Турбина паровая К-1000-60-3000. Ао Концерн Росэнергоатом

• Название: Ао Концерн Росэнергоатом
• Дата: 30.06.2022
• Размер: 1.87 Mb.
• Имя файла: Турбина паровая К-1000-60-3000.docx
• Тип: Документы; #621667
• страница: 9 из 10

Эксплуатация турбины

1. Пуск и останов паровой турбины

Пуски и остановы паровой турбины являются наиболее ответственными этапами эксплуатации установки. Эти операции связаны со значительными изменениями механического и термического состояний элементов турбины и паропроводов. Поэтому от правильного ведения режима пуска и останова существенно зависят эксплуатационная надежность и долговечность турбоагрегата.

К наиболее сложным случаям неустановившегося тепломеханического состояния турбины относится пуск, поскольку возникающие в процессе его термические и механические напряжения в элементах турбоагрегата, как правило, суммируются.

Рассмотрим явления, вызываемые не стационарностью теплового состояния элементов турбины при пуске.

К ним относятся:

• 
  появление термических напряжений в стенках и фланцах корпуса турбины, стопорных и регулирующих клапанов;
  
• 
  появление дополнительных растягивающих напряжений в шпильках горизонтального разъема корпуса турбины;
  
• 
  возникновение прогиба цилиндров вследствие разности температур верхней и нижней частей корпуса;
  
• 
  изменение линейных размеров ротора и статора;
  
• 
  изменение осевых зазоров в проточной части турбины вследствие разности удлинения ротора и статора;
  
• 
  изменение радиальных зазоров в проточной части турбины;
  
• 
  изменение посадочных напряжений деталей ротора, имеющих температурный натяг.
  

Все перечисленные явления усложняют пуск турбины, увеличивают его продолжительность и могут послужить причиной аварий при нарушении режима прогрева.

Скорость прогрева турбины является нормируемой величиной, поскольку от нее зависят не только напряжения в узлах и стенках при прогреве, но и температурные расширения элементов турбоагрегата. Неконтролируемые температурные расширения могут вызвать задевания в проточной части, что является серьезной аварией. При пуске фиксируются два вида температурных расширений: абсолютное расширение статора и относительное ротора.

Абсолютным расширением статора называется температурное удлинение цилиндра от фикспункта. При отсутствии задеваний в направляющих шпонках абсолютное удлинение никаких ограничений по пуску не вызывает.

Относительным удлинением (укорочением) ротора называется разность между значениями абсолютных удлинений ротора и статора. Ротор, имея меньшую массу, чем статор, при прогреве приобретает более высокую температуру, что приводит к удлинению ротора (при охлаждении, наоборот, к укорочению), в результате изменяются осевые и радиальные зазоры в проточной части.

При прогреве в наиболее тяжелых условиях находятся фланцевые соединения корпусов цилиндра высокого давления. Из-за большой металлоемкости они прогреваются очень медленно, вследствие чего в этих элементах наблюдаются наибольшие разности температур и наибольшие напряжения.

Следствием термически неустановившегося состояния является также появление разности температур верха и низа корпусов турбины при останове ее. Эта разность температур может появиться также и при пуске по причине скопления конденсата в нижних точках корпуса турбины при неудовлетворительной работе дренажных устройств.

Наличие разности температур между верхом и низом приводит к выгибу корпуса вверх тем более значительному, чем больше длина корпуса между опорами и выше разность температур. Выгиб корпуса приводит к уменьшению нижних радиальных зазоров в уплотнениях, что может явиться причиной задевания ротора о статор при вращении ротора.

Таким образом, с целью предотвращения возникновения недопустимых напряжений и деформаций, пуск турбины должен производиться при непрерывном контроле термического состояния различных узлов и деталей турбины.

2. Подготовка турбоагрегата к пуску

Перед началом подготовки турбоагрегата к пуску необходимо убедиться в полном окончании всех ремонтных работ по закрытым нарядам и соответствующим записям в журналах актов.

Включение всех систем начинается с предварительного осмотра оборудования, цель, которого убедится в полном окончании ремонтных работ, наличия штатных приборов контроля, внешнем соответствии системы ее рабочему состоянию.

Подготовка к пуску турбины заключается в приведении в штатное рабочее состояние систем, обеспечивающих условия работы турбины в период пуска и работы ЯППУ на пусковых уровнях мощности.

Включение систем проводится в соответствии с требованиями действующих инструкций по эксплуатации соответствующего оборудования. Перед включением проводится необходимая проверка защит и блокировок.

Перед началом набора вакуума в конденсаторе турбины необходимо:

• 
  включить систему технической воды неответственных потребителей;
  
• 
  включить в работу систему подачи ХОВ в машзал;
  
• 
  подать пар в коллектор собственных нужд от постороннего источника;
  
• 
  включить систему циркводоснабжения машзала;
  
• 
  включить в работу деаэрационно-питательную установку;
  
• 
  включить конденсатные насосы 1 и 2 ступени на рециркуляцию, предварительно согласовать с НСХЦ;
  
• 
  включить систему смазки и гидроподъема роторов;
  
• 
  включить систему уплотнения вала генератора;
  
• 
  включить систему отсоса с корпусов подшипников, ГМБ и сливных маслопроводов;
  
• 
  включить систему подогрева масла в системе смазки и УВГ, довести температуру масла до нормы;
  
• 
  включить ВПУ, прослушать работу концевых уплотнений;
  
• 
  подготовить к включению в работу систему сепарации и промперегрева (СПП-1000);
  
• 
  подготовить к включению и включить в работу систему водяного охлаждения обмотки статора генератора;
  
• 
  подготовить к включению в работу систему газоохлаждения генератора;
  
• 
  подготовить к пуску и включить в работу систему регулирования ТА;
  
• 
  подготовить схему отборов и регенерации высокого и низкого давления;
  
• 
  подготовить систему дренажей турбоустановки;
  
• 
  подготовить систему уплотнений турбины;
  
• 
  включить в работу подъемные насосы эжекторов турбины;
  
• 
  включить в работу основные эжекторы SD21,22,23,24D01;
  
• 
  включить водоструйные эжекторы типа ЭВ-1-230 охладителя пара уплотнений турбины ПС-340;
  
• 
  после набора вакуума до 0,15 кг/см² подать пар на уплотнения турбины от РОУ-14/7;
  
• 
  после набора вакуума и разрешения на дополнительный отбор пара от ПГ прогреть паропровод пара на пароперегреватель СПП;
  
• 
  при необходимости произвести предпусковую проверку АСРЗ;
  
• 
  закончить предпусковую проверку защит и блокировок;
  
• 
  подготовить и включить один ТПН на питание парогенераторов;
  
• 
  произвести прогрев паропроводов за ГПЗ и СК ЦВД, исходя из их температурного состояния.
  

3. Общие указания по пуску и эксплуатации

Проверить, что все системы и оборудование, обеспечивающие пуск турбоустановки, подготовлены и включены. Убедиться, что значения контрольных показателей теплового и механического состояния турбоустановки не достигают предельных величин.

Определить температурное состояние паровпуска ЦВД для выбора графика пуска турбины, исходя из следующих предпосылок:

• 
  холодное состояние: t_ЦВД<100С;
  
• 
  неостывшее состояние: 100Сt_ЦВД>150С;
  
• 
  горячее состояние: t_ЦВД>150С.
  

Убедиться, что дренажи турбоустановки открыты.

Выбрать график пуска турбины, определить величину выдержки времени на промежуточной и номинальной частоте вращения, определить скорость нагружения турбины.

При температуре металла фланца ЦВД в зоне паровпуска, отличающейся от температуры приведенных графиков, пуск турбины должен производиться по ближайшему графику, соответствующему более холодному состоянию.

Получить от начальника смены РЦ подтверждение о готовности ЯППУ к реализации выбранного графика пуска.

Проверить включение (включить) всех защит, блокировок и технологической сигнализации от систем, введенных в работу на данном этапе, действующих в схеме защит турбоустановки.

Произвести запись контрольных показателей турбины в суточную ведомость. Прослушать турбину непосредственно перед пуском при вращении ее роторов с помощью ВПУ.

Пуск турбины К-1000-60/3000 запрещается в случаях:

• 
  отклонений показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений;
  
• 
  неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
  
• 
  дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
  
• 
  неисправности одного из маслонасосов смазки, регулирования, уплотнений вала генератора и устройств их автоматического включения (АВР);
  
• 
  отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла ниже нижнего предела (38°С).
  

При пуске турбины перед включением ВПУ должны быть включены в работу все контрольно-измерительные, показывающие и регистрирующие приборы турбоустановки.

При пусках, остановках и эксплуатации турбины следить за показаниями измерительных приборов, в частности:

• 
  осевого сдвига ротора ТГ;
  
• 
  относительных расширений всех РНД;
  
• 
  расширением ЦВД и РВД в осевом направлении;
  
• 
  температур металла и пара ЦВД, ЦНД, СК, РК, паропроводов в контрольных точках;
  
• 
  давлений свежего пара и пара перед СПП;
  
• 
  давления пара на входе в ЦВД;
  
• 
  температур масла после маслоохладителей турбины и на сливах из подшипников турбины;
  
• 
  давлений масла в системе смазки;
  
• 
  температур баббита опорных подшипников турбины и колодок упорного подшипника;
  
• 
  вакуума в конденсаторах;
  
• 
  уровня воды в конденсаторах;
  
• 
  вибрации подшипников турбогенератора;
  
• 
  вибрации роторов турбины;
  
• 
  перепадов давлений на ситах РК ЦВД.
  

Приборы, характеризующие тепловое состояние турбины и системы смазки, могут отключаться на остановленной турбине после остывания ЦВД в зоне паровпуска ниже 150С.

Подготовить и включить в работу согласно соответствующим инструкциям систему регулирования и защиты турбины, систему смазки и ВПУ, конденсационную и регенеративную установки.

Приступать к повышению параметров пара в парогенераторе и сбросу в конденсаторы турбины потоков пара и горячей воды разрешается при давлении в конденсаторе не выше 0,4 кг/см².

Толчок ротора турбины паром и работа турбины с частотой вращения не больше 800 об/мин разрешается при давлении в конденсаторе не выше 0,3 кг/см².

Перед началом повышения частоты вращения с 800 до 3000 об/мин. и при частоте вращения ротора турбины 3000 об/мин. на холостом ходе давление в конденсаторе не должно быть выше 0,08 кг/см².

Максимально допустимое давление в конденсаторе в зависимости от нагрузки турбины определяется по формуле:

Р_К=(8+0,004N)10^-2 кг/см²

При увеличении частоты вращения ротора следует быстро проходить критические частоты вращения, приведенные в таблице 6:

Таблица 6

Ротор с максимальной амплитудой колебаний	РГ	РНД-1	РНД-4	РНД-2	РНД-3	РГ	РВД
Величина критической частоты, об/мин	696	1904	2074	2121	2153	2242	2487

В процессе разворота турбины не задерживаться на частотах вращения близких к критическим, во избежание искривления ротора и повышения вибрации подшипников.

Если при повышении частоты вращения вибрация любого ротора турбины в зоне любого подшипника достигнет 200 мкм или более, то турбину следует немедленно остановить воздействием на кнопку отключения турбины или ЭМВ. При частоте вращения ротора турбины 200 об/мин. необходимо включать в работу насосы гидроподъема РТ и ВПУ или убедиться, что эти включения произошли автоматически.

Повторный пуск турбины разрешается только после выяснения и устранения причин, вызвавших повышение вибрации ротора турбины, в зоне какого либо подшипника до 200 мкм или более.

Критические частоты вращения должны быть проверены и уточнены на АЭС путем специальных измерений при первых пусках турбины.

Скорость прогрева металла корпусов ЦВД, СК ЦВД, РК ЦВД не должна превышать 4С/мин.

Скорость прогрева металла паропроводов свежего пара допускается до 15С/мин.

При прогреве паропроводов свежего пара и перепускных труб за РК ЦВД, а так же при эксплуатации турбины не допускать, что бы:

• 
  перекос давлений между любыми двумя нитками превышал 5 кг/см²;
  
• 
  разность температур металла фланцев РК ЦВД превышала 30С;
  
• 
  разность температур между верхними и нижними точками паропроводов за ГПЗ и за РК ЦВД превышала 30С;
  
• 
  разность температур металла симметрично расположенных паропроводов не превышала 30С;
  
• 
  отставание температур металла фланцев РК ЦВД от температур паропроводов перед РК ЦВД не превышало 80С.
  

Скорость охлаждения металла корпусов и паропроводов при снижении нагрузки или снижении параметров пара не должна превышать по абсолютной величине половины соответствующих скоростей прогрева металла для этих деталей.

Тепловые расширения опорных лап ЦВД в поперечном направлении должны быть симметричны, их следует замерять при пуске турбины.

Разность температур металла ЦВД перед толчком и во время эксплуатации должна находится в пределах:

• 
  между верхом и низом ЦВД в рассматриваемом сечении: от +30С до -30С;
  
• 
  между внутренней и наружной поверхностями фланцев ЦВД в рассматриваемом сечении от +50С до -30С;
  
• 
  между шпилькой и фланцем ЦВД от +20С до -20С;
  
• 
  между верхним и нижним, левым и правым фланцами ЦВД в рассматриваемом сечении от +10С до-10С.
  

При прогреве паропроводов пара после СПП не допускать, чтобы разность температур пара в трубах превышала 15С.

Во время работы турбины разность температур пара в трубопроводах после СПП не должна превышать 10 С.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора 3000 об/мин. Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при отклонениях частоты сети в пределах 49,0-50,5 Гц.

В аварийных для системы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при частоте в сети:

• 
  50,5-52,0 Гц - одноразово продолжительностью не более 5 минут и не более 500 мин. за весь срок эксплуатации;
  
• 
  49,0-48,0 Гц - одноразово продолжительностью не более 5 минут и не более 500 мин. за весь срок эксплуатации;
  
• 
  48,0-47,0  Гц - одноразово продолжительностью не более 1 минуты и не более 180 минут за весь срок эксплуатации;
  
• 
  47,0-46,0 Гц - одноразово продолжительностью не более 10 сек. и не более 30 мин. за весь срок эксплуатации.
  

В процессе разворота и отключения турбины ротор низкого давления подвержен осевой деформации, которая обусловлена изменением центробежных сил при изменении частоты вращения ротора. Допустимые величины относительных расширений роторов принимаются следующими:

• 
  при частоте вращения меньшей 1000 об/мин.:
  

• 
  РНД-1 от -5 мм до +28 мм;
  
• 
  РНД-2от -5 мм до +20 мм;
  
• 
  РНД-3 от -5 мм до +28 мм;
  
• 
  РНД-4 от -5 мм до +35 мм;
  

• 
  при частоте вращения 3000 об/мин.:
  

• 
  РНД-1 от -5 мм до +20 мм;
  
• 
  РНД-2 от -5 мм до +15 мм;
  
• 
  РНД-3 от -5 мм до +20 мм;
  
• 
  РНД-4 от -5 мм до +25 мм.
  

Ротор высокого давления осевой деформации не подвержен, поэтому при любой частоте вращения разность абсолютного удлинения ротора и цилиндра ВД должна находиться в пределах от -2,5 мм до +2,5 мм.

Для предотвращения выхода относительных расширений ротора за допустимые пределы необходимо принимать следующие меры:

• 
  при наблюдающейся тенденции к превышению допустимой величины ОРР РВД на удлинение во время работы турбины необходимо уменьшить темп нагружения турбины или прекратить нагружение турбины или уменьшить нагрузку на турбине;
  
• 
  при наблюдающейся тенденции к превышению допустимой величины ОРР РВД на сокращение во время работы турбины необходимо уменьшить темп разгружения турбины или прекратить разгружение турбины или увеличить нагрузку на турбине;
  
• 
  запрещается повышать частоту вращения ротора турбины, если величина сокращения какого-либо ротора близка к предельно допустимой величине;
  
• 
  в случае превышения относительного расширения на удлинение или на сокращение любого ротора соответствующей предельно допустимой величины турбину необходимо остановить и вращение ротора производить ВПУ.
  

Запрещается пуск и работа турбины при температуре масла за маслоохладителями ниже 38С и выше 45С. температура масла на сливах из подшипников турбины не должна быть выше 70С, а температура баббита опорных подшипников не должна превышать 100С.

В случае повышения температура баббита упорных колодок опорно-упорного подшипника выше 105С при пуске или эксплуатации турбины, следует снизить нагрузку до величины, при которой температура баббита снизится до 90С и проработать на пониженной мощности три часа. Если при повторном нагружении турбины температура баббита упорных колодок превысит 105С, то турбину следует остановить для осмотра и устранения причины высокой температуры баббита.

При пусках и нагружении турбины необходимо поддерживать соотношения между нагрузкой турбины (давлением за СПП) и температурой пара за СПП согласно графика пуска турбины не допуская понижения температуры пара перед ЦНД ниже, чем указано в графиках пуска при соответствующей нагрузке. Указанные соотношения должны соблюдаться с целью исключения высокой влажности пара на последних ступенях ЦНД.

При пусках и эксплуатации турбины эксплуатационный персонал обязан:

• 
  немедленно останавливать турбину независимо от действия соответствующих защит (со срывом вакуума после снижения частоты вращения ротора турбины до 2500 об/мин.) в следующих случаях:
  

• 
  при снижении давления в системе смазки до 0,3 кг/см²,
  
• 
  при загорании масла и невозможности немедленно ликвидировать пожар,
  
• 
  при осевом сдвиге ротора турбины на 1,2 мм в сторону генератора или на 2,0 мм в сторону регулятора,
  
• 
  при внезапном увеличении скорости вибрации в любых двух соседних подшипниках турбины и генератора до 8,5 мм/с;
  

• 
  немедленно остановить турбину независимо от действия соответствующих защит в следующих случаях:
  

• 
  при увеличении частоты вращения ротора турбины больше 3300 об/мин.,
  
• 
  при повышении температуры масла на сливе из любого подшипника до 75С,
  
• 
  при гидравлических ударах в паропроводах или цилиндрах,
  
• 
  при аварийном повышении давления в конденсаторах больше 0,2 кг/см²,
  
• 
  при внезапном изменении скорости вибрации на любом подшипнике турбогенератора на 3,0 мм/с;
  

• 
  не допускать работу турбины в следующих режимах:
  

• 
  при повышении температуры баббита любого опорного подшипника до 100С и колодок упорного подшипника до 105С,
  
• 
  при снижении уровня масла в баке системы смазки или в баке системы регулирования ниже нижнего предельного уровня,
  
• 
  при неисправности автомата безопасности,
  
• 
  при произвольном закрытии одного из регулирующих клапанов,
  
• 
  в беспаровом режиме свыше 30 сек.,
  
• 
  при отклонении параметров работы турбины и вспомогательного оборудования за уставки предупредительной сигнализации.
  

Примечание: Запрещается пользоваться аварийным срывом вакуума в конденсаторах турбины при частоте вращения ротора больше 2500 об/мин.

Длительная работа турбины на ОМ, если это не вызвано какой либо необходимостью, не рекомендуется, ибо это ухудшает условия поддержания частоты сети в энергосистеме. После достижения турбиной необходимой мощности, для исключения случайных недопустимых набросов нагрузки, установить ОМ так, что бы сигнал «убавить» появлялся при максимально допустимой мощности для данных условий работы турбины или блока.

До проведения испытания на сброс нагрузки система защит на станции должна быть включена в положение, обеспечивающее отключение блока и закрытие РК и СК при отключении генератора от сети.

Допускается длительная работа турбины при отклонениях в любых сочетаниях параметров пара от номинальных с соответствующим изменением мощности турбины:

• 
  Р_о от 57 кг/см² до 63 кг/см²;
  
• 
  У_о до 1,0%;
  
• 
  Т_пп не ниже 240С.
  

Допускается непрерывная работа турбины в течение не более 15 мин. при отклонениях в любых сочетаниях параметров пара:

• 
  Р_о от 63 кг/см² до 70 кг/см²;
  
• 
  У_о от 1,0% до 1,5%;
  
• 
  Т_пп от 240 С до 220С.
  

При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины не должна превышать 100 часов в год.

При отключении генератора от сети с переводом турбины на холостой ход или на работу с нагрузкой собственных нужд допускается работа турбины в течение 5 мин. с повышенным до 80 кг/см² давлением пара перед СК ЦВД. После окончания этого времени давление пара должно быть приведено к номинальному.

Допускается длительная работа турбины с минимальной нагрузкой 300 МВт.

Турбина допускает по одному плановому разгружению и одному плановому набору нагрузки в сутки на величину от 30% до 100% номинальной мощности.

Количество остановов и пусков в год не должно превышать 20.

Средняя допустимая скорость изменения нагрузки в пределах регулировочного диапазона (от 30% до 100% номинальной мощности) составляет 2,5% номинальной мощности в минуту (25 МВт/мин.).

В пределах регулировочного диапазона турбина допускает изменение установившейся мощности на 5% номинальной (50 МВт) со скоростью 2% номинальной мощности в секунду (20 МВт/с) при любом виде воздействия с целью обеспечения автоматического регулирования частоты и перетоков мощности по линиям электропередач. Количество таких изменений в год не должно превышать 1000.

При работе турбины скорость вибрации подшипников не должна превышать 2,8 мм/с.

Не допускается работа турбины:

• 
  в режиме холостого хода при температуре пара в выхлопных патрубках ЦНД выше 120С;
  
• 
  в режимах с нагрузкой большей 300 МВт при температуре пара в выхлопных патрубках ЦНД выше 60С;
  
• 
  в режимах до нагрузки 300 МВт при температуре пара в выхлопных патрубках ЦНД выше (120-0,2N)С.
  

Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером КлнАЭС, при:

• 
  заедании стопорных клапанов высокого или низкого давления;
  
• 
  заедании регулирующих клапанов высокого или низкого давления или обрыве их штоков;
  
• 
  заедании обратных клапанов отборов;
  
• 
  нарушение нормальной работы вспомогательного оборудования, схем и коммуникаций паротурбинной установки, если устранение причин нарушений невозможно без останова турбины;
  
• 
  неисправности АСР;
  
• 
  обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта.
  

Величина присосов воздуха в конденсаторы не должна превышать 120 кг/ч при нагрузке 80% от номинальной. При присосах в вакуумную систему более 120 кг/ч организовать поиск присосов.

Температура свежего пара и пара после СПП не должны иметь резких колебаний. При пусках отклонения этих температур не должны превышать 10С от заданных соответствующим графиком пуска. При работе с номинальными температурами свежего пара и пара промперегрева отклонения температур пара не должны превышать 10С от номинальных значений.

В процессе прогрева паропроводов и цилиндров турбины (особенно после монтажа и капитального ремонта) проверять, что дренажная система работает нормально, и закупоренных дренажных линий нет.

При повышении перепада давления на сите любого РК ЦВД до 6,0 кг/см² турбина должна быть остановлена для выяснения и устранения причины этого отклонения.

Во время пуска турбины при увеличении частоты вращения ротора необходимо прослушивать камеры уплотнений ЦВД и ЦНД с помощью аппаратуры прослушивания.

4. Пуск турбины из холодного состояния

Турбина считается в холодном состоянии, если температура металла нижней половины ЦВД в зоне паровпуска меньше 100С (Рис. 26).

После окончания прогрева паропроводов свежего пара до ГПЗ и повышения давления свежего пара до номинальной величины приступить к прогреву трубопроводов между ГПЗ и СК ЦВД за счет открытия байпасов ГПЗ и постепенного подъема давления за ГПЗ открытием клапанов регуляторов прогрева таким образом, что бы выдержать требуемые скорости прогрева.

Перед началом открытия байпасов ГПЗ необходимо:

• 
  закрыть ГПЗ или убедиться, что они закрыты;
  
• 
  воздействием на МУТ открыть СК ЦВД и СК ЦНД;
  
• 
  РК ЦВД и РК ЦНД должны быть закрыты;
  
• 
  Открыть дренажи турбоустановки или убедиться, что они открыты.
  

После повышения давления пара в линиях за ГПЗ до 50 кг/см² и при условии, что показатели прогрева клапанов ЦВД и паропроводов в норме, открыть ГПЗ, закрыть задвижки на байпасах ГПЗ, открыть задвижку на подводе греющего пара СПП или убедиться что эти переключения произошли автоматически. Прогреть корпусы СК ЦВД до 200-230С.

После повышения параметров свежего пара перед РК ЦВД до номинальных величин, приступить к увеличению частоты вращения ротора турбины и нагружению турбины.

При частоте вращения ротора турбины 800 об/мин. сделать выдержку в течение 10-20 мин., во время которой убедиться, что турбина работает нормально для чего необходимо проверить показания приборов и прослушать турбину. Убедиться, что давление в конденсаторах не выше 0,08 кг/см², чему соответствует вакуум не меньше 700 мм рт. ст. Отключить ЭД ВПУ и ЭД насосов гидроподъема роторов или убедиться, что они отключились автоматически. Произвести увеличение частоты вращения ротора турбины с 800 об/мин. до 3000 об/мин. плавно, непрерывно за 5-8 мин.

При частоте вращения ротора турбины 3000 об/мин. убедиться, что турбина работает нормально для чего необходимо проверить показания приборов и прослушать турбину. Произвести синхронизацию и включение генератора в сеть.

Время работы турбины при частоте вращения ротора турбины 3000 об/мин. не должно превышать 10 мин. Оно несколько увеличивается при проверке срабатывания автоматов безопасности турбины на холостом ходе повышением частоты вращения или подачей масла на срабатывание бойков автомата безопасности.

При достижении нагрузки на турбине 300 МВт закрыть вентили и задвижки на линиях дренажей отборов, в случае если все ПНД и все ПВД находятся в работе. В случае если, какой либо ПНД или ПВД отключен, то обязательно должен быть открыт дренаж перед этим ПНД или ПВД на участке паропровода между КОС и задвижкой к отключенному подогревателю на конденсатор или в соседний трубопровод отбора пара более низкого давления.

5. Пуск турбины из неостывшего состояния

Турбина считается в неостывшем состоянии, если температура металла нижней половины ЦВД в зоне паровпуска больше 100С (Рис. 27).

Произвести операции по прогреву паропроводов за ГПЗ и СК ЦВД аналогично пуску из холодного состояния.

После повышения параметров свежего пара перед РК ЦВД до номинальных величин, приступить к увеличению частоты вращения ротора турбины и нагружению турбины воздействием на МУТ согласно графикам пуска из неостывших состояний. Выбор графика производить в зависимости от времени простоя турбины и от температуры металла ЦВД в зоне паровпуска.

Убедиться, что давление в конденсаторах не выше 0,08 кг/см², чему соответствует вакуум не меньше 700 мм рт. ст.

При повышении частоты вращения ротора турбины обращать особое внимание на требования по прохождению критических частот вращения, по скорости прогрева металла турбины, по повышению температуры пара за СПП и по показателям тепломеханического состояния турбины.

При частоте вращения ротора турбины 250-800 об/мин. отключить ЭД ВПУ и ЭД насосов гидроподъема роторов или убедиться, что они отключились автоматически. Произвести увеличение частоты вращения ротора турбины до 3000 об/мин. плавно, непрерывно за 5-8 мин.

Дальнейшие операции при пуске турбины производить аналогично операциям при пуске из холодного состояния.

6. Сброс и наброс нагрузки на турбине

При отключении генератора от сети не зависимо от нагрузки, с которой перед этим работала турбина, регулирование удерживает турбину на холостом ходе, не допуская срабатывания защиты от разгона.

В случае сброса нагрузки на турбине до холостого хода или до нагрузки собственных нужд необходимо:

• 
  следить за частотой вращения ротора турбины (в случае повышения ее до 3300 об/мин. нажать на кнопку аварийной остановки турбины) после сброса нагрузки снизить частоту вращения до 3000 об/мин.;
  
• 
  проверить выполнение переключений по системам блокировок и защит;
  
• 
  проверить работу турбины и оставшегося в работе вспомогательного оборудования, прослушать турбину;
  
• 
  проверить параметры пара и все показатели, характеризующие нормальную работу турбины;
  
• 
  проверить, что температура свежего пара и пара после СПП не отличаются от соответствующих температур, предшествовавших сбросу нагрузки, а температура питательной воды за ПВД не меньше 165С;
  
• 
  проверить вакуум в конденсаторах и убедиться, что давление в конденсаторах не выше 0,008 кгс/см².
  

Убедившись в нормальной работе турбины и турбоустановки сообщить о готовности турбоагрегата к синхронизации и нагружению.

Нагружение производить так же, как при пуске из неостывшего состояния после остановки на 6-8 час.

В случае наброса нагрузки до уставки ограничения мощности следует:

• 
  восстановить нагрузку до величины, предшествовавшей набросу или уменьшить ее до величины максимально допустимой для условий работы оборудования блока или оставить ее неизменной, если величина этой нагрузки после наброса не превышает максимально допустимую для данных условий работы оборудования блока;
  
• 
  проверить частоту сети;
  
• 
  проверить параметры пара и все показатели, характеризующие нормальную работу турбины;
  
• 
  прослушать турбину и убедиться в ее нормальной работе;
  
• 
  записать величину наброса нагрузки в оперативный журнал.
  

7. Останов турбины и вспомогательного оборудования

Перед разгружением блока для остановки выполнить следующие операции:

• 
  проверить отсутствие заеданий СК ЦВД, СК ЦНД, РК ЦВД, РК ЦНД, сбросных клапанов турбины путем их расхаживания;
  
• 
  перевести питание потребителей пара от турбины на резервный источник и закрыть задвижки на паропроводах дополнительных отборов из турбины;
  
• 
  проверить закрытие КОС на паропроводах регенеративных отборов пара;
  

Разгрузить турбину со скоростью 25 МВт/мин., сохраняя номинальными параметры свежего пара и пара после СПП до 300 МВт, и за 1-2 минуты с 300 МВт до холостого хода, после чего нажать на кнопку аварийной остановки турбины.

При разгружении обращать особое внимание на показания датчиков относительных положений ротора высокого и роторов низкого давления.

Если автоматического отключения генератора от сети не произошло, то следует убедиться, что все СК ЦВД, СК ЦНД, РК ЦВД, РК ЦНД, КОС и задвижки на отборах пара к посторонним потребителям закрыты, что на генераторе имеет место обратная мощность и отключить генератор от сети.

Время с момента прекращения доступа пара в турбину до отключения генератора от сети не должно превышать трех минут.

При нагрузке 700 МВт производится отключение четвертого насоса КЭН-2ст.

При нагрузке 500 МВт производится отключение второго насоса КЭН-1ст.

При нагрузке 500 МВт производится отключение третьего насоса КЭН-2ст.

Разность температур металла верха и низа цилиндра высокого давления не должна превышать 30С.

Максимальные скорости охлаждения металла корпусов ЦВД, СК ЦВД, РК ЦВД не должны превышать 4С/мин., и металла перепускных труб за РК ЦВД не должны превышать 15С/мин.

Во время разгружения прослушать турбину и следить за вибрацией подшипников и роторов турбины. При внезапном увеличении скорости вибрации в любых двух соседних подшипниках до 8,5 мм/с или внезапном увеличении виброскорости на любом подшипнике на 3 мм/с персонал обязан немедленно отключить турбину.

После отключения генератора от сети, не снижая вакуума в конденсаторах турбины, зафиксировать время выбега ротора турбины. Нормальный выбег роторов турбины составляет 55-60 мин., а при остановке со срывом вакуума 20-30 мин.

При частоте вращения ротора турбины 200 об/мин. необходимо включить насосы гидроподъема ротора и ВПУ, или убедиться, что эти включения произошли автоматически. Ротор турбины вращать ВПУ до полного остывания турбины, то есть до снижения температуры металла ЦВД в зоне паровпуска до 100С после чего отключить ВПУ, насосы гидроподъема ротора и остановить насосы смазки.

Примечание. В случае невозможности включения ВПУ по какой либо причине после остановки роторов турбины, роторы турбины должны оставаться неподвижными до устранения неисправности. При этом необходимо прекратить сбросы пара и горячей воды в конденсаторы, сорвать вакуум, прекратить подачу пара на уплотнения и отсос с уплотнений турбины. При этом необходимо обязательно прокачивать масло через подшипники турбины до ее полного остывания (до температуры ЦВД в зоне паровпуска 150С) или включить ВПУ после устранения неисправности. После включения ВПУ обратить внимание на величину тока ЭД ВПУ и обязательно прослушать турбину.

После включения ВПУ остановить насос системы регулирования, а через два часа остановить вентилятор отсоса аэрозолей из системы регулирования.

В течение всего времени после остановки турбины пока производятся сбросы пара из парогенератора в конденсатор, производить подачу пара на уплотнения турбины и поддерживать вакуум в конденсаторах не ниже 650 мм. рт. ст.

После прекращения сбросов пара из парогенераторов в конденсатор снизить вакуум до нуля открытием задвижек срыва вакуума, прекратить подачу пара на уплотнения турбины и отключить эжекторы, отсасывающие паровоздушную смесь из охладителя пара уплотнений ПС-340.

Остановить подъемные насосы эжекторов, остановить конденсатные насосы. После снижения температуры пара в выхлопных патрубках ЦНД до 55С остановить циркуляционные насосы.

8. Защиты турбогенератора

Отключение турбогенератора действием защит или оперативным персоналом производится в случаях, указанных в Таблице 7.

Таблица 7

№ Защит	Условие	Величина уставки	Примечание
1.1	Защиты ТГ
1.1.1	  ОСР ТГ	+1,2 мм,-2,0 мм
1.1.2	 W в конденсаторах №1 или №2	0,2 кгс/см2
1.1.3	 Р на смазку с выдержкой времени 3 сек	0,3 кгс/см2
1.1.4	 Вибрации подшипников ТГ с выдержкой времени 2 сек	8,5 мм/сек	Вертикальная или поперечная сост.
1.1.5	 P на выхлопе ЦВД	7 кгс/см2
	Ключ ручного отключения турбины
	Срабатывание бойков АБ	3270-3300 об/мин.	Использовано только для сигнализации
	 Р в системе регулирования		Использовано только для сигнализации
1.1.8	 Р пара перед ГПЗ	51 кгс/см2
1.1.9	 H в ПГ-1-4	620 мм
1.1.10.1	Отключение генератора от внутренних повреждений
1.1.10.2	Отключение КАГ-24		Защита действует при введенной накладке на отключение турбины.
1.1.11	 H в ДБ № 1 или № 2 с выдержкой времени 20 сек	Верхняя образующая бака
1.1.12	 Q через обмотку статора с выдержкой времени 2 мин	100 м3/ч
1.1.13	 Q на газоохладители с выдержкой времени 5 мин	360 м3/ч
1.1.14	Отключение последнего работающего ТПН.
1.1.17	Сигнал ПА
1.1.18	 Q в контуре воздухоохладителей возбудителя с выд. времени 5 мин.	84 м3/ч
1.1.19	 Q через т/о системы охлаждения статора с выд. времени 5 мин.	180 м3/ч
1.2.	Защиты, снижающие нагрузку турбины
1.2.1	Отключение 1 из 2-х ТПН		Сигн. на разг. до 50 % в ЭЧСР идет из сх. УРБ
1.2.2	Отключение 1 из 4-х ЦН		Снижение нагрузки ТГ до 80 %
1.2.3	Отключение 2 из 4-х ЦН (из разных конд. групп)		Снижение нагрузки ТГ до 60 %
1.2.4	Отключение «Г» от внешн. повреждений		Отключение турбины
1.2.5	Отключение 2 из 4-х ГЦН		Снижение нагрузки ТГ до 50 %

9. Операции, выполняемые защитой при останове турбины

При срабатывании защит на останов ТГ, а так же при воздействии на кнопку аварийного останова турбины закрываются стопорные и регулирующие клапана ЦВД и ЦНД RA11-14S02,S03; RB1114S01,S02 и клапан на подводе греющего пара к СПП RA20S02 и открываются клапана на линиях сброса промперегрева в конденсатор RD41-44S02.

При закрытии не менее чем двух стопорных клапанов, а так же независимо от закрытия стопорных клапанов при срабатывании защит турбины или воздействии на кнопку аварийного останова выполняются следующие операции:

• 
  закрываются паровые задвижки RA11-14S01 на паропроводе свежего пара и байпасы ГПЗ RA12S04, RA13S04;
  
• 
  закрывается задвижка RA20S01 на подводе греющего пара к СПП;
  
• 
  закрываются обратные клапаны на регенеративных отбора пара из турбины воздействием на вентили с эл. магнитным приводом RM22S42, RM22S52, RM23S32, RM23S42, RM24S42, RM24S52;
  
• 
  закрываются задвижки на отборах пара к ПНД-5 RD40S01, ПНД-4 RH50S02, ПНД-3 RH61S02;
  
• 
  закрываются задвижки на подводе пара к ПВД-7 RD11,12S01, ПВД-6 RD21,22S02;
  
• 
  закрываются вентили на дренаже паропроводов к ПВД-6,7 SH21,22S01, SH21,22S02;
  
• 
  закрываются задвижки на отборах пара: к деаэратору от 3 отбора RD32S01 на собственные нужды RD20S03 и к посторонним потребителям ПСВ RD31S01, ПСВ RH62S11, ПСВ RD41S11,21, к ТПН (RB50S02) (по началу открытия RQ50S01).
  

При отключении турбины с выдержкой времени 30 сек. производится автоматическое отключение выключателя генератора (КАГ-24) и возбуждения (гашения поля).

В случае срабатывания защиты по прекращению расхода охлаждающей воды через обмотку статора генератор отключается от сети без выдержки времени.

А также без выдержки времени генератор отключается от сети после получения сигнала о закрытии стопорных клапанов при действии следующих защит:

• 
  осевого сдвига ротора;
  
• 
  понижения давления масла на смазку;
  
• 
  падение вакуума в конденсаторах;
  
• 
  вибрации подшипников;
  
• 
  понижение уровня масла в 1 из 2-х демпферных баков генератора;
  
• 
  отключение генератора от действия электрических защит от внешних и внутренних повреждений
  

При повышении давления в любой из конденсаторных групп до 20 Кпа дополнительно закрываются все сбросы пара и горячей воды в конденсаторы турбины

• 
  вентиль отсоса воздуха из конденсатосборника СПП SF10S01;
  
• 
  паровые клапаны БРУ-К RC11S01, RC11S02, RC12S01, RC12S02;
  
• 
  задвижки на выпаре деаэратора в ПНД-2 SG20S01;
  
• 
  задвижки на отводе конденсата греющего пара ПСВ в конденсатор RU23S01, RU24S01;
  
• 
  задвижки на отводе дренажей трубопроводов «свежего» пара в конденсатор RT10S01, RT10S21;
  
• 
  задвижки на отсосе воздуха из ПСВ в конденсатор SF20S01;
  
• 
  задвижка на подаче конденсата дренажных баков в конденсатор RT40S03.
  

По факту закрытия двух стопорных клапанов турбины формируется сигнал в СУЗ для ускоренного снижения мощности реактора.

При срабатывании защиты по отключению последнего ТПН подаются команды на включение ВПЭН.

При срабатывании защиты по повышению давления на выхлопе ЦВД одновременно открываются все импульсные предохранительные клапана СПП.