Установки для подогрева сетевой воды
9.1. Установка для подогрева сетевой воды состоит их двух однотипных горизонтальных подогревателей ПСГ-2 и ПСГ-1, включенных по пару, соответственно, в верхний и нижний теплофикационные отборы пара.
9.2. Технические характеристики подогревателей типа ПСГ-1300-3-8-1.
| № | Наименование | Единица измерения | Значение |
| Поверхность теплообмена | м² | ||
| Давление (абс.) пара: - номинальное ПСГ-1 - номинальное ПСГ-2 - максимальное | кг/см² | 0,3 – 1,0 0,5 – 2,5 4,0 | |
| Пробное давление парового объема | кг/см² | 5,5 | |
| Температура пара (не более) | °С | ||
| Расход сетевой воды: - номинальный - максимальный | т/час | ||
| Давление сетевой (абс.): - максимальное - пробное | кг/см² | 9,0 11,0 | |
| Температура сетевой воды максимальная | °С | ||
| Число ходов сетевой воды | - | ||
| Гидравлическое сопротивление: - при номинальном расходе - при максимальном расходе | кг/см² | 0,52 0,86 | |
| Объем пространства: - парового - водяного | м³ | 17,0 12,6 | |
| Масса подогревателя: - без воды в конденсатосборнике - с водой в конденсатосборнике | кг | ||
| Диаметр трубок (наружный) | мм | ||
| Длина трубок | мм | ||
| Толщина стенок трубок | мм | 1,0 | |
| Количество трубок | шт. | ||
| Материал трубок | шт. | латунь Л 070 |
9.3. ПСГ рассчитаны по водяной стороне на работу при давлении не выше 8 кг/см² и на пропуск сетевой воды в количестве 2300 м³/час и не более 3000 м³/час.
9.4. Максимально возможная тепловая нагрузка на ПСГ-2 75 Гкал/час (145 т/час по расходу пара в ПСГ-2) при двухступенчатом подогреве сетевой воды (при давлении в верхнем теплофикационном отборе 1,2 кг/см² (абс.). Максимально возможная тепловая нагрузка на ПСГ-1 115 Гкал/час (220 т/час) по расходу пара в ПСГ-1 при одноступенчатом подогреве сетевой воды (при давлении в нижнем теплофикационном отборе 1,0 кг/см² (абс.).
9.5. ПСГ представляет собой пароводяные теплообменники с корпусами, сваренными из листовой углеродистой стали. Поверхность нагрева каждого подогревателя 1300 м² образована прямыми латунными трубками, развальцованными с обеих сторон в трубных досках. Число ходов- четыре. Для сохранения плотности вальцовочных соединений трубок при различных режимах работы на корпусе со стороны поворотной водяной камеры имеется линзовый компенсатор, обеспечивающий снижение напряжений в трубках при разности расширений корпуса и трубок поверхностей нагрева.
Для предотвращения обратного потока пара, образующегося при вскипании конденсата во время сброса электрической нагрузки, в сетевых подогревателях установлено специальное устройство, представляющее собой профилированные воронки, через которые конденсат греющего пара свободно сливается в конденсатосборник, но пар из-за значительно большего удельного объема в обратную сторону проходит в ограниченном количестве и не оказывает существенного влияния на динамическую характеристику турбины.
9.6. Поскольку ПСГ-1 всегда включен по пару при любых режимах работы турбины, предусмотрен проток химически обессоленной воды через его трубную систему при отключении сетевой воды со сливом химически обессоленной воды в бак низких точек или сливной циркводовод.
На трубопроводе подвода пара к подогревателю ПСГ-2 имеется задвижка, обратный клапан с гидравлическим приводом и предохранительный клапан. Обратный клапан предназначен для предотвращения разгона турбины обратным ходом пара при аварийном останове турбины. Предохранительный клапан на трубопроводе отбора пара к ПСГ-2 срабатывает при абсолютном давлении в отборе 3,4 кг/см².
9.7. Сетевая вода последовательно проходит через ПСГ-1 и ПСГ-2. Группа ПСГ имеет полнопроходной байпас d y = 500 для отключения установки подогрева сетевой воды и байпас d y = 250 для регулировки расхода сетевой воды через ПСГ. Кроме того, по сетевой воде может быть отключен ПСГ-2. Работа верхнего теплофикационного отбора без нижнего запрещается.
