Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Контроль критериев и условий пуска турбины





 

Контроль критериев и условий пуска турбины производится после завершения операций по подготовке турбины к пуску. При этом необходимо проверить выполнение требований ПТЭ-2003, изложенные ранее (см. п. 15.5), и ИЭ турбины [24], запрещающих пуск турбины.

Инструкция по эксплуатации турбины дополняет, уточняет и конкретизирует требования ПТЭ. В частности, она устанавливает, что пуск турбины запрещается при:

· неисправности устройств контроля осевого сдвига ротора, относительного расширения роторов и контроля любого из параметров тепломеханического состояния ТА;

· неисправности системы охлаждения выхлопных патрубков ЦНД, ППУ и РБ-9;

· качестве масла, не удовлетворяющем требованиям ТУ и ГОСТ, по чистоте и температуре (менее 35 оС или более 45 оС).

Перед толчком турбины должны находиться в работе насосы:

· не менее 2-х ЦН на 2-й скорости;

· один насос неответственных потребителей;

· один насос системы циркуляционного и технического водоснабжения машзала;

· по два ТПН, КЭН-1, КЭН-2, масляных насоса системы смазки и АСРЗ турбины;

· один насос гидроподъема роторов и ВПУ турбины;

· по одному насосу системы уплотнения вала генератора и охлаждения обмотки статора генератора.

Летом, при температуре воздуха более 20 оС, включается в работу, до толчка роторов, один насос газоохлаждения ТГ. Остальные насосы должны находиться в резерве.

Перед толчком турбины необходимо выполнить ряд проверок. Убедиться, что:

а) в работе или резерве находятся, в соответствии с требованиями ИЭ технологических схем ТО (ТЦ), все фильтры и теплообменные аппараты;

б) состояние и технологические параметры масляных систем АСРЗ и систем конденсатно-питательного тракта турбины отвечают требованиям их ИЭ (см. п. п. 6.1, 8.1, 12.2, 13.2 - 13.5, 14.4);

в) валопровод ТА вращается ВПУ, отсутствуют посторонние шумы и задевания (металлические звуки) в районе проточной части, уплотнений и в подшипниках турбины.

Получить сообщение от НС ЦТАИ о:

а) включении средств контроля: технологических параметров, системы дистанционного управления и автоматического регулирования, технологических защит, блокировок и сигнализации ТО;

б) работоспособности комплекса АСУТ-1000-2(2М);

в) вводе в работу всех защит.

Получить подтверждение НС ЭЦ о готовности генератора к развороту турбины.

Произвести проверку исправности устройств контроля технологических параметров ТУ и удостовериться в достоверности показаний этих параметров (механических величин, параметров давления сред, температуры сред и элементов оборудования) (см. п. 15.1).

Убедиться, что основные параметры тепломеханического состояния турбоустановки находятся в допустимых пределах; для ТУ К-1000-60/1500-2(2М) они должны составлять:

· осевой сдвиг роторов ¾ + 0,6…–1,4 мм;

· относительное расширение ротора ЦВД ¾ + 3,5 … – 3,0 мм;

· прогиб вала ротора ВД – не более 0,05 мм;

· относительное расширение ротора ЦНД – 3 ¾ + 38 … – 4,0 мм;

· абсолютное расширение корпуса ЦВД – не более 14,0 мм;

· абсолютное расширение корпусов ЦНД – не более 7,0 мм.

Убедиться, что арматура установлена (открыта, закрыта) в положение, соответствующее требованию ИЭ перед толчком турбины.

Если параметры тепломеханического состояния ТУ не достигли (превысили) граничных значений, следует по рекомендации НТО выполнить действия, необходимые для приведения этих параметров в допустимые границы.

Перед толчком турбины необходимо продуть ГПК в течение 30 мин через БРУ-К в соответствии с требованиями ИЭ, предварительно получив распоряжение НСБ на продувку и убедившись, что мощность РУ составляет 25…30 % номинальной.

 

Разворот турбины

Разворот турбины (увеличение частоты вращения) выполняется после полного завершения всех подготовительных операций и проверки готовности турбины к развороту.

Основными этапами разворота турбины являются:

· толчок валопровода ТА;

· увеличение частоты вращения до 600 об/мин и выдержка для прогрева;

· увеличение частоты вращения валопровода до номинальной.

При развороте первостепенную важность имеет равномерный прогрев подвижных и неподвижных элементов турбины.

Толчок турбины производится по команде НСБ с разрешения НС АЭС. Непосредственно перед толчком:

· проверяется давление в конденсаторах, которое должно быть – не более 0,12 кг/см2 (абс);

· давление перед СРК устанавливается равным 60 кгс/см2 дистанционным открытием БРУ-К с дальнейшей установкой его на «автомат»;

· показания приборов тепломеханического состояния турбины записываются в оперативный журнал (осевой сдвиг, ОРР ЦВД и ЦНД, прогиб РВД, абсолютное расширение ЦВД и ЦНД, температуры СРК 1…4 «верх-низ», ЦВД в 3-х сечениях (паровпуск и два выхлопа ЦВД), давление пара в ГПК и конденсаторах, температура масла перед подшипниками);

· отключается прибор контроля прогиба ротора ЦВД;

· взводится защитное устройство и контролируется открытие СК и СЗ турбины.

Толчок роторов ТА осуществляется очень малым открытием регулирующих клапанов турбины. Это объясняется незначительным моментом сопротивления ротора с отключенным генератором. При пуске турбины из горячего состояния толчок валопровода может произойти после открытия заслонок промперегрева паром, аккумулированным в корпусах СПП [81].

С началом повышения частоты вращения валопровода, необходимо начать прогрев металла 2 ст. СПП (см. ниже).

Разворот осуществляется в полуавтоматическом режиме «ЭГСР» (основной вариант см. п. 14,5), по одной из трех программ, в зависимости от предтолчкового температурного состояния турбины в зоне паровпуска ЦВД (наружная поверхность верхней образующей стенки). В зависимости от температуры металла (Тм) наружной поверхности корпуса различают пуск турбины [24]:

· из холодного состояния (Тм < 80 оС);

· неостывшего состояния (Тм от 80 оС до tм < 180 оС);

· горячего состояния (Тм ³ 180 оС).

Увеличение частоты вращения ротора турбины выполняется с выдержками на промежуточной (600 об/мин) и номинальной частоте вращения, удаленных от критических частот вращения (см. п. 15.1). Выдержки необходимы для:

· равномерного прогрева роторов и корпусов турбины;

· поддержания в допустимых пределах относительного удлинения роторов и температурных напряжений в роторах и корпусах турбины;

· удаления из корпусов образующегося конденсата через дренажи, особенно при развороте из холодного состояния, когда происходит интенсивная конденсация пара.

Кроме полуавтоматического разворота в режиме «ЭГСР» (основного) можно выделить ручной разворот в режиме «ЭГСР» и разворот турбины в режиме «ГСР».

При развороте турбины в полуавтоматическом режиме «ЭГСР» система сама выбирает программу разворота в зависимости от температуры металла ЦВД.

Независимо от вида разворота выполняются графики изменения частоты вращения во времени и выдержки при развороте турбины из различных начальных температурных состояний, представленные на рис. 15.4 а, б, в.

 

 

Рис. 15.4,а. График разворота при пуске турбины

из холодного состояния

 

 

 

Рис. 15.4,б. График разворота при пуске турбины

из неостывшего состояния

 

 

Рис. 15.4,в. График разворота при пуске турбины

из горячего состояния

 

Следует отметить, что, независимо от исходного температурного состояния, скорость увеличения частоты вращения ротора валопровода, от нуля до 600 об/мин и от 600…1420 об/мин, одинакова – 2,4 об/мин за сек. Время увеличения частоты вращения от нуля до 600 об/мин составляет около 4-х мин, от 600…1420 об\мин – около 5,7 мин.

Такая большая скорость увеличения частоты вращения роторов ТА обусловлена очень малым открытием регулирующих клапанов турбины и небольшим изменением температуры пара, поступающего в проточную часть турбины. Однако и при этом требуется выдержка на постоянной частоте вращения для выравнивания температуры деталей турбины.

Полуавтоматический разворот в режиме «ЭГСР» устанавливается оператором с пульта ЭГСР БЩУ последовательным нажатием кнопок «Исх», «0», «600», «1500» ячейки «Разворот» (см. п. 14.5). Разворот заканчивается после выдержки турбины на номинальной частоте вращения, при этом гаснет световой сигнал «1500» ячейки «Разворот».

На любом этапе полуавтоматического разворота можно остановить развитие частоты вращения турбины с переходом в режим ручного разворота. Переход на ручное управление производится первым нажатие кнопки «+» или «–» ячейки «Ручное управление» на пульте управления ЭГСР БЩУ. При этом загорается лампа в ячейке «ручное управление» со звуковой сигнализацией. Воздействие на кнопки «Исх», «0», «600», «1500», при этом, блокируется. Ручной разворот в режиме «ЭГСР» выполняется нажатием на кнопки «+» или «–». Скорость повышения частоты вращения турбины и время выдержки устанавливаются и контролируются оператором в соответствии с графиками, изображенными на рис. 15.4.

Переход с ручного управления на полуавтоматическое производится путем нажатия на пульте управления ЭГСР БЩУ кнопки «Блокировка ручного». При этом, если частота вращения находилась в интервале 0…600 об/мин, разворот будет осуществляться до 600 об/мин, если в интервале 600…1500 об/мин – до 1500 об/мин.

В случает неисправности ЭГСР, с разрешения главного инженера АЭС, разворот производится в режиме «ГСР» (основной) воздействием на ключ управления МТР на панели БЩУ или на маховики МТР в машинном зале (см. п. 14.5). Разворот в режиме «ГСР» воздействием на маховики МТР в машинном зале практически не используется.

Как отмечалось ранее, полуавтоматический разворот в режиме «ЭГСР» является основным, он облегчает работу оператора и наиболее точно выдерживает скорость повышения частоты вращения турбины. Ручное управления применяется при повышении частоты вращения турбины в диапазоне 1400…1500 об/мин, во время синхронизации ТГ с сетью.

Разворот турбины в режиме «ГСР» (дополнительный) при отказе ЭГСР и МТР производится под управление РС и МУТ. Он допускается в особых случаях, с оформлением технического распоряжения.

В процессе разворота, при увеличении частоты вращения турбины более 1000 об/мин, необходимо проконтролировать отключение ВПУ и НГПР, усилить контроль температурного состояния подшипников турбины. При наличии дефектов в системе смазки, они могут проявиться после прекращения подачи масла из системы гидроподъема роторов после останова НГПР.

При достижении турбиной частоты вращения 1500 об/мин включается в работу насос газоохлаждения генератора (если он не был включен ранее) и удаляется воздух из газоохладителей генератора и воздухоохладителей возбудителя, а также производится замер вибрации подшипников и роторов ТА на холостом ходу.

В процессе разворота необходимо постоянно контролировать, по приборам БЩУ и по месту, тепломеханическое состояние турбины, параметры пара и вакуум в конденсаторах, не допуская превышение предельных значений контролируемых параметров, приведенных в табл. 15.5 [24, 68].

Кроме того, при развороте турбины постоянно контролируется:

· отсутствие металлических звуков и гидравлических ударов в проточной части турбины;

· отсутствие искр, дыма и посторонних шумов в подшипниках и концевых уплотнениях турбины, в подшипниках генератора и возбудителя;

Таблица 15.5

 

Наименование параметра Значение параметра Допустимое отклонение Примечание
       
1. Осевой сдвиг роторов, мм · в сторону генератора;     · в сторону регулятора   + 0,60 + 1,2   – 1,4 – 2,0   ± 0,18 ± 0,18   ± 0,18 ± 0,18   предупр. сигнал срабатыв. защиты   предупр. сигнал срабатыв. защиты
2. Относит. расшир. роторов, мм · ЦВД;     · ЦНД   + 3,5 – 3,0   + 3,8 – 1,4   ± 0,18 ± 0,18   ± 0,18 ± 0,18   аварийный сигнал     аварийный сигнал  
3. Прогиб ротора ЦВД, мм 0,05   замер при вращении ВПУ
4. Разность температур верхней и нижней образующих ЦВД в 3-х сечениях (паровпуск и 2 выхлопа), оС   ± 50     ± 3,0    
5. Разности темп. по ширине фланца паровпуска ЦВД при нагружении, оС   + 80   ± 3,0  
6. Разность темп. по ширине фланца паровпуска ЦВД при разгружении, оС – 40 ± 3,0  
7. Температура металла выхлопного патрубка ЦНД, оС   ± 1,5  
8. Разность темп. наружной поверхности фланца ЦВД с прав. и лев. сторон, оС   ± 3  
9. Разность темп. между лев. и прав. сторонами выхлопн. патрубка ЦНД, оС   ± 3  
10. Т-ра баббита подшипн., оС   ± 1,5  
11. Т-ра масла на сливе подшип., оС   ± 1,5  
12. Т-ра масла перед подшип., оС · миним. перед толчком турбины; · миним. при 1500 об/мин; · максим. при 1500 об/мин     ± 1,5 ± 1,5 ± 1,5  
13. Давление масла в системе смазки на уровне оси турбины, кгс/см2 0,5 0,9   срабат. защиты предупр. сигнал
14. Скорость прогрева металла главных паропроводов, не более, оС/мин      
15. Скорость прогрева металла СРК, оС/мин      
16. Вибрация опор подш. ТА, мм/с 7,1   аварийный сигнал
17. Внезапное повышение вибрации одного или нескольких подш, мм/с 1,0    
Окончание табл. 15.5
 
       
18. Макс. пиковое знач. размаха относит. виброперем. шеек валов подшип. в установ. режиме, не более, мкм      
19. Понижение давл. пара перед ГПЗ, не более, кгс/см2     предупр. сигнал
20. Давлен. в конденсаторах, не более, кгс/см2 (абс) 0,13 0,23   предупр. сигнал срабат. защиты
21. Частота вращения роторов турбины не менее, об/мин   ± 10 останов турбины, аварийный сигнал
22. Повышение давления пара на выхлопе ЦВД, не более, кгс/см2     срабат. защиты аварийный сигнал
23. Понижение давления масла в импульсной линии импеллера 7,0   предупр. сигнал
24. Миним. давление масла в силовой линии в АСРЗ при частоте вращения 1500 ± 25 об/мин, кгс/см2 : · высокого давления · низкого давления       срабат. защиты срабат. защиты
25. Максим.перепад на сетке ГМБ не более, мм      
26. Уровень масла низкий по шкале ГМБ, не менее, мм от 1450 до 1350 от крышки ГМБ     предупр. сигнал
27. Аварийный уровень масла в ГМБ по шкале ГМБ, не более, мм     аварийный сигнал
28. Абс расширение корпуса ЦВД (при Nном), мм ≈ 14   расчетное
29. Абс расширение корпуса ЦНД (при допуст.т-ре выхлопа, равной 75 оС), мм ≈ 7   расчетное

 

· достаточность слива масла из подшипников ТА, генератора и возбудителя;

· перелив масла из аварийных масляных бачков подшипников;

· отсутствие посторонних шумов в корпусах СРК;

· отсутствие протечек масла из маслопроводов и механизмов АСРЗ;

· отсутствие парений в зоне корпусов СРК.

О всех замечаниях МОТО обязан немедленно докладывать персоналу БЩУ. При развороте турбина должна быть немедленно остановлена, если:

· будут прослушиваться задевания в проточной части турбины или в генераторе;

· резко увеличится температура подшипников или температура масла на сливе из подшипников;

· внезапно увеличится вибрация подшипников (изменение за время не более 5 сек с длительностью не менее 10 с), кроме момента прохождения критических частот вращения – от 790 до 1260 об/мин (см. п. 15.1 и [21]);

· появятся гидравлические удары в проточной части турбины.

Если, при развороте, параметры тепломеханического состояния турбины достигают предельного значения, повышение частоты вращения необходимо прекратить или снизить частоту вращения, пока не будет достигнуто снижение значений параметров на 10…15 % от номинальных.

Повторный толчок турбины или увеличение частоты вращения производится – только после выявления и устранения причин, приведших к останову разворота.

В процессе разворота запрещается делать выдержки с постоянной частотой вращения в диапазоне частот вращения 790…1260 об/мин (диапазон возникновения критических частот (см. п. 15.1) и, по возможности, быстро проходить их, чтобы не вызвать резкого повышения вибрации из-за явлений резонанса.

Работа турбины на холостом ходу более 40 мин разрешается только по программе проведения электрических испытаний (один раз в год – не более 20 ч). Это объясняется интенсивной эрозией рабочих лопаток последних ступеней ЦНД и их вибрацией, ведущими к поломке лопаток (см. учеб. пособие [22]).

После завершения выхода турбины на холостой ход и замера вибрации подшипников и роторов, при пуске турбины после ППР, выполняется:

· проверка плотности стопорного и регулирующего клапанов;

· испытание автомата безопасности (АБ) наливом масла;

· испытание автомата безопасности разгоном турбины.

 







Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.