По эксплуатации паровой турбины
И Н С Т Р У К Ц И Я
По эксплуатации паровой турбины
ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.
Инструкцию должны знать:
1. начальник котлотурбинного цеха-2,
2. заместители начальника котлотурбинного цеха по эксплуатации-2,
3. старший начальник смены станции-2,
4. начальник смены станции-2,
5. начальник смены турбинного отделения котлотурбинного цеха-2,
6. машинист ЦТЩУ паровыми турбинами VI разряда,
7. машинист-обходчик по турбинному оборудованию V разряда;
8. машинист-обходчик по турбинному оборудованию IV разряда.
Г. Петропавловск – Камчатский
Г.
ОАО Энергетики и Электрификации “ Камчатскэнерго ”.
Филиал "Камчатские ТЭЦ" .
УТВЕРЖДАЮ:
Главный инженер филиала ОАО "Камчатскэнерго" КТЭЦ
__________Болотенюк Ю.Н.
“ “20 г.
И Н С Т Р У К Ц И Я
По эксплуатации паровой турбины
ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.
Срок действия инструкции:
с «____» ____________ 20 г.
по «____»____________ 20 г.
Петропавловск – Камчатский
Г.
Содержание
1. Общие положения……………………………………………………………………6
1.1. Критерии безопасной экплуатации паровой турбины ПТ80/100-130/13………………. 7
1.2. Технические данные турбины……………………………………………………………...…..13
1.3. Запрещается работа турбины…………………………………………………………………...16
1.4. Защиты турбины………………………………………………………………….………………18
1.5. Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума вручную…………......22
1.6. Турбина должна быть немедленно остановлена…………………………………………...…22
Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,
определенный главным инженером электростанции……………………………..……..…23
1.8. Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью…………………...23
2. Краткое описание конструкции турбины…………………………………..…23
3. Система маслоснабжения турбоагрегата…………………………………..….25
4. Система уплотнения вала генератора……………………………………....…26
5. Система регулирования турбины…………………………………………...….30
6. Технические данные и описание генератора………………………………....31
7. Техническая характеристика и описание конденсационной установки….34
8. Описание и техническая характеристика регенеративной установки……37
Описание и техническая характеристика установки для
подогрева сетевой воды……………………………………………………...…42
10. Подготовка турбоагрегата к пуску………………………………………….…44
10.1. Общие положения……………………………………………………………………………...….44
10.2. Подготовка к включению в работу масляной системы…………………………………...…….46
10.3. Подготовка системы регулирования к пуску……………………………………………..…….49
10.4. Подготовка и пуск регенеративной и конденсационной установки……………………………49
10.5. Подготовка к включению в работу установки для подогрева сетевой воды……………….....54
10.6. Прогрев паропровода до ГПЗ………………………………………………………………….....55
11. Пуск турбоагрегата…………………………………………………………..…55
11.1. Общие указания………………………………………………………………………………….55
11.2. Пуск турбины из холодного состояния………………………………………………………...61
11.3. Пуск турбины из неостывшего состояния………………………………………………….…..64
11.4. Пуск турбины из горячего состояния…………………………………………………………..65
11.5. Особенности пуска турбины на скользящих параметрах свежего пара………………….…..67
12. Включение производственного отбора пара………………………………...67
13. Отключение производственного отбора пара…………………………….…69
14. Включение теплофикационного отбора пара……………………………..….69
15. Отключение теплофикационного отбора пара………………………….…...71
16. Обслуживание турбины во время нормальной работы………………….…72
16.1Общие положения……………………………………………………………………………….72
16.2Обслуживание конденсационной установки…………………………………………………..74
16.3Обслуживание регенеративной установки………………………………………………….….76
16.4Обслуживание системы маслоснабжения……………………………………………………...87
16.5Обслуживание генератора………………………………………………………………………79
16.6Обслуживание установки для подогрева сетевой воды………………………………….……80
17. Останов турбины…………………………………………………………………81
17.1Общие указания по останову турбины…………………………………………………….……81
17.2Останов турбины в резерв, а также для ремонта без расхолаживания……………………..…82
17.3Останов турбины в ремонт с расхолаживанием………………………………………………...84
18. Требования по технике безопасности…………………………………….……86
19. Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий на турбине……88
19.1. Общие указания……………………………………………………………………………………88
19.2. Случаи аварийного останова турбины………………………………………………………...…90
19.3. Действия, выполняемые технологическими защитами турбины………………………………91
19.4. Действия персонала при аварийном положении на турбине……………………………..…….92
20. Правила допуска к ремонту оборудования……………………………….…107
21. Порядок допуска к испытаниям турбины…………………………………..108
Приложения
22.1. График пуска турбины из холодного состояния (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска менее 150 ˚С)……………………………………………………..… 109
22.2. График пуска турбины после простоя 48 часов (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 300 ˚С)………………………………………………………………..110
22.3. График пуска турбины после простоя 24 часа (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 340 ˚С)……………………………………………………………..…111
22.4. График пуска турбины после простоя 6-8 часов (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 420 ˚С)……………………………………………………………….112
22.5. График пуска турбины после простоя 1-2 часа (температура металла
ЦВД в зоне паровпуска 440 ˚С)……………………………………………………..…………113
22.6. Ориентировочные графики пуска турбины на номинальных
параметрах свежего пара…………………………………………………………………….…114
22.7. Продольный разрез турбины……………………………………………………………..….…115
22.8. Схема регулирования турбины……………………………………………………………..….116
22.9. Тепловая схема турбоустановки…………………………………………………………….….118
23. Дополнения и изменения…………………………………………………...….119
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.
Турбина паровая типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ с производственным и 2-ступенчатым теплофикационным отбором пара, номинальной мощностью 80 мВт и максимальной 100 МВт (в определенном сочетании регулируемых отборов) предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110-2Е У3 мощностью 110 МВт, смонтированного на общем фундаменте с турбиной.
Перечень сокращений и условных обозначений:
АЗВ - автоматический затвор высокого давления;
ВПУ - валоповоротное устройство;
ГМН - главный масляный насос;
ГПЗ - главная паровая задвижка;
КОС - клапан обратный с сервомотором;
КЭН - конденсатный электронасос;
МУТ - механизм управления турбиной;
ОМ - ограничитель мощности;
ПВД - подогреватели высокого давления;
ПНД - подогреватели низкого давления;
ПМН - пусковой масляный электронасос;
ПН - охладитель пара уплотнений;
ПС - охладитель пара уплотнений с эжектором;
ПСГ-1 - сетевой подогреватель нижнего отбора;
ПСГ-2 - то же, верхнего отбора;
ПЭН - питательный электронасос;
РВД - ротор высокого давления;
РК - регулирующие клапаны;
РНД - ротор низкого давления;
РТ - ротор турбоагрегата;
ЦВД - цилиндр высокого давления;
ЦНД - цилиндр низкого давления;
РМН - резервный масляный насос;
АМН - аварийный масляный насос;
РПДС - реле падения давления масла в системе смазки;
Рпр - давление пара в камере производственного отбора;
Р - давление в камере нижнего теплофикационного отбора;
Р - то же, верхнего теплофикационного отбора;
Дпо - расход пара в производственный отбор;
Д - расход суммарный на ПСГ-1,2;
КАЗ - клапан автоматического затвора;
МНУВ - маслонасос уплотнения вала генератора;
НОГ - насос охлаждения генератора;
САР - система автоматического регулирования;
ЭГП - электрогидравлический преобразователь;
КИС - клапан исполнительный соленоидный;
ТО - теплофикационный отбор;
ПО - производственный отбор;
МО - маслоохладитель;
РПД - регулятор перепада давления;
ПСМ - передвижной сепаратор масла;
ЗГ - затвор гидравлический;
БД - бак демпферный;
ИМ - инжектор масляный;
РС - регулятор скорости;
РД - регулятор давления.
|
1.1.1. По мощности турбины:
- максимальная мощность турбины при полностью включенной
регенерации и определенных сочетаниях производственного и
теплофикационного отборов …………………………………………………………………...100 МВт
- максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПВД-5, 6, 7 ……………………………………………………………………... 76 МВт
- максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПНД-2, 3, 4 ……………………………………………………………………....71МВт
- максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных
ПНД-2, 3, 4 и ПВД-5, 6, 7 ………………………………………………………………………….68 МВт
- минимальная мощность турбины на конденсационном режиме при
которой включаются в работу ПВД-5,6,7………………………………………………………..10 МВт
- минимальная мощность турбины на конденсационном режиме при
которой включается в работу сливной насос ПНД-2…………………………………………….20 МВт
- минимальная мощность турбоагрегата при которой включаются в
работу регулируемые отборы турбины…………………………………………………………… 30 МВт
1.1.2. По частоте вращения ротора турбины:
- номинальная частота вращения ротора турбины ……………………………………………..3000 об/мин
- номинальная частота вращения ротора турбины валоповоротным
устройством ……………………………………………………………………………..………..3,4 об/мин
- предельное отклонение частоты вращения ротора турбины при
котором турбоагрегат отключается защитой…………………………………….………..…..3300 об/мин
3360 об/мин
- критическая частота вращения ротора турбогенератора …………………………………….1500 об/мин
- критическая частота вращения ротора низкого давления турбины…………………….……1600 об/мин
- критическая частота вращения ротора высокого давления турбины…………………….….1800 об/мин
1.1.3. По расходу перегретого пара на турбину:
- номинальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном режиме
с полностью включенной системой регенерации (при номинальной мощности
турбоагрегата, равной 80 МВт) ………………………………………………………………305 т/час
- максимальный расход пара на турбину при включенных в работу системе
регенерации, регулируемых производственном и теплофикационных отборах
и закрытом регулирующем клапане №5 …..…………………………………………………..415 т/час
- максимальный расход пара на турбину …………………….…………………..………………470 т/час
- максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном
режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 т/час
- максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном
режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………………………………………...………………..260т/час
- максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном
режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 и ПВД-5, 6, 7………………………………………..…230т/час
1.1.4. По абсолютному давлению перегретого пара перед АЗВ:
- номинальное абсолютное давление перегретого пара перед АЗВ…………………..……….130 кгс/см2
- допустимое снижение абсолютного давления перегретого пара
перед АЗВ при работе турбины…….……………………………………………………………125 кгс/см2
- допустимое повышение абсолютного давления перегретого пара
перед АЗВ при работе турбины.…………………………………………………………………135 кгс/см2
- максимальное отклонение абсолютного давления перегретого пара перед АЗВ
при работе турбины и при продолжительности каждого отклонения не более 30 мин……..140 кгс/см2
1.1.5. По температуре перегретого пара перед АЗВ:
- номинальная температура перегретого пара перед АЗВ ..…………………………………..…..5550С
- допустимое снижение температуры перегретого пара
перед АЗВ при работе турбины..………………………………………………………….……… 5450С
- допустимое повышение температуры перегретого пара перед
АЗВ при работе турбины………………………………………………………………………….. 5600С
- максимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при
работе турбины и продолжительности каждого отклонения не более 30
минут………………….………………..…………………………………………………….………5650С
- минимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при
котором турбоагрегат отключается защитой……………………………………………………...4250С
1.1.6. По абсолютному давлению пара в регулирующих ступенях турбины:
- максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД
при расходах перегретого пара на турбину до 415 т/час. ..……………………………………...98,8 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД
при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7….……….…64 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД
при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………….…62 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД
при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4
и ПВД-5, 6,7……………………………………………………………………..……….……… .....55 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара в камере перегрузочного
клапана ЦВД (за 4-ступенью) при расходах перегретого пара на турбину
более 415 т/час ………………………………………………………………………………………83 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара в камере регулирующей
ступени ЦНД (за 18 ступенью) ……………………………..……………………………………..13,5 кгс/см2
1.1.7. По абсолютному давлению пара в регулируемых отборах турбины:
- допустимое повышение абсолютного давления пара в
регулируемом производственном отборе …………………………………………………………16 кгс/см2
- допустимое снижение абсолютного давления пара в
регулируемом производственном отборе …………………………………………………………10 кгс/см2
- максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом производственном отборе при котором срабатывают предохранительные клапаны ……………………………………………………………………..19,5 кгс/см2
- допустимое повышение абсолютного давления пара в регулируемом
верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….…..2,5 кгс/см2
- допустимое снижение абсолютного давления пара в регулируемом
верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………..……..0,5 кгс/см2
- максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом
верхнем теплофикационном отборе при котором срабатывает
предохранительный клапан…………………………………………………………………..……3,4 кгс/см2
- максимальное отклонение абсолютного давления пара в
регулируемом верхнем теплофикационном отборе при котором
турбоагрегат отключается защитой…………………………………………..…………………...3,5 кгс/см2
- допустимое повышение абсолютного давления пара в регулируемом
нижнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….……1 кгс/см2
- допустимое снижение абсолютного давления пара в регулируемом
нижнем теплофикационном отборе …………………………………………………………….…0,3 кгс/см2
- предельно допустимое снижение перепада давлений между камерой
нижнего теплофикационного отбора и конденсатором турбины………………………….… до 0,15 кгс/см2
1.1.8. По расходу пара в регулируемые отборы турбины:
- номинальный расход пара в регулируемый производственный
отбор ………………………………………………………………………………………….……185 т/час
- максимальный расход пара в регулируемый производственный…
отбор при абсолютном давлении в нем, равном 13 кгс/см2,
номинальной мощности турбины и отключенном
теплофикационном отборе ……………………………………………………………….………245 т/час
- максимальный расход пара в регулируемый производственный
отбор при абсолютном давлении в нем, равном 13 кгс/см2,
сниженной до 70 МВт мощности турбины и отключенном
теплофикационном отборе …………………………………………………………………..……300 т/час
- номинальный расход пара в регулируемый верхний
теплофикационный отбор ………………………………………………………………………...132 т/час
- максимальный расход пара в регулируемый верхний
теплофикационный отбор при номинальной мощности турбины
и отключенном производственном отборе ………………………………………………………150 т/час
- максимальный расход пара в регулируемый верхний
теплофикационный отбор при сниженной до 76 МВт мощности
турбины и отключенном производственном отборе ……………………………………….……220 т/час
- максимальный расход пара в регулируемый верхний
теплофикационный отбор при номинальной мощности турбины
и сниженном до 40 т/час расходе пара в производственный отбор ……………………………200 т/час
- максимальный расход пара в ПСГ-2 при абсолютном давлении
в верхнем теплофикационном отборе 1,2 кгс/см2 …………………………………………….…145 т/час
- максимальный расход пара в ПСГ-1 при абсолютном давлении
в нижнем теплофикационном отборе 1 кгс/см2 ………………………………………………….220 т/час
1.1.9. По температуре пара в отборах турбины:
- номинальная температура пара в регулируемом производственном
отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………………………………..2800С
- допустимое повышение температуры пара в регулируемом
производственном отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………....2850С
- допустимое снижение температуры пара в регулируемом
производственном отборе после ОУ-1,2 (3,4) ………………………………………………….…2750С
1.1.10. По тепловому состоянию турбины:
- максимальная скорость повышения температуры металла
перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД …..………………………………..150С/мин.
- предельно допустимая разность температур металла
перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД
при температурах перегретого пара ниже 450 град.С .…………………………………….………250С
- предельно допустимая разность температур металла
перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД
при температуре перегретого пара выше 450 град.С .……………………………………….…….200С
- предельно допустимая разность температур металла верха
и низа ЦВД (ЦНД) в зоне паровпуска ………………….…………………………………………..500С
- предельно допустимая разность температур металла в
поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального
разъема цилиндров без включения системы обогрева
фланцев и шпилек ЦВД ..………………………………….…………………………………………800С
- предельно допустимая положительная разность температур металла
в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального
разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек …………………………………..…500С
- предельно допустимая отрицательная разность температур металла
в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального
разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ……………………………….……-250С
- предельно допустимая разность температур металла между верхним
и нижним (правым и левым) фланцами ЦВД при включенном
обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………….…………………....100С
- предельно допустимая положительная разность температур металла
между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве
фланцев и шпилек …………………………………………………………….…………………….200С
- предельно допустимая отрицательная разность температур металла
между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………………………………………………..…..-200С
- предельно допустимая разность температур металла по толщине
стенки цилиндра, измеренная в зоне регулирующей ступени ЦВД ….………………………….350С
- максимально допустимая температура вкладышей опорных
подшипников и упорного подшипника турбины …………………………………….……...…..900C
- максимально допустимая температура вкладышей опорных
подшипников генератора …………………………………………………….…………..………..800C
1.1.11. По механическому состоянию турбины:
- предельно допустимое укорочение РВД относительно ЦВД….……………………………….-2 мм
- предельно допустимое удлинение РВД относительно ЦВД ….……………………………….+3 мм
- предельно допустимое укорочение РНД относительно ЦНД ….……………………..………-2,5 мм
- предельно допустимое удлинение РНД относительно ЦНД …….……………………..…….+3 мм
- предельно допустимое искривление ротора турбины …………….…………………………..0,2 мм
- предельно допустимое максимальное значение искривления
вала турбоагрегата при прохождении критических частот вращения ………………………..0,25 мм
- предельно допустимый осевой сдвиг ротора турбины в
сторону генератора ……………………………………………………….…………………..…1,2 мм
- предельно допустимый осевой сдвиг ротора турбины в
сторону блока регулирования …………………………………………….…………………….1,7 мм
1.1.12. По вибрационному состоянию турбоагрегата:
- максимально допустимая виброскорость подшипников турбоагрегата
на всех режимах (кроме критических частот вращения) ……………….…………………….4,5 мм/сек
- максимально допустимая продолжительность работы турбоагрегата
при увеличении виброскорости подшипников более 4,5 мм/сек ……………………………30 суток
- максимально допустимая продолжительность работы турбоагрегата
при увеличении виброскорости подшипников более 7,1 мм/сек ……….……………………7 cуток
- аварийное повышение виброскорости любой из опор ротора ………….……………………11,2 мм/сек
- аварийное внезапное одновременное повышение виброскорости двух
опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации
одной опоры от любого начального значения………………………………………………... на 1мм и более
1.1.13. По расходу, давлению и температуре циркуляционной воды:
- суммарный расход охлаждающей воды на турбоагрегат ………….………………………….8300 м3/час
- максимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ….…………………………..8000 м3/час
- минимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ……………….……………..2000 м3/час
- максимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ……….………………1500 м3/час
- минимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ………………………..300 м3/час
- максимальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор….…………………………………………………………………………………..330 С
- минимальная температура циркуляционной воды на входе в
конденсатор в период минусовых температур наружного воздуха ………...……………….80С
- минимальное давление циркуляционной воды при котором работает АВР циркуляционных насосов ЦН-1,2,3,4…………………………………………………………..0,4 кгс/см2
- максимальное давление циркуляционной воды в трубной системе
левой и правой половин конденсатора ……………………………………….……….……….2,5 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление воды в трубной системе
встроенного пучка конденсатора.……………………………………………………………….8 кгс/см2
- номинальное гидравлическое сопротивление конденсатора при
чистых трубках и расходе циркуляционной воды 6500 м3/час………………………..……...3,8 м. вод. ст.
- максимальная разность температур циркуляционной воды между
входом ее в конденсатор и выходом из него …………………………………………………..100С
1.1.14. По расходу, давлению и температуре пара и химобессоленной воды в конденсатор:
- максимальный расход химобессоленной воды в конденсатор ………………..……………..100 т/час.
- максимальный расход пара в конденсатор на всех режимах
эксплуатации …………………………………………………………………………….………220 т/час.
- минимальный расход пара через ЧНД турбины в конденсатор
при закрытой поворотной диафрагме …………………………………………………….……10 т/час.
- максимально допустимая температура выхлопной части ЦНД ……………………….……..700С
- максимально допустимая температура химобессоленной воды,
поступающей в конденсатор …………………………………………………………….………1000С
- абсолютное давление пара в выхлопной части ЦНД при котором
срабатывают атмосферные клапана-диафрагмы ………………………………………..……..1,2 кгс/см2
1.1.15. По абсолютному давлению ( вакууму) в конденсаторе турбины:
- номинальное абсолютное давление в конденсаторе……………………………….………………0,035 кгс/см2
- допустимое снижение вакуума в конденсаторе при котором срабатывает предупредительная сигнализация………………. ………………………..………...-0,91 кгс/см2
- аварийное снижение вакуума в конденсаторе при котором
- турбоагрегат отключается защитой…………… ………………………………………………....-0,75 кгс/см2
- допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины перед
сбросом в него горячих потоков ….…………………………………………………………….….-0,55 кгс/см2
- допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины перед
толчком вала турбоагрегата …………………………………………………………………..……-0,75 кгс/см2
- допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины в конце
выдержки вращения ее ротора с частотой 1000 об/мин …………….……………………..…….-0,95 кгс/см2
1.1.16. По давлению и температуре пара уплотнений турбины:
- минимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины
за регулятором давления …………………………………………………………………...……….1,1 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины
за регулятором давления …………………………………………………………………………….1,2кгс/см2
- минимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины
до регулятора поддержания давления …….…………………………………………………….….1,3кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины…
до регулятора поддержания давления …………………………………………………………..….1,5 кгс/см2
- минимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………...1,03 кгс/см2
- максимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………..1,05 кгс/см2
- номинальная температура пара на уплотнения …………………………………………………….1500C
1.1.17. По давлению и температуре масла на смазку подшипников турбоагрегата:
- номинальное избыточное давление масла в системе смазки подшипников
турбины до маслоохладит.……………………………………………………………………..……..3 кгс/см2
- номинальное избыточное давление масла в системе смазки
подшипников на уровне оси вала турбоагрегата…………...……………………………………….1кгс/см2
- избыточное давление масла в системе смазки подшипников
на уровне оси вала турбоагрегата при котором срабатывает
предупредительная сигнализация …………………………………………………………..………..0,8 кгс/см2
- избыточное давление масла в системе смазки подшипников
на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается РМН ………………………………….0,7 кгс/см2
- избыточное давление масла в системе смазки подшипников
на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается АМН ……………………………..….0,6 кгс/см2
- избыточное давление масла в системе смазки подшипников на уровне
оси вала турбоагрегата при котором ВПУ отключается защитой …… ………………………..…0,3 кгс/см2
- аварийное избыточное давление масла в системе смазки подшипников
на уровне оси вала турбины при котором турбоагрегат отключается защитой …………………………………………………………………………………….…………..0,3 кгс/см2
- номинальная температура масла на смазку подшипников турбоагрегата ………………………..400С
- максимально допустимая температура масла на смазку подшипников
турбоагрегата ……………………………………………………………………………………….…450С
- максимально допустимая температура масла на сливе из
подшипников турбоагрегата ………………………………………………………………………....650С
- аварийная температура масла на сливе из подшипников
турбоагрегата ………………………………………………………………………………….………750C
1.1.18. По давлению масла в системе регулирования турбины:
- избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ПМН…………………………………………………………………..……………..…18 кгс/см2
- избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ГМН……………………………………………………………………………..……..20 кгс/см2
- избыточное давление масла в системе регулирования турбины
- при котором идет запрет на закрытие задвижки на напоре и на отключение ПМН….……….17,5 кгс/см2
1.1.19. По давлению, уровню, расходу и температуре масла в системе уплотнения вала турбогенератора:
- избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается резервный МНУВ переменного тока………………………………………………………………8 кгс/см2
- избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается
резервный МНУВ постоянного тока………………………………………………………………..7 кгс/см2
- допустимый минимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………………..0,4 кгс/см2
- допустимый максимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………….….....0,8 кгс/см2
- максимальный перепад между давлением масла на входе и давлением
масла на выходе МФГ при котором необходимо перейти на резервный масляный фильтр генератора………………………………………………………………………….1кгс/см2
- номинальная температура масла на выходе с МОГ………………………………………………..400С
- допустимое повышение температуры масла на выходе с МОГ……………………….…….…….450С
.
1.1.20. По температуре и расходу питательной воды через группу ПВД турбины:
- номинальная температура питательной воды на входе в группу ПВД ….……………………….1640С
- максимальная температура питательной воды на выходе с группы ПВД при номинальной мощности турбоагрегата…………………………………………………………..…2490С
- максимальный расход питательной воды через трубную систему ПВД …………………...…...550 т/час
1.2. Технические данные турбины.
| Номинальная мощность турбины | 80 МВт |
| Максимальная мощность турбины при полностью включенной регенерации при определенных сочетаниях производственного и теплофикационного отборов, определяемых диаграммой режимов | 100 МВт |
| Абсолютное давление свежего пара автоматическими стопорным клапаном | 130 кгс/см² |
| Температура пара перед стопорным клапаном | 555 °С |
| Абсолютное давление в конденсаторе | 0,035 кгс/см² |
| Максимальный расход пара через турбину при работе со всеми отборами и с любым их сочетанием | 470 т/ч |
| Максимальный пропуск пара в конденсатор | 220 т/ч |
| Расход охлаждающей воды в конденсатор при расчетной температуре на входе в конденсатор 20 °С | 8000 м³/ч |
| Абсолютное давление пара регулируемого производственного отбора | 13±3 кгс/см² |
| Абсолютное давление пара регулируемого верхнего теплофикационного отбора | 0,5 – 2,5 кгс/см² |
| Абсолютное давление пара регулируемого нижнего теплофикационного отбора при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды | 0,3 – 1 кгс/см² |
| Температура питательной воды после ПВД | 249 °С |
| Удельный расход пара (гарантированный ПОТ ЛМЗ) | 5,6 кг/кВтч |
Примечание: Пуск турбоагрегата, остановленного из-за повышения (изменения) вибрации, разрешается только после детального анализа причин возникновения вибрации и при наличии разрешения главного инженера электростанции, сделанного им собственноручно в оперативном журнале начальника смены станции.
1.6 Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:
· Увеличение частоты вращения выше 3360 об/мин.
· Обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов, пароводяного тракта, узлах парораспределения.
· Появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или в турбине.
· Аварийного снижения вакуума до -0,75 кгс/см² или срабатывании атмосферных клапанов.
· Резкого снижения температуры свежего п