Обслуживание автоматических систем регулирования и защиты турбины

Обслуживание систем регулирования и защиты турбин осуществляется на основе производственных инструкций по эксплуатации, составленных с учётом требований заводов-изготовителей турбин, правил технической эксплуатации [9] и методических указаний по проверке и испытаниям систем регулирования и защиты [21]. Системы регулирования конденсационных и теплофикационных турбин отличаются существенным конструктивным разнообразием, поэтому в данном разделе рассматриваются только положения, общие для обслуживания большинства турбин.

Система автоматического регулирования паровой турбины в соответствии с ПТЭ должна удовлетворять следующим требованиям:

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

2) 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;

3) 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) автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем;

5) степень неравномерности регулирования частоты вращения турбины при номинальных параметрах пара должна быть равна 4÷ 5 %, а для турбин с противодавлением допускается 4, 5÷ 6, 5 %;

6) степень нечувствительности системы регулирования по частоте вращения должна быть не более 0, 3 %;

7) степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления:

- при давлении в отборе (противодавлении) менее 2, 5 кгс/см² (0, 25 МПа), не более 5 кПа;

- при давлении в отборе (противодавлении) 2, 5 кгс/см² (0, 25 МПа) и выше, не более 2%;

8) местная степень неравномерности по частоте вращения должна лежать в пределах 2, 5÷ 10 % в диапазоне нагрузок до 15 % номинальной и в пределах 2, 5÷ 6 % при всех остальных нагрузках;

Указанные требования к автоматическим системам регулирования и защиты турбин, в общем случае, обеспечиваются за счёт выполнения следующих регламентных работ.

1. После монтажа или капитального ремонта, персоналом наладочных организаций, проводятся испытания и проверка АСР и защиты турбин, которые выполняются в следующей очередности [21]:

1.1. На остановленной турбине:

а) промыть трубопроводы и узлы систем смазки, АСР и защиты турбины;

б) опрессовать повышенным давлением системы снабжения АСР рабочей жидкостью;

в) проверить работу узлов системы снабжения АСР рабочей жидкостью;

г) визуально проверить действия защиты АСР;

д) снять статические характеристики узлов АСР и защиты;

е) измерить время закрытия стопорных и регулирующих органов парораспределения при воздействии на органы защиты турбины;

ж) измерить время непрерывного действия на механизм управления турбиной (МУТ) для перемещения регулирующих клапанов высокого давления (РКВД) от положения соответствующего нулевой (максимальной) нагрузке до положения соответствующего максимальной (нулевой) нагрузке;

з) измерить время закрытия (посадки) серводвигателей КОС регенеративных отборов пара.

1.2. При пуске турбины (при вращении ротора с малой частотой):

а) проверить плотность закрытия органов парораспределения и защиты (РК, СК, поворотных регулирующих диафрагм, приводов ОК и др.), разделительной диафрагмы ЧВД-ЧСД турбин К-160-130;

б) испытать астатические предохранительные клапаны промышленных регулируемых отборов пара и противодавления турбины.

При пуске после ремонта турбин атомных электростанций и электростанций с поперечными связями объемы работ по п.2 выполняются на холостом ходу турбины.

1.3. При работе турбины на холостом ходу:

а) проверить закрытие (посадки) стопорных и регулирующих клапанов и выбег ротора турбины при воздействии на защиту дистанционно и по месту;

б) проверить плотность закрытия РК, СК и поворотных регулирующих диафрагм (ПРД) регулируемых отборов пара;

в) проверить работу бойков (колец) АБ маслом и повышением частоты вращения ротора выше номинальной;

г) испытать астатические промышленные предохранительные клапаны регулируемых отборов пара, если испытание не было проведено ранее (см. п. 2, б);

д) снять статические характеристики АСР;

е) измерить время закрытия РК, СК, ПРД, ОК с серводвигателями двухстороннего действия и малой подачи пускового насоса АСР.

1.4. При работе турбины под нагрузкой:

а) испытать статические предохранительные клапаны промышленных отборов пара и предохранительные клапаны теплофикационных отборов пара;

б) провести статические испытания АСР;

в) провести расхаживание РК и СК на полный ход, где это предусмотрено, или на частичный и оценку надежности расхаживания;

г) испытать АСР мгновенным сбросом нагрузки (после монтажа или реконструкции турбины).

Все испытания и проверки АСР и защиты (в том числе на остановленной турбине) должны производиться по рабочим программам. Рабочие программы согласовываются с руководством КТЦ, ЦТАИ, цеха наладки, электрического цеха и утверждаются главным инженером электростанции. В случаях испытания АСР головных турбин, а также турбин после реконструкции - рабочие программы согласовываются с заводом-изготовителем турбины или разработчиком проекта ее реконструкции [9, 21].

После наладки АСР и защиты турбины в производственную инструкцию по АСР вносятся необходимые уточнения, показания и рекомендации.