9.8. Конденсат греющего пара ПСГ откачивается конденсатными насосами типа КС-80-155 (на каждый подогреватель предусмотрено два насоса). Конденсат греющего пара ПСГ-1 откачивается в линию основного конденсата турбины после ПНД-2, из ПСГ-2 – в линию основного конденсата турбины после ПНД-3.
На случай разрыва трубок ПСГ предусмотрен аварийный слив конденсата ПСГ-1 и ПСГ-2 из напорных линий своих насосов через электрозадвижки в сбросной циркводовод.
При включении ПСГ-2 в работу и при малых нагрузках слив конденсата греющего пара ПСГ-2 осуществляется каскадно в ПСГ-1 через гидрозатвор высотой 15 м и электрозадвижку; эта линия может использоваться для дополнительного отвода конденсата при повышении уровня в ПСГ-2 и при обоих включенных конденсатных насосах. При малых расходах греющего пара конденсат подогревателя ПСГ-1 сливается в расширитель дренажей турбины через гидрозатвор высотой 12 м и электрозадвижку.
9.9. На стороне нагнетания конденсатных насосов каждого подогревателя установлен регулирующий клапан уровня конденсата в подогревателе, управляемый электронным регулятором.
9.10. Отсос воздуха для создания нормального процесса теплообмена из ПСГ-2 производится в ПСГ-1, а из ПСГ-1 в конденсатор турбины. На линиях отсоса воздуха установлены ограничительные шайбы и задвижки. Из конденсатных насосов воздух отводится в паровой объем соответствующего ПСГ.
9.11. Установка для подогрева сетевой воды снабжена следующими сигнализациями-блокировками и защитами:
9.11.1. При повышении уровня в конденсатосборнике ПСГ-1 до I предела (905 мм) появляется сигнал «Уровень в ПСГ-1 высок» и включается конденсатный насос, стоящий на АВР.
При повышении уровня в конденсатосборнике до II предела (945 мм) появляется сигнал «Уровень в ПСГ-1 недопустим» и происходит отключение ПСГ-1 и ПСГ-2, при этом закрываются задвижки на входе и выходе сетевой воды из ПСГ-1 и ПСГ-2, задвижка на отборе пара к ПСГ-2, открываются – задвижка на обводе сетевой воды помимо группы ПСГ и задвижка на аварийном сбросе конденсата после конденсатных насосов ПСГ-1; если ПСГ-2 не был включен, то подается запрет на включение ПСГ-2 в работу.
9.11.2. При повышении уровня в конденсатосборнике ПСГ-2 до I предела (905 мм) появляется сигнал «Уровень в ПСГ-2 высок» и включается в работу конденсатный насос, стоящий на АВР.
При повышении уровня в конденсатосборнике до II предела (945 мм) появляется сигнал «Уровень в ПСГ-2 недопустим» и одновременно отключается ПСГ-2 по пару и воде, при этом закрываются задвижки на входе и выходе сетевой воды из ПСГ-2, задвижка на отборе пара к ПСГ-2, открываются – задвижка на обводе сетевой воды помимо ПСГ-2 и задвижка на аварийном сбросе конденсата после конденсатных насосов ПСГ-2.
9.11.3. При повышении абсолютного давления греющего пара в подогревателе ПСГ-2 до 3,5 кг/см² появляется сигнал «Давление в ПСГ-2 высоко» и после этого через 20 секунд отключаются ПСГ-1, ПСГ-2 и турбина.
При повышении абсолютного давления греющего пара в ПСГ-2 до 3,4 кг/см² срабатывает предохранительный клапан, установленный на трубопроводе отбора пара к ПСГ-2.
ПОДГОТОВКА ТУРБОАГРЕГАТА К ПУСКУ.
Общие положения.
Все пуски турбоагрегата осуществляются под руководством начальника котлотурбинного цеха-2 или заместителя начальника котлотурбинного цеха-2 по эксплуатации.
Пуск в работу турбоагрегата после капитального или среднего ремонта осуществляется под контролем начальника электростанции-2 и с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале начальника смены станции-2 после осуществления разрешающих записей руководителя ремонта, начальников цехов, инженера-инспектора по ПТЭ и инженера-инспектора по ПТБ.
