4.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:
надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;
возможность достижения номинальной паропроизводительности котлов, параметров и качества пара и воды;
экономичный режим работы, установленный на основе испытаний и заводских инструкций;
регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждого типа котла и вида сжигаемого топлива;
изменение паропроизводительности котлов в пределах регулировочного диапазона под воздействием устройств автоматики;
минимально допустимые нагрузки;
допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.
4.3.2. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа)* и выше должны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами водопарового тракта. Котлы давлением ниже 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию должны подвергаться щелочению.
Непосредственно после химической очистки и щелочения должны быть приняты меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.
4.3.3. Перед пуском котла после среднего или капитального ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.
Перед пуском котла после нахождения его в резерве более 3 суток должны быть проверены: работоспособность оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.
При неисправности защитных блокировок и устройств защиты, действующих на останов котла, пуск его не допускается.
4.3.4. Пуск котла должен быть организован под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта - под руководством начальника цеха или его заместителя.
4.3.5. Перед растопкой барабанный котел должен быть заполнен деаэрированной питательной водой.
Прямоточный котел должен быть заполнен питательной водой, качество которой должно соответствовать инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды.
4.3.6. Заполнение неостывшего барабанного котла разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160°С.
Если температура металла верха барабана превышает 140°С, заполнение его водой для гидроопрессовки не допускается.
4.3.7. Заполнение водой прямоточного котла, удаление из него воздуха, а также операции при промывке от загрязнений должны производиться на участке до встроенных в тракт котла задвижек при сепараторном режиме растопки или по всему тракту при прямоточном режиме растопки.
Растопочный расход воды должен быть равен 30% номинального. Другое значение растопочного расхода может быть определено лишь инструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации, скорректированной на основе результатов испытаний.
4.3.8. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котла должен быть установлен и поддерживаться в дальнейшей работе не ниже минимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем для каждого типа котла.
4.3.9. При растопке прямоточных котлов блочных установок давление перед встроенными в тракт котла задвижками должно поддерживаться на уровне 120 - 130 кгс/см2 (12 - 13 МПа) для котлов с рабочим давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) и 240 - 250 кгс/см2 (24 - 25 МПа) для котлов на сверхкритическое давление.
Изменение этих значений или растопка на скользящем давлении допускается по согласованию с заводом-изготовителем на основе специальных испытаний.
4.3.10. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должны быть провентилированы дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 мин с расходом воздуха не менее 25% номинального.
Вентиляция котлов, работающих под наддувом, водогрейных котлов при отсутствии дымососов должна осуществляться дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции.
Перед растопкой котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция должна начинаться не ранее чем за 15 мин до розжига горелок.
4.3.11. Перед растопкой котла на газе должна быть произведена контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками газом в соответствии с действующими инструкциями.
4.3.12. При растопке котлов должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов, - дутьевой вентилятор.
4.3.13. С момента начала растопки котла должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане.
Продувка верхних водоуказательных приборов должна выполняться:
для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) и ниже - при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см2 (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;
для котлов давлением более 40 кгс/см2 (3,9 МПа) - при избыточном давлении в котле 3 кгс/см2 (0,3 МПа) и при давлении 15 - 30 кгс/см2 (1,5 - 3 МПа).
Сниженные указатели уровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок).
4.3.14. Растопка котла из различных тепловых состояний должна выполняться в соответствии с графиками пуска, составленными на основе инструкции завода-изготовителя и результатов испытаний пусковых режимов.
4.3.15. В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год должно проверяться по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.
4.3.16. Если до пуска котла на нем производились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3 - 5 кгс/см2 (0,3 - 0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовые соединения.
Подтяжка болтовых соединений при большем давлении не допускается.
4.3.17. При растопках и остановах котлов давлением выше 100 кгс/см2 (9,8 МПа) должен быть организован контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допустимых значений:
Скорость прогрева при растопке котла, °С/10 мин.................................30
Скорость охлаждения при останове котла, °С/10 мин............................20
Перепад температур при растопке котла, °С............................................60
Перепад температур при останове котла, °С............................................80
4.3.18. Включение котла в общий паропровод должно производиться после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Давление пара за котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе.
4.3.19. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) на котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15%, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30% номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая должна быть установлена местной инструкцией исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли.
При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15% при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной.
4.3.20. Режим работы котла должен строго соответствовать режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. В случае реконструкции котла и изменения марки и качества топлива режимная карта должна быть скорректирована.
4.3.21. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.
4.3.22. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане должен быть не выше, а нижний предельный уровень не ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний оборудования.
4.3.23. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны должны содержаться в эксплуатационно чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки и др.). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к действию.
Периодичность очистки поверхностей нагрева должна быть регламентирована графиком или местной инструкцией.
4.3.24. При эксплуатации котлов, как правило, должны быть включены все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа при отключении части тягодутьевых машин допускается при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом должна быть обеспечена равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос).
4.3.25. На паровых котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5%, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило, при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03. При этом обязательно выполнение установленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и средствами автоматизации процесса горения).
4.3.26. Мазутные форсунки перед установкой на место должны быть испытаны на водяном стенде в целях проверки их производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на мазутный котел, должна быть не более 1,5%. Каждый котел должен быть обеспечен запасным комплектом форсунок.
Применение нетарированных форсунок не допускается.
4.3.27. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха не допускается.
При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельной должны быть выполнены условия, исключающие попадание мазута в паропровод.
4.3.28. При эксплуатации котлов температура воздуха, °С, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:
| Вид топлива | Воздухоподогреватель | |
| трубчатый | регенеративный | |
| Бурые угли (Sпр ≤ 0,4%), торф, сланцы | ||
| Канско-ачинские бурые угли | - | |
| Каменный уголь (Sпр ≤ 0,4%), антрациты | ||
| Экибастузский уголь (Sпр ≤ 0,4%) | ||
| Бурый уголь (Sпр > 0,4%) | ||
| Подмосковный бурый уголь (Sпр > 0,4%) | - | |
| Каменный уголь (Sпр > 0,4%) | ||
| Мазут с содержанием серы более 0,5% | ||
| Мазут с содержанием серы 0,5% и менее |
Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании сернистого мазута должна быть выбрана такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150°С.
В случае сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена по сравнению с указанными значениями и установлена на основании опыта эксплуатации.
Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть, как правило, не ниже 90°С.
4.3.29. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания, превышающими 0,5%, должны быть оборудованы постоянно действующими установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса должна быть установлена местной инструкцией, но не реже 1 раза в смену при сжигании АШ и тощих углей и не реже 1 раза в сутки при других топливах.
4.3.30. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25°С температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45°С.
4.3.31. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными. Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5, для котлов паропроизводительностью выше 420 т/ч - 3%, для пылеугольных котлов - соответственно 8 и 5%.
Топки и газоходы с цельносварными экранами должны быть бесприсосными.
Присосы в газовый тракт на участке от входа в экономайзер (для пылеугольных водогрейных котлов - от входа в воздухоподогреватель) до выхода из дымососа должны быть (без учета золоулавливающих установок) при трубчатом воздухоподогревателе не более 10, при регенеративном - не более 25%.
Присосы в топку и газовый тракт водогрейных газомазутных котлов должны быть не более 5, пылеугольных (без учета золоулавливающих установок) - не более 10%.
Присосы воздуха в электрофильтры должны быть не более 10, в золоулавливающие установки других типов - не более 5%.
Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимого количества воздуха для номинальной нагрузки котлов.
4.3.32. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов должна контролироваться путем осмотра и определения присосов воздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку должны определяться не реже 1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонта. Неплотности топки и газоходов котла должны быть устранены.
4.3.33. Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки инструкции по эксплуатации должны проводиться при вводе его в эксплуатацию, после внесения конструктивных изменений, при переходе на другой вид или марку топлива, а также для выяснения причин отклонения параметров от заданных.
Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.
4.3.34. При выводе котла в резерв или ремонт должны быть приняты меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в соответствии с действующими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.
4.3.35. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов должны быть удалены при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.
Периодичность химических очисток должна быть определена местными инструкциями по результатам количественного анализа внутренних отложений.
4.3.36. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана не допускается.
4.3.37. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после понижения давления в нем до 10 кгс/см2 (1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений - при температуре воды не выше 80°С. Из остановленного прямоточного котла разрешается спускать воду при давлении выше атмосферного, верхний предел этого давления должен быть установлен местной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.
При останове котлов блочных электростанций должно производиться обеспаривание промежуточного пароперегревателя в конденсатор турбины.
4.3.38. При останове котла в резерв после вентиляции топки и газоходов не более 15 мин тягодутьевые машины должны быть остановлены; все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны быть плотно закрыты.
4.3.39. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, должно быть установлено наблюдение за температурой воздуха.
При температуре воздуха в котельной или наружной при открытой компоновке ниже 0°С должны быть приняты меры к поддержанию положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у барабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов, импульсных линий и датчиков КИП, также должен быть организован подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему.
4.3.40. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт должен быть определен инструкциями по эксплуатации. Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми машинами разрешается при обеспечении допустимой разности температур металла между верхней и нижней образующими барабана. Допускаются режимы с поддержанием и без поддержания уровня воды в барабане.
Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова.
4.3.41. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен быть организован до полного понижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль за температурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 ч после останова.
4.3.42. При работе котлов на твердом или газообразном топливе, когда мазут является резервным или растопочным топливом, схемы мазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии, обеспечивающем немедленную подачу мазута к котлам.
4.3.43. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котельной или сильных утечках мазута (газа) должны быть приняты все меры к прекращению истечения топлива через поврежденные участки вплоть до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на ГРП, а также и предупреждению пожара или взрыва.
4.3.44. Котел должен быть немедленно* остановлен (отключен) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
а) недопустимого* повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;
б) быстрого понижения уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;
в) выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращения питания любого из потоков прямоточного котла более чем на 30 с;
г) прекращения действия всех питательных устройств (насосов);
д) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте;
е) прекращения действия более 50% предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;
ж) недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек; недопустимого понижения давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с;
з) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоспускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;
и) погасания факела в топке;
к) недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива);
л) одновременного понижения давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных местной инструкцией;
м) отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных воздухоподогревателей;
н) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогрева докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;
о) прекращения расхода пара через промежуточный пароперегреватель;
п) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 с;
р) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой;
с) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла;
т) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;
у) разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.
4.3.45. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы в случаях:
а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;
б) недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается;
в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;
г) резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению с установленными нормами;
д) прекращения работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;
е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и контрольно-измерительных приборов.
Паротурбинные установки
4.4.1. При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:
надежность работы основного и вспомогательного оборудования;
готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;
нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.
4.4.2. Система автоматического регулирования турбины должна:
устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;
устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;
удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.
4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.
Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 01.01.91 г., а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:
| Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара)*, % | 4 - 5 |
| Местная степень неравномерности по частоте вращения, %: минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже | 2,5 |
| максимальная: | |
| В диапазоне нагрузок до 15% N ном, не более | |
| В диапазоне нагрузок от 15% N ном до максимальной, не более | |
| Степень нечувствительности** по частоте вращения, %, не более | 0,3 |
| Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления: | |
| при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа), кПа, не более | |
| при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа) и выше, %, не более |
____________________________
* Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5 - 6,5%.
** Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5%.
Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).
4.4.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей турбин и действующими руководящими документами.
4.4.5. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.
Настройку автомата безопасности рекомендуется производить на специальном разгонном стенде.
При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:
стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.
4.4.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях (если нет специальных указаний завода-изготовителя):
а) после монтажа турбины;
б) после капитального ремонта;
в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;
г) при пуске после разборки автомата безопасности;
д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;
з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).
В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты.
Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя.
4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.
Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.
Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими документами, а для турбин критерии, проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.
При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.
Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.
4.4.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.
При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.
4.4.9. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.
Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.
Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.
При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается.
4.4.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия положениям п. 4.4.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должно выполняться:
после монтажа турбины;
непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, должно выполняться:
после монтажа турбины;
после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:
при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.
На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.
4.4.12. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.
4.4.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.
4.4.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:
надежность работы агрегатов на всех режимах;
пожаробезопасность;
поддержание нормальных качества масла и температурного режима;
предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.
4.4.15. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.
Для турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва (АВР) перед остановом не производится.
4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском турбины из холодного состояния.
4.4.17. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.
4.4.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.
4.4.19. При эксплуатации конденсационной установки должны производиться:
профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);
периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;
контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;
контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;
проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40 - 100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле
G в = 8 + 0,065 N,
где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;
проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;
проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.
Методы контроля за работой конденсационной установки, его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:
нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;
надежность теплообменных аппаратов.
Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).
4.4.21. Эксплуатация подогревателя высокого давления (ПВД) не допускается при:
отсутствии или неисправности элементов его защиты;
неисправности клапана регулятора уровня.
Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не допускается при:
отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;
неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;
отключении по пару любого ПВД.
Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть немедленно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта.
4.4.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску - с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.
Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.
4.4.23. Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.
Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более 3 суток) должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.
При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки должны проверяться в соответствии с местными инструкциями.
Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.
4.4.24. Пуск турбины не допускается в случаях:
отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;
неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);
отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;
отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
4.4.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.
Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).
4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм·с-1.
При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.
При вибрации свыше 7,1 мм·с-1 не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток, а при вибрации 11,2 мм·с-1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.
Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты 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 в течение 1 - 3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм·с-1.
Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с-1, должны быть приняты меры к ее устранению.
Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об/мин; изменение вибрации на 1 - 2 мм·с-1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 10 - 20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20 - 40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.
Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным стандартам.
До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям государственных стандартов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.
4.4.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.
Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.
При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.
4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.
При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.
Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, должны подвергаться балансовым испытаниям.
4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;
б) недопустимого осевого сдвига ротора;
в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;
г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
д) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;
е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;
з) недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;
и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;
н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;
п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;
р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;
с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;
т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;
ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;
ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;
ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.
Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:
а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
в) неисправностей в системе регулирования;
г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм·с-1;
е) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;
ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;
и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;
к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.
4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.
Метод консервации выбирается исходя из местных условий техническим руководителем электростанции.
4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и вышестоящих организаций.
4.4.34. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должно быть согласовано с заводом-изготовителем.
При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.
4.4.35. Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться:
на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;
периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3 - 4 года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.
Возврат к оглавлению
