Изменение вибрации (виброскорости) на 1 - 2 мм•с-1 эквивалентно изменению размаха виброперемещений на 10 - 20 мкм при частоте вращения 50с-1 (3000 об/мин) и на 20 - 40 мкм при частоте вращения 25с-1 (1500 об/мин).
Сопоставление измеренных размахов виброперемещений опор валопровода с нормативными среднеквадратическими значениями виброскорости осуществляется исходя из соотношений, приведенных в таблице 8.8.
Таблица 8.8
| Среднеквадратическое значение виброскорости опор валопровода для турбоагрегатов с номинальной частотой вращения ротора 50 с-1 и 25с-1, мм•с-1 | ||
| 4,5 | 7,1 | 11,2 |
| Эквивалентное значение размаха виброперемещений опор валопровода для турбоагрегатов с номинальной частотой вращения ротора 50 с-1, мкм | ||
| 30 65 100 | ||
| Эквивалентное значение размаха виброперемещений опор валопровода для турбоагрегатов с номинальной частотой вращения ротора 25 с-1, мкм | ||
| 50 | 130 | 200 |
Для турбоагрегатов мощностью менее 50 МВт допускается использование переносных виброизмерительных приборов, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям ГОСТ 27164. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже одного раза в месяц.
8.4.27 Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже одного раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.
Повышение давления пара в контрольных ступенях против номинального значения при данном расходе пара должно быть не более 10 %. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем или проектом модернизации для модернизированных турбин.
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 местных условий.
8.4.28 В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонтов 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.
8.4.29 Турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отказе соответствующих защит турбины или турбогенератора (при достижении контролируемыми параметрами уставок срабатывания защиты) или отсутствии проектных защит в случаях:
а) повышения частоты вращения сверх уставки срабатывания автомата
безопасности;
б) недопустимого осевого сдвига ротора;
в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;
г) недопустимого снижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе
смазки;
д) недопустимого снижения уровня масла в масляном баке;
е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, вкладышей подшипников уплотнений вала турбогенератора, температуры любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
ж) воспламенения масла на турбоагрегате;
и) недопустимого понижения перепада давления «масло - водород» в системе
уплотнений вала турбогенератора;
к) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы
маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
л) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения
турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
м) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
н) недопустимого повышения давления в конденсаторе;
п) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с
противодавлением;
р) внезапного повышения вибрации турбоагрегата (при условиях 8.4.26.4 и 8.4.26.5);
с) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или
турбогенератора;
т) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или
турбогенератора;
у) недопустимого снижения температуры свежего пара или пара после
промперегрева;
ф) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева
или в турбине;
х) обнаружения разрыва или сквозной трещины на не отключаемых участках
маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
ц) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
ш) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;
щ) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического
управления или на всех СИТ;
э) оговоренных в инструкции по эксплуатации, но не вошедших в приведенные
выше перечисления.
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 турбоагрегату.
8.4.30 Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (энергообъекта) с уведомлением диспетчера энергосистемы, в следующих случаях:
а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков;
в) заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
г) неисправностей в системе автоматического регулирования (Перечень
неисправностей должен быть согласован с заводом-изготовителем);
д) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций турбоустановки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
е) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм•с-1 согласно требованию 8.4.26.2;
ж) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов
оборудования;
и) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры,
создающих опасность возникновения пожара;
к) обнаружения свищей на не отключаемых для ремонта участках трубопроводов
пароводяного тракта;
л) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;
м) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
8.4.31 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.
8.4.32 При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более должны быть приняты меры по консервации оборудования турбоустановки.
Метод консервации и способы контроля ее качества должны выбираться техническим руководителем электростанции (энергообъекта), исходя из местных условий, с учетом действующих методических (руководящих) указаний и рекомендаций заводов- изготовителей по консервации теплоэнергетического оборудования.
8.4.33 Работа турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку или модернизацию, не допускается без специального разрешения завода-изготовителя турбины или организации, выполнившей проект модернизации турбины.
8.4.34 При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях (энергообъектах) должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.
Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования должно быть согласовано с заводом-изготовителем турбины или с иным турбинным заводом или организацией, имеющими соответствующие лицензии.
8.5.1 При эксплуатации энергоблоков должны обеспечиваться требования согласно 8.3.1 и 8.4.1, участие их в первичном и вторичном регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах работы ЭЭС.