Техническая эксплуатация электрических станций и сетей Правила (стр. 57 из 128)

газоплотными экранами выше значений, рекомендуемых заводами-изготовителями.

8.3.52 Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя электростанции (котельной) с уведомлением диспетчера энергосистемы в случаях:

а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, 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

снизить 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 против установленных норм;

д) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и

автоматического управления и СИТ;

е) отключения или прекращения работы газоочистных установок котла,

предусмотренных проектом.

8.3.53 Перед выведением котлов в оперативное состояние резерва сроком более 3 суток или консервации, а также во время простаивания в резерве или консервации должны быть приняты меры по предупреждению (снижению интенсивности) коррозии металла внутренних и наружных поверхностей нагрева согласно 8.7.5, действующих НД и инструкций по эксплуатации.

8.4 Паротурбинные установки

8.4.1 При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены: надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их

изменения в пределах регулировочного диапазона, вплоть до технического минимума;

работа под нагрузкой при аварийном снижении частоты в энергосистеме до

уровня частоты, определѐнной в ТУ на поставку турбины;

нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного

оборудования;

недопущение шума и загазованности воздуха в машзале выше установленных норм.

8.4.2 Система автоматического регулирования турбины в полном составе согласно проектной комплектации завода-изготовителя или модернизированная(с механическими, гидравлическими, электрическими, электронными и другими элементами согласно проекту) должна удовлетворять следующим требованиям:

- устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

- устойчиво поддерживать частоту вращения ротора (далее частота вращения) турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (во всем рабочем диапазоне или в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

- удерживать частоту вращения турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (при отключении турбогенератора от сети и собственных нужд), соответствующей максимальному расходу свежего пара в часть высокого давления при номинальных его параметрах и максимальному расходу пара в часть низкого давления турбины.

В случае отключения отдельных элементов системы автоматического регулирования работа турбины должна рассматриваться согласно 8.4.30, перечисление в).

8.4.3 Значения параметров, характеризующих качество работы систем регулирования паровых турбин, должны соответствовать ГОСТ 24278 (СТ СЭВ 3035) ‗‗Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования‘‘ для тепловых электростанций и ГОСТ 24277 ‗‗Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций. Общие технические требования‘‘ для атомных электростанций.

Для всего парка эксплуатируемых в Украине турбин, выпущенных ранее начала действия указанных стандартов, в том числе турбин иностранных фирм, значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным в таблице 8.6.

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).

8.4.4 Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин и действующих МУ 34-70-062 ―Методические указания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин‖.

Таблица 8.6

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара)*, %	4-5
Местная степень неравномерности по частоте вращения**, %: - минимальная: - в любом диапазоне нагрузок, не менее	2,5
- в диапазоне нагрузок до 15 % Nном, не более	10
- в диапазоне нагрузок от 15 % Nном до максимальной при сопловом - максимальная: парораспределении и до 90 % Nном при дроссельном, не более	6
- в диапазоне нагрузок от 90 % Nном до максимальной при дроссельном парораспределении, не более	15
Степень нечувствительности по частоте вращения не более***, %	0,3
Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления, %: - при давлении в отборе (противодавлении) менее 0,25 МПа (2,5 кгс/см2), не более	5
- при давлении в отборе (противодавлении) 0,25 МПа (2,5 кгс/см2) и выше, не более	2
____________________ * для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5 – 6,5 %. ** определение местной степени неравномерности проводится в зоне (на участках) изменения нагрузки не менее 3 % Nном, ***: а) для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5 %; б) для вновь выпускаемых турбин степень нечувствительности, согласно вышеуказанным ГОСТ; в) для турбин с электрогидравлической системой регулирования степень нечувствительности не должна превышать 0,06 %. Доведение характеристик регулирования турбин 150 МВт и более до уровня современных требований, и, прежде всего, переход на ЭГСР, должен быть предусмотрен планами энергообъединений в соответствии с 5.6.7.

8.4.5 Автомат безопасности должен настраиваться на срабатывание при повышении частоты вращения турбины на 10-12 % сверх номинальной или до значения, указанного заводом- изготовителем. Допускается, с письменного разрешения технического руководителя электростанции (энергообъекта), производить настройку срабатывания автомата безопасности на значение частоты вращения меньшее, чем на 10 % сверх номинальной, но это значение должно быть заведомо выше, чем возможное повышение частоты вращения турбины при мгновенном сбросе электрической нагрузки до собственных нужд (при отключении турбогенератора от сети), соответствующей максимальному расходу свежего пара в часть высокого давления при номинальных его параметрах и максимальному расходу пара в часть низкого давления турбины.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

- стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

- стопорные (автоматические защитные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

- автоматические защитные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

8.4.6 Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, должна быть испытана на холостом ходу увеличением частоты вращения сверх номинальной в следующих случаях^*:

а) после монтажа турбины;

б) перед испытанием системы регулирования мгновенным сбросом электрической

нагрузки с отключением турбогенератора от сети;

в) после длительного (более 30 суток) простоя;

__________________________

Испытанию должна предшествовать проверка автомата безопасности подачей масла на бойки (кольца) с регистрацией частоты вращения их срабатывания.

Испытание защиты должно проводиться не ранее, чем за 15 дней до испытания сбросом нагрузки.

г) после разборки автомата безопасности;

д) после капитального ремонта турбины;

е) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;

ж) периодически (по графику) не реже одного раза в 4 месяца ^***.

В перечислениях е) и ж) допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей еѐ цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха (начальника энергоблока) электростанции (энергообъекта) или его заместителя.

8.4.7 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.