Перед пуском турбины из ремонта или длительного резерва:
10.1.1. Перед пуском турбины из ремонта или длительного резерва убедиться, что:
- все монтажные и ремонтные работы на пусковом оборудовании закончены;
- оборудование, площадки, лестницы и рабочие места содержатся в чистом состоянии, посторонние предметы и мусор отсутствуют;
- ограждения, заземления, провода освещения исправны;
- все рабочие места, оборудование, турбоустановка и приборы освещены.
10.1.2. Проверить:
- исправность тепловой изоляции;
- наличие комплекта противопожарного инвентаря;
- исправность водоуказательных колонок и предохранительных клапанов;
- наличие питания постоянного и переменного тока на щите управления.
10.1.3. Предупредить дежурный персонал других цехов о предстоящем пуске турбины.
10.1.4. Получить подтверждение от дежурного персонала ЦТАИ-2 и ЭЦ-2 о том, что все монтажные работы по КИП и А и электрооборудованию пускаемого турбоагрегата закончены, приборы исправны и подключены. Запрещается пуск турбины при неисправных приборах контроля, защиты, автоматики и сигнализации. Стрелки всех указывающих и регистрирующих приборов должны стоять на нуле за исключением:
- указателя уровня масла;
- указателей температур, зависимых от температуры металла турбины и окружающей среды;
- указателей относительных тепловых расширений роторов и цилиндров, которые должны соответствовать температурному состоянию турбины.
При полностью остывшей турбине стрелки указателей теплового удлинения турбины, относительного удлинения роторов и цилиндров должны находиться вблизи «0» (в пределах осевого разбега ротора).
Стрелка указателя осевого сдвига ротора должна находиться на делении «0» при сдвинутом роторе в сторону генератора, т.е. когда упорный диск плотно прижат к рабочим колодкам упорного подшипника.
10.1.5. Записать в ведомость положение указателей теплового удлинения цилиндра турбины, относительного расширения роторов цилиндров.
10.1.6. Подготовить ручной контрольный тахометр для дополнительного контроля частоты вращения ротора.
10.1.7. Получить подтверждение от начальника смены электроцеха-2 о готовности электрической части оборудования к пуску турбины.
10.1.8. Проверить положение маховиков регуляторов давления регулируемых отборов и золотников переключателей и установить их в положение по шкале:
Б2 - регулятора производственного отбора (32 для ТГ-1; 18 для ТГ-2);
Б3 - регулятора производственного отбора (23 для ТГ-1; 18 для ТГ-2)
Примечание: Б2, Б3 указаны краской на блоке регулирования.
Маховики переключателей регулируемых отборов в положение «отключено». Маховик переключателя сервомотора ЦНД должен быть завернут по часовой стрелке до упора (подвод масла в управляющую линию сервомотора отсутствует). Ограничитель мощности установить в положение «0» по шкале.
10.1.9. Проверить, что камеры сильфонов регуляторов давления заполнены конденсатом (при пусках после монтажа, ревизии РД, после длительного простоя турбины рекомендуется залить), вентили, соединяющие камеры сильфонов РД с камерами отборов, открыты, РД теплофикационного отбора при пуске турбины подключен к пару к камере верхнего теплофикационного отбора
10.1.10.
Проверить состояние всей арматуры (не находящейся под давлением) путем опробования ручным или электрическим приводом. Убедиться, что указатели положения «открыто», сигнальные лампы задвижек соответствуют положению арматуры.
10.1.11. Открыть арматуру на импульсных линиях по пару, конденсату, маслу, охлаждающей воде.
Подготовка в включению в работу масляной системы.
Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах должно удовлетворять следующим нормам: кислотное число – не более 0,3 мг КОН на 1 г. Вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально), растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г и выше); термоокислительная стабильность по ГОСТ 981-75 для масла ТП-22, ТП-22С и их смесей (кислотное число – не более 0,8 мг КОН на 1 г); массовая доля осадка – не более 0,15%.
В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу. В объем сокращенного анализа масел ТП-22 входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды. Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:
- не позднее чем через 1 месяц после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 3 месяца при кислотное числе до 0,1 мг КОН на 1 г включительно, и не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г. Визуальный контроль масла турбин должен проводиться 1 раз в сутки.
При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ. Турбинное масло ТП-22, находящееся в резерве, должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование.