2. При эксплуатации турбины в межремонтный период для обеспечения безотказной работы АСР и защиты турбины должны проводиться:

а) испытания защиты турбины увеличением частоты вращения выше номинальной - проводятся в следующих случаях (если нет специальных указаний завода-изготовителя):

- перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;

- при пуске после разборки автомата безопасности;

- при пуске после простоя турбины в резерве более 1 месяца и во всех случаях длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия при этом возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

- при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;

- при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения выше номинальной должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя;

б) проверка плотности стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и пара после промперегрева - должна производиться в следующих случаях:

- перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения;

- перед остановом турбины в капитальный ремонт;

- при пуске после капитального ремонта, но не реже 1 раза в год;

- при выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов. В этом случае внеочередная проверка их плотности должна быть проведена при пуске или останове турбины;

в) проверка плотности 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;

г) 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 требованиям ПТЭ и данным завода-изготовителя должно выполняться непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения;

д) контроль качества масла, не допуская его обводнения, аэрации, загрязнения посторонними примесями.Контроль качества масла производят при поставке, хранении, в период эксплуатации, а также при проведении ремонтных и пусконаладочных работ [29].Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, должен осуществлять химический цех (химическая лаборатория или соответствующее подразделение).

В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу [9].

Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки.

В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды; огнестойкого масла - определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

- масла Тп-22С или Тп-22Б - не позднее чем через 1 месяц после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе до 0, 1 мг КОН на 1 г масла включительно и не реже 1 раза в 1 месяц при кислотном числе более 0, 1 мг КОН на 1 г масла;

- огнестойкого масла - не позднее чем через 1 неделю после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе не выше 0, 5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 недели при кислотном числе выше 0, 5 мг КОН на 1 г масла.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование.

е) при выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

3. При повседневной эксплуатации турбоагрегатов безотказная работа АСР и защиты турбины обеспечивается за счёт выполнения профилактических мероприятий регламентируемых действующими производственными инструкциями, включающими:

а) контроль посадки обратных клапанов всех отборов. Проверка должна проводиться 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 месяца;

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается.

б) контроль положения ограничителя мощности. 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%;

в) проверку работоспособности резервных и аварийных масляных насосов и устройств их автоматического включения, которая должна проводиться 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;

г) проверку электрической схемы системы предотвращения развития горения масла на турбоагрегате перед пуском турбины из холодного состояния;

д) контроль отсутствия протечек масла и своевременная локализация их при обнаружении для исключения возможности возникновения пожара;

е) контроль над механическим состоянием всех доступных узлов АСР: кулачковых механизмов, валов, подшипников, пружин и т.д., поскольку эти детали работают в условиях вибрации, вызывающей их отвинчивание и нарушение работы;

ж) расхаживание стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и пара промперегрева, стопорных (отсечных) и регулирующих клапанов (диафрагм) отборов пара, отсечных клапанов на паропроводах связи со сторонними источниками пара:

- 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;

з) регулярные осмотры элементов системы регулирования и контроль над соблюдением температурного и гидродинамического режимов рабочей среды (масла; воды) в контуре системы регулирования и защиты турбины.

 

Используемая литература

1. Поспелов А.А. Основы организации эксплуатации и устройства котельных установок неблочных ТЭС. Учебное пособие. ИГЭУ, 2001.

2 Елизаров П.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях. М. – Л., Госэнергоиздат, 1961.

3. Резник М.И., Липов Ю.М.. Котельные установки электростанций: М.: Энергоатомиздат, 1987. – 288 с. гл. 22.

4. Гиршфельд В.Я., Князев А.М., Куликов В.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС: Учебник для вузов. – М.: Энергия, 1980.

5. Елизаров П.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1961.

6. Ожегов С.И.Словарь русского языка: /Под ред. чл.-корр. АН СССР Н.Ю. Шверовой. – 18-е изд., стереотип. – М.: Рус. яз., 1986

7. Правилатехники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: РД 34.03.201-97. – утв. Мин. топлива и энергетики РФ 03.04.1997: ввод. в действие с 15.10.1997. – М.: Изд-во стандартов, 1997. – 124 с.

8. Методические указания по составлению режимных карт котельных установок и оптимизации управления ими. РАО Э и Эл. «ЕЭС России». РД 34.25.514-96.

9. Методические указания. Состав и ведение эксплуатационной документации в цехах АСУ ТП (ТАИ) тепловых электростанций. РАО Э и Эл. «ЕЭС России». РД 153-34.1-35.521-00.

10. Правила технической эксплуатации тепловых электрических станций и сетей Российской Федерации: офиц. текст: утв. Приказом Минэнерго России № 229 от 19.06.03: ввод. в действие с 30.06.03: зарег. в Минюсте России 20.06.03 № 4799. – М.: Омега-Л, 2006. – 256 с.

11. Типовая инструкция по эксплуатации систем контроля и управления теплоэнергетического оборудования тепловых электростанций [для дежурного персонала цеха ТАИ (АСУ ТП)]. РАО Э и Эл. «ЕЭС России». РД 153-34.1-35.501-00.

 

⇐ Предыдущая36373839404142434445

Поделиться: