Geum.ru

Спублики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» иустанавливают порядок технической эксплуатации электрических станции и сетей Республики Казахстан

Вид материалаДокументы
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   16
-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 требованиям ГОСТ 27164-86.

До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям ГОСТ 27164-86. Периодичность контроля должна устанавливаться производственной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

450. 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 проведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и реальных условий.

451. 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.

452. Турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит:

1) при повышении частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;

2) при недопустимом осевом сдвиге ротора;

3) при недопустимом изменении положения роторов относительно цилиндров;

4) при недопустимом понижении давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

5) при недопустимом снижении уровня масла в масляном баке;

6) при недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

7) при воспламенении масла на турбоагрегате;

8) при недопустимом понижении перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала турбогенератора;

9) при недопустимом снижении уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;

10) при отключении всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

11) при отключении турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

12) при недопустимом повышении давления в конденсаторе;

13) при недопустимом перепаде давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

14) при внезапном повышении вибрации турбоагрегата;

15) при появлении металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

16) при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

17) при недопустимом понижении температуры свежего пара или пара после промперегрева;

18) при появлении гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

19) при обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

20) при прекращении протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

21) при недопустимом снижении расхода охлаждающей воды на газоохладители;

22) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена производственной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В производственной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

453. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции:

1) при заедании стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

2) при заедании регулирующих клапанов или обрыве их штоков; заедании поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

3) при неисправностях в системе регулирования;

4) при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

5) при увеличении вибрации опор выше 7,1 мм-с –1;

6) при выявлении неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

7) при обнаружении течи масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

8) при обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

9) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм;

10) при обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

454. 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.

455. При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.

Метод консервации выбирается исходя из реальных условий руководителем электростанции.

456. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя.

457. 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.


23. Блочные установки тепловых электростанций


458. При эксплуатации блочных установок должны выполняться требования пунктов 411, 456, 725 и 786 настоящих Правил и обеспечиваться их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы.

459. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

460. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок, с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой цилиндров низкого давления (ЦНД) не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером, в ведении которого находятся эти энергоблоки.

461. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов.

Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки должны быть указаны в производственной инструкции и доведены до сведения диспетчерской службы.

462. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами-изготовителями оборудования.

463. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне.

464. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов цилиндров высокого давления (ЦВД) турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами-изготовителями котлов1. При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.

465. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блоч­ными обессоливающими установками (БОУ), конденсат греюще­го пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только при нарушении плотности трубной системы этих подогревателей.

466. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время долж­ны производиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (ВЗ) и встроенным сепара­тором, также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (ППС) должны быть реализованы технологические при­емы, исключающие выброс конденсата из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.

467. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арма­тура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энер­гоблоков и электростанций должны быть в состоянии, позволя­ющем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

468. Пуск энергоблока не допускается в случаях:

1) наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами;

2) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

3) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;

4) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

5) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

469. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсаторов, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию.

470. Работа энергоблоков с включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами «до себя»), если они не входят в состав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, не допускается.

471. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков при набросе (сбросе) нагрузки турбин из-за изменения частоты персоналу необходимо немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара.

472. Энергоблок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

1) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

2) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в пункте 452 настоящих Правил (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или после промперегрева);

3) отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

4) отключения всех питательных насосов;

5) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

6) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля энергоблока;

7) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока.

473. Пуском и остановом энергоблока руководит старший машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинного цеха, а после капитального и среднего ремонта – начальник котлотурбинного цеха или его заместитель.

474. Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускаются:

для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами-изготовителями оборудования;

при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме или улучшения эксплуатационных ка­честв.


24. Газотурбинные установки

(автономные и работающие в составе ПГУ)


475. При эксплуатации газотурбинных установок (ГТУ) должны быть обеспечены: на­дежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;

возможность работы с номинальными параметрами, соответ­ствующими техническим условиям на ГТУ;

чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов;

отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды;

поддержание основного и вспомогательного оборудования в состоянии, обеспечивающем выполнение требований по защите окружающей среды (уменьшение до допустимых норм загрязнения воздуха и воды, шума в машинном зале, на территории электростанции и прилегающей к ней территории).

476. Система регулирования ГТУ должна удовлетворять следующим требованиям:

устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;

удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;

обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;

удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);

поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;

иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10 С;

обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4-5 % номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях);

минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%;

иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2 % номинальной частоты вращения.

Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ.

477. Импульс по температуре, используемый в системах регулирования и защиты, должен быть выработан малоинерционными датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными устройствами с динамической коррекцией при необходимости), установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими представительное определение температуры.

478. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.

479. Автоматы безопасности должны быть отрегулированы на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10-12% выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.

480. При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение полива) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство.

481. Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м2, в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/м3. Допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 часов в год, концентрация пыли до 5 мг/м3 с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации должно регулярно контролироваться. Не допуска­ется вынос из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры должны быть осмотрены и очищены от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове).

482. Система фильтрации воздуха должна быть оборудована байпасными клапанами двустороннего действия, открывающими­ся автоматически при превышении допустимого перепада давле­ний на фильтрах или появления избыточного давления в камере фильтров.

483. Обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ должны быть оборудованы устройствами, пред­отвращающими обледенение.

484. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено заводской инструкцией.

Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна произ­водиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, а также перед каждым пуском ГТУ контролем отсутствия давления топлива перед регулирующими клапанами по манометрам и по величине зазоров между роликами и кулаками регулирующих клапанов.

485. Маховики задвижек и клапанов, установленных на маслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания и напора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийного слива масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, в схеме уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

486. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя должны быть немедленно отключены, для чего должна быть установлена защита от обратной мощности генератора. Это требование не распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.

487. Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояния должны осуществляться автоматически. Частотный пуск вновь устанавливаемых одновальных ГТУ должен осуществляться тиристорным пусковым устройством, если не требуется автономности пуска. Плановый останов ГТУ должен производиться автоматически по заданной программе.

488. Пуском ГТУ руководит начальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ – начальник цеха или его заместитель.

489. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 суток должны быть проведены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

490. Пуск ГТУ не допускается при следующих случаях:

неисправности или отключения какой-либо из защит;

наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;