Отчет практика Автовская ТЭЦ. учебная практика автовская тэц. 1. Характеристика объекта Тепловая схема
 Скачать 138.96 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ Целью прохождения учебной практики является реализация полученных теоретических знаний, умений и навыков, а также получение представления о практической деятельности организации. Для достижения поставленных целей при прохождении практики ставились следующие задачи: знакомство с производством; изучение нормативно-правовых актов, регулирующих деятельность организации; изучение основного и вспомогательного оборудования; сбор материалов для создания индивидуального задания; подготовка и ведение необходимых документов (дневник прохождения практики, отчет о прохождении практики) и осуществление промежуточной отчетности о прохождении практики по месту ее защиты 1. Характеристика объекта Автовская ТЭЦ — предприятие энергетики Санкт-Петербурга, входящее в состав Невского филиала ОАО «ТГК-1». Строительство Автовской ТЭЦ начато в 1956 г. в связи с увеличением тепловых нагрузок в юго-западной части города. 23 декабря 1956 г. были введены в эксплуатацию котел ТП-170 и турбоагрегат первой станции. За 45 лет установленная мощность станции возросла более чем в 12 раз. ТЭЦ является крупнейшим энергоисточником в юго-западной части Санкт-Петербурга. По установленной мощности станция находится на пятом месте в системе ОАО «ТГК-1», по тепловой мощности — на третьем месте. Обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия, жилые и общественные здания Адмиралтейского, Московского, Кировского и Красносельского районов Санкт-Петербурга. В зоне теплоснабжения станции проживают около 1,5 миллиона человек — практически треть населения Санкт-Петербурга. Технико-экономические показатели Установленная электрическая мощность — 321,0 МВт Установленная тепловая мощность — 1849,0 Гкал/ч Выработка электроэнергии в 2014 году — 1394,639 млн кВтч Отпуск тепловой энергии в 2014 году — 3 440 822 Гкал Основное топливо — газ, резервное — мазут Основное энергетическое оборудование Котлоагрегаты: ТП-170; ТГМ-84Б; ПТВМ-100/180 Турбоагрегаты: Т-22-90; Т-100-120/130 Генераторы: ТВФ-100-2 2. Тепловая схема Сетевая вода, возвращающаяся из города, поступает на обратный коллектор ТЭЦ. Насосами обеспечивается подпитка теплосети (расход ГВС) через регуляторы подпитки из баков-аккумуляторов ГВС. Сетевые насосы 1-ой очереди из обратной магистрали подают воду через бойлерные установки 1-ой очереди, где паром 4-ого отбора турбин ТГ-1,2 (теплофикационный отбор) сетевая вода подогревается до определённой температуры. Далее вода насосами подаётся к узлу смешения с сетевой водой 2-ой очереди. Подпорными насосами 2-ой очереди сетевая вода из обратной магистрали подаётся через сетевые подогреватели, где вода теплофикационными отборами подогревается до определённой температуры на всех сетевых насосов 2-ой очереди, которые подают воду к узлу смешения с сетевой водой 1-ой очереди. После смешения сетевая вода уходит тепловому потребителю. Если включенное на данный момент оборудование не может обеспечить заданную температуру, если включение другого оборудования для подогрева сетевой воды в ТО КТЦ нецелесообразно, а также при аварийных режимах – включаются в работу пиковые водогрейные котлы (ПТВМ-100/180), которые производят догрев сетевой воды до температуры задания (температуру задаёт диспетчер теплосети – ДТС) В летних условиях сетевые трубопроводы работают только на обеспечение нагрузки ГВС (по однотрубной схеме). При данной схеме насосы работают только в одну магистраль (прямую или обратную, по схеме заданной теплосетью). Циркуляции через тепловых потребителей при этой схеме нет. 3. Краткая характеристика основного и вспомогательного оборудования турбинного отделения КТЦ Турбина Т-100/120-130, где Т – тип турбины (с отопительным отбором), 100 – номинальная мощность (МВт), 120 – максимальная мощность (МВт), 130 – давление свежего пара (кгс/см). Одновальная паровая турбина типа Т-100/120-130 Уральского турбомоторного завода. Номинальная мощность турбины – 105000 КВт (105 МВт), максимальная мощность 120 МВт, при 3000 об/мин. с конденсацией и двухступенчатым подогревом сетевой (городской по ГВС) воды. Турбина предназначена для выработки электроэнергии и отпуска тепла для нужд отопления.  Турбина Т-100/120-130 представляет собой трехцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и низкого давлений. Цилиндр высокого давления (ЦВД) выполнен противоточным относительно цилиндра среднего давления, т.е. ход пара в цилиндре высокого давления осуществлен от среднего подшипника к переднему, а в цилиндре среднего давления от среднего подшипника к генератору. Цилиндр низкого давления –двухпоточный. В цилиндре высокого давления (ЦВД) размещается двухвенечная ступень скорости и 8 ступеней давления, в цилиндре среднего давления (ЦСД) – 14 ступеней давления. В цилиндре низкого давления (ЦНД) в каждом потоке размещается по одной регулирующей ступени и по одной ступени давления. Фикспункт турбины расположен на боковых фундаментных рамах выхлопной части ЦНД со стороны регулятора. В турбоустановке может осуществляться одноступенчатый или двухступенчатый подогрев сетевой воды. В обоих случаях пропуск пара в цилиндр низкого давления регулируется поворотными диафрагмами 24 и 26 ступени. Давление пара в перепускных трубах между цилиндром высокого давления принято около 34 атм. Турбина имеет сопловое регулирование. Пар из отдельно стоящего (спереди от турбины) стопорного клапана поступает к регулирующим клапанам по четырем перепускным трубам. Регулирующие клапаны расположены на ЦВД турбины (два в верхней половине, два в нижней). Управление регулирующими клапанами осуществляется при помощи кулачкового распределительного устройства, вал которого приводится во вращение поршневым сервомотором через зубчатый сектор. Роторы цилиндра высокого давления с ротором цилиндра среднего давления соединены с помощью жесткой муфты. Ротор цилиндра среднего давления с ротором цилиндра низкого давления, а также ротор цилиндра низкого давления с ротором генератора соединены полу гибкими муфтами. Направление вращения ротора - по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника на генератор. Ротор цилиндра высокого давления – цельнокованый, состоящий из одного двух венечного колеса скорости и 8-ми дисков. Лопаточный аппарат ротора высокого давления выполнен левого вращения. Рабочие лопатки, для уменьшения потерь, имеют осевые уплотнения у корня и по бандажу, а также радиальные уплотнения по бандажу. Цилиндр высокого давления опирается лапами на передний и средний подшипники, цилиндр среднего давления опирается передними лапами на средний подшипник, а задними лапами на выхлопную часть ЦНД со стороны регулятора. Цилиндр низкого давления опирается передней, задней и боковыми опорными поверхностями выхлопных частей на фундаментные рамы. Цилиндр высокого давления турбины не имеет обойм. В цилиндре среднего давления имеется 5 обойм, в цилиндре низкого давления – 2 обоймы. Обоймы литые – из