Оборудование турбинного цеха

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

турбинный цех оборудование

Введение

1. Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха

2. Основные технические характеристики турбины и вспомогательного оборудования турбинного цеха

2.1 Технические характеристики турбины

2.1.1 Конструкция турбины

2.2 Технические характеристики вспомогательного оборудования

2.2.1 Насосное оборудование

2.2.2 Теплообменные аппараты

3. Пределы безопасных режимов работы турбоустановок

4. Эксплуатация турбоустановок

4.1 Подготовка турбоустановок к пуску

4.2 Пуск турбины

4.3 Действия персонала в аварийных ситуациях

5. Порядок допуска к ремонту и испытаниям

5.1 Вывод турбоустановки в ремонт

5.2 Проведение испытаний турбины

6. Требования по технике безопасности

7. Требования по пожарной безопасности

8. Краткая характеристика трубопроводов эксплуатируемых в турбинном цехе

8.1 Условия эксплуатации и безопасного состояния режимов работы трубопроводов

8.2 Подготовка и порядок пуска трубопроводов

8.3 Обслуживание трубопроводов в нормальных условиях эксплуатации

8.4 Контроль за тепловыми перемещениями трубопроводов

8.5 Требования по технике безопасности при эксплуатации трубопроводов

8.6 Требования по технике безопасности при ремонте трубопровода

9. Экономика ТЭЦ

9.1 Тарифы

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Воронеж до Октябрьской революции 1917 года развивался в основном как купеческий город. Энергетика небольшого количества промышленных предприятий базировалась на механических двигателях. Жилье освещалось свечами и кое-где газовыми фонарями. В ноябре 1915 года в Воронеже была пущена первая электростанция мощностью 500 кВт. В 1917 году началось и в 1927 году закончилось устройство городской электростанции мощностью 5000 кВт. За тот же год электростанции от 200 кВт до 3000 кВт. Согласно первому пятилетнему плану в 1929 году началось проектирование, а в 1930 году - строительство Воронежской Государственной районной электростанции (ВоГРЭС), первая очередь которой была пущена в октябре 1933 года. Состояла она из двух паровых котлов ЛМЗ 110 т/ч, 30 атм, 425 °С и одной конденсационной турбины ЛМЗ типа ТН-165, 26 атмосфер с генератором 24000 кВт. В августе 1941 года мощность ВоГРЭС была доведена до проектной 49000 кВт за счет ввода в эксплуатацию котлов № 3 110 т/ч и № 4 150 т/ч и одной теплофикационной турбины АН-25 с генератором 25000 кВт. В начале Великой Отечественной войны турбина № 2 и котел № 4 были демонтированы и эвакуированы в город Караганду, в конце 1941 года был демонтирован и котел № 3 и отправлен на Кизеловскую ГРЭС. Работавший до последних дней турбогенератор № 1 6 июля 1942 года, день занятия города Воронежа фашистскими воинами, был подорван. Огнем противника электростанции были нанесены колоссальные разрушения. По освобождении города от фашистских захватчиков началось восстановление ВоГРЭС. В январе 1944 года она дала первую энергию, а в декабре 1948 года была восстановлена ее довоенная мощность. В 1950 году в связи с развитием промышленности началось расширение ВоГРЭС за счет установки оборудования высокого давления, состоящего из 5 паровых котлов ТП-170 100 атм и турбин ВПТ-25-1 с генераторами по 25000 кВт. В 1956 году мощность электростанции достигла 149000 кВт. В соответствии с характеристиками установленного оборудования в 1959 году ВоГРЭС была переименована в ТЭЦ-1. Будучи запроектированной для работы на антраците ТЭЦ-1 в 1966 году была реконструирована и для работы на природном газе. По третьему циклу расширения на ТЭЦ-1 было установлено четыре энергетических котла БКЗ-160-100 ГМ, две противодавленческие турбины ПР-29-90/10/0,9 с генераторами по 25000 кВт и пять водогрейных котлов ПТВМ-100. В 1970 году из экономических соображений произведено объединение Воронежских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в одну, под названием Воронежской ТЭЦ.

В настоящее время Воронежская ТЭЦ имеет мощность электрическую 180000 кВт и тепловую - 1656 Гкал/час (по горячей воде) и 1008 т/ч (по пару). Последний котел № 16 включен в работу - декабрь 1999 года БКЗ 160-1,4-300 ГМ. Турбина № 9 - октябрь 1982 года, ПР - 30(25)-90/10/0,9.

Основной работой любой электростанции является то, что ее промышленная продукция (электрическая и тепловая энергия) потребляется в момент производства и не может вырабатываться «на склад» или в резерв. Это значит, что электростанция в каждый данный момент времени должна вырабатывать энергии ровно столько, сколько потребляют ее промышленные предприятия, транспорт, сельское хозяйство, бытовые и другие потребители. Потребление электроэнергии у разных потребителей меняется во времени суток в течение года. Оно, как правило, снижается летом и возрастает в зимнее время, неравномерно изменяется в течение недели (снижается в выходные и праздничные дни) и даже в течение одних суток, завися от многих факторов.

1. Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха

Таблица 1

№ п/п	Наименование оборудования	Обозначение оборудования
1	2	3
1	Турбоагрегат № 3	ТА № 3
2	Турбоагрегат № 4	ТА № 4
3	Турбоагрегат № 5	ТА № 5
4	Турбоагрегат № 6	ТА № 6
5	Турбоагрегат № 7	ТА № 7
6	Турбоагрегат № 8	ТА № 8
7	Турбоагрегат № 9	ТА № 9
8	Турбогенератор № 3	ТГ № 3
9	Турбогенератор № 4	ТГ № 4
10	Турбогенератор № 5	ТГ № 5
11	Турбогенератор № 6	ТГ № 6
12	Турбогенератор № 7	ТГ № 7
13	Турбогенератор № 8	ТГ № 8
14	Турбогенератор № 9	ТГ № 9
15	Пусковой маслонасос ТА № 3	ПМН № 3
16	Пусковой маслонасос ТА № 4	ПМН № 4
17	Пусковой маслонасос ТА № 5	ПМН № 5
18	Пусковой маслонасос ТА № 6	ПМН № 6
19	Пусковой маслонасос ТА № 7	ПМН № 7
20	Пусковой маслонасос ТА № 8	ПМН № 8
21	Пусковой маслонасос ТА № 9	ПМН № 9
22	Электромасляный насос ТА № 3	ЭМН № 3
23	Электромасляный насос ТА № 4	ЭМН № 4
24	Электромасляный насос ТА № 5	ЭМН № 5
25	Электромасляный насос ТА № 6	ЭМН № 6
26	Электромасляный насос ТА № 7 постоянного тока (аварийный)	ЭМНА № 7
27	Электромасляный насос ТА № 7 переменного тока (резервный)	ЭМНР № 7
28	Электромасляный насос ТА № 8 постоянного тока (аварийный)	ЭМНА № 8
29	Электромасляный насос ТА № 8 переменного тока (резервный)	ЭМНР № 8
30	Электромасляный насос ТА № 9 постоянного тока (аварийный)	ЭМНА № 9
31	Электромасляный насос ТА № 9 переменного тока (резервный)	ЭМНР № 9
32	Уплотняющий маслонасос ТА № 3	УМН № 3
33	Уплотняющий маслонасос ТА № 4	УМН № 4
34	Уплотняющий маслонасос ТА № 5	УМН № 5
35	Уплотняющий маслонасос ТА № 6	УМН № 6
36	Уплотняющий маслонасос ТА № 7	УМН № 7
37	Уплотняющий маслонасос ТА № 8	УМН № 8
38	Уплотняющий маслонасос ТА № 9 постоянного тока (аварийный)	УМНА № 9
39	Уплотняющий маслонасос ТА № 9 переменного тока (резервный)	УМНР № 9
40	Конденсатный насос № 3 «А» ТА № 3	КН № 3 «А»
41	Конденсатный насос № 3 «Б» ТА № 3	КН № 3 «Б»
42	Конденсатный насос № 4 «А» ТА № 4	КН № 4 «А»
43	Конденсатный насос № 4 «Б» ТА № 4	КН №4 «Б»
44	Конденсатный насос № 5 «А» ТА № 5	КН № 5 «А»
45	Конденсатный насос № 5 «Б» ТА № 5	КН № 5 «Б»
46	Конденсатный насос № 6 «А» ТА № 6	КН № 6 «А»
47	Конденсатный насос № 6 «Б» ТА № 6	КН № 6 «Б»
48	Подъемный насос ТА № 3	ПдН № 3
49	Подъемный насос ТА № 4	ПдН № 4
50	Подъемный насос ТА № 5	ПдН № 5
51	Подъемный насос ТА № 6	ПдН № 6
52	Сливной насос ТА № 7	СлН № 7
53	Сливной насос ТА № 8	СлН № 8
54	Сливной насос ТА № 9	СлН № 9
55	Газоохлаждающий насос ТА № 3	ГОН № 3
56	Газоохлаждающий насос № 4 «А» ТА № 4	ГОН № 4 «А»
57	Газоохлаждающий насос № 4 «Б» ТА № 4	ГОН № 4 «Б»
58	Газоохлаждающий насос № 5 «А» ТА № 5	ГОН № 5 «А»
59	Газоохлаждающий насос № 5 «Б» ТА№ 5	ГОН № 5 «Б»
60	Газоохлаждающий насос № 6 «А» ТА № 6	ГОН № 6 «А»
61	Газоохлаждающий насос № 6 «Б» ТА № 6	ГОН № 6 «Б»
62	Газоохлаждающий насос № 7 «А» ТА № 7	ГОН № 7 «А»
63	Газоохлаждающий насос № 7 «Б» ТА № 7	ГОН № 7 «Б»
64	Газоохлаждающий насос № 8 «А» ТА № 8	ГОН № 8 «А»
65	Газоохлаждающий насос № 8 «Б» ТА № 8	ГОН № 8 «Б»
66	Газоохлаждающий насос № 9 «А» ТА № 9	ГОН № 9 «А»
67	Газоохлаждающий насос № 9 «Б» ТА № 9	ГОН № 9 «Б»
68	Перекачной насос № 1	ПрН № 1
69	Перекачной насос № 2	ПрН № 2
70	Перекачной насос № 3	ПрН № 3
71	Перекачной насос № 4	ПрН № 4
72	Перекачной насос № 5	ПрН № 5
73	Перекачной насос № 6	ПрН № 6
74	Перекачной насос № 7	ПрН № 7
75	Перекачной насос № 8	ПрН № 8
76	Перекачной насос № 9	ПрН № 9
77	Перекачной насос № 10	ПрН № 10
78	Перекачной насос № 11	ПрН № 11
79	Смывной насос № 3	СмН № 3
80	Смывной насос № 4	СмН № 4
81	Эжектирующий насос № 2	ЭжН № 2
82	Эжектирующий насос № 3	ЭжН № 3
83	Эжектирующий насос № 4	ЭжН № 4
84	Эжектирующий насос № 5	ЭжН № 5
85	Бак низких точек	БНТ
86	Дренажный насос БНТ	ДНБНТ
87	Перекачной насос БНТ № 1	НБНТ № 1
88	Перекачной насос БНТ № 2	НБНТ № 2
89	Дренажный бак	ДБ
90	Подогреватель технической воды № 1	ПТВ № 1
91	Подогреватель технической воды № 2	ПТВ № 2
92	Подогреватель технической воды № 3	ПТВ № 3
93	Насос технической воды № 1	НТВ № 1
94	Насос технической воды № 3	НТВ № 3
95	Насос технической воды № 4	НТВ № 4
96	Насос технической воды № 5	НТВ № 5
97	Насос технической воды № 7	НТВ № 7
98	Насос технической воды № 8	НТВ № 8
100	Насос технической воды № 9	НТВ № 9
101	Пожарный насос № 1	Пож.Н № 1
102	Пожарный насос № 2	Пож.Н № 2
103	Пожарный насос № 3	Пож.Н № 3
104	Бойлерная установка № 1	БУ № 1
105	Бойлерная установка № 2	БУ № 2
106	Бойлерная установка № 3	БУ № 3
107	Бойлерная установка № 4	БУ № 4
108	Бойлерная установка № 5	БУ № 5
109	Основной бойлер № 1	ОБ № 1
110	Основной бойлер № 2 «А»	ОБ № 2 «А»
111	Основной бойлер № 2 «Б»	ОБ № 2 «Б»
112	Основной бойлер № 3 «А»	ОБ № 3 «А»
113	Основной бойлер № 3 «Б»	ОБ № 3 «Б»
114	Основной бойлер № 4	ОБ № 4
115	Основной бойлер № 5 «А»	ОБ № 5 «А»
116	Основной бойлер № 5 «Б»	ОБ № 5 «Б»
117	Пиковый бойлер № 1	ПБ № 1
118	Пиковый бойлер № 4 «А»	ПБ № 4 «А»
119	Пиковый бойлер № 4 «Б»	ПБ № 4 «Б»
120	Пиковый бойлер № 5	ПБ № 5
121	Летний сетевой насос	ЛСЭН
122	Сетевой насос № 1	СЭН № 1
123	Сетевой насос № 2	СЭН № 2
124	Сетевой насос № 3 «А»	СЭН № 3 «А»
125	Сетевой насос № 3 «Б»	СЭН № 3 «Б»
126	Сетевой насос № 4 «А»	СЭН № 4 «А»
127	Сетевой насос № 4 «Б»	СЭН № 4 «Б»
128	Сетевой насос № 4 «В»	СЭН № 4 «В»
129	Сетевой насос № 5 «А»	СЭН № 5 «А»
130	Сетевой насос № 5 «Б»	СЭН № 5 «Б»
131	Сетевой насос № 5 «В»	СЭН № 5 «В»
132	Конденсатный насос № БУ № 1 «А»	КНБ № 1 «А»
133	Конденсатный насос № БУ № 1 «Б»	КНБ № 1 «Б»
134	Конденсатный насос № БУ № 2 «А»	КНБ № 2 «А»
135	Конденсатный насос № БУ № 2 «Б»	КНБ № 2 «Б»
136	Конденсатный насос № БУ № 2 «В»	КНБ № 2 «В»
137	Конденсатный насос № БУ № 4 «А»	КНБ № 4 «А»
138	Конденсатный насос № БУ № 4 «Б»	КНБ № 4 «Б»
139	Конденсатный насос № БУ № 5 «А»	КНБ № 5 «А»
140	Конденсатный насос № БУ № 5 «Б»	КНБ № 5 «Б»
141	Подпиточный насос № 1	ПпН № 1
142	Подпиточный насос № 2	ПпН № 2
143	Подпиточный насос № 3	ПпН № 3
144	Подпиточный насос № 4	ПпН № 4
145	Подпиточный насос № 5	ПпН № 5
146	Подпиточный насос № 6	ПпН № 6
147	Насос-дозатор гидразина № 5	НДГ № 5
148	Насос-дозатор гидразина № 6	НДГ № 6
149	Насос-дозатор гидразина № 7	НДГ № 7
150	Насос-дозатор гидразина № 8	НДГ № 8
151	Насос-дозатор гидразина № 9	НДГ № 9
152	Насос сбора и откачки гидразина	НОГ
153	Насос-дозатор гидразина № 10	НДГ № 10
154	Насос-дозатор гидразина № 11	НДГ № 11
155	Питательный электронасос № 5	ПЭН № 5
156	Питательный электронасос № 6	ПЭН № 6
157	Питательный электронасос № 6 «А»	ПЭН № 6 «А»
158	Питательный электронасос № 7	ПЭН № 7
159	Питательный электронасос № 8	ПЭН № 8
160	Питательный электронасос № 9	ПЭН № 9
161	Питательный электронасос № 10	ПЭН № 10
162	Питательный электронасос № 11	ПЭН № 11
163	Питательный электронасос № 12	ПЭН № 12
164	Питательный электронасос № 13	ПЭН № 134
165	Питательный электронасос № 14	ПЭН № 14
166	Эленктромасляный насос № 5«А» ПЭНа № 5	ЭМНП № 5«А»
167	Эленктромасляный насос № 5«Б» ПЭНа № 5	ЭМНП № 5«Б»
168	Эленктромасляный насос № 6«А» ПЭНа № 6	ЭМНП № 6«А»
169	Эленктромасляный насос № 6«Б» ПЭНа № 6	ЭМНП № 6«Б»
170	Эленктромасляный насос № 6«А»/1 ПЭНа № 6 «А»	ЭМНП № 6 «А»/1
171	Эленктромасляный насос № 7 ПЭНа № 7	ЭМНП № 7
172	Эленктромасляный насос № 8«А» ПЭНа № 8	ЭМНП № 8«А»
173	Эленктромасляный насос № 8«Б» ПЭНа № 8	ЭМНП № 8«Б»
174	Эленктромасляный насос № 9«А» ПЭНа № 9	ЭМНП № 9«А»
175	Эленктромасляный насос № 9«Б» ПЭНа № 9	ЭМНП № 9«Б»
176	Эленктромасляный насос № 10«А» ПЭНа № 10	ЭМНП № 10«А»
177	Эленктромасляный насос № 10«Б» ПЭНа № 10	ЭМНП № 10«Б»
178	Эленктромасляный насос № 11«А» ПЭНа № 11	ЭМНП № 11«А»
179	Эленктромасляный насос № 11«Б»ПЭНа № 11	ЭМНП № 11«Б»
180	Эленктромасляный насос № 12 ПЭНа № 12	ЭМНП № 12
181	Береговая насосная	БН
182	Циркуляционный насос № 1	ЦЭН № 1
183	Циркуляционный насос № 2	ЦЭН № 2
184	Циркуляционный насос № 3	ЦЭН № 3
185	Циркуляционный насос № 4	ЦЭН № 4
186	Циркуляционный насос № 5	ЦЭН № 5
187	Циркуляционный насос № 6	ЦЭН № 6
188	Дренажный насос № 1 БН	ДНБН № 1
189	Дренажный насос № 2 БН	ДНБН № 2
190	Дренажный насос № 3 БН	ДНБН № 3
191	Дренажный насос № 4 БН	ДНБН № 4
192	Дренажный насос № 3 «А»	ДНБН № 3 «А»
193	Насос смыва сеток № 1 БН	НСБ № 1
194	Насос рыбозащиты	НРЗ
195	Насос смыва сеток № 2 БН	НСБ № 2
196	Перекачной насос № 1 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 1
197	Перекачной насос № 2 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 2
198	Перекачной насос № 3 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 3
199	Перекачной насос № 4 оборотной системы маслоохладителей	ПрНМ № 4
200	Дренажный насос № 1 оборотной системы маслоохладителей	ДНМ № 1
201	Дренажный насос № 2 оборотной системы маслоохладителей	ДНМ № 2
202	Перекачной насос № 1 оборотной системы ГЗУ	ПрНГ № 1
203	Перекачной насос № 2 оборотной системы ГЗУ	ПрНГ № 2
204	Дренажный насос оборотной системы ГЗУ	ДНГ
205	Эксгаустер ТГ № 3	Эк № 3
206	Эксгаустер ТГ № 4	Эк № 4
207	Эксгаустер ТГ № 5	Эк № 5
208	Эксгаустер ТГ № 6	Эк № 6
209	Эксгаустер ТГ № 7	Эк № 7
210	Эксгаустер ТГ № 8	Эк № 8
211	Эксгаустер ТГ № 9	Эк № 9
212	Деаэратор № 1	Д-р № 1
213	Деаэратор № 4	Д-р № 4
214	Деаэратор № 5	Д-р № 5
215	Деаэратор № 6	Д-р № 6
216	Деаэратор № 7	Д-р № 7
217	Деаэратор № 8	Д-р № 8
218	Деаэратор № 9	Д-р № 9
219	Деаэратор № 10	Д-р № 10
220	Деаэратор № 11	Д-р № 11
221	Деаэратор № 12	Д-р № 12
222	Деаэратор № 13	Д-р № 13
223	Деаэратор № 15	Д-р № 15
224	Деаэратор № 16	Д-р № 16
225	Расширитель дренажей среднего давления	РСД
226	Расширитель дренажей низкого давления	РНД