Операции по пуску масляной системы выполняет машинист-обходчик турбинного отделения под руководством машиниста турбин.
10.2.1. Произвести осмотр и убедиться в исправности маслосистемы. Включить и проверить исправность всех контрольно-измерительных приборов САР, системы смазки и уплотнений вала генератора.
10.2.2. Проверить качество масла, слить отстой воды из маслобака.
10.2.3. Проверить уровень масла в маслобаке. Верхний предельно допустимый уровень масла в баке не должен превышать «38» по указателю уровня, что соответствует 140 мм от крышки бака. Нижний предельно допустимый уровень масла в баке при работе турбоагрегата не должен быть меньше «0» по указателю уровня, что составляет 520 мм от крышки маслобака. Нормальный рабочий уровень масла в баке при номинальной частоте вращения ротора турбоагрегата равен 10 ± 5 делений по указателю уровня, что соответствует 420 ± 50 мм от крышки бака. Проверить срабатывание сигнализации на ЦТЩУ при предельных уровнях масла в баке.
10.2.4. Проверить исправность арматуры.
10.2.5. Убедиться в наличии масла в баке запаса масла.
10.2.6. Закрыть арматуру:
- на линиях нагнетания масляных насосов;
- на линиях слива масла от РПДС;
- на линиях слива масла из маслобака;
- на линиях охлаждающей воды за работающими маслоохладителями, если температура масла меньше 40°С.
10.2.7. Открыть задвижки или убедиться, что они открыты:
- на линиях всасывания всех электронасосов системы регулирования, смазки и уплотнения вала генератора;
- на входе и выходе масла из маслоохладителей;
- на линиях от системы смазки к обоим РПДС;
- на линиях охлаждающей воды за работающими маслоохладителями, если температура масла больше 40°С;
- на линии, соединяющей системы смазки и регулирования.
10.2.8. Убедиться, что маслонасосы системы регулирования, смазки и уплотнения вала генератора заполнены маслом, приоткрыв воздушники. После появления масла воздушники закрыть. Убедиться в достаточной смазке подшипников насосов и электродвигателей.
10.2.9. Включить в работу эксгаустеры маслосистемы.
10.2.10. Отключить блокировки электронасосов, поставив переключатели блокировок в положение «деблокировано».
10.2.11. Включить РМН, зафиксируйте давление на насосах, медленно открывая задвижку на линии нагнетания. Запрещается работа насоса на закрытую с напорной стороны задвижку более одной минуты. Убедиться в нормальной работе насоса и электродвигателя, плотности масляной системы, нормальных протоках масла через подшипники турбоагрегата по смотровым окнам, нормальным уровнем масла в маслобаке.
10.2.12. Номинальное давление в системе смазки после МО на уровне оси турбины должно быть около 1 кг/см². При отклонении давления от указанной величины отрегулировать его сливным клапаном. Контроль ведите по манометру «Давление масла на смазку».
10.2.13. Убедившись в исправности масляной системы, остановить РМН, задвижку из напорной линии оставить открытой, закрыть вентиль на линии системы смазки в систему регулирования.
10.2.14. Включить АМН, проверить давление на закрытую задвижку, открыть вентиль на напорной линии и убедиться, что давление в системе смазки не меньше 0,6 кг/см² на уровне оси турбины. Отключить насос. Задвижку на линии нагнетания оставить открытой.
10.2.15. Включить РМН. Открыть вентиль на перемычке, соединяющей системы смазки и регулирования. Оставить в работе РМН в течение 10-15 минут для удаления воздуха из системы регулирования.
10.2.16. Отключить РМН, включить ПМН. Проверить отсутствие вращения валов неработающих насосов, что свидетельствует о плотности обратных клапанов с напорной стороны насосов. Перед включением ПМН необходимо проверить положение ротора насоса по риске, нанесенной на вал между полумуфтой и передним подшипником. Риска должна совпадать с боковой образующей корпуса подшипника, что соответствует нормальному осевому сдвигу ротора и свидетельствует об исправности гидропяты насоса. При смещении риски в сторону электродвигателя более, чем на 1 мм, включение насоса в работу запрещается до окончания ремонта гидропяты.
10.2.17. Включить и проверить АВР насосов системы смазки и предупредительную сигнализацию по падению давления масла. Проверку включения производить отключением ПМН, а включение АМН – отключением РМН. Проверку АВР маслонасосов по падению давления в системе смазки выполнить в следующем порядке:
- включить ПМН и установить давление, равное 18 кг/см²;
- установить переключатель блокировки насосов в положение «Сблокировано»;
- открытием вентиля на сливе с РПДС снизить давление масла до 0,7 кг/см², при этом должен включиться РМН и появиться предупредительный сигнал;
- открытием того же вентиля снизить давление масла до 0,6 кг/см², при этом должен включиться АМН;
- при снижении давления масла ко второму реле до 0,3 кг/см² происходит отключение турбины и налагается запрет на включение ВПУ;
- закрыть вентиль слива с РПДС.
10.2.18. Пуск маслонасосов смазки на закрытую задвижку и проверку АВР действительным понижением давления масла и системе смазки производить после монтажа, ремонта или обнаружении неисправностей в системе смазки, а также после простоя турбины свыше одного месяца. При заполненной маслосистеме включение насосов производить на закрытую задвижку на нагнетании, а проверку АВР и сигнализацию – понижением давления масла, прикрывая вентиль к РПДС.
10.2.19. Перед пуском системы уплотнений вала генератора предупредить персонал электроцеха-2.
10.2.20. После сборки электросхем двигателей включить поочередно насосы переменного и постоянного тока, проверить их работу и убедиться в отсутствии задеваний в их проточной части. Оставить в работе маслонасос переменного тока.
10.2.21. После выполнения вышеуказанных операций при работающем маслонасосе переменного тока приступить к прокачке масла через уплотнения при неподвижном роторе генератора, для чего открыть вентили на уплотнения через демпферный бак, вентили на входе масла в масляные фильтры и на выходе от них, вентили на входе масла в маслоохладитель и на выходе из него (по воде МО включать при температуре масла больше 35 °С), вентиль сброса масла помимо уплотнений на слив при необходимости прогрева масла.
10.2.22. Расход масла на уплотнения повышать постепенным открытием вентиля помимо РПД на величину давления масла, превышающем давление воздуха или газа в корпусе генератора на 0,5 кг/см².
10.2.23. Первоначальную настройку работы РПД производить на неработающем генераторе, с таким расчетом, чтобы обеспечить минимальное превышение давление масла над давлением воздуха. Окончательную корректировку работы РПД производить при работе генератора на номинальных оборотах при рабочем давлении водорода в корпусе генератора. Во время первоначальной настройки работы РПД постепенно открывать вентили на входе масла в РПД и на выходе из него, одновременно прикрывая вентиль помимо РПД (при этом импульсные линии по водороду и маслу предварительно должны быть включены) При настройке следить за давлением масла на уплотнения вала генератора. Это давление должно быть на 0,5-0,8 кг/см² выше давления воздуха в корпусе генератора.
10.2.24. После первичной настройки РПД и подачи масла на уплотнения вала генератора персоналом электроцеха-2 проводятся операции по заполнению корпуса генератора углекислотой и далее водородом.
10.2.25. При рабочем давлении водорода (2 кг/см²) в корпусе генератора произвести проверку исправности цепей АВР маслонасосов переменного и постоянного тока. После проверки АВР оставить в работе маслонасос переменного тока.
10.2.26. Перед толчком ротора турбины:
- проверить уровень масла в демпферном баке;
- проверить, чтобы была открыта задвижка из демпферного бака на уплотняющие подшипники генератора;
- увеличить перепад между маслом и водородом до 1-1,2 кг/см² путем открытия вентиля помимо РПД;
- выставить наблюдающего, который будет контролировать перепад масло-водород во время толчка ротора и набора оборотов, так как расход масла на уплотняющие подшипники резко возрастет, а РПД в этот момент работает неустойчиво, слив масла в сторону генератора контролировать по смотровым окнам, при выходе турбины на холостой ход полностью включить в работу РПД и медленно прикрыть задвижку помимо РПД.
10.2.27. Во время операций по включению системы уплотнений вала генератора масла после маслоохладителя поддерживать в пределах 40 °С. После включения в работу маслоохладителя системы уплотнения вала генератора, произвести анализ охлаждающей воды до и после маслоохладителя на содержание нефтепродуктов. Если концентрация нефтепродуктов в воде на выходе превышает концентрацию на входе, отключить маслоохладитель во избежание сброса загрязненной маслом воды в озеро.
Подготовка системы регулирования к пуску.
Качественная эксплуатация системы регулирования и защиты является залогом экономичной и безаварийной работы турбоагрегата. Перед пуском турбоагрегата после проверки масляной системы при работающем пусковом насосе, давлении масла в системе регулирования Р рег = 17-18 кг/см²; в системе смазки Р ом – 1 кг/см² и температуре масла равной 40-45 °С при плотно закрытых ГПЗ и ее байпасе, произвести опробование работы системы регулирования.
10.3.1. Маховики регуляторов давлений установите в положение Б2 и Б3 по шкале. Переключатели отборов выключить (положения Б2 и Б3 указаны на блоке регулирования каждой турбины).
10.3.2. Воздействуя дистанционно со щита управления на МУТ, проверить плавность открытия и закрытия клапана автоматического затвора, регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы при разных скоростях вращения электродвигателя механизма управления.
10.3.3. Вращая маховик МУТ из положения «0» по шкале против часовой стрелки, убедиться, что при положении 5 мм по шкале начинается открытие сервомотора автоматического затвора. Начало открытия регулирующих клапанов по шкале МУТ соответствует 8-9 мм. Пауза между полным открытием сервомотора АЗВ и началом открытия сервомотора АЗВ регулирующих клапанов ЦВД должна быть 1,5 – 2,0 мм по шкале МУТ.
10.3.4. Механизмом управления установить полное открытие регулирующих клапанов. При введенном ограничителе мощности должен появиться электрический сигнал на щите управления. Вращая маховик ограничителя мощности по часовой стрелки, закрыть регулирующие клапана. Вращая маховик ограничителя мощности против часовой стрелки, полностью открыть регулирующие клапана.
10.3.5. Воздействуя на кнопку ручного отключения турбины или дистанционно на ключ отключения турбины, убедиться, что все сервомоторы закрылись и возвращение кнопки или ключа в исходное положение не приводит к их открытию.
Установить маховик МУТ на «0» и убедиться, что произошла зарядка золотников регулятора безопасности, т.е. при вращении маховика МУТ против часовой стрелки происходит открытие сервомоторов.
10.3.6. Вращением механизма расхаживания, размещенного на АЗВ, закрыть полностью клапан автоматического затвора. Вращением маховика в обратную сторону до упора открыть АЗВ.
10.3.7. Проверить работу указателя положения сервомотора регулирующих клапанов ЦВД на полный ход. Отклонение показателей прибора от действительного положения сервомоторов ЦВД не должно превышать ± 2 мм.
10.3.8. Открыть сервомотор ЦВД в положение 220 мм. Включить ЭГП по маслу. Сервомотор не должен изменять своего положения больше чем на ± 5 мм. Отключить ЭГП по маслу.
10.3.9. Опробовать защиты турбины по программе ЦТАИ-2.
Подготовка и пуск регенеративной и конденсационной установки.
Пуск конденсационной установки осуществляет машинист-обходчик т.о. под руководством начальника смены. Подготовка к пуску конденсационной установки ведется одновременно с прогревом главного паропровода, с проверкой работы системы регулирования, с проверкой работы маслонасосов турбины и проверкой работы маслонасосов системы уплотнения генератора. Перед пуском конденсационной и регенеративной установок выполнить следующее:
10.4.1. Осмотреть конденсационную и регенеративную установки. Убедиться, что все ремонтные и монтажные работы закончены. Проверить, что водоуказательные стекла, контрольно-измерительные приборы установлены, подключены и находятся в исправном состоянии.
10.4.2. Предупредить оперативный персонал химцеха-2 о предполагаемой потребности химводы на включаемую в работу конденсационную установку.
10.4.3. Заказать дежурному прибористу сборку электросхем приводов задвижек и регулирующих клапанов.
10.4.4. Осмотреть насосы, электродвигатели, убедиться в том, что насосные агрегаты находятся в порядке, чистые.
10.4.5. Заполнить конденсатор химобессоленной водой до 2/3 высоты водоуказательного стекла, для чего включить один насос обессоленной воды и открыть задвижки и регулирующий клапан на линии подачи химводы в конденсатор.
10.4.6. Подготовить к включению циркуляционные насосы в соответствии с инструкцией по эксплуатации насосной станции.