углеродистой стали. ЦВД – одностенный, выполнен литым из теплоустойчивой стали. В цилиндр вварены 4 сопловые коробки – две в верхнюю половину и две в нижнюю. Последовательность включения сопловых коробок обеспечивает равномерный подогрев цилиндра при пусках или изменениях режимов работы турбины. В целях равномерного разогрева цилиндра при пуске турбины из холодного состояния имеется устройство для обогрева фланцев и шпилек, позволяющее снизить разницу температур фланцев и стенок, а также устраняющее недопустимую разность температур фланцев и шпилек. В схеме предусмотрен подвод острого дросселированного пара в два коллектора: из одного пар подается на обогрев шпилек, из второго – на обогрев фланцев цилиндра и крышки стопорного клапана. Наличие двух коллекторов дает возможность независимого регулирования температуры фланцев и шпилек. Для контроля температуры пара в коллекторах обогрева предусмотрена установка термопар. Контроль температуры фланцев, шпилек, крышки стопорного клапана и стенки цилиндра производится при помощи термопар. Управление турбиной производится с общего щита контроля и управления. Основная часть операций пуска и останова осуществляется дистанционно, отдельные операции выполняются по месту персоналом. Турбина рассчитана на работу с параметрами свежего пара 130 атм и 555°С, измеренными перед стопорным клапаном. Номинальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор – 20°С. Турбина имеет два отопительных отбора: верхний и нижний. Они предназначены для ступенчатого подогрева сетевой воды в бойлерах (сетевых подогревателях № 1 и 2). Пределы регулирования абсолютного давления в отопительных отборах: в верхнем – 0,6-2,5 кгс/см2, в нижнем – 0,5-2,0 кгс/ см2. В отборах турбины поддерживается регулируемое давление: при двух включенных отопительных отборах в верхнем отборе, в нижнем при одном включенном нижнем отопительном отборе. Предусмотрена возможность работы турбоустановки на режиме с противодавлением, с пропуском через встроенный пучок подпиточной (городской) воды. Одновременное охлаждение конденсаторов турбин городской и циркуляционной водой возможно при условии, что разность их температур на входе и выходе в конденсатор не более 20°С. Максимальная отопительная нагрузка, с учетом использования тепла пара, поступающего в конденсатор для подогрева городской воды, составляет 177 Гкал/час. На конденсационном режиме при номинальной мощности 105 МВт расчетный расход пара составляет около 374 т/час (в конденсатор 280 т/час). Максимальный расход пара, определенный из условий пропускной способности турбин, при номинальных начальных параметрах составляет для 465 т/час. Регенеративный подогрев основного конденсата турбин осуществляется последовательно в холодильниках основного эжектора и эжектора отсоса пара из уплотнений, сальниковом подогревателе, четырех подогревателях низкого давления (ПНД), деаэраторах до температуры 155°С и далее смешиваясь с питательной водой в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Регенеративная установка турбины Т-100/120-130 предназначена для подогрева питательной водой паровых котлов ТГМ-84Б паром промежуточных отборов, а также из концевых уплотнений турбин и включает в себя: поверхностные охладители рабочего пара основных эжекторов ЭП-3-2; поверхностный охладитель эжектора отсоса пара из уплотнений, составляющий с последним одно общее устройство ХЭ-ДО-550; сальниковый подогреватель типа ПН-100-16-4-Ш; четыре поверхностных подогревателя низкого давления типа: ПН-250-16-7-Ш; ПН-250-16-7; три поверхностных подогревателя высокого давления типа: ПВД-425-230-13М ПВД-425-230-23М ПВД-425-230-25М пароподводящие, питательные и дренажные трубопроводы с установленной на них арматурой. Эжектор основной предназначен для создания и поддержания необходимого вакуума в конденсаторе и других теплообменных аппаратах, работающих под разряжением. Он представляет собой пароструйный компрессор трехступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением паровоздушной смеси. Эжектор рассчитан на работу сухим и насыщенным или несколько, но не более, чем на 50° С, перегретым паром с давлением перед соплом 5 ± 0,1 кг/см2. Расход рабочего пара на эжектор в зависимости от температуры охлаждающей воды составляет: 850 кг/час при температуре от 10°С до 50°С. Работают три ступени. 550 кг/час при температуре от 50°С до 70°С. В работе 2-я и 3-я ступень (1-я отключена). Расход охлаждающей воды (основного конденсата, поступающего в эжектор сразу после конденсатных насосов) должен поддерживаться в пределах от 70 до 80 т/час. Дальнейшее увеличение этого расхода нецелесообразно, т.к. практически не улучшая работу эжектора, ведет лишь к ненужному росту его гидравлического сопротивления. Уменьшение расхода охлаждающей воды вызывает перегрузку холодильников, что ведет к резкому ухудшению работы эжектора. Конденсат рабочего пара, образовавшийся в промежуточных холодильниках эжектора, сливается через специальные отверстия (сверления) в трубной доске из каждой ступени в отдельности и через гидрозатворы отводится соответственно из 1-1 и 2-й ступеней в паровое пространство конденсатора, а из 3-й ступени – в открытую воронку. Эжектор отсоса из уплотнений предназначен для отсоса паровоздушной смеси из концевых камер турбины и штоков клапанов, а также для конденсации пара, содержащегося в смеси. Отсасываемая из концевых уплотнений и штоков клапанов паровоздушная смесь поступает в первую ступень холодильника, где при давлении, несколько ниже атмосферного (0,95 - 0,97 атм), происходит охлаждение воздуха и конденсация пара. Из первой ступени холодильника охлажденный воздух вместе с неконденсированным паром отсасывается эжектором. Эжектор уплотнений рассчитан на работу сухим насыщенным паром или несколько перегретым (не более 50°С) паром с давлением перед соплом 5 кгс/см2. Расход пара на эжектор составляет 550 кг/час. Холодильник эжектора по водяной стороне рассчитан на пропуск основного конденсата в количестве не менее 110 м3/час и не более 260 м3/час с полным давлением конденсатных насосов. Сальниковый подогреватель предназначен для отсоса пара из промежуточных камер лабиринтовых уплотнений турбины и использования тепла этого пара для подогрева основного конденсата. В качестве сальникового подогревателя используется подогреватель низкого давления поверхностного типа. Конденсат греющего пара из сальникового подогревателя сливается через гидрозатвор высотой 14 метров в расширитель конденсата турбин. Сальниковый подогреватель по водяной стороне рассчитан на работу при полном давлении конденсатных насосов и на пропуск основного конденсата в количестве не менее 140 м3/час. Подогреватель снабжен комплектом местных контрольно-измерительных приборов. Все ПНД могут пропускать весь конденсат, откачиваемый конденсатными насосами, с полным давлением, создаваемым ими с учетом ввода в линию между подогревателями конденсата греющего пара сетевых подогревателей №1 и 2. Уровень конденсата в ПНД поддерживается электронными регуляторами уровня с регулирующими клапанами. Каждый ПНД снабжен дистанционным указателем-сигнализатором и местным указателем уровня в корпусе подогревателя. Подогреватели высокого давления предназначены для последовательного подогрева питательной воды после деаэраторов 6 ата в количестве 105% от расхода пара турбиной на данном режиме. Все ПДВ по водной стороне рассчитаны на работу при полном давлении питательных насосов. Каждый ПВД снабжен: а) регулятором уровня и регулирующим клапаном к нему для поддержания необходимого уровня конденсата в корпусе подогревателя; б) дистанционным указателем-сигнализатором и местным указателем уровня в корпусе подогревателя; в) комплектом местных контрольно-измерительных приборов. ПВД снабжены системой групповой автоматической защиты, состоящей из автоматических впускного и обратного клапанов, соленоидного автоматического клапана и трубопровода пуска и отключения подогревателей. В случае переполнения одного из подогревателей отключается весь блок подогревателей и питательная вода направляется в котел по обводному трубопроводу. Слив конденсата греющего пара из ПВД каскадный. Конденсат из ПДВ №5 сливается в деаэратор. При недостаточном давлении в ПВД №5 (при снижении нагрузки на турбину) слив конденсата из него автоматически переключается в ПНД №4, в этом случае конденсат из ПВД №6 направляется в Д-7 атм. При дальнейшем снижении нагрузки конденсат ПВД №6 и ПВД №7 также направляется в ПНД №4. Схема трубопроводов позволяет производить в случае необходимости отключение по пару, конденсату, дренажу, питательной воде и паровоздушной смеси всех ПВД (групповое отключение), эжекторов и каждого ПНД, а также сальникового подогревателя. Эжектор отсоса из уплотнений отключается по рабочему пару, основному конденсату и паровоздушной смеси. Дренаж из холодильника эжекторов отсоса пара из уплотнений сливается через двухметровые гидрозатворы в атмосферный расширитель дренажей. Конденсационная установка турбины Т-100/120-130 Конденсационная установка турбины состоит из следующего оборудования: а) конденсаторной группы типа КГ2-6200-2 с поверхностью охлаждения 6200 м2, предназначенной для конденсации поступающего из турбины пара и создания разряжения в ее выхлопных патрубках, а также для использования тепла вентиляционного пара на режимах работы турбины по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенных пучках. Конденсаторная группа включает в себя два поверхностных двухступенчатых, двухходовых конденсатора с поверхностью 3100 м2 каждый, соединенные между собой по паровой стороне двумя уравнительными линиями; б) латунные трубки диаметром 24/22 мм марки ЛО-70-1 развальцованы в трубных досках. Корпуса конденсаторов приварены к выхлопным патрубкам турбины и установлены на пружинных опорах. Охлаждающая поверхность конденсаторов по паровой и водяной сторонам разделена на три обособленных пучка, из которых два крайних (основных) составляют 85% поверхности, а один средний (встроенный) 15% всей поверхности; в) гидравлические сопротивления конденсатора при чистых трубках и расходе охлаждающей воды 16000 м3/час составляют 4 м.в.ст. (0,4 кг/см2). Наиболее допустимое давление внутри водяного пространства составляет 2,5 кг/см2. Наиболее допустимое давление внутри водяного пространства встроенного пучка составляет 6 кг/см2. Подача охлаждающей воды в конденсаторы может быть осуществлена по следующим схемам: а) основные пучки охлаждаются циркуляционной водой, которая проходит через них в два хода; встроенные пучки охлаждаются горводой (подпиточной теплосети) б) основные пучки охлаждаются циркуляционной водой, а встроенные пучки отключены. Такая работа допускается при условии, что температура охлаждающей воды на входе в конденсатор не превышает 33°С, а при выходе не более 43°С; в) основные пучки отключены, а встроенные пучки охлаждаются подпиточной водой, которая проходит через них в четыре хода. В этом случае турбина должна работать в режиме с противодавлением, т.е. с полностью закрытыми диафрагмами ЦНД, при этом расход подпиточной воды должен быть не более 1200 м3/час. г) основные пучки охлаждаются циркуляционной водой, встроенные пучки - подпиточной водой. Работа в этом случае разрешается при условии, что разность температур на входе в конденсаторы не более 20°С. Воздухоудаляющее устройство Воздухоудаляющее устройство предназначено для обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и остальных теплообменниках, находящихся под разряжением, а также для быстрого набора вакуума при пуске турбоустановки и включает в себя: а) два основных трехступенчатых эжектора типа ЭП-3-2 б) одного пускового эжектора типа ЭП-1-1 100-1, предназначенного для быстрого подъема вакуума при пуске до 500 - 600 мм.рт.ст. (по регистратору – 0,65 – 0,8 кг/кв.см); ПРИМЕЧАНИЕ: Пусковой эжектор рассчитан на работу сухим насыщенным или несколько перегретым, но не более, чем на 50°С паром с давлением Р = 4,5 кг/кв.см перед соплом. Расход пара = 1100кг/час. Нормально работает один основной эжектор, а второй находится в резерве. Циркуляционная установка Циркуляционные насосы установлены на береговой насосной станции Циркуляционная установка включает в себя: а) циркуляционные насосы типа: 32-Д-19 и 24НДН, производительностью 5700/5000 с напором 29/26 м.в.ст.; б) водяные самоочищающиеся фильтры с поворотными сетками для промывки на ходу – предназначены для очистки охлаждающей воды, поступающей на ТЭЦ; в) для дополнительной очистки циркуляционной воды, поступающей на газоохладители генератора и маслоохладители ТГ установлены фильтры перед насосами ГОН Установка для подогрева сетевой воды Характерной особенностью турбины Т-100/120-130 является то, что бойлерная установка составляет единое целое с турбиной. Бойлерная установка состоит: а) из двух горизонтальных бойлеров типа ПСГ-2300; б) трех конденсатных насосов типа КСВ-320-160; в) пяти сетевых насосов 1-й ступени типа 20 НДС; г) четырех сетевых насосов 2-й ступени типа СЭ 2500-180 на две турбоустановки Сетевые подогреватели (бойлеры) предназначены для подогрева сетевой (подпиточной) воды: а) СП-1 обогревается паром из нижнего отопительного отбора и по пару не отключается. Для защиты от аварийного повышения давления в отборе установлены два предохранительных клапана; б) СП-2 обогревается паром из верхнего отопительного отбора и может отключаться по всем потокам 4. Топливоснабжение ГАЗ Газоснабжение производится природным газом от магистрального газопровода по подземному газопроводу Ду-700 мм с давлением 12 кг/см2. На территории станции газопровод надземного исполнения, в месте выхода его из земли установлен изолирующий фланец. Состав природного газа: Метан СН4 - 98% Тяжелые углеводороды – следы Углекислый газ СО2 - менее 1% Кислород О2 - менее 0,5% Азот N2- 1-1,2% Теплотворная способность Qн - 8300 ккал/кг Удельный вес - 0,79 кг/см3 Пределы воспламеняемости в воздухе – 5% нижний, 15% верхний (приложение № 2 РД 34.03.201-97); интервал взрывной концентрации по объёму в % отношении к воздуху составляет от 4 до 15 % Допустимая концентрация в воздухе не более 1% Температура воспламенения - 645° С