2. Основные технические характеристики турбины и вспомогательного оборудования турбинного цеха

2.1 Технические характеристики турбины

Турбина типа ПР 20-90/10/0,9М с промышленным регулируемым отбором пара, активного типа. Завод-изготовитель - Калужский турбинный завод.

Мощность: номинальная - 20 МВт; максимальная - 24 МВт. Номинальная частота вращения роторов - 3000 об/мин. Расход острого пара на турбину: номинальный - 134 т/ч; максимальный - 182 т/ч. Номинальные параметры острого пара перед автоматическими стопорными клапанами (АСК): давление - 90 ата; температура - 515 С. При работе турбины блочно с котлом № 15 допускается повышение температуры острого пара до 535 С.

Отборы пара:

А) Первый, нерегулируемый после 2-ой ступени на ПВД-5 с давлением 31 ата и температурой 410 С;

Б) Второй, нерегулируемый после 6-ой ступени на ПВД-4 с давлением 17 ата и температурой 330 С;

В) Третий, регулируемый после 8-ой ступени в производственный отбор с давлением 8-13 ата и температурой 260 С;

Г) Четвертый, нерегулируемый после 12 ступени на ПНД с давлением 5 ата и температурой 184 С;

Д) После 15-ой ступени пар подается в п/провод теплофикационного отбора с давлением 0,9-2,5 ата;

Е) На сальниковый подогреватель (СП) пар направлен с концевых уплотнений турбины с давлением 1,07 ата.

Количество отбираемого пара:

Производственный отбор:

- при номинальном давлении 10 ата и температуре 260С расход пара в отбор составляет 48 т/ч;

- допускается при номинальных параметрах острого пара увеличение расхода пара в П-отбор до 120 т/ч с одновременным уменьшением отбираемого пара из противодавления до 20 т/ч.

Теплофикационный отбор (противодавление):

- при номинальном давлении 1,2 ата расход пара отбираемого из противодавления составляет 58 т/ч;

- допускается, при номинальных параметрах острого пара, увеличение расхода пара в Т-отбор до 110 т/ч при этом величина П-отбора должна быть не менее 35 т/ч при давлении 10 ата. При П - отборе равном нулю, указанный выше расход в Т-отбор 110 т/ч, возможен при электрической нагрузке не более 20 МВт.

Расход пара на подогреватели регенерации:

- на ПВД-5 - 9,42 т/ч;

- на ПВД-4 - 8,58 т/ч;

- на ПНД - 11 т/ч;

- на СП - 1,1 т/ч.

При расходе питательной воды 195 т/ч (107% от расхода пара на турбину) нагрев её составляет 215+/-10С. Ёмкость маслобака 10 м³. Ёмкость масляной системы 12 м³. Номинальное давление масла:

- на смазку - 1,0 кгс/см2;

- на регулирование - 10 кгс/см2;

- на всасе насоса регулятора - 1,35 кгс/см2.

Номинальная температура масла после маслоохладителей - 40С. Валоповоротное устройство (ВПУ) допускает повторный пуск турбины через любое время после её останова. Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 50 Гц.

Турбина снабжена следующими защитами:

- от повышения частоты вращения выше 3300-3360 об/мин;

- от изменения величины осевого сдвига ротора +/- 0,8 мм;

- от понижения давления масла на смазку подшипников до 0,35кгс/см²;

- от понижения давления масла в системе регулирования до 3 кгс/см² (закрываются стопорные клапаны);

- от понижения давления масла за инжектором на всасе насоса регулятора до 0,25 кгс/см²;

При срабатывании цепей защит генератора происходит закрытие обоих АСК, клапанов-захлопок на п/проводах отборов и задвижек ГПЗ №1 и № 103.

Согласно ПТЭ, п. 6.3.3., «На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам мощности…». Регулирование текущего режима работы осуществляется машинистом турбины путем непосредственного воздействия на механизм управления турбиной (МУТ) по распоряжению НСС или дежурным персоналом главного щита управления путем воздействия на ключ управления электроприводом МУТ. Согласно ПТЭ, п. 6.3.4., «Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должно осуществляться всеми электростанциями путём изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов…». Приказом РАО «ЕЭС России» № 524 от 18.09.02 г. (п. 7.2.) предписано считать нормативными следующие показатели:

- нормальный уровень частоты 50,00±0,05 Гц;

- допустимый уровень частоты 50,00±0,2 Гц;

- время восстановления нормального уровня частоты не более 15 минут.

Первичное регулирование обеспечивает удержание отклонения частоты электрического тока при нарушении баланса мощности в любой части энергообъединения в пределах, определяемых величиной диапазона регулирования. Первичное регулирование осуществляется за счёт автоматического изменения мощности генерирующего оборудования действием регуляторов частоты вращения турбин. Небаланс, возникающий между нагрузками турбо- и котлоагрегатов должен устраняться за счёт автоматического изменения паропроизводительности котлов.

На турбоагрегат ст. №№ 3-6 проверена настройка регуляторов частоты вращения турбин в соответствии с требованиями п.4.4.3 ПТЭ, а на одном - двух котлах постоянно включена в работу автоматика топлива. При изменении частоты электрического тока в энергосистеме в пределах от нормального уровня до допустимого, регуляторы турбин увеличивают или уменьшают подачу пара в турбину, изменяя мощность, выдаваемую генератором в сеть. Частота вращения роторов ТА восстанавливается до величины, предшествующей изменению. Диапазон регулирования турбоагрегатов ВТЭЦ-1 составляет ±10 % от установленной (номинальной) мощности турбины, т.е. 25+2,5 МВт. Регулирование возможно только при наличии резерва мощности на турбоагрегатах и котлах. Следовательно, котлы и турбоагрегаты станции, участвующие в ОПРЧ, в нормальном режиме не должны работать с максимальной нагрузкой. При увеличении расхода пара на турбину понижается давление в главном паропроводе (ГПП) станции. Под воздействием автоматики топлива котлы увеличивают выработку пара - давление в ГПП восстанавливается. По времени этот процесс на станции длится от трёх до семи минут, в зависимости от величины первоначального снижения давления. При уменьшении расхода пара на турбину давление в ГПП повышается - котлы с включённой автоматикой снижают нагрузку. После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанции должен вмешиваться в процесс первичного регулирования частоты только в следующих случаях:

- по распоряжению НСС (с разрешения диспетчера Воронежского РДУ);

- при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы;

Восстановление заданной графиком мощности воздействием на МУТ разрешается после восстановления нормального значения частоты.

2.1.1 Конструкция турбины

Турбина ПР-20-90/10/0,9М является активной, пятнадцатиступенчатой, с тремя нерегулируемыми и одним регулируемым (производственным) отбором. Турбина работает в противодавление на т/провод теплофикационного отбора. Проточная часть турбины состоит из одной двухвенечной регулирующей ступени скорости и четырнадцати ступеней давления. Камерой регулируемого отбора турбина делится на часть высокого давления (ЧВД) и часть среднего давления (ЧСД). ЧВД включает в себя клапанное парораспределение с рычажным приводом и проточную часть, состоящую из восьми ступеней. ЧСД включает в себя парораспределение, выполненное в виде поворотной диафрагмы с рычажным приводом, и проточную часть, состоящую из семи ступеней. Парораспределение ЧВД и ЧСД приводится в действие двумя сервомоторами, расположенными в общем, блоке регулирования на крышке переднего подшипника. Ротор турбины состоит из вала и дисков с рабочими лопатками. На валу между дисками выполнены проточки под лабиринтовые уплотнения. Рабочее колесо главного масляного насоса-регулятора выполнено заодно с валом и одновременно является гребнем упорного подшипника. На крышке второго подшипника смонтировано ВПУ с гидравлическим приводом. Тепловое расширение корпуса турбины происходит в сторону переднего подшипника и контролируется прибором абсолютного теплового расширения. Для предотвращения протечек пара из передней и задней частей корпуса турбины в местах выхода концов ротора установлены переднее и заднее лабиринтовые уплотнения. Пар из 1-ой коробки переднего уплотнения отводится в камеру второго отбора; из 2-ой коробки переднего уплотнения - в сальниковый подогреватель; из 3-ей коробки переднего и 1-ой коробки заднего уплотнения - на эжектор отсоса из уплотнений. Система маслоснабжения турбоагрегата предназначена для обеспечения смазкой подшипников турбины и генератора, для снабжения маслом гидродинамической системы регулирования и защиты (см. приложение к инструкции) и подачи масла на уплотнения генератора (см. Инструкцию по эксплуатации масляных уплотнений генератора).

2.2 Технические характеристики вспомогательного оборудования

2.2.1 Насосное оборудование

а) Сливной насос (СлН)

Тип: КС-12-110-4

Производительность: 12 м³/ч

Напор: 11,0 кгс/см²

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 70 А

б) Газоохлаждающие насосы (ГОН)

Тип: К-290-18

Производительность: 290 м³/ч

Напор: 1,8 кгс/см²

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 42

в) Электромасляные насосы

Таблица 2

Наименование	ЭМНР Резервный, переменного тока	ЭМНА Аварийный, постоянного тока
Тип	Ш-40-6-18/4Б	Ш-40-6-18/4Б
Производительность	18 м3/ч	18 м3/ч
Напор	4,0 кгс/см2	4,0 кгс/см2
Мощность	3,0 кВт	3,2 кВт
Сила тока	18,5 А	12,4 А

г) Пусковой маслонасос (ПМН)

Тип: 3В-125/16-1

Производительность: 125 м³/ч

Напор: 16,0 кгс/см²

Мощность: 22 кВт

Сила тока: 11 А

2.2.2 Теплообменные аппараты

Таблица 3

Наименование оборудования	Маркировка	Тип	«Р» в корпусе кгс/см2	«Т» в корпусе С	«Р» в трубн.эл. кгс/см2	«Т» в трубн. эл. С
Подогреватель низкого давления	ПНД	ПН-130-16-9	9,0	400	16,0	169
Сальниковый подогреватель	СП	ПВ-39	0,9	140	12,8	105
Эжектор отсоса из уплотнений	ЭО	ЭО-50	6,0	400	16,0	120

Эжектор предназначен для отсоса пара из концевых уплотнений турбины. В трубный элемент эжектора подается обессоленная (химически очищенная) вода. Конденсат греющего пара через трубопроводы, имеющие гидрозатворы, отводится в дренажную систему цеха на бак низких точек. Подогреватель низкого давления предназначен для подогрева воды до 125-130С, подаваемой перекачными насосами из деаэраторов среднего давления в деаэраторы высокого давления. Пар в ПНД подается из камеры 12-ой ступени с давлением 5 кгс/см2 и температурой 184С. Конденсат греющего пара сливается в корпус сальникового подогревателя или под давлением пара выдавливается в деаэраторы среднего давления. Сальниковый подогреватель предназначен для подогрева обессоленной (химически очищенной) воды паром из концевых уплотнений турбины. Конденсат греющего пара сальникового подогревателя и конденсат, поступающий, от ПНД откачивается сливным насосом. Маслоохладители предназначены для охлаждения масла, подаваемого на подшипники турбины. Охлаждающая вода с давлением 1-1,5 кгс/см² подается и отводится через водяные камеры, проходя через трубную систему. Масло от напорной линии главного масляного насоса-регулятора проходит через корпус маслоохладителя с давлением 10 кгс/см², омывая трубки, и охлаждается до температуры 40С. Устройство, назначение и принцип работы подогревателей высокого давления см. в Инструкции по эксплуатации ПВД.

3. Пределы безопасных режимов работы турбоустановок

Давление:

- рабочее: 85-95 ата;

- аварийное максимальное: 100 ата.

Температура:

- рабочая: 510-520 С;

- аварийная максимальная: 540 С;

- аварийная минимальная: 470 С (при номинальном давлении).

Допускается длительная работа турбины с номинальной и любой меньшей нагрузкой при следующих отклонениях начальных параметров, при одновременном изменении в любых сочетаниях давления в пределах 85-95 ата, температуры в пределах 510-540С. Допускается одновременное снижение начального давления и температуры свежего пара при определенной нагрузке турбоагрегата согласно следующей таблицы 4:

Таблица 4

Начальное давление, ата	Начальная температура, С	Нагрузка электрическая МВт
90	510	24
80	505	21
70	485	18
60	470	15
55	460	12
50	445	9
45	435	6
40	415	3
35	400	0

Максимальное давление за регулирующей ступенью 50 кгс/см². Допустимое отклонение давления пара в отборах:

- производственном - 8-13 ата;

- противодавления - 0,9-2.5 ата.

Не допускается работа турбогенератора при частоте сети ниже 49,5 и выше 50,5 Гц. Работа турбины на холостом ходу при давлении острого пара 100 ата и температуре 545С допускается кратковременно не более 30 мин., при этом общая продолжительность работы на таких параметрах должна составлять не более 200 часов в год.

Уровень масла в маслобаке:

- номинальный: «50»-«100»;

- максимальный: «240»;

- минимальный аварийный: «20».

Давление масла:

- минимальное на регулирование: 7,5 кгс/см²;

- минимальное на смазку: 0,35 кгс/см²;

- минимальное на всасе насоса-регулятора: 0,75 кгс/см²;

- аварийное на всасе насоса-регулятора: 0,3кгс/см².

Температура масла после маслоохладителей:

- номинальная: 38-45С;

- максимальная: 50С;

- минимальная: 35С.

Максимальное отклонение относительного расширения ротора турбины +/-2,5 мм. Максимальное отклонение осевого сдвига +/-0,8 мм. Работа турбины в безпаровом режиме допускается не более 3 мин. Минимальный перепад давления «масло-газ» в системе уплотнения вала генератора 0,3 кгс/см². Максимальная температура вкладышей подшипников 80С. Максимальная температура масла на сливе из подшипников 65С. Максимальная вибрация 11,2 мм/с.

Критические числа оборотов ротора:

- 2020 об/мин (ротора турбины);

- 2450 об/мин системы «ротор турбины - ротор генератора».

Случаи аварийного отключения ПНД и СП:

- при повышении давления в корпусе или трубном элементе и невозможности его снижения;

- при образовании в корпусе неплотности, выпучин, разрыва прокладок;

- при образовании неплотности в трубном элементе;

- при возникновении пожара, угрожающего подогревателю.

4. Эксплуатация турбоустановок

Пуск турбины запрещается в случаях:

- отклонения показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений;

- неисправности хотя бы одной из защит, действующей на останов турбины;

- наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

- при неисправности любого из маслонасосов или устройств их АВР;

- отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла, ниже установленного заводом изготовителем;

- отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

Пуск турбин, остановленных из-за повышения (изменения) вибрации, осуществляется только после детального анализа причин остановки и при наличии письменного разрешения главного инженера ТЭЦ, сделанного в оперативном журнале им собственноручно. Пуск турбины осуществляется под руководством начальника цеха или его заместителя. Пуск турбины после капитального ремонта или среднего ремонта проводится под контролем главного инженера, с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале после осуществления разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инспекторов по ТЭ и ТБ.

4.1 Подготовка турбоустановок к пуску

Перед пуском турбины необходимо:

Проверить закрытие заявки, нарядов (если на турбоагрегате проводились ремонтные работы). Тщательно осмотреть турбину, генератор, возбудитель, трубопроводы и вспомогательное оборудование. Проверить наличие КИП и включенное их состояние. Проверить работу командного аппарата и МУТ от электродвигателя с ГЩУ. Проверить готовность средств пожарной защиты, а также наличие и исправность кожухов на фланцевых соединениях маслопроводов и металлической изоляции паропроводов, расположенных вблизи маслосистемы. Осмотреть маслосистему на предмет плотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений. Проверить состояние тяг и рычагов, положение кронштейнов и крепежа органов парораспределения.

Закрыть задвижки (проверить закрытие):

- на трубопроводах всех отборов;

- по пару и питательной воде к промывочному устройству;

- на паропроводе к эжектору;

- на трубопроводах охлаждающей воды к маслоохладителям и газоохладителям.

Проверить открытие всех дренажей турбины и главного паропровода.

Подготовка масляной системы турбоагрегата.

Проверить уровень масла в маслобаке, слить отстой воды. Проверить открытие задвижек по маслу на входе и выходе маслоохладителей. Выпустить воздух из верхней части маслоохладителей. Подготовить к включению ПМН, ЭМНР, ЭМНА. Подготовить к включению УМНР, УМНА и маслосистему уплотнения вала генератора. Включить в работу ПМН. Убедиться, что насос создает давление в системе регулирования не ниже 7кг/см², при этом давление масла в системе смазки должно составлять не менее 1,0 кг/см². Проверить, что с пуском ПМН, регулирующие клапаны ЧВД и поворотная диафрагма открылись. По шкале у сервомоторов проверить полноту хода ЧВД, ЧСД которые должны составлять 100 мм. Остановить ПМН. Включить в работу ЭМНР. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см². Остановить ЭМНР.

Включить в работу ЭМНА. Убедиться, что насос создает давление масла в системе смазки не менее 1,0 кг/см². Убедиться в достаточности количества сливающегося масла из подшипников. Остановить ЭМНА. Проверить АВР маслонасосов. Включить в работу маслосистему уплотнения вала генератора. Проверить положение запорной арматуры на маслосистемах смазки и УВГ, а также на линии аварийного слива с маслобака. Запломбировать всю арматуру маслосистемы в рабочем положении. Ответственность за качество контроля слива масла с каждого подшипника при пуске турбины, а также при её останове, проведении испытаний и консервации возлагается на начальника смены лично.

До пуска турбины для уменьшения возможности пульсации давления масла и вибрации маслопроводов из-за наличия воздуха в маслосистеме необходимо произвести прокачку маслосистемы ПМН, ЭМНА и ЭМНР не менее 15 мин. каждый. Включить в работу ПМН. Осмотреть маслосистему на предмет отсутствия утечек масла. Проверить уровень масла в маслобаке. Довести температуру масла до 30С. Пуск турбины при температуре масла, поступающего на подшипники и в систему УВГ ниже 30С, не допускается. Опробовать ВПУ турбины и остановить его.

Подготовка системы регенерации.

Включить в работу эжектор отсоса из концевых уплотнений турбины, для чего необходимо:

- дать проток охлаждающей воды через эжектор;

- открыть вентиль по пару на эжектор, открыть задвижку на линии отсоса паровоздушной смеси из уплотнений.

Включить в работу СП. Для чего необходимо:

- дать проток охлаждающей воды через СП;

- собрать схему слива конденсата из СП;

- открыть задвижку на подводе пара на СП от концевых уплотнений турбины;

Прогрев турбины паром из противодавления

Включить в работу ВПУ. Прослушать турбину. Начать запись в пусковую ведомость контролируемых параметров. Медленно приоткрыть задвижку №77/9 на паре из противодавления, подать пар на прогрев турбины. Проследить за работой ВПУ. С момента подачи пара в турбину и до окончания пуска не допускать увеличения:

а) разности температур металла верхней и нижней части корпуса турбины в зоне регулирующей ступени более 35С;

б) разности температур фланца и шпильки с каждой стороны цилиндра в зоне регулирующей ступени не более 20С, причем фланец должен быть горячее шпильки;

Запись показаний производить через каждые 15мин. Скорость прогрева металла корпуса не должна превышать 3-3,5С в минуту. При достижении температуры металла корпуса равной 80С - полностью открыть задвижку № 77/9.

Приступить к прогреву перепускных труб от ГПЗ-1 до стопорных клапанов для чего:

а) открыть дренажи перепускных труб и продувочные вентили стопорных клапанов;

б) убедиться в полном закрытии обоих АСК;

в) открыть второй по ходу пара вентиль на байпасе ГПЗ-1 и, медленно открывая первичный вентиль, подать пар на прогрев перепускных труб, поднять давление до 2-3 кгс/см²;

г) по истечении 15-20 мин начать подъем давления с таким расчетом, чтобы скорость прогрева стенок паропроводов не превышала 3С/мин. По окончании прогрева довести давление перед АСК до рабочего.

4.2 Пуск турбины

Убедиться в нормальной работе ПМН. Проверить давление в системах регулирования, смазки, УВГ. Установить синхронизатор в положение, соответствующее минимальному числу оборотов, вращая для этого маховик против часовой стрелки до упора. Поставить выключатели регуляторов давления отбора 8-13 ата и противодавления в положение в положении «выключено». Паровые вентиля на сильфоны регуляторов должны быть закрыты. Взвести быстрозапорные устройства стопорных клапанов. Взвести автоматический затвор и дистанционный выключатель стопорных клапанов. Проверить, что регулирующие клапаны ЧВД и поворотная диафрагма находятся в открытом положении.

Проверить:

- достаточность слива масла из подшипников;

- полное открытие задвижки №77/9 на паропроводе противодавления;

- температуру, масла после маслоохладителей которая, должна быть в пределах 40-45С.

Перед самым толчком ротора турбины отключить ВПУ. Медленно вращая штурвал одного стопорного клапана, открывать его до тех пор, пока ротор турбины не начнет вращаться. После этого стопорный клапан закрыть и снова открыть его на величину достаточную для поддержания вращения ротора турбины со скоростью 500-600 об/мин. Закрыть байпас главной паровой задвижки, прослушать турбину. При обнаружении задеваний в проточной части, в уплотнениях турбины, а также при ненормальном шуме, вибрации подшипников - турбину остановить. Повторный пуск турбины допустим только после выяснения и устранения причины шума и задевания. При появлении гидроударов в турбине или п/проводах отборов немедленно прекратить доступ пара в турбину, выяснить и устранить причину появления гидроударов. Полностью открыть оба стопорных клапана. Открывая вентиль на байпасе, довести обороты до 500-600 об/мин. Выдержать турбину на этих оборотах 20-25 мин. В течение 15-18 мин. со скоростью 50-60 об/мин. повысить обороты до 1400 об/мин. Сделать на этих оборотах выдержку -10 минут.

Проследить при наборе оборотов:

за температурой масла. При достижении t масла 45С подать на маслоохладители охлаждающую воду;

за давлением масла на подшипники;

за температурой вкладышей, опорных и опорно-упорного подшипника;

за осевым сдвигом ротора;

за давлением на выхлопе, не допуская его выше 1,5 кгс/см2;

за вибрацией подшипников турбины, не допуская её выше 11,2мм/с (по переносному виброметру);

за относительным расширением ротора, не допуская его изменения более 2,5мм от нулевого значения;

за разностью температур металла верха и низа цилиндра в зоне регулирующей ступени, которая не должна превышать 35С. Если эта разница будет находиться в пределах 35-50 °С, то необходимо снизить обороты и сделать выдержку до момента снижения этой разности до 35С. При повышении этой разности до 50С турбину немедленно остановить;

за разностью температур металла фланцев и шпилек, не допуская её более 20С, причем фланец должен быть горячее;

за температурой масла на сливе из подшипников, которая должна быть не выше 65С;

После прогрева турбины при 1400 об/мин., начать повышение оборотов со скоростью 50-60 об/мин. до 1900 об/мин. Сделать выдержку в течение 10минут.

Затем повышать обороты со скоростью 50-60 об/мин. до 2300 об/мин. На этих оборотах выдержать турбину в течение 10минут. При наборе оборотов критические числа оборотов ротора турбины (2020 об/мин) и системы «ротор турбины - ротор генератора» (2450 об/мин) следует проходить быстро, не допуская остановку в повышении оборотов. После прогрева на 2300 об/мин приступить к повышению оборотов до 2850 об/мин. в течение 10-15 мин. до вступления в работу регулирования. Открыть полностью байпас ГПЗ-1.

Синхронизатором довести обороты турбины до 3000 об/мин. Если обороты холостого хода автоматически не поддерживаются, турбину необходимо остановить для настройки регулирования. Остановить ПМН, проследить за давлением масла на подшипники и всасе насоса-регулятора, переставить переключатель блокировки ПМН в положение «авт». При номинальном числе оборотов 3000 об/мин. и остановленном ПМН, давление масла в системе регулирования должно быть в пределах 9,4-9,6 кг/см². Закрыть дренажи обоих стопорных клапанов.

Проверить работу турбоагрегата:

- вибрацию подшипников;

температуру слива масла с подшипников;

- температуру вкладышей опорных и опорно-упорного подшипников;

- осевой сдвиг;

- относительное расширение ротора;

- прослушать концевые уплотнения турбины.

Опробовать автоматическое закрытие стопорных клапанов и срабатывание масляных приводов на закрытие клапанов-захлопок на паропроводах отборов на работающей турбине путем воздействия на кнопку автоматического затвора для чего:

а) нажать на кнопку ручного выключателя автоматического затвора;

б) проверить посадку стопорных клапанов и снижение оборотов ротора турбины;

в) проверить, что масляные приводы сработали на закрытие клапанов-захлопок;

г) проверить посадку регулирующих клапанов ЧВД и закрытие поворотной диафрагмы;

д) взвести быстрозапорные устройства обоих стопорных клапанов и автоматический затвор;

е) открыть оба стопорных клапана, установить 3000 об/мин.

и) убедиться в том, что масляные приводы всех клапанов-захлопок на отборах приняли взведенное положение.

Опробовать автоматическое закрытие стопорных клапанов и срабатывание масляных приводов на закрытие клапанов-захлопок на паропроводах отборов посредством дистанционного выключателя стопорных клапанов путём воздействия на дистанционный выключатель. Опробовать работу дистанционного выключателя клапанов - захлопок и масляных приводах клапанов - захлопок:

а) нажать на кнопку «закрыть» дистанционного выключателя клапанов-захлопок;

б) проверить, что масляные приводы всех клапанов - захлопок сработали на закрытие, оба стопорных клапана находятся в открытом состоянии;

в) взвести дистанционный выключатель клапанов-захлопок нажатием кнопки дистанционного выключателя на «открыть»;

г) убедиться, что масляные приводы клапанов-захлопок приняли взведенное положение.

Проверить диапазон синхронизации маховиком синхронизатора, который должен составлять от 2850 до 3150 об/мин. При этом проверить, что обороты ротора турбины меняются плавно, а органы парораспределения работают без заедания и заметного трения. Во время работы турбины на холостом ходу произвести проверку плотности АСК, РК и испытание АБ согласно «Программе и методике испытания противоразгонных защит турбин. При повышении температуры газа в генераторе до 50-55С подать воду на газоохладители от общей линии газоохлаждения или включить в работу ГОН. Проверить давление масла в системе смазки подшипников турбоагрегата, которое должно быть не менее 1,0 ати. При падении давления до 1 ати включить фильтр на чистую секцию и очистить фильтрующие сетки в загрязнившейся секции. Во избежание резкого снижения давления масла в системе смазки при переключении фильтра, переключение производить в следующем порядке:

а) приоткрыть воздушник на неработающей полости фильтра;

б) освободив защелку, плавно повернуть рукоятку переключателя фильтра в сторону переключения до совпадения указательных штифтов на отключаемой полости фильтра;

в) выдержать указанное положение переключателя до появления масла на выходе из воздушника, расположенном на крышке фильтра, что будет свидетельствовать о полно заполнении маслом включаемой секции фильтра;

г) закрыть воздушник на включаемой полости фильтра;

д) плавно повернуть рукоятку переключателя в сторону включаемой секции до упора, т.е. до срабатывания защелки.

Закрыть дренаж из камеры, регулирующей ступени. Выдержать турбину на холостом ходу (3000 об/мин.) 15-20 мин. для более равномерного прогрева корпуса турбины. Работа турбины на холостом ходу более 30 минут не рекомендуется, так как ведет к значительному прогреву выхлопной части турбины. Убедившись в нормальной работе турбоагрегата, сообщить на ГЩУ о готовности генератора к синхронизации (подать сигнал «готово»). Синхронизировать генератор с помощью МУТ вручную или дистанционно с ГЩУ.

4.3 Действия персонала в аварийных ситуациях

При аварийном останове турбины необходимо:

а) отключить турбину путем воздействия на кнопку ручного или дистанционного выключателя автоматического затвора;

б) убедиться в отсутствии электрической нагрузки по меговаттметру;

в) подать сигнал на ГЩУ «Машина в опасности»;

г) проследить за закрытием ГПЗ-1 и задвижки № 103 (в случае, если указанные задвижки не пошли на закрытие от действия защиты - закрыть их от ключей управления);

д) после отключения генератора проследить за снижением оборотов ротора. Включить ПМН;

е) доложить о случившемся начальнику смены или старшему машинисту;

ж) на выбеге прослушать турбину, проконтролировать температуру вкладышей подшипников, масла на сливе из подшипников, величину осевого сдвига ротора.

Противоаварийная инструкция по турбине ПР-20-90/10/0,9М

Турбина должна быть немедленно отключена путем воздействия на кнопку ручного или дистанционного выключателя автоматического затвора в следующих случаях:

а) при повышении числа оборотов ротора турбины до 3360 об/мин;

б) при изменении величины осевого сдвига до установки срабатывания защиты (+ 0,8 мм);

в) при изменении величины относительного теплового расширения ротора турбины более +2,5 мм или менее -2,5 мм;

г) при снижении давления масла на смазку подшипников до 0,35 кг/см2 (в этом случае немедленно включить ЭМНР и ЭМНА);

д) при понижении уровня масла в маслобаке ниже 20мм из-за утечки масла и невозможности восстановить уровень;

е) при резком повышении температуры масла на сливе из любого подшипника или вкладыша подшипника на 10С выше температуры, установившейся ранее или появлении дыма из подшипника;

ж) при загорании масла и невозможности ликвидировать пожар немедленно имеющимися средствами;

з) при недопустимом понижении перепада давления «масло-водород» в системе уплотнения вала генератора ниже 0,3 ати;

и) при внезапном возникновении сильной вибрации турбоагрегата или явно слышимых металлических звуках или шумах внутри турбины или генератора;

к) при появлении искр, дыма из концевых уплотнений турбины;

л) при резком снижении температуры перегретого пара ниже 470С;

м) при появлении гидравлических ударов в паропроводах острого пара, отборов до отключающих задвижек или самой турбине;

н) при разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах, паропроводах свежего пара, паропроводах отборов, в трубопроводах питательной воды, в клапанах и парораспределительных коробках;

о) при недопустимом снижении давления масла в системе регулирования ниже 7,5 ати;

п) при прекращении расхода воды через газоохладители генератора;

р) при повышении температуры масла на выходе из маслоохладителей выше 50С;

с) при снижении давления масла на всасе насоса регулятора до 0,3 кгс/см²;

т) при повышении давления острого пара выше 100 ата и температуры выше 545С;

у) при отключении генератора из-за внутреннего повреждения;

ф) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного управления или на всех КИП;

х) при возникновении кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора или коллекторе возбудителя.

5. Порядок допуска к ремонту и испытаниям

5.1 Вывод турбоустановки в ремонт

1) Вывод турбоустановки в ремонт производится после подачи заявки на ремонт и разрешения ЦДС "«Воронежэнерго»;

2) При выводе турбины в капитальный ремонт необходимо:

а) закрыть арматуру на главном паропроводе и их байпасы, арматуру на паропроводах П - отбора и противодавления;

б) закрыть задвижки на ПВД, ПНД по пару, воде и конденсату;

в) открыть дренажи, воздушники корпуса турбины и трубопроводов;

г) закрыть вентили на линиях в станционные дренажные коллекторы;

д) всю закрытую и открытую арматуру запереть на цепи, на закрытую арматуру повесить плакаты: «Не открывать - работают люди», на открытую: «Не закрывать - работают люди»;

е) разобрать электросхемы на ПМН, ЭМНР, УМНР, УМНА, СлН, маслонасос ВПУ, маслоперекачивающий насос, ГОНы. При необходимости отсоединить кабели от электродвигателей;

ж) разобрать схемы на всю арматуру, имеющую электроприводы;

з) убедиться в отсутствии течей и парений из открытых дренажей;

и) слить масло из бака.

3) При выводе турбины в средний и текущий ремонты объем необходимых мероприятий по выводу в ремонт определяется в зависимости от планируемой работы, но в каждом случае должна быть обеспечена безопасность производства ремонтных работ.

5.2 Проведение испытаний турбины

а) любые испытания турбины, связанные с отключением генератора от сети должны оформляться заявкой с ЦДС «Воронежэнерго», после получения разрешения диспетчера энергосистемы;

б) на испытания длительные по времени и большие по объёму, а также особо сложные испытания (испытание системы регулирования мгновенным сбросом нагрузки) должна быть составлена программа проведения испытаний, которая утверждается главным инженером станции;

в) испытания должны производиться под непосредственным руководством начальника или зам. начальника турбинного цеха, а испытания мгновенным сбросом нагрузки должны производиться под общим руководством главного инженера станции;

г) лица, не участвующие в испытаниях, должны быть удалены из зоны испытаний;

д) оперативный персонал при испытаниях непосредственно выполняет все операции на оборудовании по указаниям руководителя испытаний. Расстановку персонала при испытаниях производит руководитель испытаний;

е) все операции при испытаниях согласуются и выполняются с разрешения НСС.

6. Требования по технике безопасности

Персонал, обслуживающий оборудование, должен знать и выполнять требования ПТБ и инструкций по охране труда. Обо всех замеченных нарушениях докладывать начальнику смены. Все ремонтные работы на оборудовании должны производиться по нарядам-допускам. Следить за чистотой оборудования, территории и рабочего места. Не загромождать проходы, площадки и лестницы.

Следить за исправностью и сохранностью осветительных приборов. Следить за исправным состоянием ограждений полумуфт, лестниц и площадок обслуживания. Запрещается проведение ремонтных работ на не отключенном оборудовании. На оборудовании, находящемся в ремонте должны быть вывешены плакаты в соответствии с условиями, указанными в наряде. Запрещается обтирка насосов и электродвигателей в местах вращающихся частей во время их работы.

Следить за исправным состоянием изоляции на поверхности оборудования и трубопроводов во избежание получения ожогов. При несчастном случае необходимо незамедлительно оказать пострадавшему первую медицинскую помощь и вызвать медицинский персонал. Обслуживающий персонал должен знать и соблюдать порядок допуска к ремонту оборудования. Курение разрешается только в отведенных для этого местах. Следить, чтобы на одежде не было развевающихся частей. При обнаружении свищей в паропроводах или питательных трубопроводах необходимо:

- вывести людей из опасной зоны;

- отключить дефектный участок;

- оградить место парения.

7. Требования по пожарной безопасности

При проведении сварочных работ и работ с применением открытого огня необходимо устанавливать защитные экраны для предотвращения разлетания искр. Запрещается оставлять на горячих поверхностях трубопроводов посторонние предметы и материалы во избежание их загорания. Хранить промасленный обтирочный материал необходимо в специальных металлических ёмкостях с плотными крышками. Ящики в конце смены должны освобождаться. Хранение смазочного материала на рабочем месте допускается в размере суточной потребности. При приемке смены и в течение всего дежурства необходимо следить за наличием и исправным состоянием первичных средств пожаротушения. При возникновении пожара:

сообщить начальнику смены;

через НСС вызвать пожарную команду;

приступить к тушению пожара первичными средствами пожаротушения;

не допускать распространения пожара на соседнее оборудование;

остановить турбину согласно противоаварийной инструкции.

Следить за наличием и состоянием кожухов на фланцах маслосистемы. Не допускать разлива масла на площадках обслуживания турбоагрегата. Запрещается применение легко воспламеняющихся жидкостей для обтирки оборудования и площадок обслуживания. Запрещается проведение огнеопасных работ непосредственно на корпусах агрегатов, трубопроводах, заполненных водородом.

8. Краткая характеристика трубопроводов эксплуатируемых в турбинном цехе

Все трубопроводы, эксплуатируемые в турбинном цехе, делятся на четыре категории. Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии в нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу независимо от его протяженности и должна быть указана в проектной документации.

Таблица 5. Категории и группы трубопроводов

№ п/п	Наименование трубопровода	Рег.№	Категория	Группа
1	2	3	4	5
1	Трубопровод ТА-3	392	I	3
2	Трубопровод ТА-4	401	I	3
3	Трубопровод ТА-5	572	I	3
4	Трубопровод ТА-6	458	I	3
5	Трубопровод ТА-7	485	I	3
6	Трубопровод ТА-8	440	I	3
7	Трубопровод ТА-9	432	I	3
8	Трубопровод котлов 10,12	463	I	3
9	Трубопровод растопочный	061	I	3
10	Трубопровод ПВД-7/2	469	III	1
11	Трубопровод ПВД-7/3	468	II	1
12	Трубопровод ПВД-8/2	574	III	1
13	Трубопровод ПВД-8/3	573	II	1
14	Трубопровод 8-13ата ТА-7	4753	III	1
15	Трубопровод 8-13ата ТА-8	319	III	1
16	Трубопровод 8-13ата ТА-9	433	III	1
17	Трубопровод СД	625	III	1

Подобные документы

• Реконструкция и модернизация градирен водооборотного цикла 1-ой очереди турбинного цеха ООО "ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго" Волжской ТЭЦ

  Классификация и область применения градирен. Показатели водяного охлаждения оборудования турбинного цеха. Анализ технического состояния градирни и решения по реконструкции. Аэродинамический расчет, определение теплового и материального баланса градирни.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 15.07.2015
  

• Проект цеха по ремонту коленчатого вала автомобиля ЗИЛ 431410 с годовой производственной программой 8000 штук

  Общая характеристика цеха. Характеристика детали условия её работы. Карта технических требований на дифектацию детали. Выбор способа восстановления детали. Расчет режимов работы цеха. Подбор оборудования, планировка и окончательное уточнение площади цеха.
  
  курсовая работа [235,0 K], добавлен 17.06.2013
  

• Расчет литейного цеха производительностью 12000 т металла в год

  Структура цеха кокильного литья, номенклатура и программа выпуска отливок. Режим работы и фонды времени работы оборудования. Технологические процессы и расчет оборудования проектируемого цеха, контроль отливок. Архитектурно-строительное решение здания.
  
  курсовая работа [124,7 K], добавлен 30.06.2012
  

• Организация работы цеха холодной штамповки ОАО "БЗА" г. Борисова

  Схема отдела главного металлурга ОАО "БЗА" г. Борисова. Индексация технологической оснастки. Организация работы цеха холодной штамповки и бюро по ремонту оборудования. Мероприятия по повышению качества изделий. Организация работы экономической службы.
  
  отчет по практике [1,4 M], добавлен 13.05.2011
  

• Технологические линии и комплексы прокатного цеха

  Основные стадии технологического процесса прокатного производства на металлургическом заводе, оборудование технологической линии цеха. Расчет количества основного и вспомогательного оборудования в цехе, технико-экономический выбор агрегатов и их мощности.
  
  курсовая работа [677,6 K], добавлен 07.06.2010
  

• Проект лесопильного цеха на базе двухэтажных лесопильных РАМ 2Р75 с годовой мощностью 91000 м3

  Обеспечение предприятия сырьем, энергоресурсами, выбор режима работы цеха и его обоснование. Анализ возможности выполнения спецификации пиломатериалов по объемам и сечениям. Расчет и порядок составления сводной ведомости технологического оборудования.
  
  курсовая работа [641,0 K], добавлен 08.10.2012
  

• Проект механического цеха

  Режим работы механического цеха, фонды времени работы оборудования и рабочих. Технологические процессы и новая техника. Определение количества участков и грузооборота цеха. Выбор подъёмно-транспортных средств. Расчет площадей промышленного корпуса.
  
  курсовая работа [64,7 K], добавлен 03.05.2015
  

• Расчет оборудования компрессорного цеха

  Изучение режима работы компрессорной станции. Гидравлический расчет вертикального масляного пылеуловителя. Определение технического состояния центробежного нагнетателя и общего расхода топливного газа. Основные параметры оборудования компрессорного цеха.
  
  курсовая работа [289,3 K], добавлен 25.03.2015
  

• Организация технологического процесса на Воскресенском лакокрасочном заводе "Олива"

  Структура управления предприятием. Характеристика основного и вспомогательного оборудования. Основные параметры полуфабрикатов и основного продукта по технической документации. Регулирование режимов технологического процесса и контроль параметров работы.
  
  отчет по практике [1,1 M], добавлен 11.03.2015
  

• Технологические линии и комплексы прокатного цеха

  Методы расчета количества основного и вспомогательного оборудования в цехе. Обоснование и расчет всех основных технологических показателей станков в цехе. Характеристика индивидуального вспомогательного оборудования. Составление баланса металла по цеху.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 07.06.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам