение барабана дает возможность использовать интенсивную вентиляцию топки, газоходов и принудительное стравливание давления для ускорения расхолаживания котла в целом (ориентировочно 12 —15 часов).

2.6. Устройство парового охлаждения барабана состоит из верхних и нижних коллекторов. Верхние распределительные коллектора D = 60х6 расположены в барабане между дроссельным потоком и барботажным устройством. Направляющие листы привариваются к торцевым перегородкам и распределительным коллекторам. Пар подводится к распределительным коллекторам с помощью подводящей трубы D = 32х4. Нарпавление потока пара выбраио вдоль барабана под углом 35 град.С к его продольной оси. Часть потока пара направлена в направляющие листы, приваренные к распределительным коллекторам. Крепление распеделительных коллекторов устройства парового охлаждения осуществляется к дроссельному потоку заводских внутрибарабанных устройств.

Нижние распределительные коллекторы коллекторы устройства парового разогрева барабана расположены в водяном обьеме барабана.

Потоки пара направлены вдоль оси барабана, а в торцах под углом 45 град.С. Нижние коллекторы установлены на месте заводских устройств и крепятся с помощью уголков и хомутов. 2.7. Линия подвода пара на паровое охладение обьединяет по три блока и содержит:

— коллектор D = 60х6мм, расположенный на отметке барабанов;

— подвод D = 32х4 мм на паровое охлаждение верха барабанов с двумя вентилями D = 20мм и ревизией D = 20мм, подвод на паровое охлаждение верха барабана имеет двойное назначение:

“на отбор”—вентили открываются от работающих котлов для отбора пара в схему,

“на ожлаждение”— вентили открываются у расхолаживающего котла для подачи пара на паровое охлаждение верха барабана;

— подвод D = 32х4мм на паровое охлаждение низа барабана с двумя вентилями D = 20мм и ревизией D = 20мм.

Подвод на паровое охлаждение низа барабана используется только для подачи пара для расхолаживания низа барабана при останове.

ВНИМАНИЕ! Открытие вентилей подвода пара на паровое охлаждение низа барабана на работающих котлах ЗАПРЕЩАЕТСЯ

— дренажи схемы D = 32х4мм.

2.8. Регулирование температуры свежего пара осуществляется тремя впрыскивающими пароохладителями.

2.9. Регулирование температуры вторичного пара осуществляется:

— при нормальной работе с помощью ППТО;

— в аварийном случае с помощью аварийного впрыска.

2.10. Котел работает в блоке с турбиной Т‑180/210——

ЛМЗ,предназначенной для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, и генератором ТГВ‑200‑МУ3.

2.11. Номинальные параметры турбоустановки соответствуют:

Мощность, мвт. — 180

Частота вращения ротора, об/мин. —3000

Давление свежего пара перед АСК, кгс/см.кв. — 130

Температура свежего пара перед АСК, град.С. — 540

Давление пара на выходе из ЦВД, кгс/см.кв. —27,7

Температура пара на выходе из ЦВД, град.С. — 333

Давление пара перед АЗК, кгс/см.кв. —25,4

Температура пара перед АЗК, град.С — 540

Расход свежего пара на турбину, т/час — 656

Расход охлаждающей воды, м.куб./час —22 000

Температура охлаждающей воды, град.С — 27

Тепловая нагрузка отопительных отборов, Гкал/час — 260

Расчетное давление в конденсаторе, кгс/см.кв. —0,088

2.12. Максимальная мощность турбины 210 МВт обеспечивается при конденсационном режиме.

2.13. Проточная часть ЦВД состоит из 12 ступеней, включая одновенечную регулирующую ступень. Паровпуск ЦВД расположен со стороны второго подшипника так, что лопаточный аппарат в ЦВД -цельнокованный. Пар после ЦВД направляется в промежуточный пароперегреватель котла, а затем через автоматические затворы и регулирующие клапаны среднего давления поступает в ЦСД.

Паровые коробки с регудирующими клапанами установлены на цилиндре.

Проточная часть ЦСД состоит из 11 ступеней давления. Первые семь дисков ротора откованы за одно с валом. Четыре последние диски —насадные. Из ЦСД пар направляется в среднюю часть ЦНД. Кроме того, из выхлопной части (после 11 ступени),по двум трубам пар поступает к коробам клапанов верхнего теплофикационного отбора и далее к ПСГ‑2. Цилиндр низкого давления двухпоточный. Проточная часть каждого потока состоит из двух частей:

— первая (до нижнего теплофикационного отбора) имеет две ступени давления ,

— вторая (после нижнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и ступень давления. Пар из нижнего теплофикационного отбора поступает в ПСГ‑1.

Все восемь дисков РНД —насадные. Роторы среднего и низкого давления соединены между собой жесткой муфтой.

2.14. Давление теплофикационных отборов регулируется двумя поворотными диафрагмами, расположенными перед третьими ступенями ЦНД левого и правого потока.

Разрешается работа с включенным нижним теплофикационным отбором и выключенным верхним теплофикационным отбором. Не допускается работа турбины при включенном верхнем отборе с выключенным нижним теплофикационным отбором.

2.15. Пределы регулирования давлений теплофикационных отборах:

— в верхнем отборе 0,6 — 2,0 кгс/см.кв.

— в нижнем отборе 0,5 — 1,5 кгс/см.кв.

2.16. Нагрев сетевой воды в ПСГ не должен превышать 50 град.С. Максимальная температура подогрева сетевой воды составляет 118 град.С. при номинальном расходе пара на турбину.

2.17. Краткое описание пусковой схемы.

На блоке 180 МВТ принята однобайпасная схема, основными элементами которой являются:

— БРОУ 140/6 кгс/см.кв. пропускной способностью 250т/ч;

— РОУ 140/16кгс/см.кв. пропускной способностью 150т/ч;

—трубопроводы сброса пара из “горячих”паропроводов промперегрева в конденсаторс задвижками и пароохладителями;

— система трубопроводов обогрева фланцев и шпилек турбины собственным свежим паром;

— трубопроводы дренирования перепускных труб ЦВД;

— система пусковых впрысков в пароохладители первичного и вторичного пароперегревателя с регулируемым лавлением воды;

— коллектор собственных нужд для приема пара, поступающего от постороннего источника и расходуемого при пуске блока;

— трубопроводы для сброса загрязненного конденсата из тракта при пуске;

— трубопровод, связывающий деаэратор со сливным насосом

ПНД для предварительной деаэрации питательной воды.

3. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ РЕЖИМОВ ПУСКА И ОСТАНОВА БЛОКА

3.1. В зависимости от теплового состояния оборудования режимы пуска делятся на следующие основные группы:

— из холодного состояния —при полностью остывшем котле и паропроводах, и температуре металла паровпускных частей ЦВД турбины равной, или ниже 150 град.С.

— из неостывшего состояния —при температуре металла паровпускных частей ЦВД и ЦСД турбины до 400 град.С.

— из горячего состояния —при температуре металла паровпускных ЦВД и ЦСД турбины выше 400 град.С.

3.2. Пуск блока из любого теплового состояния проводится по унифицированной технологии.

Унифицированная технология пуска блока предусматривает пуск после останова котла с выпуском пара из пароперегревателя.

а) прогрев главных паропроводов сразу до регулирующих клапанов турбины (при открытых ГПЗ и АСК);

б) прогрев системы промперегрева”острым”паром через РОУ 140/16 (РОУ‑1);

в) толчок турбины производится при вакууме не ниже (‑0,8кгс/см.кв.- 600мм.рт.ст.) в конденсаторе турбины;

г) использование для регулирования температуры “свежего”пара штатных впрысков в тракте высокого давления, а для регулирования пара промперегрева теплообменником (ППТО).

3.3. Выбор начального уровня и последующего графика изменения расхода топлива на начальной фазе пуска блока определяется комплексом режимных условий, в числе которых:

— обеспечение предварительного прогрева главных паропроводов и паропроводов промперегрева до требуемого уровня и надежности теипературного режима толстостенных элементов тракта высокого давления (барабан котла, выходные камеры свежего пара):

— обеспечение заданных параметров “свежего”пара и пара промперегрева:

— выход на холостой ход турбогенератора при полностью открытой БРОУ и взятия начальной нагрузки не менее 5— МВт после синхронизации за счет закрытия БРОУ;

— минимальный при соблюдении указанных условий расход топлива на этой фазе пуска.

3.3.1. Начальный расход топлива из условий выхода на толчковые параметры приведен в таблице 3.1:

Примечание: Схема мазутопроводов выполнена таким образом, что необходимо в процессе работы котла линию рециркуляции держать приоткрытой. При этом показание прибора расхода мазута на котелсоответствует расходу мазута на мазутные форсунки плюс расход на линию рециркуляции.

3.3.2. Выбор начальной форсировки котла определяется критериями надежности пуска блока, при этом:

— скорость повышения температуры насыщения в барабане котла 2 град.С/мин при Рб менеее 20 кгс/см.кв. и 2,5 град.С/мин при Рб более 20 кгс/см.кв. разность теиператур между верхом и низом барабана не должна превышать 60 град.С;

— скорость снижения температуры насыщения при останове 1,5 град.С/мин при Рб более 100 кгс/см.кв. и 2 град.С/мин при Рб менее 100 кгс/см.кв. разность температур между верхом и низом барабана не должна превышать 60 град.С;

— при заполнении опорожненного барабана водой температура ее не должна отличаться от температуры металла барабана более, чем на 40 град.С;

— допустимая скорость снижения (повышения) температуры свежего пара за котлом в интервале до 400 град.С —9 град.С/мин, от 400 до 500 град.С —6 град.С/мин,свыше 500 град.С —4 град.С/мин до подключения котла к турбине.

3.3.3. Основными критериями надежности прогрева турбины при пуске являются разности температур по толщине стенки автоматических стопорных клапанов (АСК), по толщине стенки ЦВД и разность между температурой внутренней поверхности фланца ЦСД в зоне паровпуска и шпилькой IV:

— предельное превышение температуры внутренней поверхности фланцев относительно температуры шпилек IV — V ЦВД и ЦСД —20 град.С;

— разность температур по толщине стенки АСК 30 град.С, от 450 град.С и выше —20 град.С;

— разность температур по ширине флануев ЦВД. ЦСД без включения систем обогрева не должна превышать 80 град.С;

— разность температур верхней и нижней образующих ЦВД и

ЦСД плюс-минус 50 град.С перед толчком турбины и плюс-минус 30 град.С в процессе пуска.

3.3.4. Соблюдение основных критериев гарантирует надежный режим прогрева всех деталей турбины.

Разность температур между отдельными паропроводами свежего пара и пара промперегрева при повышении оборотов и нагружении турбины не должна превышать 35 град.С при температурах ниже 450 град.С и 25 град.С при температурах пара выше 450 град.С.

3.3.5. Помимо критериев режима прогрева при пуске необходимо выполнять требования завода-изготовителя по вибрации подшипников, искривлению ротора и относительной разности расширенимй. Допустимые относительные разности расширений составляют:

— ротор ЦВД от -1,2 до +4,0 мм

— ротор ЦСД от -2,5 до +3,0 мм —ротор ЦНД от -2,5 до +4,5 мм

3.4. Выбор начальной температуры свежего пара и пара промперегрева определяется тепловым состоянием цилиндра турбиныс учетом ограничения деталей паровпуска на этапе разворота и темпа прогрева на холостом ходу и после включения генератора в сеть.

По этим условиям температура свежего пара перед турбиной в момент толчка турбины устанавливается на 100 град.С выше температуры верха ЦВД в зоне паровпуска, но не выше номинальной. При пусках блока из холодного состояния теипература свежего пара пере толчком ротора устанавливается около 280 град.С на минимальном уровне, не менее 40 град.С выше теипературы насыщения пара при данном давлении. Теипература пара перед ЦСД турбиы после взятия начальной нагрузки должна превышать начальную температуру металла верха ЦСД в зоне паровпуска на 80— град.С, но не более номинального значения. При пусках из холодного состояния температура пара перед ЦСД турбины к выходу на холостой ход поддерживается на минимальной уровне, т.е. около 280 град.С.

3.5. Повышение частоты вращения роторов до номинальной при пусках из горячего и неостывшего состояний производится открытием регулирующих клапанов с целью уменьшения охлаждения паровпуска ЦВД.

3.5.1. При пусках из горячего состония повышение частоты вращения роторов до номинальной проводится плавно за 15 минут.

При пусках из неостывшего состояния предусматривается выдержка на 500 об/мин для прослушивания турбины.

3.5.2. При пусках из холодного состояния при n=1200 об/мин предусматривается 15‑минутная выдержка для прогрева РСД.

3.6. При взятии начальной нагрузки после включения генератора в сеть закрывается БРОУ.

3.7. При пусках блока их горячего состояния температурное состояние деталей не лимитирует продолжиительность нагружения, оно определяется технологическими условиями и возможностями оперативного пнрсонала. При пусках блока их холодного и неостывшего состояния время нагружения турбины определяется по температурному состоянию роторов и цилиндров.

3.8. Графики-задания и повышение параметров пара, нагрузки блока составлены для типовых продолжительностей простоя блока, исходя из обобщенных характеристик остывания цилиндров турбины.

3.8.1. Графики-задания повышения теипературы пара объединены в группы по диапазонам начальных тепловых состояний ЦВД и ЦСД. Для всех графиков каждой группы принята общая продолжительность нагружения, определенная по минимальным значениям начальных температур цилиндров для этой группы и конечной температурой свежего пара 520 град.С, при которой допустим выход на номинальную нагрузку.

3.8.2. Графики-задания учитывают возможные при эксплуатации отклонения теипературы пара перед турбиной в пределах плюс-минус 20 град.С от рекомендуемых значений.

3.8.3. На этапе нагружения блока открытием регулирующих клапанов турбины при номинальном давлении свежего пара, теипература свежего пара поддерживается постоянной и темп прогрева РВД определяется только ростом температуры пара в регулирующей ступени за счет изменения дросселирования в клапанах и теплоперепада на ступень.

3.9. Включение системы обогрева фланцев производится при достижении относительного удлинения РВД +1,0 мм и разности температур металла по ширине фланца, превышающей допустимые величины.

При теипературе металла ЦВД 400 град.С и ЦСД 350 град.С и выше обогрев фланцев и шпилек не включается.

Отключение системы обогрева фланцевых соединений корпусов

ЦВД и ЦСД следует проводить после окончания нагружения и достижения стабилизации теипературы металла цилиндров.

При использовании системы обогрева фланцев и шпилек следить, чтобы разность теиператур металла между верхним и нижним, правым и левым фланцами данного цилиндра не превышала 10 град.С, а между фланцами и шпилькой не более 20 град.С и не была отрицательной, т.е. теипература шпильки не должна быть выше температуры фланца.

3.10. Включение в работу второго ПЭНа производится при нагрузке 140 МВт.

3.11. Температура свежего пара при пуске блока регулируется штатными впрысками. Поддержание “толчковой”температуры обеспечивается вводом в работу третьего впрыска, а впоследствии вводом и первого впрыска. При достижении расчетной температуры пара за котлом и за поверхностью нагрева, контролируемой пароохладителем, соответствующие пароохладители переводятся в автоматический режим управления.

3.12. В процессе нагружения блока регулирование температур перед ЦСД турбины производится за счет ввода в работу ППТО.

3.13. Включение в работу пылесистем производится по мере необходимости подъема тепловой нагрузки на котле при условии поддержания подъема параметров перед турбиной в соответствиии с графиками-заданиями. При включении в работу одной из пылесистем одновременно отключаются две мазутные форсунки, что обеспечивает подъем параметров перед турбиной в соответствиии с графиком-заданием.

При достижении номинальных параметров перед турбииой в работе находятся четыре (три) пылесистемы.

3.14. В зависимости от применяемой технологии остановы блока подразделяются на следующие группы:

— без расхолаживания оборудования;

— с расхолаживанием турбин, котла и паропроводов;

— с расхолаживанием барабана котла.

3.14.1. Останов без расхолаживания оборудования производится при выводе блока в резерв, а также для ремонтных работ, не связанных с тепловым состоянием котла, паропроводов или турбины. Технология останова предусматривает разгрузку блока примерно до 40— МВт с последующим гашением котла, быстрой разгрузкой турбины до 0 МВт и ее отключением. Принятая технология останова исключает тепловые удары в камерах котла и главных паропроводах от попадания в них влаги, образующейся в необеспаренном пароперегревателе в процессе простоя и вследствие конденсации пара.

3.14.2. Останов с расхолаживанием турбины, котла и паропроводов производится при выводе блока в капитальный ремонт, а также в случаях, когда предполагаются ремонтные работы, требующие остывания турбины, котла и паропроводов. Расхолаживание турбины производится с глубокой разгрузкой блока и плавным снижением теипературы пара перед турбиной до 250 град.С и пара проиперегрева до 310 град.С Более глубокое расхолаживание ЦВД турбины (до теипературы пара в камере регулирующей ступени около 180 град.С) обеспечивается на завершающей стадии путем прикрытия регулирующих клапанов ЦВД (при переводе котла на БРОУ) с поддержанием постоянного давления перед ним.

3.14.3. Останов блока с расхолаживанием барабана котла значительно уменьшает сроки вывода в ремонт котла. Расхолаживание барабана котла производится паром от соседних блоков.

3.14.4. При аварийном отключении блока защитами или персоналом до установления причины останова производится закупориванием котла с сохранением давления во всем пароводяном тракте и уплотнение газовоздушного тракта. После установления причины останова, но не позднее чем через 10 мин. после отключения, блок должен готовиться к пуску либо должны быть продолжены операции по выводу в ремонт по одному из способов, указанных в п.п. 3.14.1—.14.3.

4. ПУСК БЛОКА ИЗ ХОЛОДНОГО СОСТОЯНИЯ.

4.1. Подготовительные операции.

4.1.1. Пуск блока производится по распоряжению начальника смены станции (НСС).

4.1.2. Пуск блока осуществляется под руководством начальника смены цеха, а после капитального ремонта, а также среднего и текущего —под руководством начальника цеха или его заместителей.

4.1.3. Перед пуском блока следует осмотреть все основное и вспомогательное оборудование и подготовить его к пуску в соответствии с инструкциями по эксплуатации. При этои убедиться в следующем:

— устранение всех дефектов и замечаний по работе оборудования, зафиксированных в журнале дефектов;

— наличие записей начальнико цехов или их заместителей об окончании работ на оборудовании, закрытии нарядов и готовности оборудования к работе;

— отсутствие посторонних предметов и мусора на оборудовании, площадках и лестницах;

— исправности обмуровки котла и изоляции оборудования и трубопроводов;

— наличие указателей тепловых перемещений на элементах оборудования (согласно схеме тепловых перемещений), установке указателей на отметке “0”, в исправном состоянии подвижных и неподвижных опор, а также пружинных подвесок трубопроводов пароводяного тракта;

— исправность арматуры, наличие всех крепежных болтов в крышках и фланцевых соединениях;

— проверить налачие пломб и закрепление грузов на предохранительных клапанах блока;

— исправность растопочных мазутопроводов;

— исправность приводов и легкость хода шиберов газовоздушного тракта котла;

— иправность тягодутьевых машин и готовность их к работе;

— исправность и наличие средств пожаротушения на всех постах ;

— исправность и достаточность основного и аварийного освещения;

— испрвность всех линий связи;

— наличие комплектов тарированных рабочих и резервных растопочных мазутных форсунок.

4.1.4. Осмотр топки и конвективных поверхностей нагрева производить через лючки и лазы, при этом убедиться в:

— исправности горелок, лазов, лючков, гляделок, труб поверхностей нагрева;

— отсутствии зашлаковки поверхностей нагрева и амбразур горелок;

— отсутствии людей, посторонних предметов и мусора.

После проведения осмотра все лазы и лючки закрыть.

4.1.5. Кроме того, проверить:

— исправность водоуказательных колонок, наличие их освещения;

— наличие топлива в бункерах сырого угля.

4.1.6. Предупредить о предстоящем пуске блока:

— начальника смены электроцеха для подготовки и сборки схем электродвигателей вспомогательного оборудования и арматуры;

— начальника смены химического цеха для подготовки к анализам воды, пара, конденсата, к контролю за заполнением корпуса гнератора волородом и увеличению расхода обессоленной воды;

— дежурного электрослесаря цеха ТАИ для подготовки и включения контрольно-измерительных приборов, авторегуляторов, защит, блокировок и технологической сигнализации;

— начальника смены топливотранспортного цеха для подготовки к бесперебойному снабжению топливом.

— запас обессоленной воды в баках (не менее 1000 м.куб) и ее качество;

— запас мазута в баках, его подогрев и готовность оборудования мазутного хозяйства к подаче мазута на котел;

— готовность действующего оборудования электростанции к обеспечению блока паром.

4.1.8. Персоналу электроцеха в соответствиии с действующими инструкциями по эксплуатации электрической части блока:

— проверить схему соединений и надежность питания собственных нужд блока и состояние изоляции генератора, трансформатора, резервного возбудителя;

— опробовать дистанционное управление выключателя блока и

АГП и управление шунтовым реостатом (при работе на резервном возбудителе);

— собрать схему для проверки с помощью дистанционного управления приводов выключателей трансформатора собственных нужд, а также электродвигателей 6 кВ. Проверить детально действие приводов.

— собрать электрические схемы всех электродвигателей собственных нужд блока, участвующих в опробовании технологических защит в испытательное положение.

4.1.9. Дежурному персоналу цеха ТАИ:

— собрать схемы приводов запорно-регулирующей арматуры и шиберов. Подать напряжение в цепи питания КИП, устройств автоматики, блокировок и сигнализации;

— включить все контрольно-измерительные приборы и отметить время их включения на диаграммах. Совместно с дежурным персоналом котлотурбинного цеха опробовать дистанционное управление оперативной арматурой и шиберами с контролем сигнализации их положений.

4.1.10. Дежурному персоналу цеха ТАИ совместно с персоналом котлотурбинного цеха провести комплексное опробование технологических защит, действующих на останов блока в соответствии с инструкцией. В оперативном журнале КТЦ и ТАИ записать результаты проверки. Отключить защиты, препятствующие пуску блока специальными ключами А‑2 и А‑3, поставив их в положение “сигнал”.

4.1.11. Персоналу электроцеха собрать электрические схемы всех электродвигателей собственных нужд блока в рабочее положение.

4.1.12. Подготовить к пуску и опробовать маслонасосы системы смазки в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации турбогенератора”. Довести теипературу масла до 40 град.С.

4.1.13. По согласованию с электроцехом в соответствии с

“Инструкцией по эксплуатации системы охлаждения и уплотнения вала генератора”произвести проверку АВР маслонасосов уплотнений и включение системы уплотнений в работу.

4.1.14. Включить ВПУ турбины.

4.1.15. В оответствиии с “Инструкцией по эксплуатации сиситемы охлаждения и уплотнения вала генератора”подготовить к пуску системы охлаждения статора и ротора генератора. Опробовать АВР насосов охлаждения статора и газоохладителей. Персоналу электроцеха заполнить генератор водородом.

4.1.16. Подготовить к работе систему регулирования турбины, опробовать АВР насосов и проверить работу системы регулирования и парораспределения турбины в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации турбогенератора”. Синхронизаторы РС и РД поставить в нулевое положение. Проверить работу защит с воздействием на исполнительные механизмы в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации турбогенератора”:

— при недопустимом осевом сдвиге в сторону генератора и в сторону ЦВД;

— при падении давления масла в системе смазки до второго предела;

— при дистанционном и ручном отключении турбины.

4.1.17. Подготовить к синхронизации силовую схему возбуждения генратора (блок генератор-трансформатор).

4.1.18. Поставить под давление коллектор собственных нужд блока, для чего:

— убедиться в том, что задвижки на трубопроводах подачи пара из коллектора собственных нужд блока к уплотнениям турбины, эжекторам, мазутным форсункам, деаэратору (409), РОУ‑14/6 (458) закрыты;

— закрыть задвижку перед РОУ‑27,7/15, подачи пара в коллектор собственных нужд из холодных ниток пара промперегрева (430);

— закрыть задвижку на подводе пара из РНП (457);

— отключить Д‑7 ата по пару, закрыв задвижки на трубопроводах подачи пара от отборов турбины;

— открыть дренажи на подключаемом трубопроводе;

— постепенным открытием задвижки 449 на трубопроводе подвода пара от общественного коллектора прогреть коллектор собственных нужд и поставить его под давление.

4.1.19. Собрать схемы газовоздушного тракта, пылеприготовления, проммазутопроводов, технического водоснабжения, пожаротушения и очистки регенеративных воздухоподогревателей (РВП), а также трубчатого воздухоподогревателя (ТВП) в соответствии со специальными инструкциями.

4.1.20. Подглтовить к включению тягодутьевое оборудование котла, систему пылеприготовления, систему золоулавливания, системы механизированного шлакоудаления и гидроудаления, паровую обдувку и калориферные установки согласно соответствующих инструкций.

4.1.21. В соответствии с указаниями “Инструкции по эксплуатации турбогенератора”и специальных инструкций произвести следующие операции:

— собрать схему циркуляционного водоснабжения турбины;

— включить циркуляционные насосы, произвести заполнение цирксистемы водой;

— собрать схему подпитки блока химически обессоленной водой из БЗК в конденсатор и заполнить его на 2/3 водоуказательного стекла;

— собрать схему предпусковой деаэрации;

— поставить под давление магистраль охлаждения подшипников механизмов блока, заполнить маслоохладители турбины, теплообменники системы охлаждения электродвигателя ПЭН, газоохладители и в случае необходимости воздухоохладители резервнрго возбудителя, теплообменники замкнутого контура генератора;

— закрыть арматуру на линиях впрысков от конденсатных насосов в трубопровод сброса пара из горячих ниток промперегрева в конденсатор (503, 505,514);

— поочередно опробовать работу конденсатных насосов, их блокировки и оставить в работе один насос;

— опробовать систему принудительного закрытия обратных клапанов отборов турбины, подать конденсат на уплотнение вакуумной арматуры;

— включить систему регенерации низкого давления по основному конденсату с каскадным отводом дренажа всех подогревателей в конденсатор турбины и включить регуляторы уровня в ПНД;

— включить регуляторы уровня в конденсаторе и деаэраторе и заполнить обессоленной водой Д‑7 ата и питательные насосы. При этом задвижки на линиях напора (425, 426) и отбора из промежуточной ступени питательного насоса должны быть закрыты, а на линиях рециркуляции всех насосов (414, 417, 415, 418) —открытыми. В процессе заполнения питательных насосов подать конденсат на их уплотнения;

— включить сливной насос и подать пар из коллектора собственных нужд блока в Д‑7 ата, открыв задвижку 449, поднять давление в нем до 0,2—,5 кгс/см.кв. и включить регулятор давления с воздействием на клапан 409 (нагреть воду до теипературы насыщения 104— град.С);

— открыть дренажи перед ГПЗ, перепускных труб (424, 429, 427, 432) цилиндров и отборов турбины;

— закрыть задвижки на отборах турбины к калориферам (410).

4.1.22. Собрать схему пароводяного тракта блока и растопочных трубопроводов для заполнения котла водой.

— задвижку на питательном трубопроводе помимо ПВД;

— арматуру на трубопроводе сброса воды из колллектора впрысков в деаэратор (306, 307, 309);

— регулирующий клапан и задвижку перед ним на байпасе Ду65 узла питания;

— паровые о водяные вентили на водоуказательных колонках барабана;

— все вентили на дренажных линиях ограждающих поверхностях нагрева конвективной шахты и переходного газохода, а также вентили на дренажных линиях настенного радиационного пароперегревателя, вентили на дренажных линиях камер пароперегревателя, дренажи паросборных коллекторов, паропроводов свежего пара и пара проиперегрева;

— верхние вентили на линиях фосфатирования, отбора проб пара и воды;

— дренажи ЦВД и ЦСД ;

— вентили дренажей из трубопроводов отбора пара к подогревателям высокого и низкого давления;

— ручные вентили на впрысках высокого и низкого давления;

— БРОУ и задвижку перед ней;

— сброс из горячих ниток промперегрева (511, 512, 513);

— вентили к манометрам и расходомерным шайбам;

— задвижку за РОУ‑1 в ХПП.

— задвижку на линии ПЭН до и после ПВД (431, 438);

— задвижки и клапаны на линиях впрысков высокого давления

(304, 305, 318, 319, 253, 254, 256, 325, 327, 357);

— задвижки на линии продувки настенного радиационного паропегревателя;

— арматуру на линии питания или ее байпасе Ду 100;

— дренажи узла питания;

— клапан на линии неперывной продувки (342) и ручные вентили;

— задвижку на трубопроводе рециркуляции воды из барабана в экономайзер (343);

— задвижки на линиях аварийного сброса воды из барабана котла (339);

— нижние вентили на линиях фосфатирования, отборов проб воды и пара;

— вентили жренажей экранов;

— продувочные линии и вентили водоуказательных колонок;

— вентили на линии парового расхолаживания барабана;

— клапана перед паропаровым теплообменником (341);

— главные паровые задвижки и арматуру на их байпасах (530,531);

— задвижку на коллекторе дренажей перед расширителем дренажей турбины;

— пусковую РОУ‑140/16, задвижку перед ней (437), ручные и электрофицированные вентили на дренажах до и после РОУ‑140/16 (523, 528);

— собственных нужд РОУ‑27,7/16, ручную и электрофицированные (430, 421) задвижки перед и после РОУ‑27,7/16;

— уплотнения турбины РОУ‑16/6, ручную и электрофицированные (419, 458) задвижки перед и после РОУ‑16/6;

— арматуру на обогрев фланцев и шпилек (521, 522, 525, 526);

— задвижки на уплотнения ЦВД и ЦСД (517, 518, 520);

— арматуру на впрысках от промступени ПЭН (349, 311, 250, 312, 420, 422, 435, 427) и от конденсатных насосов (607, 463, 411);

— задвижку на линии предпусковой деаэрации и остановить сливной насос.

4.1.23. Подать пар из коллектора собственных на эжекторы, открыв задвижки (620, 621, 619), а также на уплотнения турбины (502) и включить регулятор уплотнений;

4.1.24. Включить в работу основной и пусковой эжекторыи начать набор вакуума, эжектор отсоса из охладителя уплотнений и отрегулировать работу системы уплотнений. Установить вакуум в конденсаторе турбины не менее 0,8 кгс/см.кв. (600 мм рт.ст.).

4.1.25. Убедиться, что поршни всех сервомоторов находятся в нулевом положении, регулирующие и стопорные клапаны ВД и СД закрыты. Открыть стопорные клапаны ЦВД и ЦСД на 25— мм. Проверить закрытие регулирующих клапанов.

4.1.26. Заполнить барабан котла водой до растопочного уровня, для чего:

— подготовить и включить схему питания котла от соседенего блока при пусках из неостывшего состояния, а при пусках из холодного состояния заполнить котел своим ПЭНом;

— вести непрерывный контроль за уровнем воды в барабане по водоуказательным колонкам. Заполнение прекратить при достижении растопочного уровня (100 мм ниже среднего), закрыв при этом арматуру на байпасе Ду 65 сниженного узла питания и убедиться в том, что уровень в котле не снижается;

— перед розжигом мазутных форсунок открыть рециркуляцию.

Примечание: 1. Заполнение котла производится только деаэ-

рированной водой через водяной экокномайзер.

2. Качество питательной воды должно соответствовать нормам ПТЭ.

3. Не следует форсировать заполнение котла, время заполнения должно быть не менее 1 часа.

4. Заполнение опорожненного барабана не разрешается при температуре металла верха барабана выше 160 град.С.

4.1.27. Включить калориферы котла, подав пар на них из коллектора собственных нужд блока, включить регулятор температуры за РОУ‑15/3.

4.1.28. Включить в работу тягодутьевые механизмы: дымососы, дутьевые вентиляторы, вентиляторы первичного воздуха. Установить разрежение вверху топки 5— кг/м.кв. Провентилировать топку и газоходы в течение 10 минут.

4.1.29. За 10— минут до розжига мазутных форсунок подать пар к ним от коллектора собственных нужд.

4.2.1. При вакууме в конденсаторе 0,65 кгс/см.кв. (около 500 мм.рт.ст.) включить в работу 4 мазутные форсунки. Установить давление перед мазутными форсунками 18— кгс/см.кв. (22— кгс/см.кв.). При розжиге мазутных форсунок поддерживать разрежение в топке загрузкой дымососов.

4.2.2. Наблюдение за уровнем воды в барабане производить по водоуказательным колонкам, поддерживая его на уровне плюс-минус 75 мм. Переход на контроль за уровнем воды в барабане по сниженным указателям произвести, когда показания сниженных уровней и водоуказательных колонок станут одинаковыми.

4.2.3. Подпитку котла для поддержания уровня производить через байпас Ду 65. Перед началом подпитки закрыть задвижки на линии рециркуляции воды из барабана котла в экономайзер. После окончания подпитки задвижку закрыть.

Примечание: Если при подпитках температура воды, посту-

пающей в барабан, выше теипературы металла барабана более чем на 40 град.С. то необходимо усиленно подпитать котел в течение 2— минут, сбрасывая излишки воды через аварийный слив.

4.2.4. Произвести продувку водоуказательных колонок в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации котла”.

4.2.5. Прогрев паровпускных узлов ЦВД и ЦСД (автоматических затворов, перепускных труб и коробок регулирующих клапанов) начать открытием байпасов ГПЗ при температуре пара перед ГПЗ 130—150 град.С в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации турбогенератора”.

4.2.6. При теипературе насыщения в барабане 115— град.С полностью открыть паровой клапан РОУ промперегрева включением регулятора температуры и поддерживать температуру за РОУ на уровне температуры выхлопа ЦВД. Прогрев ЦВД производится обратным потоком пара, поступающего через пусковую РОУ в холодные нитки промперегрева. Часть пара, поступающая с “хвоста”в ЦВД, отводится через дренажи ЦВД, трубопроводов отборов и концевых уплотнений ЦВД в конденсатор. Прогрев корпусов автоматических затворов ЦСД и перепускных труб производится до температуры 140— град.С.

4.2.7. При температуре свежего пара 300 град.С включить в работу III впрыск, установив давление перед впрыском на 5—7 кгс/см.кв. больше, чем давление в барабане. При достижении толчковых параметров перед турбиной (давление 15 кгс/см.кв. теипература 280 град.С, что поддерживается III впрыском на котле) произвести толчок роторов турбины, для чего:

— закрыть ГПЗ и байпасы ГПЗ;

— обеспарить паропроводы промперегрева, закрыв пусковую

РОУ и открыв сбросные задвижки из горячих ниток промперегрева в конденсатор турбины. Убедившись в отсутствии давления в тракте, задвижки сброс с ГПП закрыть;

— открыть полностью АСК, АЗК, регулирующие клапаны и регулирующие диафрагмы турбины;

— открытием байпасов ГПЗ поднять частоту вращения роторов турбины до 500 об/мин.;

— проверить отключение электродвигателя и расцепление шестерен валоповоротного устройтсва (ВПУ);

— прослушать турбину и сделать выдержку в течение 3‑х минут;

— включить обогрев фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД.

4.2.8. Убедившись в нормальной работе турбины при 300 об/мин, приступить к дальнейшему повышению частоты вращения до 1200 об/мин в течение 10 минут. Сделать выдержку в течение 10 минут для прослушивания и прогрева. Поднять вакуум в конденсаторе турбины до номинального (абсолютное давление в конденсаторе 0,8 кгс/см.кв.).

4.2.9. В течение 10— минут поднять частоту вращения ротора с 1200 до 2850 об/мин. Повышение частоты вращения производить непрерывно, не допуская каких-либо выдержек в интервале от 1500 об/мин дл 2700 об/мин.

4.2.10. При частоте вращения ротора турбины 2800— об/мин. перейти на работу с пускового маслонасоса на главный маслонасос в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации турбогенератора”.

4.2.11. Поднять обороты на турбине до 3000 об/мин.

4.2.12. Убедившись в исправности всех систем турбоустановки, приступить к синхронизации генератора.

4.2.13. Произвести синхронизацию генератора в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации генератора”. Время с момента выхода турбины на холостой ход до синхронизации не должно превышать 57 минут.

4.2.14. Взять нагрузку на ТГ 5— МВт. Закрыть БРОУ, дренажи перед ГПЗ, ЦВД, ЦСД. Сделать выдержку в течение 20— минут для прогрева турбины.

4.2.15. Поддержание температур первичного пара и пара промперегрева на этом этапе в соответствии с графиком-заданием производится за счет уменьшения III впрыска высокого давления и подключения ППТО.

4.2.16. При недостатке питания через байпас Ду 65 включить

ПЭН и отключить узел питания от соседнего блока и перейти на питание котла водой через байпас Ду 100 сниженного узла питания.

С момента перехода на непрерывное питание котла закрыть задвижку на линии рециркуляции из барабана на водяной экономайзер (343).

4.2.17. Продувка нижних точек экрана котла, закрытие вентилей на дренажных линиях ограждающих поверхностей нагрева, повторная продувка водоуказательных колонок производится в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации котла”.

4.2.18. В процессе пуска блока соблюдать скорости прогрева паровпускных узлов турбины согласно таблицы 4.1

Температура пара, град.С

4.2.19. За 5 минут до окончания выдержки на минимальной нагрузке произвести увеличение тепловой нагрузки на котле путем включения 2‑х мазутных форсунок. Давление мазута перед мазутными форсунками оставить на прежнем уровне.

4.2.20. Плавно в течение 50 минут поднять нагрузку на блоке до 30 МВт и при этой нагрузке сделать выдержку в течение 20 минут.

4.2.21. При нагрузке 15— МВт собрать схему питания блока от рабочего трансформатора собственных нужд. Перевести питание собственных нужд с резервного трансформатора на рабочий.

4.2.22. Закрыть дренажи паропроводов отбора пара на ПНД.

4.2.23. Повышением давлени мазута перед мазутными форсунками до 26— кгс/см.кв. (или розжигом последних 2‑х мазутных форсунок) начать подъем нагрузки до 70 МВт.

4.2.24. При нагрузке 40— МВт приступить к переходу на сжигание твердого топлива:

— включить одну пылесистему нижнего яруса, отключив при этом две мазутные форсунки верхнего яруса во избежание резкого подъема теиператур по тракту;

— отрегулировать расход вторичного воздуха к горелкам.

ПРИМЕЧАНИЕ: Включение оборудования производится в соответ-

ветствии с инструкциями по эксплуатации соответствующего оборудования.

4.2.25. Повышение нагрузки до 70 МВт производить со скоростью не более 1,5 МВт/мин. соблюдая при этом подъем параметровв соответствии с графиком-заданием.

4.2.26. При достижении нагрузки 70 МВт произвести перевод питания котла на основной регулирующий клапан питания. Включить регулятор питания котла.

4.2.27. При нагрузке 70 МВт сделать выдержку в течение 20 минут.

4.2.28. Включить в работу ПВД в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации ПВД”, закрыть дренажи паропроводов отборов пара на ПВД, отвод конденсата греющего пара осуществляется каскадным сливом из ПВД‑7 в ПВД‑6, а затем в деаэратор. Конденсат из ПВД‑5 сливается в конденсатор. Включить один из сливных насосов ПНД‑3 и проверить, что регулирующий клапан, установленный на напорной линии, устойчиво держит уровень в ПНД‑3. Отключить линию отвода конденсата из ПНД‑2 в конденсатор, включить сливной насос ПНД‑2.

4.2.29. Подачу пара на обогрев фланцев и шпилек закрыть (521, 522) после достижения устойчивой теипературы металла 450 град.С при минимальной разнице по ширине фланцев 20— град.С.

4.2.30. Перейти на схему самоуплотнения. При этом давление пара, подаваемое на переднее и заднее уплотнение ЦВД и переднее уплотнение ЦСД, будет поддерживаться регулирующим клапаном 551, установленным на отсосе пара из промежуточных камер уплотнений к ПН‑100. Пар к лабиринтовым уплотнениям заднего уплотнения ЦНД подается от РОУ‑3 через регулятор уплотнения. Задвижка, разделяющая “холодный”и “горячий”коллекторы подачи пара на концевые уплотнения турбины, должна быть закрыта.

4.2.31. При постоянном давлении в деаэраторе 6 кгс/см.кв. питание деаэратора паром подключить от II-го отбора турбины, открыв при этом задвижку 434, закрыв 449 подачу пара в деаэратор от постороннего источника (КСН).

4.2.32. В соответствии с графиком-заданием путем включения в работу и нагружением остальных трех пылесистем повысить нагрузку от 70 МВт до 210 МВт. При включении 3‑й и 4‑й пылесистем гасятся по две мазутные форсунки.

4.2.33. При нагрузке 140 МВт включить второй ПЭН.

4.2.34. При нагрузке 150 МВт перевести питание деаэратора паром от II-го отбора турбины, открыв при этом задвижку 433, закрыв задвижку 434 от II-го отбора.

4.2.35. При нагрузке 165— МВт проследить за автоматическим переводом конденсата греющего пара из ПВД‑5 на деаэратор, а конденсата греющего пара из ПВД‑6 в ПВД‑5.

4.2.36. Одновременно с повышением нагрузки до 210 МВт давление свежего пара, температуру свежего пара и пара промперегрева поднять до номинальных значений в соответствии с графиком-заданием.

4.2.37. При номинальном давлении свежего пара перд турбиной 130 кгс/см.кв.:

— включить регулятор давления свежего пара “до себя”, воздействующий на регулирующий клапан турбины.

4.2.38. Ввести в работу защиты III-й группы ключом А‑III.

4.2.39. Режим работы котла в процессе растопки вести в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации котла и вспомогательного оборудования”.

4.3. ПОРЯДОК ПЕРЕВОДА ТУРБИНЫ НА РЕЖИМ

РАБОТЫ С ОТОПИТЕЛЬНЫМИ ОТБОРАМИ ПАРА

4.3.1. На теплофикационном режиме турбина, как правило, должна работать с двумя отопительными отборами, т.к. такой режим является наиболее экономичным. Разрешается работа турбины с одним нижним отопительным отбором, она целесообразна только при малых тепловых нагрузках. Работа турбины только с одним верхним отопительным отбором не разрешается.

4.3.2. Включается в работу сначала нижний отопительный отбор (ПСГ‑1), а затем верхний отопительный отбор (ПСГ‑2).

4.3.3. Включение нижнего теплофикационного отбора производится при нагрузке не менее 90 МВт и при температуре поступающей воды на ПСГ‑1 не менее 30 град.С и не выше 70 град.С.

Электрическая нагрузка на турбине должна несколько превышать номинальную величину, при которой согласно диаграмме режимов может быть обеспечена ожидаемая тепловая нагрузка.

4.3.4. При включении отборов и нагружении турбины теплофикационными отборами особо следить за:

— давлением в камере регулирующей ступени;

— температурой баббита упорных колодок;

— относительными расширениями роторов;

— давлениями в камерах теплофикационных отборов;

— температурой выхлопных патрубков ЦНД.

4.3.5. Перед вкючением отборов проверить,что:

— сильфонная камера регулятора давления (РД) заполнена конденсатом и в ней отсутствует воздух;

— вентиль, соединяющий камеру нижнего теплофикационного отбора с сильфонной камерой РД открыт, а вентиль, соединяющий РД с верхним теплофикационный отбором, закрыт.

4.3.6. При включении нижнего теплофикационного отбора необходимо выполнить:

— получить подтверждение об исправности теплофикационной сети, находящейся под напором сетевых насосов;

— убедиться, что сетевая вода направляется в теплосеть по байпасной линии помимо ПСГ‑1 и ПСГ‑2;

— убедиться, что задвижки на входе и выходе сетевой воды у

ПСГ‑1 674, 669 закрыты;

— вся арматура, измерительные приборы, а также защиты сетевых подогревателей находятся в испоравности;

— регуляторы уровня, дистанционные указатели уровня в

ПСГ‑1 и ПСГ‑2, их сигнализация исправны и включены в работу.

4.3.7. Выпролнить следующие операции:

— произвести опробование регулирующего клапана 676 отвода конденсата греющего пара из конденсатосборников ПСГ‑1 и ПСГ‑2;

— закрыть вентили опорожнения конденсатных насосов в ПСГ соответственно включаемому отбору;

— открыть задвижки на вводе конденсата из ПСГ‑1 в линию основного конденсата после ПНД‑2 при включении нижнего теплофикационного отбора и из ПСГ‑2 в линию основного конденсата после ПНД‑3 при включении верхнего теплофикационного отбора.

4.3.8. Открыть вентили отсоса воздуха из конденсатных насосов в ПСГ соответственно включаемому отбору. Открыть вентили отсоса воздуха из ПСГ в конденсатор. Подготовить и опробовать работу эжектора отсоса воздуха их ПСГ.

4.3.8.1. Отсос воздуха их ПСГ в конденсатор производится

— при давлении больше 1 кгс/см.кв. при этом давление в конденсаторе турбины должно быть выше 0,08 кгс/см.кв. При этом возможно кратковременное в течение 10— минут повышение давления в конденсаторе. Если после стабилизации режима вакуум в конденсаторе окажется хуже (больше, чем на 0,5 мм.рт.ст.) по сравнению с вакуумом до включения ПСГ‑1 (что говорит о воздушной неплотности ПСГ‑1) или во время кратковременного повышения давления в конденсаторе оно превосходит допустимое, необходимо включить эжектор отсоса паровоздушной смеси из ПСГ.

4.3.8.2. Отсос воздуха из ПСГ производить, включая эжектор при давлении в корпусе ПСГ меньше 1 кгс/см.кв. или если абсолютное давление в конденсаторе выше 0,08 кгс/см.кв.

4.3.9. Произвести опробование конденсатных насосов ПСГ после накопления достаточного уровня конденсата в ПСГ в соответствии с инструкцией завода-изготовителя насосов.

Проверить АВР конденсатных насосов, проверить блокировки по повышению уровня в ПСГ.

4.3.10. Закрыть вентиль подачи химобессоленной воды на консервацию в трубную систему ПСГ‑1. Проток воды через ПСГ‑2 для исключения стоячночной коррозии обеспечивается в этом случае через байпасные вентили вентили задвижек на входе и выходе сетевой воды в ПСГ‑2.

4.3.11. Медленно вращая маховик регулятора давления в сторону “прибавить”, прикрывая поворотную диафрагму, поднять давление в камере нижнего теплофикационного отбора до 0,6 кгс/см.кв. Если при включении регулятора давления наблюдается качание системы регулирования необходимо дать на ПСГ‑1 предварительную нагрузку, равную 50 т/час пара, подав предварительный проток воды через ПСГ‑1 1500 м.куб/час.

Открыть задвижку 674 на входе сетевой воды в ПСГ‑1 и плавным открытием задвижки 669 на выходе произвести нагружение ПСГ‑1. После того, как задвижка на выходе из ПСГ‑1 будет полностью открыта, дальнейшее нагружение ПСГ‑1 производится закрытием задвижки 665, 666 на байпасе сетевой воды ПСГ‑1.

Нагружение ПСГ‑1 производить постепенно. Скорость нагружения отопительного отбора не должна превышать 10 т/час в минуту по пару. Набор нагрузки на нижний отопительный отбор производится изменением расхода сетевой воды, выдерживая средний темп увеличения расхода сетевой воды через подогреватель примерно 50— м.куб. в минуту.

4.3.12. При включении отбора не допускать резких скачков нагрузки. В случае, если температура выхлопных патрубков ЦНД достигнет предельного значения, необходимо прекратить уменьшение расхода пара в ЦНД (в конденсатор). При пуске ПСГ‑1 необходимо следить за давлением в его водяном пространстве, которое при всех условиях не должно превышать максимально допустимого расчетного давления, равного 11 кгс/см.кв.

4.3.13. Довести давления в отборе до требуемой величины маховиком регулятора давления. При этом следить за тем, чтобыабсолютное давление в паровом пространстве ПСГ‑1 не превышало1,5 кгс/см.кв. Для более точного поддержания давления в отборевключить электронный регулятор давления отбора (ЭРДО) и подключить импульс от него к моторчику регулятора давления (РД). При пуске и нагружении сетевого подогревателя следить, чтобы поршень сервомоторв поворотных диафрагм части низкого давления (ЧНД) не становился на упор 4.3.14. Включение верхнего теплофикационного отбора производится при нагрузке не менее 120 МВт .4.3.15. Перед включением верхнего теплофикационного отбора проверить — включение защиты по повышению давления в ПСГ‑2; — работу системы регулирования уровня в ПСГ‑2 и слива из него конденсата, аналогично пунктам 4.3.6, 4.3.7, 4.3.9. 4.3.16. Открыть вентили отсоса паровоздушной смеси изПСГ‑2 в ПСГ‑1. Если при этом отсос их ПСГ‑1 производился в конденсатор, то не допускать повышения давления в конденсаторе выше предельного. Если это все же произошло и если после стабилизации режима вакуум в конденсаторе ухудшился более, чем на 5 мм.рт.ст. по сравнению с вакуумом до включения ПСГ‑2, необходимо включить эжектор отсоса паровоздушной смеси из ПСГ. 4.3.17. Включение ПСГ‑2 производится в следующем порядке: — маховик регулятора давления вывести на “”, тем самым отключив регулятор давления от нижнего теплофикационного отбора; — переключить сильфонную камеру регулятора давления на камеру верхнего теплофикационного отбора; — вращением маховика регулятора давления в сторону “прибавить”установить необходимое давление в камере верхнего тнплофикационного отбора; — открыть задвижку 673 на входе сетевой воды в ПСГ‑2 плавным открытием задвижки 672 на выходе сетевой воды из ПСГ‑2 произвести нагружение верхнего теплофикационного отбора. После полного открытия задвижки на выходе сетевой воды из ПСГ‑2 дальнейшее нагружение верхнего теплофикационного отбора проводить закрытием байпаса сетевой воды ПСГ‑2 669. 4.3.18. Нагружение ПСГ производить постепенно со скоростью не более 10т/час в минуту по пару и увеличением расхода сетевой воды через ПСГ‑2 на 50— м.куб. в минуту. 4.3.19. Включить в работу конденсатные насосы ПСГ‑2 и опробовать АВР конденсатных насосов.При изменении электрической нагрузки во время включенияПСГ‑2 восстановить ее воздействие на механизм управления турбины (МУТ). 4.3.20. При отсосе паровоздушной смеси из ПСГ‑2 в конденсатор и из ПСГ‑2 в ПСГ‑1 установить минимальную величину отсоса, для чего: — прикрыть задвижку на отсосе паровоздушной смеси из ПСГ‑1 в конденсатор или из ПСГ‑2 в ПСГ‑1 при работе ПСГ‑2, следить за температурой сетевой воды на выходе из ПСГ‑1 и ПСГ‑2, не допуская ее снижения; — если полное закрытие вентилей не приведет к снижению температуры сетевой воды на выходе из ПСГ, то необходимо вентили на отсосе паровоздушной смеси оставить приоткрытыми. 4.3.21. После нагружения верхнего отопительного отбора для более точного поддержания давления в отборе включить ЭРДО и подключить импульс от него к моторчику РД.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТУРБИНЫ Т‑180/210—В РЕЖИМЕ С ПОЛНОСТЬЮ ЗАКРЫТЫМИ (УПЛОТНЕННЫМИ) ДИАФРАГМАМИ ЦНД НА ЭНЕРГОБЛОКЕ СТАНЦИИ № 3

1. Работа турбины по тепловому графику с полностью закрытыми (уплотненными) диафрагмами ЦНД разрешается только при включенной кольцевой системе форсуночной, охлаждения выхлопного патрубка ЦНД.

2. Критерии надежности:

— давление в конденсаторе не должно превышать 0,15 кГс/см.кв, абс.вакуум —0,85 кГс/см.кв;

— температура пара в камере нижнего теплофикационного отбора не должна превышать 230 град.С.

При повышении этих параметров, а также при температуре выхлопной части части ЦНД выше 120 град.С необходимо приоткрыть поворотную диафрагму ЦНД.

3. Нормальная работа системы охлаждения обеспечивается подачей основного конденсата после ПНД‑4 при давлении и температуре конденсата перед форсунками не ниже, соответственно, 6 кГс/см.кв и 80 град.С. (Кольцевая форсуночная система охлаждения включается перед закрытием диафрагм).

4. Уплотнение диафрагмы достигнуто за счет:

— уменьшения зазора между поворотным кольцом и самой диафрагмой до 0,05—,15 мм;

— глушения разгрузочных отверстий;

— организации гарантированных перекрыш в окнах диафрагмы до 25 мм. Расчетный пропуск пара в конденсатор через полностью закрытые регулирующие диафрагмы составляет 10 т/ч через каждую при давлении в нижнем теплофикационном отборе 1,0 кГс/см.кв.

5. Охлаждение выхлопного патрубка и последней ступени низкого давления осуществляется кольцевой форсуночной системой охлаждения в выхлопном патрубке ЦНД. Система состоит из двух полуколец с форсунками, имеющими тангенциальную закрутку с направлением движения истекающей струи по ходу движения основного рабочего потока пара.

6. Внешняя схема подвода конденсата от фильтров до кольцевой форсуночной системы изготовлена из нержавеющей стали. Водяные фильтры имеют сетку с ячейками 1,2 мм.кв.

7. Величина разности давления конденсата до и после фильтров не должна превышать 0,5 кГс/см.кв.

8. На основании расчетов тепловых балансов уплотнение диафрагмы при номинальном теплофикационном режиме при давлении в верхнем отборе 1,0 кГс/см.кв (абс.) приводит к увеличению теплофикационной нагрузки на 9 Гкал/час. При давлении в верхнем отборе 2,0 кГс/см.кв (абс.) дополнительная теплофикационная нагрузка составит 10 Гкал/час.

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЕ СИСТЕМОЙ ОХЛАЖДЕНИЯ ВЫХЛОПА ТУРБИНЫ И ПОЛОЖЕНИЕМ РЕГУЛИРУЮЩЕЙ ДИАФРАГМЫ ТУРБИНЫ Т‑180/210—

Для оперативного контроля и управления положением регулирующей диафрагмы или форсуночной системой охлаждения выхлопа турбины выполнены следующие мероприятия:

1. На сервомоторе регулирующей диафрагмы установлены дополнительный концевой выключатель КВ‑3, срабатывающий при его открытии на 25 мм с остановкой сервомотора РД.

2. Задвижка на подводе конденсата на охлаждение выхлопа турбины дистанционно с БЩУ всегда может быть открыта. При работе под нагрузкой (генератор включен в сеть) команда на закрытие блокируется, если регулирующая диафрагма полностью закрыта (замкнут КВ‑1 на сервомоторе ЦНД).

3. Исполнительный механизм “МЭО”на сервомоторе ЦНД и электродвигатель регулятора давления.

Вводится дополнительная блокировка, действующая на открытие сервомотора ЦНД до момента срабатывания выключателя КВ‑3 при наличии любого из следующих условий:

— вакуум в конденсате ниже —0.83 кГс/см.кв (установка предупредительной сигнализации);

— температура пара на выхлопе ЦНД выше 120 град.С;

— температура в камере нижнего теплофикационного отбора выше 250 град.С.

— сигнал “Высокий перепад на фильтре системы охлаждения”;

— при повышении перепада на фильтре выше 0,5 кГс/см.кв.

Сигнал от дифманометра РМ 90 Р001;

— сигнал “Регулирующая диафрагма открыта защитой”—при замыкании КВ‑3 сервомотора ЦНД по условиям, указанным в п.3.

5. ПУСК БЛОКА ИЗ НЕОСТЫВШЕГО СОСТОЯНИЯ

С ПРОГРЕВОМ ПАРОПРОВОДОВ ПРОМПЕРЕГРЕВА

5.1. Пуск блока с пргревом паропровдов промперегрева производится при температуре металла ЦВД в районе паровпуска Т < 300 град.С.

5.2. Выполнить подготовительные операции по пуску блока в соответствии с пп.4.1.1, 4.1.23 со следующими дополнениями и изменениями.

5.2.1. Дренажи перепускных труб, цилиндров и отборов турбины не открывать.

5.2.2. Если температура питательной воды отличается более, чем на 40 град.С от металла барабана, заполнение барабана производится через водяной экономайзер малым расходом.

5.2.3. Выполнить операции по пуску блока в соответствии с пп.4.2.1, 4.2.41 со следующими дополнениями и изменениями.

5.2.3.1. Включить в работу 6 мазутных форсунок. Установить давление перед мазутными форсунками Р м.ф. = 18— кГс/см.кв.

5.2.3.2. Включение в работу впрысков свежего пара проводить при температуре свежего пара за котлом на 100 град.С выше температуры верха металла паровпуска ЦВД турбины.

5.2.3.3. Начало операций по развороту турбины допускается при выполнении следующих условий:

— температура свежего пара перед ГПЗ превышает температуру верха ЦВД в зоне паровпуска на 10 град.С;

— температура вторично перегретого пара перед защтными клапанами превышает температуру паровпуска ЦСД на 50— град.С;

—темепература перепускных труб ЦСД не ниже 100— град.С.

5.2.3.4. Перед толчком ротора открыть дренажи перепускных труб, цилиндров и отборов турбины.

5.3. Темп нагружения блока и температуру пара выдерживать в соответствии с графиком-заданием.

5.4. Перевод турбины на режим работы с отопительными отборами пара выполняется в соответствии с пп.4.3.1 —4.3.21.

6. ПУСК БЛОКА ИЗ НЕОСТЫВШЕГО СОСТОЯНИЯ

БЕЗ ПРОГРЕВА ПАРОПРОВОДОВ ПРОМПЕРЕГРЕВА

6.1. Пуск блока без прогрева паропроводов промперегревапроизводится при температуре металла ЦВД в зоне паровпуска неболее 400 град.С. 6.2. Выполнить подготовительные операции к пуску блока в соответствии с пп. 4.1.1 —4.1.23 со следующими дополнениями и изменениями. 6.2.1. Не проводить комплексное опробование технологических защит, действующих на останов блока, если в цепях защит не выполнялись ремонтные работы. 6.2.2. Заполнение барабана производится через Ду 65. 6.2.3. Не подготавливать схему для прогрева системы обогрева фланцевого соединения корпусов ЦВД. 6.2.4. Не открывать дренажи перепускных труб, цилиндров и отборов турбины. 6.2.5. Не воздействовать на механизм расхаживания стопорных клапанов ЦСД, не открывать СПГ. 6.2.6. Вакуум в конденсаторе поднять до номинального значения перед подачей пара в турбину. 6.3. Выполнить операции по пуску блока в соответствии с пп. 4.2.1 —4.2.4 со следующими дополнениями и изменениями. 6.3.1. Включить в работу 8 мазутных форсунок. Установить давление перед мазутными форсунками 20— кГс/см.кв. 6.4. Включением впрыска Ш толчок ротора турбины и повышение частоты его вращения до 300 об/мин проводить в соответствии с пп.5.2.3.2 —5.2.3.4. 6.5. Темп нагружения блока и температуру пара выдерживать в соответствии с графиком-заданием. 6..6. Перевод турбины на режим работы с отопительными отборами пара выполняется в соответствии с пп.4.3.1 —4.3.21.

7. ПУСК БЛОКА ИЗ ГОРЯЧЕГО СОСТОЯНИЯ

7.1. Пуск блока из горячего состояния производится при температуре металла ЦВД в зоне паровпуска 400 град.С.

7.2. Выполнить подготовительные операции к пуску блока в соответствии с пп.6.2.1 —6.2.7.

7.3. Выполнить операции по пуску блока в соответствии с пп.4.2.1 —4.2.41 со следующими изменениями и дополнениями.

7.3.1. Включить в работу 8 мазутных форсунок. Установить давление перед мазутными форсунками Р м.ф. = 20— кГс/см.кв.

7.3.2. Увеличить давление мазута перед мазутными форсунками до 22— кГс/см.кв, соблюдая при этом критерии подъема температур металла толстостенных элементов котла и паропроводов, из расчета выхода котла на толчковые параметры. Продуть перепускные трубы ЦВД через байпас ГПЗ при Р = 10— кГс/см.кв за АСК. Открыть дренажи перепускных труб ЦСД.

7.3.3. Включение в работу впрыска Ш, толчок турбины и повышение частоты вращения ротора до 3000 об/мин проводить от 0 до 3000 об/мин. Частоты вращения ротора до 3000 об/мин проводить от 0 до 3000 об/мин за 5— минут.

При пуске из горячего состояния, когда температура металла

ЦВД в зоне регулирующей ступени более 400 град.С, толчок роторов производится регулирующими клапанами.

7.3.4. Темп нагружения блока и температуру пара выдерживать в соответствии с графиком-заданием.

7.3.5. Перевод турбины на режим работы с теплофикационными отборами выполняется в соответствии с пп.4.3.1 —4.3.21.

7.3.6. Закрытие дренажей перепускных труб ЦВД, ЦСД произвести после включения генератора в сеть.

8. УКАЗАНИЯ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ БЛОКА

ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

8.1. Основной задачей обслуживающего персонала и нормальной эксплуатации блока является обеспечение заданной нагрузки при надежной и экономичной работе отдельных агрегатов и блока в целом.

8.2. При нормальной работе блока на номинальных параметрах все авторегуляторы должны быть включены.

8.3. Авторегулирование не должно сопровождаться частыми и значительными колебаниями регулируемых величин. В случае отклонения регулируемых величин до предельных значений необходимо перейти на дистанционное регулирование.

8.4. При работе блока с номинальными температурами свежего пара и пара промперегрева отклонения температуры не должны превышать +5 —‑10 град.С от номинальных значений. Допускается длительная работа турбины при одновременных отклонениях в любых сочетаниях параметров от номинальных:

— давлении свежего пара — от 125 от 135 кГс/см.кв;

— температуре свежего пара —от 530 до 545 град.С;

— температуре пара перед ЦСД —от 530 до 545 град.С. Допускается кратковременная непрерывная работа турбины в течение30 минут, но не более 200 часов в год, при следующих отклонениях параметров пара от номинальных:

— давлении свежего пара — от 136 от 140 кГс/см.кв;

— температуре свежего пара —от 546 до 550 град.С;

— температуре пара перед ЦСД —от 546 до 550 град.С.

8.5. Разность температур пара в паропроводах свежего пара и пара промперегрева не должна превышать 10 град.С.

8.6. При снижении температуры свежего пара или пара промперегрева ниже 520 град.С следует разгрузить турбину по 3 МВт на каждый 1 град.С снижения температуры так, чтобы при температуре пара 450 град.С турбина была разгружена до холостого хода.

8.7. Не допускается увеличение расхода свежего пара на турбину и давления в камере регулирующей ступени выше максимально допустимых. Максимальное давление в регулирующей ступени не должно превышать 102 кГс/см.кв.

8.8. Если давление в камере регулирующей ступени превысит на 5% величину давления, замеренного на первых пусках турбины после монтажа или капитального ремонта, при идентичных условиях работы, то следует произвести промывку проточной части.

8.9. Не допускается длительная работа турбины при частоте сети ниже 49,0 Гц и выше 50,55 Гц.

8.10. При аварийном снижении частоты допускается работа с частотой сети 48,5 Гц в течение 5 мин, не более, и суммарная длительность работы в диапазоне частот 48,5—,0 Гц не должна превышать 1 часа в год.

8.11. Периодически проводить проверку плотности вакуумной системы. Система считается плотной, если при конденсационном режиме с нагрузкой 210 МВт и отключенных основных эжекторах скорость падения вакуума не превышает 0,003 кГс/см.кв в минуту.

8.12. Присосы воздуха вакуумной системы не должны превышать 20 кг/ч.

8.13. Периодически проводить чистку сеток маслобака, не допускать увеличения перепада уровней между чистым и грязным отсеками до 100 мм.

8.14. Производить проверку работы резервных и аварийных маслонасосов смазки и уплотнений генератора и их АВР два раза в месяц с помощью сливного реле.

Не допускать параллельную работу двух маслонасосов более 3— минут. 8.15. Регулярно производить контроль качества масла:

— визуально —1 раз в сутки;

— по сокращенному анализу —1 раз в два месяца.

8.16. При работе турбины под нагрузкой задвижки на линии всасывания и нагнетания всех насосов смазки, уплотнений генератора и регулирования, а также задвижки на подводе и отводе масла работающих маслоохладителей должны быть опломбированы в открытом положении.

8.17. Проводить поочередное расхаживание АСК, АЗК, РК ЦВД,

ЦСД на 10— мм хода с помощью расхаживающих устройств —1 раз в сутки.

8.18. Расхаживание на полный ход проводить по графику, утвержденному начальником КТЦ в соответствии с инструкцией по эксплуатации турбоагрегата.

8.19. Расхаживание поворотных диафрагм производить синхронизатором РД один раз в сутки, за исключением режима работы турбины по тепловому графику.

8.20. Один раз в месяц производить расхаживание БРОУ открытием вручную на 15% хода парового клапана, при этом включить впрыск в пароприемное устройство конденсатора.

8.21. Производить проверку срабатывания защит на “сигнал”один раз в месяц:

— от реле осевого сдвига;

— от реле падения давления масла в системе смазки.

8.22. Проверять посаду обратных клапанов всех отборов не реже одного раза в месяц. Перед проверкой нагрузка на блоке не должна быть больше 150 МВт.

8.23. Проверку работы автомата безопасности повышением частоты вращения производить после каждой разборки системы регулирования, перед испытанием турбины на сброс нагрузки, после длительной стоянки (более одного месяца). Через каждые четыре месяца работы турбины проверяется работа бойков автомата безопасности наливом масла с воздействием на исполнительные механизмы.

8.24. Производить замер вибрации подшипников турбогенераторов не реже одного раза в месяц, а также при отклонении вибрации на незначительную величину.

При работе турбоагрегата среднеквадратические значения виброскорости подшипниковых пор должны быть не выше 4,5 мм.с‑1.

При повышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм.с‑1 эксплуатировать турбоагрегат более 7 суток запрещается. Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное изменение вибрации двух опор одного ротора или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм.с‑1 и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если происходит плавное ( в течение, примерно, 3 суток) возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм.с‑1.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации НЕ-

Изменение вибрации на 1 мм.с‑1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 20 мкм. 8.25. Производить проверку защит по повышению уровня в ПВД и по 1 и П пределу “на сигнал”один раз в месяц и перед включением в работу в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации регенеративной установки”.

8.26. При изменении нагрузки блока проводить кодичествопервичного, вторичного воздуха, расход топлива, расход питательной воды в соответствии с устанавливаемой нагрукой согласнорежимной карты.

8.27. Во время работы котлоагрегата необходимо вести систематические наблюдения:

— за соблюдением необходимых параметров пара за котлом в соответствии с нагрузкой турбины;

— за поддержанием температур пара и металла труб, поверхностей нагрева по тракту не выше предельно-допустимых, заданных заводом-изготовителем;

— за показаниями всех контрольно-измерительных приборов;

— за обеспечением качества питательной воды и перегретого пара в соответствии с нормами;

— за поддержанием температуры питательной воды перед котлом на уровне 240 град.С (при номинальной нагрузке) и воздуха перед РВП и ТВП на уровне не менее 30 град.С за счет подогрева воздуха в калориферах;

— за плотностью закрытия ручной арматуры, через 1—,5 часа после закрытия клапана или задвижки небходимо произвести их подтяжку. Это требование особенно относится к дренажной арматуре, плотность которой проверяется ежесменно на ощупь по отсутствию нагрева трубы;

— за исправной работой пробоотборных точек;

— за отсутствием неплотностей в поверхностях нагрева котла;

— за состояние сальников всей запорной и регулирующей арматуры;

— за работой отдельных узлов котла, периодически прослушивать газоходы в области пароперегревателей, водяного экономайзера теплого ящика;

— за работой вспомогательного оборудования, руководствуясь соответствующими инструкциями по их обслуживанию;

— за состоянием основного и аварийного освещения;

— за состоянием рабочих мест;

— за исправным состоянием системы пожаротушения РВП и ТВП.

8.28. При регулировании топочного режима:

— загрузку мельниц следует производить равномерно;

— при номинальной производительности в работе должны находиться все 4 молотковые мельницы;

— при снижении нагрузки до 60% в работе может оставлять 3 пылесистемы (сочетание работающих пылесистем уточняется по результатм испытаний);

— положение шиберов вторичного воздуха должно соответствовать “Рекомендациям по ведению топочного режима на котле

— процесс горения вести с расчетными избытками воздуха (процент содержания кислорода контролировать по кислородомерам согласно режимной карты в зависимости от нагрузки котлоагрегата).

8.28.1. Следить за факелом в топке:

— при всех нагрузках котла факел не должен касаться амбразур горелок и экранов топочной камеры. Горение должно происходить без пульсации и заканчиваться в топке, не доходя ширм;

— в топке не должно быть видно отдельных ярких частиц, указывающих на низкую температуру в топке ил чрезмерно крупный помол угля;

— положение пылеугольного факела в топке регулировать перераспределением вторичного воздуха по соплам с помощью регулирующих шиберов.

8.29. При питании котла водой:

— в барабане котла поддерживать нормальный (средний) уровень воды, исключая колебания расхода питательной воды (колебания от среднего уровня не должны превышать +50 мм —-50мм);

— питание котла при нормальной работе вести через основную нитку Ду 250;

— расход непрерывной продувки регулируется дистанционно и поддерживается в размерах, заданных химцехом;

— фосфатирование котла должно вестись непрерывно. Режим фосфатирования задается и контролируется дежурным персоналом химцеха.

8.30. Периодическая продувка котла из нижних точек экранов производится по графику и указаниям персонала химцеха. При продувке через нижние точки необходимо соблюдать следующие условия:

— одновременная продувка нескольких панелей не допускается;

— длительность продувки одной точки не должна превышать 30 сек.;

— при продувках не допускать гидравлических ударов в линиях, во время продувок усилить контроль за уровнем в барабане;

— через 30— минут после продувки проверить на ощупь плотность закрытия арматуры дренажей по температуре трубы и при необходимости произвести дополнительную подтяжку продувочных вентилей.

8.31. Во время работы турбоагрегата выполнять указания

“Инструкции по эксплуатации турбогенератора”. При этом вести систематические наблюдения:

— за работой концевых уплотнений, поддерживая давление в коллекторах уплотнений 0,1 —0,2 кгс/см.кв. не пропаривая с торцов концевых уплотнений;

— за температурой масла на сливе из подшипников, которая не должна превышать 65 град.С;

— за температурой баббита вкладышей опорных подшипников и колодок упорного подшипника, которая не должна превышать 95 град.С;

— за температурой масла после маслоохладителей, поддерживая ее на уровне 40— град.С;

— за давлением в конденсаторе (вакуумом), которое при работе турбины под нагрузкой или на холостом ходу не должно превышать 0,92 кгс/см.кв. (вакуум не ниже 650 мм рт.ст.) Если давление в конденсаторе турбины превысит эту величину (снизился вакуум), то необходимо разгрузить турбину до приведения этой величину в норму;

— за температурой выходных патрубков ЦНД, которая не должна превышать 80 град.С;

— не допускать работу турбины на упоре ограничителя мощности. Ограничитель мощности вводится лишь в случаях крайней необходимости, вызванной неисправностью оборудования, которое требует ограничения мощности с разрешения главного инженера. Изменение электрической нагрузки производить синхронизатором регулятора скорости и регулятора давления.

— за работой регулятора перепада давления “масловодород”системы уплотнений вала генератора;

— за тепломеханическим состоянием турбоустановки, вибрацией, относительными изменениями положения роторов турбины, критериями по цилиндрам турбины;

— за исправным состоянием токосъемных щеток турбогенератора;

— за работой вспомогательного оборудования турбоустановки в соответствии с инструкциями по эксплуатации;

— за работой контрольно-измерительных приборов, регулярно контролировать показания измерительных приборов, установленных на местных щитах и непосредственно у вспомогательного оборудования.

8.32. Во время работы блока необходимо:

— чередовать в работе резервное оборудование. Простой каждого агрегата в резерве не должен превышать одного месяца.

— регулярно выполнять профилактические работы по оборудованию с отметкой в графиках и журналах в соответствии с указаниями инструкций по эксплуатации основного и вспомогательного оборудования;

— регулярно вести суточные ведомости, занося в них сведения о режимах работы оборудования, их изменениях, о производственных операциях, показаниях приборов;

— своевременно, точно и кратко заносить сведения в журнал по ремонту котельного, турбинного оборудования, КИП и автоматики;

— производить регулярные обходы оборудования, обращая внимание на состояние основного и вспомогательного оборудования, трубопроводов, опор и подвесок, запорной и регулирующей арматуры, изляции, бшивки котла, площадок и лестниц. Обращать внимание на ход и подготовку ремонтных работ;

— особенно внимательно контролировать состояние масхозяйства блока, не допуская утечки масла в промливневую каналиацию. При попадании нефтепродуктов в промливневую канализацию принять меры по обнаружению и оперативному устранению мест утечки;

— обеспечить чистоту и сохранность работающего оборудования, пожарного инвентаря, инструмента, сантехники, средств вентиляции и связи;

— контролировать наличие и сохранность пломб на арматуре;

— при влажной уборке полов и оборудования не допускать попадания воды на приборы КИП, автоматики и другое электротехническое оборудование.

ПРИМЕЧАНИЕ: применение оборудование пожаротушения для целей

обмывки оборудования категорически запрещается.

Не вмешиваться в работу оборудования, принадлежащего другим цехам:

— элементов защит и автоматики;

9. ОСТАНОВ БЛОКА БЕЗ РАСХОЛАЖИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

9.1. После получения распоряжения об останове блока произвести следующие операции:

9.1.1. Опробовать пусковой масляный электронасос. Проверить автоматическое включение резервного и аварийного насоса.

9.1.2. Проверить отсутствие заеданий АСК и АЗК путем расхаживания.

9.1.3. Проверить готовность к работе БРОУ и РОУ собственных нужд, обратных клапанов (КОС) на трубопроводах регенеративных отборов, подачу воды на впрыск за БРОУ и в пароприемное устройство конденсатора, в сборные нитки ГПП, прогреть паропроводы БРОУ и РОУ собственных нужд, подготовить их к включению.

9.1.4. Отключить регуляторы топлива и воздуха, регулятор “до себя”.

9.2. В течение 30 минут открыть полностью регулирующие клапаны ЦВД и перейти на работу со скользящим давлением свежего пара.

9.3. При останове блока в резер на 8— часов с целью облегчения последующего пуска необходимо снизить Тм головной части ТГ на 20— град.С. С этой целью снижают температуру свежего пара на 40— град.С. Если останов на более продолжительное время запланирован, то допускается снижение температуры свежего пара перед турбиной до 520 град.С.

9.3.1. Начать снижение нагрузки блока, равномерно снимая тепловую нагрузку котла, давление свежего пара уменьшением подачи топлива и воздуха в топку котла. Снижение давление пара в барабане котла производить с обеспечением равномерной скорости изменения температуры насыщения, которая не должна превышать 1—,5 град.С в минуту.

9.4. При № = 150 МВт перевести деаэратор на работу от П отбора ТГ, оставив прежнее давление в деаэраторе. Перевести дренаж ПВД‑5 на ПВД‑4, а ПВД‑6 на ДНВ.

9.4.1. При № = 120 МВт отключить один ПЭН, ПСГ‑2.

9.4.2. При № = 100 МВт перевести питание котла на Ду =

= 100, дренаж ПВД‑6 на ПВД‑5.

9.5. При № = 90 МВт отключить ПСГ‑1.

9.5.1. При снижении нагрузки ТГ ниже 80 МВт отключить ПВД. Дренаж ПНД‑2, 3 перевести на конденсатор ТГ, отключить сливные насосы ПНД.

9.5.2. При достижении № = 50— МВт подпитать барабан до верхнего рабочего уровня, разхолостить оставшиеся в работе пылесистемы, разгрузить при помощи БРОУ блок до 30— МВт.

9.5.3. Отключить блок, воздействуя на ключ “Останов блока”.

9.5.4. Проконтролировать выполнение всех воздействий на механизмы и арматуру котла и ТГ, в случае отказа —выполнить вручную .

9.5.5. Убедившись, что байпасы ГПЗ стопорные и регулирующие клапана ЦВД, ЦСД обратные клапаны отборов, КОСМ закрылись, а нагрузка на генераторе по ваттметру и по давлению в камере регулирующей ступени отсутствует, тключить генератор от сети, Работа ТГ в беспаровом режиме разрешается не более 4 минут.

9.5.6. После отключения генератора от сети:

— убедиться, что обороты ТГ снижаются;

— при 2800 об/мин включить РМН (резервный маслонасос смазки);

— произвести продувку нижних точек котла;

— подпитать барабан котла до “МАХ Н”, отключить ПЭН;

— открыть задвижку на линии рециркуляции воды из барабана;

— провентилировать топку и газоходы в течение 10 минут, отключить ДС.

9.5.7. После выбега ротора:

— закрыть пар на основные эжектора;

— при снижении W = 0 закрыть подачу пара на уплотнение ТГ и ПС‑50;

— отключить КН, один ЦН (второй ЦН при пониженной температуре выхлопа ЦНД ниже 60 град.С);

— после останова роторов ТГ включить ВПУ (отметить время выбега ТГ, ток электродвигателя).

Примечание: не допускать за предельно-допустимые величины

ОРР ТГ; в случае появления недопустимых величин открыть “срыв W”.

9.5.8. Снизить вакуум в конденсаторе до 0, прекратить подачу пара на уплотнения турбины и эжекторы. Остановить конденсатный насос.

9.5.9. Заключительные операции по останову блока выполнить в соответствии с указаниями инструкций по обслуживанию оборудования.

10. ОТКЛЮЧЕНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ.

10.1. Отключить следует сначала ПСГ‑2 (верхний теплофикационный тбор), а затем ПСГ‑1 (нижний теплофикационный отбор.

10.2. Порядок отключения ПСГ‑2.

10.2.1. Постепенным плавным открытием задвижки 669 обвода сетевой воды помимо ПСГ‑2 начать его рагружение. Дальнейшее разгружение ПСГ‑2 производить постепенным закрытием задвижки 672 на выходе сетевой воды из ПСГ‑2.

10.2.2. Разгружение ПСГ‑2 по пару производить со скоростью не более 10 т/ч в мин.

10.2.3. После полного закрытия задвижки 672 на выходе сетевой воды из ПСГ‑2 закрыть задвижку 673 перед ПСГ‑2.

10.2.4. Воздействуя на РД, снижать давление в отборе.

10.2.5. Отключить АВР КЭН ПСГ‑2.

10.2.6. После того как уровень в ПСГ‑2 снизится ниже рабочего, остановить КЭН ПСГ‑2.

10.2.7. Открыть задвижку на сливе конденсата греющего пара из ПСГ‑2 в ПСГ‑1.

10.2.8. Закрыть задвижку на вводе конденсата из ПСГ‑2 в линию основного конденсата после ПНД‑3.

10.2.9. Перевести РК отвода конденсата из ПСГ‑2 на дистанционное управление и закрыть его (686).

10.2.10. Закрыть задвжку отсоса воздуха из ПСГ‑2.

10.2.11. Открыть вентили опоржнения водяного пространства

ПСГ‑2 в открытую воронку, либо, если подогреватель на период кратковременного отключения остается не опоржненным, открыть вентили на байпасах входной и выходной задвижки (673, 672); в противном случае, может иметь место повышение давления в трубной системе ПСГ‑2.

10.2.12. Маховик регулятора давления вывести на “”, тем самым отключить РД от верхнего теплофикационного отбора.

10.2.13. Переключить сильфонную камеру РД на нижний теплофикационный отбор.

10.2.14. Маховик регулятора давления установить так, чтобы обеспечить необходимое давление в камере нижнего теплофикационного отбора.

10.3. Порядок отключения ПСГ‑1.

10.3.1. Воздействуя на маховик РД, установить давление в отборе 0,6 кГс/см.кв.

10.3.2. Плавным постепенным открытием задвижки 665 на байпасе сетевой воды помимо ПСГ‑1 начать разгружение ПСГ‑1.

10.3.3. Дальнейшее разгружение ПСГ‑1 производить постепенным закрытием задвижки 669 на линии сетевой воды помимо ПСГ‑2. После полного закрытия задвижки 669 закрыть задвижку 674 на входе сетевой воды в ПСГ‑1.

10.3.4. Разгружение ПСГ‑1 по пару производить со скоростью не более 10 т/ч в мин.

10.3.5. Воздействуя на РД, снижать давление в отборе, вывести маховик на “”.

10.3.6. Открыть слив конденсата греющего пара ПСГ‑1 676 в конденсатор турбины.

10.3.7. Отключить АВР КЭН ПСГ‑1.

10.3.8. Остановить КЭН ПСГ‑1 после того, как уровень конденсата в ПСГ‑1 снизится ниже рабочего.

10.3.9. Закрыть задвижку ввода конденсата из ПСГ‑1 в линию основного конденсата после ПНД‑2.

10.3.10. Перевести РК отвода конденсата из ПСГ‑1 на дистанционное управление и закрыть его (688).

10.3.11. Заполнить трубную систему ПСГ‑1 и ПСГ‑2 химически очищенной водой, для чего:

— открыть задвижку 673 перед ПСГ‑2;

— открыть вентиль на подводе химически очищенной воды к

ПСГ‑1 и заполнить ПСГ‑1 и ПСГ‑2;

— отрегулировать задвижкой на байпасе выхода сетевой воды через ПСГ‑1 и ПСГ‑2 для исключения стояночной коррозии трубок подогревателей. При этом давление воды в водяном пространстве ПСГ‑1 должно быть не более 8 кГс/см.кв и в ПСГ‑2 не меньше 4 кГс/см.кв.

10.3.12. Закрыть задвижку 624 отсоса воздуха из ПСГ‑1 в конденсатор или остановить эжектор, если он был в работе.

10.3.13. Закрыть вентили отсоса воздуха из КЭН в ПСТ.

Примечание: при работе сетевой установки консервацию ПСГ‑1

и ПСГ‑2 осуществлять открытием байпасов на задвижках 672, 673, 674.

11. ОСТАНОВ БЛОКА С РАСХОЛАЖИВАНИЕМ ТУРБИНЫ.

11.1. Перед разгружением блока необходимо:

11.1.1. Выполнить операции в соответствии с п.9.1.1 —

11.1.2. Отключить воздействие регулятора давления “До себя”на регулирующие клапаны турбины.

11.2. Начать снижение нагрузки блока путем уменьшения подачи топлива (уменьшение оборотов питателей сырого угля) и воздуха в котел.

11.3. Темп разгрузки блока определяется скоростью снижения температуры свежего пара за котлом (15— град.в час), которая определяется допустимым относительным укорочением ротора.

11.4. При нагрузке на блоке 120 МВт:

— отключить ПВД по пару, дренажу отсосу воздуха;

— отключить ПСГ‑1, ПСГ‑1;

— открыть пар КСН на Д‑7 ата, закрыть от отборов ТГ.

11.5. При нагрузке на блоке ниже 80 МВт:

— отключить сливной насос ПНД, дренаж перевести на К.Р.;

— расхолостить оставшиеся в работе пылесистемы, отключить

— закрыть пар на ПНД, закрыть отсосы на К.Р.

11.6. Дальнейшую разгрузку блока до нагрузки 5— МВт производить отключением мазутных форсунок, поддерживая давление мазута перед мазутными форсунками постоянным на уровне 18— кГс/см.кв.

11.7. При нагрузке 5— МВт в работе находятся 2 мазутные форсунки. Давление мазута перед мазутными форсунками 14— кГс/см.кв.

11.8. Сделать выдержку на этой нагрузке и продолжить снижение температуры свежего пара до 250 град.С и давления 15 кГс/см.кв за счет увеличения расхода воды на впрыски.

11.9. При достижении температуры свежего пара перед турбиной 250 град.С произвести останов блока в соответствии с пп.9.5.2 —9.5.7.

Примечание: останов блока с расхолаживанием котла и пароп-

роводов производится аналогично данного раздела.

12. ОСТАНОВ БЛОКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УСТРОЙСТВА РАСХОЛАЖИВАНИЯ БАРАБАНА КОТЛА

12.1. Расхолаживание котла с применением устройства парового охлаждения барабана (общие положения).

12.1.1. Режим расхолаживания котла при всех видах остановов проводится единым способом в соответствии с разделом 11.

Возможны следующие отклонения:

— при аварийном останове с разрывом экранных труб сразу после погасания котла снижение давления в котле не контролируется. При давлении 10/30 кГс/см.кв (в зависимости от характера повреждений) снижение давления осуществлять по заданному графику;

— при плановых остановах (например, в капитальный ремонт) возможна менее интенсивная вентиляция топки и газоходов, например, только на самотяге.

В обоих случаях все остальные операции выполняются согласно раделам 2, 3, 4.

12.1.2. Разгрузку блока вести на скользящих параметрах соблюдая критерии надежности по турбине и сохраняя температуру перегретого пара в соответствии с графиком-заданием к разделу.11 .Погашение и отключение котла производить при давлении в барабане 15 кГс/см.кв и температуре перегретого пара 250 град.С.

12.1.3. При аварийных остановах расхолаживание котла и паропроводов может быть проведено без разгрузки блока на скользящих параметрах.

12.1.4. После погашения котла подпитку не производить, питание отключить, питательный насос остановить.

12.2. Режим работы устройства парового охлаждения барабана.

12.2.1. Последовательность подключения:

— открыть дренаж на линии подвда пара;

— открыть вентили на линии с маркировкой “Паровое охлаждение верха барабана и отбор барабана и отбор пара”одного из работающих котлов (лучше от ближнего к останавливаемому) и прогреть линию пдвода пара;

— открыть вентили на линии с маркировкой “Паровое охлаждение верха барабана и отбор пара” расхолаживаемого котла, после этого дренаж линии закрыть;

— после погашения котла открыть вентили на линии с маркировкой “Паровое охлаждение низа барабана”расхолаживаемого котла;

— после достижения температуры стенок барабана 100— град.С (соответственно “низа”и “верха”) и снижения давления до атмосферного паровое охлаждение отключить. Для этого сначала закрыть вентили у барабана, от которого отбиратся пар, после этого —у расхолаживаемого котла.

Примечание: 1. При всех переключениях вентили открывать и

2. Вентили ревизии Ду 20 обычно закрывать, открывать только для производства ремонтных работ.

12.3. Стравливание давления.

12.3.1. Стравливание давления в котле вести согласно графика.

12.3.2. Начинать снижение давления следует после 10‑минутной вентиляции топки и газхдов котла.

12.3.3. Сброс пара при расхолаживании котла до Р = 15 кГс/см.кв осуществляется по схеме:

— барабан котла —пароперегреватель —главный паропровод —

Для дальнейшего снижения давления в котле открыть продувку пароперегревателя со сбросом пара в атмосферу.

12.3.4. При давлении в котле 8— кГс/см.кв открыть вседренажи пароперегревателя, соблюдая заданный график снижениядавления.

При недостатке сечения линий продувки и дренажей пароперегревателя до выполнения графика снижения давления в котле допускается открытие при 3— кГс/см.кв аварийного сброса из барабана.

12.3.5. При расхолаживании котла, регулируя расход пара наБРОУ, обеспечить допустимые скорости охлаждения паропроводов.

12.4. Режим вентиляции топки и газоходов котла.

12.4.1. После погашения котла и 10‑минутной вентиляции топки и газоходов отключить тягодутьевые машины.

12.4.2. Через два часа после отключения котла включить ДС и ДВ на первой скорости и загрузить на 15—20% по УП.

12.4.3. Чеез 4 часа загрузить ДВ до 50%.

12.4.4. После достижения температуры газов в газоходах 50— град.С необходимость работы тягодутьевых машин согласовывается с ремонтным персоналом.

КОНСЕРВАЦИЯ ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ НГРЭС

При остановке турбоагрегата в резерв на срок 7 суток и более необходимо выполнять следующие мероприятия.

1. Непосредственно после отключения турбины от сети в процессе остывания турбины следует произвести дренирование, а затем вакуумную сушку с помощью рабочих эжекторов в течение 4‑х часов.

2. После остывания турбины и отключения ВПУ следует убедиться в надежном отключении турбоустановки от действующей части электростанции, провести повторное дренирование консервируемых объемов и опорожнение емкостей (ПВД, ПНД, конденсатосборников и т.п.).

3. Для консервации маслосистем, подшипников и шеек валов необходимо один раз в сутки включать на 10— минут маслонасос смазки, пусковой маслонасос и ВПУ. Одновременно произвести расхаживание на полный ход стопорных и регулирующих клапанов поворотных диафрагм. Регулярно по графику, но не реже, чем один раз в пять дней перед включением насоса смазки следует сливать отстой из маслобака и при необходимости доливать бак до рабочего уровня.

Включение ПМН, РМН, ВПУ производить в смену с 20—.

13. УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ.

13.1. Наличие оборудования, находящегося под электрическимнапряжением, под высоким внутренним давлением, вращающихся частей, горячих поверхностей, грузоподъемных механизмов, сосздаетситуацию повышенной опасности для персонала и требует от негонеукоснительного соблюдения правил безопасности.Эксплуатация блока должна производиться обученным и аттестованным персоналом, допущенным к эксплуатации основного и вспомогательного оборудования блока. 13.2. Все горячие части оборудования и пароповодов должныбыть покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45 град.С при температуреокружающего воздуха 25 град.С. 13.3. Все трубопроводы и сосуды, работающие под избыточным давлением выше 0,7 кГс/см.кв, подвергаются гидравлическому испытанию согласно указаниям заводской и проектной документации. 13.4. Пуск блока запрещается в случаях: — неисправности любой защиты, действующей на останов оборудования блока; — неисправности дистанционного управления регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных положений; — наличия условий, запрещающих пуск основного и вспомогательного оборудования, участвующего в пуске, оговоренных в соответствующих инструкциях по осблуживанию; — повреждении опор и подвесок паропроводов.

Примечание: При неплотностях во фланцевых соединениях,

сальниковых уплотнениях арматуры, неисправностях отдельных регуляторов, блокировок, а также защит и дистанционного управления, кроме участвующих в защитах по останову блока и используемых при ликвидации аварийных положений, пуск блока допускается только с разрешения главного инженера станции. С учетом требований и инструкций заводов-изготовителей оборудования главным инженером станции может быть разрешен пуск блока при неисправности отдельных приборов.

14. ПРАВИЛА ДОПУСКА К РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ.

14.1. Вывод блока в ремонт производится с разрешения главного инженера станции по согласованию с диспетчерской службой.

14.2. По основному оборудованию должны быть соблюдены следующие условия:

— температура в топке и элементов котла не выше 60 град.С;

— температура металла турбины не выше 100 град.С.

14.3. Вывод блока в ремонт производится по наряду, общему на весь блок, либо по участкам общим нарядом (турбинный и котельный участок, береговая насосная и т.д.) в соответствии с согласованным начальником ЦЦР и утвержденным галвным инженером станции перечнем.

14.4. При останове блока в капитальный ремонт или планово-предупредительный ремонт конкретный перечень мер безопасности должен быть приложен к наряду с утверждением его у руководства станции.

14.5. Производство ремонтных работ по отдельным нарядам производится с разрешения начальника цеха или его заместителя.

14.6. При допуске к работе ответственный руководитель и производитель работ совместно с допускающим проверяют выполнение необходимых мероприятий по подготовке рабочих мест, указанных в наряде и их достаточность.

14.7. Допускающий (начальник смены) при инструктаже указывает, какое оборудование находится под давлением или напряжением, при высокой температуре, а также является жароопасным, взрывоопасным и т.д. При этом он обязан проверить у допускаемого персонала наличие и срок действия удостоверений о проверке знаний ПТБ. При отсутствии удостоверения или по истечении срока очередной проверки знаний ПТБ допуск к работе запрещается.

14.8. При выводе в ремонт оборудования необходимо выполнить все указанные операции в наряде. При этом закрытая арматура должна быть закрыта на цепь с замком и на ней должен быть вывешен плакат “Не открывать —работают люди”. Электрические схемы двигателей оборудования должны быть разобраны, а также разобраны электрические схемы приводов, задвижек, клапанов, шиберов.

15. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ БЛОКА

15.1. Запрещается пуск и даже кратковременная работа механизмов без предохранительных ограждений (или с плохо закрепленными ограждениями) вращающихся частей машин и механизмов.

15.2. Запрещается производство ремонтных работ на неостановленных механизмах и оборудовании.

15.3. Запрещается чистить, обтирать и смазывать вращающиеся и движущиеся части механизма, а также перелезать или просовывать руки за ограждения для производства смазки.

15.4. Запрещается при пуске, останове и во время работы блока находиться вблизи фланцевых соединений и арматуры трубопроводов, на площадках котла, предохранительных клапанов, люков и лазов системы пылеприготовления и газоходов котлоагрегата, если это не вызвано небходимостью обслуживания или ремонта оборудования.

15.5. При пуске, останове и спрессовке котла на его площадке и вблизи них разрешается находиться только персоналу, непосредственно выполняющему эти работы.

15.6. При несчастном случае или возникновении опасности персонал, производящий ремонт и обслуживание оборудования, обязан:

— немедленно оказать пострадавшему первую помощь и принять меры по предупреждению несчастного случая (остановить оборудование или соответствующий механизм, снять напряжение, отключить подачу пара и т.п.);

— вызвать начальника смены цеха или руководителя ремонтных работ и в дальнейшем действовать по его указанию.

15.7. При обнаружении свищей на оборудовании определить опасную зону, принять меры к ее ограждению с целью предотвращения проникновения людей в эту зону и вывесить плакаты “Опасная зона”.

15.8. В опасной зоне должны быть прекращены все виды работ, приняты меры по удалению из нее персонала и доложено об этом вышестоящему оперативному лицу.

15.9. Запрещается эксплуатация соответствующего оборудования с неисправными или неотрегулированными предохранительными клапанами. Запрещается заклинивать предохранительные клапаны или увеличивать нажатие на тарелки клапанов путем увеличения груза или каким-либо другим способом.

15.10. Грузы предохранительных клапанов должны быть застопорены на рычаги и опломбированы. Должна исключаться возможность их самопроизвольного передвижения без отдачи стопорного присоединения.

15.11. В помещении цехов должны иметься средства пожаротушения в соответствии с нормами пожаротушения. В соответствующих местах должны быть установлены закрытые ящики емкостью не менее

1 м.куб. с сухим песком.

15.12. Запрещается вносить открытое пламя и другие источники запала в топку подготовленного к растопке котла без предварительной вентиляции топки и газоходов.

15.13. Запрещается растопка котла при открытых лазах и гляделках.

15.14. Перед производством работ по обдувке поверхностей нагрева котла должно быть увеличено разряжение и обеспечен устойчивый режим горения. Обдувка может производиться с разрешения машиниста энергоблока и начальника смены цеха.

15.15. Работы в топке и газоходах котла могут могут производиться только на остановленном и достаточно охлажденном котле.

15.16. Работы в топке и газоходах при температуре выше 60 град.С на рабочем месте не допускаются. При температуре 50— град.С осмотр или ремонтные работы должны производиться в теплой специальной одежде и валенках.

15.17. Спецодежда персонала, обслуживающего оборудование блока, не должна иметь развевающихся частей, которые могут быть захвачены вращающимися частями оборудования; запрещается засучивать рукава спецодежды.

15.18. На территорию станции посторонние лица могут допускаться только с разрешения администрации станции.

СЛУЧАИ АВАРИЙНОГО ОСТАНОВА БЛОКА

Блок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в следующих случаях.

1. При отключении котла, связанном с опасными нарушениями режима работы, а именно:

— недопустимого повышения (+200 мм) или понижения (‑150 мм) уровня воды в барабане или выхода из строя всех водоуказательных приборов;

— быстрого снижения уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;

— отключение двух питательных насосов с выдержкой времени

— недопустимого повышения давления пара в барабане котла

(Р = 178 кГс/см.кв) или за пароперегревателем (Р = 151 кГс/см.кв) и отказе в работе предохранительных клапанов;

— погасание пылеугольного факела в топке;

— отключение двух дымососов или двух дутьевых вентиляторов;

— отключение двух (обоих) регенеративных воздухоподогревателей с выдержкой времени 9 секунд;

— прекращение расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

— разрыв труб пароводяного тракта или обнаружение трещин, выпучин, пропусков в сварных швах, стыках на основных элементах котла (барабана, коллектора, пароводоперепускных и водоопускных трубах диаметром более 50 мм) и паропроводах, питательных трубопроводах и в пароводяной арматуре;

— прекращение действия более 50% предохранительных клапанов;

— взрыва в топке и газоходах, загорание горючих отложений в газоходах или ТВП, разогрева до красна несущих балок каркаса, при обвале обмуровки, а также других повреждений, угрожающих персоналу или оборудованию;

— пожара, угрожающего персоналу или оборудованию, а также цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защит котла;

— исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и на всех контрольно-измерительных приборах.

2. При отключении турбины, связанном с ее повреждением или нарушении режима работы, а именно:

— повышение частоты вращения ротора до уставки срабатывания автомата безопасности (3330 об/мин, 3380 об/мин);

— недопустимого осевого сдвига ротора турбины до 1,2 мм в сторону генератора или 1,7 мм в сторону переднего подшипника;

— недопустимого изменения относительного положения ротора турбины (удлинение или укорочение ротора):

а) для ЦВД —+4,0 мм, ‑1,2 мм;

б) для ЦСД —+3,0 мм, ‑2,5 мм;

в) для ЦНД —+4,5 мм, ‑2,5 мм;

—недопустимого снижения давления масла в системе смазки турбины (до 0,3 кг/см.кв с выдержкой времени 3 сек);

— недопустимого снижения уровня масла в масляном баке (по шкале указателя “”);

— недопустимого повышения температуры масла на сливе с любого из подшипников (до 75 град.С) или температуры на любой из колодок упорного подшипника и на любом вкладыше уплотнений вала генератора (до 95 град.С);

— воспламенения масла на турбоагрегате и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

— недопустимого понижения перепада “масло-водород”в системе уплотнения генератора (0,3 ати);

— недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы водородного охлаждения генератора (60 мм от верха бака с выдержкой времени 20 секунд);

— отключения всех масляных насосов уплотнения вала генератора системы водородного охлаждения;

— отключения генератора от внутреннего повреждения, недопустимого снижения вакуума в конденсаторе до 540 мм рт.ст (‑0,73 кГс/см.кв);

— разрыва защитной диафрагмы на выхлопе ЦНД турбины;

— внезапного появления сильной вибрации турбоагрегата (увеличение на 10 мкм);

— появление металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;

— недопустимого резкого снижения температуры свежего пара или пара после промежуточного перегрева (450 град.С);

— появление гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или в турбине;

— разрыва или обнаружения трещин в маслопроводах, паропроводах свежего пара, паропроводах промежуточного перегрева и отборов, в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробах, деаэраторе;

— недопустимого снижения давления масла в системе регулирования (10 ати);

— прекращение протока охлаждающей воды через статор генератора до 6 литров/сек (21,6 т/час).

3. Блок должен быть остановлен и разгружен в период, определяемый главным инженером электростанции.

В случаях аварий на котлоагрегате:

— обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, пароводоперепускных и водоопускных трубах котла, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парения в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

— выходе из строя всех дистанционных указателей уровня в барабане котла;

— резкого ухудшения качества питательной воды против установленных норм;

— прекращения работы золоуловителей;

— неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления, а также контрольно-измерительных приборов.

В случаях аварий на турбоагрегате:

— заедание стопорных клапанов высокого или среднего давления;

— заедание регулирующих клапанов или обрыве их токов, заедание обратных клапанов отборов;

— неисправностей в системе регулирования;

— нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

— выявление неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

— обнаружение свищей в маслопроводах, паропроводах свежего пара, пара после промежуточного перегрева и отборов, в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединений, а также в клапанах и парораспределительных коробках, деаэраторе.

МЕРЫ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ В КОТЛОТУРБИННОМ ЦЕХЕ

Настоящая инструкция определяет распределение обязанностей и поведение персонала при возникновении пожара и профилактические мероприятия по предупреждению пожара.

ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ПОЖАРА

1. В помещении котлотурбинного цеха запрещается:

— курение в турбинном отделении;

— курение в бункерной галереи, отм. 0,6 м, 15 м, 22 м;

— загромождать проходы и подступы к средствам пожаротушения и связи;

— разбрасывать обтирочный материал;

— хранить горюче-смазочные материалы;

— пользоваться неисправным электроинструментом;

— использовать пожарный инвентарь не по назначению;

— допускать скопление пыли на оборудовании и конструкциях.

2. Содержать пожарный инвентарь в исправном состоянии.

3. Не допускать течей масла.

4. Следить за температурой пыли в бункерах и при размоле угля за температурой аэросмеси за мельницей.

5. Не загромождать взрывные клапаны на котле и пылесистеме, содержать их в исправном состоянии.

6. Следить за исправным состоянием изоляции паропроводов.

7. Регулярно производить уборку оборудования.

8. Не допускать устройства лесов вблизи горячих трубопроводов.

9. Ежесменно убирать промасленный обтирочный материал.

10. При приемке смены проверить наличие и сохранность средств пожаротушения.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЯЗАННОСТЕЙ И ПОВЕДЕНИЕ ПЕРСОНАЛА ВО ВРЕМЯ ПОЖАРА

1. Залогом успешных действий при ликвидации пожара является высокая организованность, отсутствие паники, растерянности, полное использование всех средств пожаротушения.

2. При возникновении пожара первый заметивший загорание должен немедленно сообщить об этом пожарной команде по телефону 2— с последующим извещением НС КТЦ или ДИС, который, в свою очередь, сообщает о пожаре руководству станции и проверяет выезд пожарной команды.

3. До прибытия пожарной команды на место пожара дежурный персонал принимает меры по тушению пожара всеми имеющимися средствами пожаротушения.

4. Оборудование, на котором возник пожар, должно быть отключено. Со всех электрических присоединений, находящихся в зоне пожара, должно быть снято напряжение. Не снимается напряжение со щитов, питающих пожарные насосы.

5. Отключение горящего оборудования и снятие напряжения с электрических присоединений, находящихся в зоне пожара, может производиться без предварительного разрешения вышестоящего лица, осуществляющего оперативное руководство (ДИС), но с обязательным последующим уведомлением его о произведенных операциях.

6. Единым начальником по организации противопожарных действий на участке пожара является “Руководитель операции по тушению пожара”.

7. Руководитель операции по тушению пожара должен проверить выезд пожарной команды, организовать встречу и сопровождение пожарной команды к месту пожара. Указать командиру пожарной команды участок оборудования, отключенного для тушения пожара, и оборудования, находящегося в работе.

8. Обращается особое внимание командира пожарной команды на те участки работающего оборудования, попадание воды на которые недопустимо во избежание несчастного случая и развития аварии (токоведущие части, находящиеся под напряжением, паропроводы с высокими температурами стенки металла, приборы защиты, органы управления, химические вещества и т.п.).

9. Руководитель вместе с подчиненным персоналом осуществляет непрерывное наблюдение за работой пожарной команды, за безопасностью

действий пожарной команды для людей и работающего оборудования. Задачу тушения пожара принимает на себя специализированная противопожарная команда. Руководитель и его персонал должен оказывать помощь пожарной команде, если это не мешает их главной задаче —наблюдение за безопасностью действий пожарной команды для людей и оборудования.

10. Руководитель тушения пожара при необходимости должен привлечь для ликвидации пожара любой персонал, находящийся на территории станции, вызвать необходимый персонал на производство. Все распоряжения руководителя тушения пожара должны выполняться всем персоналом в обязательном порядке.

11. В случае, если руководитель тушения пожара не справляется со своими обязанностями, начальник цеха или главный инженер имеет право отстранить его и принять руководство тушением пожара на себя с последующей записью в оперативном журнале о причинах отстранения и времени.

12. Руководителем тушения пожара является начальник смены

КТЦ. При пожаре на электрооборудовании, кабельном хозяйстве руководителем тушения пожара является начальник смены электроцеха.

13. При возникновении пожара в зоне с постоянным нахождением обслуживающего персонала и создании условий, угрожающих жизни персонала, персонал имеет право покинуть рабочее место только после отключения работающего оборудования и, убедившись, что оборудование отключено.

Если оборудование не отключилось дистанционно, необходимо отключить его по месту. Если и эта попытка оказалась безуспешной, необходимо потребовать от дежурного персонала электроцеха отключить оборудование из распредустройства.

СПОСОБЫ ТУШЕНИЯ ПОЖАРА

1. Горящую пыль тушить углекислотными, пенными огнетушителями, паром, распыленной струей воды.

2. Горящее масло тушить углекислотными, пенными огнетушителями, песком, распыленной струей воды.

3. Горящие электродвигатели тушить углекислотными огнетушителями, войлоком. После полного снятия напряжения с электрооборудования тушить пенными огнетушителями, водой.

4. Для охлаждения ферм машзала при пожаре использовать лафетные стволы, установленные на отм.9,6 м.

5. Для тушения кровли главного корпуса подать воду на сухотрубы от повысительных пожарных насосов.

ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА КТЦ ПРИ ЛОКАЛИЗАЦИИ ПОЖАРА В СХЕМЕ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРА

Сечение трубопровода аварийного слива масла и ГМБ турбины обеспечивает слив масла из маслосистемы в течение 10— минут. Объем масла в демпферном баке в схеме маслоснабжения уплотнений ТГ рассчитан на снабжение уплотнений маслом при отключенных МНУ в течение 15— минут.

При угрожающем развитии загорания масла вблизи генератора и его газомасляной системы оперативный персонал КТЦ должен:

— немедленно отключить энергоблок со срывом вакуума и потребовать у оперативного персонала электроцеха аварийное вытеснение водорода из корпуса генератора;

— с началом вытеснения водорода приступить к аварийному сливу из ГМБ, при срыве маслонасосов уплотнения вала генераторов отключить их..

Руководства, Инструкции, Бланки

Поиск

Новые файлы

Описание

Инструкция по эксплуатации башенн кранов кб 405

Видео

Другие статьи

Инструкция по эксплуатации крана кб 405 (4 mb)

Инструкция по эксплуатации крана кб 405 (3 mb)

Инструкция по эксплуатации крана кб скачать

Инструкция по эксплуатации энергоблока №2, 3

Руководства, Инструкции, Бланки

Поиск

Новые файлы