В целях безопасности (обнаружения утечек) газ одорирован метилмеркаптаном. По надземному газопроводу Ду-700 мм газ подводится к ГРП с давлением не более 12 кг/см2. Перед входным коллектором фильтров установлена общая отключающая задвижка 1Г (с электроприводом). Назначение задвижки общее прекращение подачи газа на ГРП. Управление и контроль ГРП осуществляется со щита управления ГРП (МЩУ) и со щита ДЩУ на отметке 8 м котельного отделения 1 очереди ТЭЦ. Очистка газа, поступающего на ГРП, осуществляется четырьмя газовыми фильтрами типа ФГ-100-300-12, имеющими следующие технические характеристики: Максимальный расход - 100000 н. м3/час Условный диаметр - 300 мм Рабочее давление - 12 кг/см2 Допустимый перепад на кассете - 1000 мм вод. ст. На входе и выходе фильтров установлены задвижки Ду-300. Управление задвижками осуществляется вручную. Количество одновременно включенных газовых фильтров определяется необходимым расходом газа на ТЭЦ. Имеется байпасирование группы фильтров газопроводом Ду-300 мм. На байпасном газопроводе также установлена отключающая арматура. После газовых фильтров газопроводы объединяются в распределительный (входной) коллектор к регуляторам ГРП, разделенный секционной задвижкой Ду-300. ХАРАКТЕРИСТИКА ГРП Производительность ГРП - 320000 н м3/час Производительность нитки Ду-500 - 160000 н м3/час Производительность нитки Ду-300 - 80000 н м3/час Давление газа на входе в ГРП - 12,0 кг/см2 Давление газа на выходе из ГРП - 0,8 кг/см2 Структурно нитки регуляторов объединены в два зала. В зале N 1 расположены: Нитка Ду-500 мм Нитка Ду-300 мм (резервная); В зале N 2 расположены: Нитка Ду-500 мм Резервная нитка Ду-300 мм На каждой нитке регуляторов последовательно расположены отключающая задвижка (5Г/1 - 5Г/4) на входе (с электроприводом), два последовательных регулирующих клапана типа «поворотная заслонка», отключающая задвижка (8Г/1-8Г/4) на выходе (с электроприводом). Каждая нитка может работать в автономном режиме. На выходном коллекторе установлены 3 предохранительных клапана типа СППК - 4Р, выбранных в соответствии со СНиП-37-76 п.5.20. Пропускная способность соответствует расчету. Перед каждым клапаном установлена отключающая задвижка с ручным приводом. Для обеспечения продувки газопроводов ГРП при пуске газа и при выводе оборудования в ремонт предусмотрена система продувочных газопроводов (свечей) и подвода сжатого воздуха. Продувочные свечи предусмотрены: - из газопровода 12 кг/см2 перед задвижкой 1Г; - на входном коллекторе газовых фильтров; - из корпусов газовых фильтров; - на входном коллекторе к регуляторам ГРП; - из ниток регуляторов за вторыми по ходу газа регуляторами; - на торцах коллектора Ду-1600 мм. МАЗУТ Питание котла мазутом может осуществляться от мазутопровода № 1 или 2 через задвижки № 658 или 659 соответственно (одновременно должна быть открыта только одна задвижка) причём, как правило, питание нечётных котлов осуществляется от мазутопровода №1, а чётных от мазутопровода №2 (котел 1 – от 1-го мазутопровода, котел 2 – от 2-го мазутопровода). Далее на подводе мазута к котлу последовательно установлены: электрифицированная задвижка № 660, отсечной клапан (эта арматура задействована в схеме защит котла). После запорной арматуры установлено расходомерное устройство и регулирующий клапан подачи мазута на котёл. После регулирующего клапана идёт разводка на каждую форсунку через электрифицированный и ручной вентиля, управление эл. вентилями осуществляется со щита управления или по месту. Далее мазут поступает в мазутопровод рециркуляции котла и пройдя расходомерное устройство, обратный клапан и запорную электрифицированную задвижку № 668 подаётся в общий мазутопровод рециркуляции котельной и далее на мазутное хозяйство. Электрифицированные вентили подачи мазута на форсунки и задвижка рециркуляции № 668 задействованы в схеме защит котла. Если мазутопровод котла находится в резерве, то на нём должна быть открыта следующая арматура: входная задвижка от напорного мазутопровода № 1 или №2; задвижка на подводе мазута к котлу № 660; отсечной клапан; регулирующий клапан на подводе мазута; задвижка рециркуляции мазута с котла № 668. На котле установлены паромеханические форсунки и для улучшения распыла мазута к форсункам подводится пар от паропроводов 14,0 ата. №1, №2, которые идут до мазутного хозяйства ТЭЦ. Для пропаривания мазутных стволов имеется специальная паровая линия, которая врезана в мазутопровод непосредственно перед форсункой ( за последним вентилем подвода мазута к форсунке), а для предупреждения попадания мазута в паропровод на линии пропарки последовательно установлены отключающий эл. вентиль и обратный клапан. Для пропарки мазутопровода котла (перед выводом его в резерв или ремонт) в него врезаны паровые линии и дренажные вентили слива мазута на бак мазутных дренажей (БМД). Бак мазутных дренажей расположен у ряда «Б» котельной на 0 у котла №1. При пропарке мазутопроводов необходимо постоянно контролировать уровень мазута в БМД и по мере его заполнения мазут в БМД следует разогреть паром и откачать. Для откачки мазута из БМД установлен насос НБМД (насос бака мазутных дренажей), который подаёт мазут в мазутопровод рециркуляции котельной. Для контроля за давлением и расходом мазута мазутопроводы котлов оборудованы следующими контрольно – измерительными приборами (КИП): давление мазута в напорных мазутопроводах (на входе в котельную) (показывающий манометр, МЭД*); температура мазута в напорных мазутопроводах на входе в котельную (термопары*); давление мазута перед регулирующим клапаном подвода мазута на котёл (ЭКМ, МЭД); давление мазута за регулирующим клапаном подвода мазута на котёл (ЭКМ, МЭД); давление мазута на форсунку (показывающий манометр); расход мазута на котёл (ДМЭР); расход мазута с котла на рециркуляцию (ДМЭР). 5. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ТУРБОАГРЕГАТА ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ Машинист турбины при обслуживании турбоагрегата обязан строго выполнять требования правил техники безопасности: 1. Знать и строго выполнять правила ТБ при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций 2. Следить за достаточным освещением рабочего места с тем, чтобы имелась полная возможность беспрепятственно обслуживать оборудование. При неисправности освещения на рабочих местах необходимо подавать заявку в электроцех через начальника смены, с записью в оперативном журнале о поданной заявке. 3. Следить за исправностью аварийного освещения рабочего места. 4. Иметь на дежурстве аккумуляторный фонарь, готовый к работе. 5. При пользовании переносными лампами следить, чтобы они были напряжением не выше 12 вольт. 6. Следить, чтобы проходы и рабочие площадки не загромождались посторонними предметами и чтобы лестницы и площадки имели прочные ступеньки и ограждения. 7. Не допускать на полу луж от разлитых подтеков воды и масла, при невозможности устранения – оградить место 8. Следить, чтобы на всех трубопроводах, оборудовании и арматуры имелись соответствующие надписи и номера. 9. Не стоять без надобности в плоскости разъема фланцев паропроводов, трубопроводов и сосудов с горячей водой и паром. 10. Не производить своими силами какой-либо ремонт оборудования, особенно находящегося под давлением без разрешения начальника смены. 11. Ни в коем случае не допускать ремонтных рабочих и не разрешать производить ремонт на резервных и работающих агрегатах без разрешения начальника смены. 12. Не подходить к агрегату с открытым огнем. 13. Не пускать и не останавливать то оборудование, которое не входит в рабочее место. 14. Быть опрятно одетым и не подходить к агрегату в расстегнутой одежде. 15. Не открывать и не закрывать вентилей и задвижек, назначение которых машинисту не известно, а необходимо уточнить их назначение у старшего машиниста. 16. Во время оперативных переключений категорически запрещается обжимать чугунную арматуру с помощью "крючков" во избежание аварий и несчастных случаев. 17. При открывании вентилей и задвижек соблюдать осторожность, открывать медленно, прислушиваясь к трубопроводу. 18. Не прикасаться к вращающимся частям, особенно во время обтирки и ни в коем случае не наматывать на руку и не пользоваться тряпкой с растрепанными концами. 19. Включение паропроводов производить медленно после предварительного прогрева и дренирования. 20. Запрещается находиться под поднятым грузом при перемещении или подъеме груза краном. 21. Следить, чтобы при пользовании переносными лестницами последние удостоверяли правилам техники безопасности. 22. Следить, чтобы не было подтеков масла на изоляцию паропроводов. 23. Следить, чтобы ни при каких условиях число оборотов турбины не превышало число оборотов на 10 - 12% от номинальных и при превышении этих оборотов немедленно нажать кнопку аварийного останова. 24. Не прикасаться к токоведущим частям генератора, к кабелям и осветительным проводам. Чистка щеток генератора и возбудителя должна производиться только персоналом электроцеха. 25. В случае возникновения пожара на оборудовании, находящемся под током, необходимо его предварительно обесточить, а затем применять для гашения пожара огнетушитель углекислотный и в случае загорания масла применять для гашения песок, пеногенератор и воду. 26. При обслуживании генератора с водородным охлаждением строго выполнять требования специальных правил, связанных с применением взрывоопасных газов. 27. Для предотвращения образования гремучей смеси в генераторе с водородным охлаждением, поддерживать в нем избыточное давление 2,3 – 2,7 атм и концентрацию водорода не менее 98%. 28. Для предотвращения накопления водорода в масляном баке должен непрерывно работать вентилятор, отсасывающий газы из бака. 29. При всякой аварии стараться разобраться в причинах аварии и установить связь с начальником смены и старшим машинистом. 30. Проверить знание и выполнение по технике безопасности у подчиненного персонала. 31. Категорически воспрещается при включенном дистанционном приводе задвижки применять ручное приспособление, т.е. накладку, ключ в целях открытия или закрытия последней в случаях заедания или неисправностей ее во избежание несчастных случаев. 32. Машинист турбины должен принимать немедленно самостоятельное решение, когда при аварийном состоянии агрегата, дальнейшая его работа может привести к несчастному случаю с обслуживающим персоналом. 33. Машинист турбины должен твердо знать способы первой помощи при поражениях током, уметь производить искусственное дыхание. 34. При оказании помощи и освобождении при поражении током ни в коем случае не касаться пострадавшего руками. В этом случае необходимо либо обесточить провода или оттащить пострадавшего, пользуясь при этом резиновыми перчатками. 35. При всяком несчастном случае немедленно известить начальника смены, медпункт станции и администрацию ТЭЦ и цеха. 36. При обнаружении свищей в паропроводах, трактах теплосилового оборудования, а также пропариваний сквозь изоляцию паропроводов всех назначений и диаметров руководитель смены обязан немедленно определить опасную зону и принять меры к ее ограждению для предотвращения проникновения людей в эту зону. 37. В опасной зоне должны быть прекращены все работы, принять меры к удалению из этой зоны персонала и немедленно об этом доложить вышестоящему оперативному персоналу. 38. Машинист турбины обязан следить за чистотой фланцев, сальников и др., масляной системы и своевременно очищать поверхность ТА и маслонаполненного оборудования от гряземасляных отложений. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ОБЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ 1. Следить за плотностью масляной системы турбины. 2. Не допускать подтеков масла и попадания его на горячие поверхности турбоустановки (паропроводы, клапанные коробки и т.д.) во избежание пожара. 3. Следить за отсутствием на горячих поверхностях досок и промасленного обтирочного материала. 4. Следить за средствами пожаротушения и их укомплектованностью на рабочем месте машиниста турбины. Средства пожаротушения всегда содержать в работоспособном состоянии. 5. В случае возникновения пожара на рабочем месте или в цехе машинист турбины обязан действовать согласно аварийному разделу данной инструкции и немедленно сообщить начальнику смены или старшему машинисту, которые при необходимости вызывают пожарную команду. Немедленно приступить к тушению пожара. 6. Машинист должен следить, чтобы на расстоянии не менее 10 метров от турбины и генератора не применялся открытый огонь, как то электросварка, курение и т.д. 7. Все электро- и газосварочные работы в цехе производить после специального оформления в пожарной команде и разрешения, выданного администрацией цеха. 8. Перед работой с открытым огнем в зонах менее 10 метров от генератора и маслобака турбины обязательно производить проверку наличия водорода в воздухе персоналом химического цеха. 9. Соблюдать меры предосторожности при чистке сеток маслобаков и перед чисткой сеток обязательно проверять через персонал химцеха загазованность вокруг маслобака. 10. Следить за исправной работой вентилятора маслобака, который в работе должен быть постоянно. ТУШЕНИЕ ПОЖАРА МАСЛЯНОЙ СИСТЕМЫ При возникновении пожара на масляной системе, вызванного разрывом маслопровода и попаданием масла на горячие поверхности машинист турбины обязан: а) Вызвать пожарную команду по тел. 5-01. б) немедленно нажать на кнопку автомата безопасности, дать на пульт сигнал "Внимание" и "Машина в опасности" и аварийно вести турбину на остановку со срывом вакуума; при сильном пожаре турбину останавливать без пуска пускового электромасляного насоса, а также без пуска электромасляного насоса смазки, т.е. в этом случае должны быть приняты меры, исключающие автоматическое включение ЭМН (см. требования противоаварийного циркуляра Т-3/61); в) включить воду на орошение маслобака; г) вызвать на место ст.машиниста и начальника смены, а до их прихода использовать с помощью свободных людей все средства пожаротушения, как-то: огнетушители, пожарные шланги, пенотушение и песок для ликвидации пожара; д) при угрозе воспламенения масляного бака необходимо немедленно перевести генератор на углекислоту и спустить через маслопровод аварийного слива масла до уровня "0". Время слива масла из маслобака составляет 15 - 18 минут; е) масло на уплотнение генератора должно подаваться до полного перевода генератора не углекислоту; ж) после полного перевода генератора на углекислоту и полной остановки турбины произвести аварийный слив масла из маслобака турбин полностью; з) начальник смены обязан сообщить немедленно о пожаре ДИСу и администрации цеха; и) старший машинист пускает насос-повыситель (пожарный) в пожарную сеть; к) до прибытия администрации цеха, начальник смены принимает на себя руководство пожарными командами и ликвидации пожара. ТУШЕНИЕ ПОЖАРА В ГЕНЕРАТОРЕ 1. При признаках пожара внутри генератора, что характеризуется выделением дыма из не плотностей генератора, появлением запаха горелой изоляции, машинист должен немедленно сообщить об этом на щит управления и вызвать персонал электроцеха. 2. Немедленно, после отключения генератора, дежурный электротехник совместно с дежурным электромонтером должен принять меры по организации тушения пожара в генераторе, при этом: а) тушение пожара внутри генератора может быть произведено только заполнением генератора углекислотой из баллонов, которые установлены на площадке газового поста генератора; б) дежурный электротехник перед пуском углекислоты внутрь генератора должен обеспечить выход газа из генератора. 3. Режим работы генератора при пожаре должен быть; а) до полной ликвидации пожара в генераторе необходимо обороты держать примерно не менее 400 об/мин; б) полная остановка генератора не допустима во избежание прогиба вала вследствие одностороннего нагрева, а большие обороты вызывают раздувание огня; в) насос подачи масла на уплотнение генератора в этом случае должен работать до полного перевода генератора на углекислоту. 4. При пожаре возбудителя машинист обязан немедленно сообщить об этом на щит управления с тем, чтобы персонал электроцеха быстро снял с возбудителя напряжение и перевел генератор на резервное возбуждение. Остановка турбоагрегата в этом случае обязательна. 5. После получения сообщения о пожаре возбудителя дежурный электротехник должен немедленно прибыть на место, организовать тушение пожара и вести контроль за правильностью тушения всеми средствами пожаротушения. 6. При всяком пожаре генератора или возбудителя должны приниматься меры, предотвращающие загорание масла масляной системы генератора. 7. При возникновении пожара должна быть вызвана пожарная команда. 8. Тушение пожара пожарной командой должно производиться под руководством и контролем дежурного электротехника. 9. Вокруг установки водородного охлаждения у генератора установлена запретная зона, в которой запрещается курение, работа с огнем. 10. К запретной зоне относится генератор, газовый пост, масляный бак, щит контроля и сигнализации, выводы генератора, а также все пространство от указанных мест в радиусе 10 м. 11. Газо- и электросварочные работы в запретной зоне производятся только с разрешения начальника смены с соблюдением особых правил пожаробезопасности и обязательно по оформленному пожарному разрешению. ДЕЙСТВИЯ МАШИНИСТА ПРИ АВАРИИ, ТРЕБУЮЩЕЙ ОСТАНОВКИ ТУРБИНЫ Турбина должна быть немедленно отключена действием защит или вручную машинистом турбины в следующих случаях: 1. при повышении числа оборотов турбины сверх 3360 об/мин и при отказе автомата безопасности; 2. при недопустимом осевом сдвиге ротора более 1,2 мм по указателю осевого сдвига и недопустимых относительных расширениях роторов: РВД более 2,5 мм - 1,2 мм РСД более 3,0 мм - 2,5 мм РНД более 4,0 мм - 4,0 мм ■ Примечание: В случае отклонения тепловых расширений турбины от режимных карт уменьшать (не производить) нагружение (разгружение) или повышение числа оборотов вызвавшее данное отличие от предыдущего теплового состояния турбины 3. при слышимых металлических звуках и необычных шумах внутри турбины или генератора; 4. при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины, генератора, возбудителя и подвозбудителя; 5. если при установившемся режиме происходит внезапное изменение вибрации оборотной чистоты двух опор одного ротора , или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня (ПТЭ п4.4.26). 6. при появлении признаков гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, турбине или отборах; 7. при воспламенении масла на турбине и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами; 8. при понижении перепада давления «масло-водород» ниже предельной величины. Предельно минимальная величина перепада давления «масло-водород» – 0,3 кг/см2. 9. При недопустимом снижении давления масла в системе смазки турбогенератора. Предельно минимальное давление масла в системе смазки – 0,15 кг/см2. 10. При внезапном недопустимом понижении уровня масла в маслобаке ниже 0 деления на шкале маслоуказателя. 11. При недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника. Предельная максимальная допустимая температура масла на сливе из подшипников 65°С. 12. При недопустимом повышении температуры любой из колодок упорного подшипника или температуры опорных вкладышей свыше 80°С. 13. При падении давления масла за импеллером. 14. При повышении давления свежего пара свыше 140 кг/см2 и если при этом не удалось задросселировать давление ГПЗ. 15. При недопустимом высоком давлении пара в паровом пространстве сетевого подогревателя N 1, т.е. при давлении свыше 2 кг/см2. 16. При разрыве атмосферных мембран, т.е. при переходе турбины на работу с выхлопом в атмосферу. 17. При ухудшении вакуума в конденсаторе до аварийного (по регистратору -0,45 или же ниже 330 мм.рт.ст.). 18. При резких отклонениях температуры свежего пара от установленных верхних и нижних величин, т.е.: а) при резком повышении температуры пара перед турбиной сверх 578°С; б) при резком понижении пара перед турбиной ниже 500°С. 19. При возникновении пожара в генераторе. 20. В случаях, когда работа турбины грозит безопасности персонала. 21. При появлении сильной вибрации маслопроводов. 22. При разрыве или обнаружении свищей и трещин паропроводов свежего пара, отборов, трубопроводов основного конденсата, питательной воды и маслопроводов. 23. Недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы водородного охлаждения генератора. 24. При недопустимом снижении расхода охлаждающей воды через газоохладители генератора. 25. Отключения генератора из-за внутреннего повреждения. 26. При исчезновении напряжения на устройствах ДУ и всех КИП. 26. ■ При появлении недопустимой вибрации (более 11,2 мм/с) В соответствии с приказом РАО “ЕЭС России” от 23.08.99 г. № 307: Пуск турбины, остановленной из-за повышения (изменения) вибрации разрешается только после детального анализа причин останова и при наличии письменного разрешения главного инженера, записанного в оперативном журнале им собственноручно. 27. Во всех вышеперечисленных случаях машинист турбины (если не действует защита) обязан немедленно прекратить доступ пара в турбину с дистанционного щита управления или же нажатием на кнопку выключения турбины, расположенной на фасаде переднего подшипника и, удостоверившись в посадке стопорного, регулирующих клапанов и поворотных диафрагм дать на щит пульта управления электроцеха сигнал «Машина в опасности». 28. После отключения генератора машинист турбины обязан выполнить операции согласно указаниям инструкции в разделе «Останов турбины». 29.■ Останов турбины со срывом вакуума производится в случаях: а) при недопустимом осевом сдвиге ротора и относительных укорочений или удлинений роторов; б) при недопустимом снижении давления масла в системе смазки. в) при повышении оборотов свыше 3360 г) при внезапной вибрации или явно слышимых металлических звуках д) при появлении одного из следующих признаков гидравлических ударов: резкое снижение температуры свежего пара; выбрасывание воды или влажного белого пара из уплотнений, фланцев, коробов стопорного клапана и регулирующих клапанов, фланцев турбины; явные слышимые гидравлические удары в паропроводах острого пара и в паропроводах отборов. е) при появлении искр из концевых уплотнений ж) при появлении дыма из подшипников з) при загорании масла и невозможности ликвидировать пожар имеющимися средствами и) при внезапном понижении уровня масла в маслобаке ниже предельно допустимого. к) при резком повышении температуры колодок упорного подшипника или опорных вкладышей свыше 80*С Машинист турбины обязан, кроме отключения турбины по пару после отключения генератора, сорвать вакуум в конденсаторе турбины путем открытия вентиля срыва вакуума и отключением рабочего эжектора. ПРИМЕЧАНИЕ: 1). Срыв вакуума на турбине обеспечивает останов ротора турбины за 10 – 12 минут. После прекращения доступа пара в турбины ст. NN 6 и 7 и открытии задвижек срыва вакуума ротора турбины имеют выбег не более 20 минут. Испытание произведено 04.09.81г. в останов второй очереди. Выбег роторов турбин Т-100/120-130 ст. NN 6 и 7 без срыва вакуума = 35 минут. Для аварийного останова турбин со срывом вакуума емкость демпферного бака достаточна (На основе опыта останова ТГ-6, когда не включились масляные насосы = тока). 2). При останове турбины со срывом вакуума нельзя прекращать подачу пара на лабиринтовые уплотнения до полного стравливания вакуума. 3). При останове из-за пожара на турбине необходимо остановить ЭМН смазки; 4). При останове турбины в случае пожара в генераторе и при снижении оборотов до 300-500 об/мин открыть стопорный клапан, дать пар в турбину и поддерживать работу турбины на этих оборотах до ликвидации пожара; 5). Насос подачи масла на уплотнение генератора работает до вытеснения водорода из корпуса генератора и перевода генератора на углекислоту. 30. ■ Действия при воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы Турбину следует остановить автоматом безопасности со срывом вакуума, при этом должна быть обеспечена подача масла на смазку при минимальном давлении 0,3-0,4 кгс/см2 до останова ротора. Подача масла на подшипники турбины до останова ротора может быть прекращена в случаях, угрожающих целостности оборудования из-за больших утечек масла и распространения пожара. После отключения турбины, закрытия СК и РК и начала закрытия ГПЗ дать сигнал на пульт о немедленном отключении генератора без выдержки времени. После отключения генератора персоналу турбинного отделения до прибытия персонала ЭЦ выполнять операции по вытеснению водорода углекислотой (после прибытия электриков эти операции продолжает выполнять прибывший персонал): - потребовать у НС ЭЦ открыть задвижку подачи углекислоты в линию (управление задвижкой – на ГЩУ) проверить по манометру наличие давления углекислого газа более 1 кгс/см2 открыть полностью вентили № в6, в7 выпуска водорода в атмосферу открыть у11, у12 подачи углекислого газа в генератор, следя по манометрам на газовом посту, чтобы давление в корпусе генератора не повышалось начальнику смены КТЦ потребовать от начальника смены ХЦ доставить к генератору лабораторный газоанализатор для контроля за вытеснением водорода, отбирать и анализировать пробы газа из генератора каждые 5 минут. Даже в случаях нарушения плотности маслосистемы уплотнения вала генератора МНУ должны работать до останова ротора (выбег со срывом вакуума – 18 мин) и не менее 15 минут после начала вытеснения водорода, затем в острой ситуации МНУ можно остановить, не дожидаясь окончательного вытеснения водорода продувку генератора углекислым газом производить пока анализы газа из верхнего и нижнего коллекторов генератора не покажут содержание углекислого газа не менее 95% При угрозе маслобаку подать воду в устройство водяной завесы. Аварийный слив масла из маслобака производить в исключительных случаях для локализации пожар. Если МНУ не отключены следует сохранять маслоснабжение уплотнений от МНУ и демпферного бака до вытеснения водорода. Аварийный слив открыть на 18 мин раньше ожидаемого вытеснения водорода (время маслоснабжения уплотнений от демпферного бака не менее времени выбега ротора со срывом вакуума, равного 18 мин) При пожаре из-за разрушения нескольких подшипников (разрушение валопровода, например, из-за неконтролируемого повышения вибрации, при разгоне ротора или лавинообразном разрушении лопаток) или из-за разрыва маслопровода, турбина должна быть остановлена автоматом безопасности, генератор отключен без выдержки времени с одновременным остановом маслонасосов смазки, выпуском водорода, отключением МНУ и срывом вакуума, сливом масла из маслобака. На газовом посту должна быть вывешена памятка по действиям при вытеснении водорода из генератора 31. При останове турбины по причинам сильной вибрации, металлического шума, резкого осевого сдвига, гидравлических ударов – необходимо прослушивать турбину до полной ее остановки, следить за температурой упорного и др. подшипников. 32. После остановки турбины из-за гидравлического удара, открыть продувки паропроводов, отборов, сопловых коробок и цилиндров. Если осевой сдвиг ротора не изменился, опорно-упорный подшипник имеет нормальную температуру, не прослушиваются посторонние шумы в проточной части и выбег по времени протекает нормально, то турбину можно вновь пустить, тщательно проверить ее при пуске, и если турбина пойдет нормально, взять на нее нагрузку. АВАРИИ, ПРИ КОТОРЫХ ТУРБИНА ДОЛЖНА БЫТЬ ОСТАНОВЛЕНА С РАЗРЕШЕНИЯ ГЛАВНОГО ИНЖЕНЕРА СТАНЦИИ а) при заедании стопорного клапана; б) при заедании регулирующих клапанов или обрыва их штоков, заедании поворотных диафрагм и обратных клапанов на отборах турбин; в) при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования, схем и коммуникаций установки, если устранение причин невозможно без останова турбины; г) неисправностей в системе регулирования; д) выявление неисправностей технологических защит, действующих на останов турбины; е) обнаружения свищей на не отключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта. ж) увеличении вибрации опор выше 7,1 мм/с з) обнаружении течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара и отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм ПТЭ: среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам: Содержание соединений натрия, мкг/дм3, не более 5 Содержание кремниевой кислоты не более 25 мкг/дм3. Значение рН не менее 7,5. Удельная электрическая проводимость должна быть: не более 0,3 мкСм/см и) обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора: в картерах подшипников больше 2%, в токопроводах 2% и выше, в маслобаке – отсутствие ПРИМЕЧАНИЕ: При заедании стопорного клапана и регулирующих клапанов, а также невозможности устранения на ходу изменением нагрузки, то отключить генератор от сети при наличии нагрузки ЗАПРЕЩАЕТСЯ. В этом случае турбина должна быть разгружена закрытием главной паровой задвижки перед турбиной. Генератор в этом случае можно отключить только при полном снятии нагрузки после прекращения подачи пара на турбину во избежание ее разгона. До отключения генератора в этом случае закрыть все обратные клапаны как на основных, так и на дополнительных отборах. ДЕЙСТВИЯ МАШИНИСТА ПРИ СБРОСЕ НАГРУЗКИ 1. СБРОС НАГРУЗКИ С ОТКЛЮЧЕНИЕМ ГЕНЕРАТОРА ОТ СЕТИ Регулирование удержало турбину на оборотах, не вызывающих срабатывания автомата безопасности. Основные признаки: нулевое показание меговаттметра, несколько повышенные обороты турбогенератора (3250 об/мин.), прикрыты регулирующие клапаны; ПРИЧИНА: неисправность в электрической части; Способ ликвидации: 1) немедленно синхронизатором понизить обороты до номинальных, т.е. до 3000 об/мин; 2) проверить осевое положение и температуру колодок упорного подшипника; 3) убедиться в отсутствии повышенной вибрации и посторонних звуков в турбогенераторе; 4) проверить параметры свежего пара; 5) при отсутствии каких-либо отклонений в работе турбогенератора дать на пульт сигналы "Внимание", "Готово". 2. СБРОС НАГРУЗКИ С ОТКЛЮЧЕНИЕМ ТУРБОГЕНЕРАТОРА ОТ СЕТИ Регулирование не удержало турбину на оборотах, вследствие чего сработал автомат безопасности. Основные признаки: нулевое показание меговаттметра, повышенные обороты, идущие на снижение, полное закрытие стопорного и регулирующих клапанов, поворотных диафрагм и обратных клапанов на отборах; ПРИЧИНЫ: сброс нагрузки из-за неисправности в электрической части или же срабатывание автомата безопасности из-за неисправности системы регулирования; Способ ликвидации: 1) убедиться в полном закрытии стопорного и регулирующих клапанов и поворотных диафрагм, в прекращении дальнейшего роста оборотов и в нормальном давлении масла на подшипники; 2) проверить осевое положение ротора, вибрацию, параметры свежего пара; 3) при отсутствии отклонений полностью вывести синхронизатор до установки его в нулевое положение; 4) если обороты упали до 2800 об/мин, необходимо включить пусковой ЭМН, если давление масла на подшипники упало ниже 0,3 кг/см2, то автоматически должен включится электронасос, если не включится, то ЭМН включить вручную ключом управления; 5) Остановить турбину согласно данной инструкции для устранения неисправностей. 3. СРАБАТЫВАНИЕ АВТОМАТА БЕЗОПАСНОСТИ ИЛИ ЕГО ЗОЛОТНИКОВ СО СБРОСОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ, НО БЕЗ ОТКЛЮЧЕНИЯ ГЕНЕРАТОРА ОТ СЕТИ 1. Турбогенератор работает в беспаровом (моторном) режиме. Основные признаки: 1) стрелка ваттметра упирается в левый нулевой угол шкалы; 2) полная посадка стопорного и регулирующего клапанов, закрытие поворотных диафрагм, обороты не изменились. ПРИЧИНЫ: 1) срабатывание золотников от соленоида при воздействии защиты; 2) самопроизвольное срабатывание автомата безопасности и его золотников вследствие неисправности; 3) отключение турбины в результате действия персонала теплового щита управления; Способ ликвидации: 1) если электрозащита сработала вследствие появления аварийного режима работы турбоустановки, то необходимо остановить турбину и устранить неисправность; 2) в случае ложного срабатывания защиты и золотников, которые можно быстро устранить, необходимо: *) проверить осевое положение ротора и температуру упорных колодок подшипника, вибрацию, отсутствие посторонних звуков в турбогенераторе, параметры свежего пара; **) установить синхронизатор в нулевое положение; ***) синхронизатором медленно открыть стопорный клапан; ****) при отсутствии каких-либо отклонений в работе турбогенератора дать на пульт сигналы готовности турбины к включению. 2. Длительная работа генератора в моторном (без доступа пара в турбину) не должна превышать более трех минут и в течении которых машинист обязан успеть выполнить операции по проверке вибрации, осевого сдвига, температуры подшипников, параметров пара, посторонних звуков, выводу в нулевое положение синхронизатора. 3. Если в течении трех минут не удастся выполнить перечисленные операции, то необходимо дать на пульт сигнал "Машина в опасности" и немедленно, после получения сигнала "Генератор отключен", выполнить операции, указанные в пункте 1в. 4. Во всех случаях сброса нагрузки, если турбина работала с отопительными отборами по электрическому графику, необходимо отключить сетевые подогреватели и включить регулятор давления. 5. Если турбина работала с отопительными отборами по тепловому графику, необходимо перевести турбину на режим работы по электрическому графику, отключить сетевые подогреватели и включить регулятор давления. ОБСЛУЖИВАНИЕ ТУРБОАГРЕГАТА ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ НАСОСОВ Если при толчке тока или по какой-нибудь другой причине отключается один или несколько циркуляционных насосов на БНС, что приводит к полному срыву сифонов в сливных цирк. водоводах конденсатора при работе турбины и быстрому понижению вакуума, машинист турбины обязан: а) потребовать пуск резервных цирк.насосов; б) при понижении вакуума синхронизатором постепенно разгрузить турбину так, чтобы при вакууме 330 мм.рт.ст (--0,45 кг/см2 по регистратору) турбина была полностью разгружена; в) при снижении вакуума ниже 330 мм.рт.ст. (-0,45 кг/см2 по регистратору) дать на пульт сигнал "Машина в опасности", после отключения генератора остановить турбину; г) при отсутствии цирк. воды открыть воду на маслоохладители из резервного источника (горвода), для чего закрыть задвижки перед фильтрами ГОН и открыть задвижки №910, 911 е) следить за температурой масла на сливе из подшипников турбины; ЗАКЛЮЧЕНИЕ Актуальность прохождения данной учебной практики заключается в закреплении и усовершенствовании навыков. Практика началась с вводного инструктажа, изучения требований к организации определенного рабочего места, ознакомления с санитарно-гигиеническими нормами и безопасностью работы. Далее осуществлялось знакомство с производством, изучение его тепловой схемы. Выполнение индивидуального задания по работе с нормативными актами. В заключение своего отчета хочу сказать, то при прохождении учебно-ознакомительной практики особых трудностей не возникало. По окончанию практики на основе собранной информации составлен отчет. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Инструкция по эксплуатации турбины Т-100/120-130 2. Инструкция по охране труда для машиниста турбины 3. Инструкция по эксплуатации газового хозяйства 4. Инструкция по эксплуатации мазутного хозяйства |