10.4.7. Закрыть задвижки на лини опорожнения циркводоводов, опорожнения водяных камер конденсатора, люки водяных камер.
10.4.8. Открыть воздушники на линиях удаления воздуха из верхних точек сливных камер конденсатора.
10.4.9. Открыть циркуляционные задвижки перед конденсатором. Закрыть задвижки на перемычке, на встроенный пучок, на промывку. При работе только на основных или только встроенном пучке заполнить водой и оставить небольшой проток через неработающий пучок для обеспечения вибрационной характеристики трубок и предотвращения стояночной коррозии.
10.4.10. Включить подготовленный циркнасос, после появления воды из воздушников, закройте их. Подготовить к пуску конденсатные насосы, для чего:
10.4.11. Осмотреть насосы, электродвигатели и убедитесь, что агрегаты находятся в исправном состоянии и чистоте, контрольно-измерительные приборы установлены и подключены. Через персонал электроцеха-2 проверить заземление электродвигателей и их состояние.
10.4.12. Проверить наличие смазки в подшипниках и при необходимости добавить ее.
10.4.13. Убедиться в исправности сальниковых уплотнений, открыть вентили подачи конденсата на сальники насосов.
10.4.14. Открыть вентили отсосов воздуха из корпусов насосов.
10.4.15. Открыть вентили охлаждающей воды на подшипники насосов.
10.4.16. Открыть вентили подачи конденсата на уплотнение сальников.
10.4.17. Открыть задвижки на всасе конденсатных насосов и заполните насосы конденсатом. Задвижки на напоре насосов должны быть закрыты.
10.4.18. По готовности конденсатных насосов к пуску дать заявку через начальника смены на сборку электросхемы двигателей насосов.
10.4.19. Открыть задвижки на входе и на выходе конденсата в основные эжекторы, на входе их в ОУ, на входе в группу ПНД (на выходе закройте), на линии рециркуляции в конденсатор.
10.4.20. Включить один конденсатный насос.
10.4.21. Убедиться в нормальной работе насосов (отсутствия вибрации, нагрева подшипников), постепенно открыть задвижки на напорном трубопроводе, выводя насос на нормальный режим работы.
10.4.22. В случае ненормальной работы насосов, отключить электродвигатель и устранить причину неполадок.
10.4.23. Нельзя допускать длительную работу насоса с закрытой задвижкой на напоре (не более 1 минуты).
10.4.24. Не допускайть пуска конденсатного насоса, не заполненного водой.
10.4.25. После простоя регенеративной установки более 10 суток необходимо проверить исправность тепловой изоляции, индикаторов тепловых перемещений, неподвижных опор, скользящих и пружинных креплений, возможность свободного перемещения при прогреве трубопроводов пара и питательной воды, состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств и приборов теплового контроля.
10.4.26. Производить опробование регуляторов уровня в подогревателях высокого и низкого давления необходимо следующим образом:
- поставить переключатель режима управления МЭО в ручное управление;
- изменить положение регулирующих клапанов прикрытием или открытием их;
- возвратить переключатель в положение «автоматика» и убедиться, что клапаны возвратились в исходное положение.
10.4.27. ПНД включается по воде одновременно с пуском конденсатных насосов, а по пару одновременно с разворотом турбины.
10.4.28. Собрать схему регенерации низкого давления по пару и по конденсату греющего пара, для чего открыть:
- задвижки на линиях подвода пара к ПНД-2,3,4, проверив открытие дренажа на паропроводах отборов;
- арматуры на линии отборов конденсата греющего пара с ПНД в конденсатор;
- вентили отсоса паровоздушной смеси из ПНД в конденсатор.
10.4.29. Подготовить к работе систему принудительного закрытия обратных клапанов пара к подогревателям. Гидравлические сервомоторы обратных клапанов приводятся в действие подачей конденсата от клапанов, управляемых электроприводом, который получает импульс от конечных выключателей сервомоторов стопорного клапана и от выключателя генератора.
Проверить срабатывание системы следующим образом:
- открыть вентили перед фильтрами, дроссельной шайбой и за клапанами с электроприводом;
- поочередно открыть и закрыть клапаны с электроприводом и убедиться в быстром и одновременном срабатывании гидроприводов обратных клапанов, время срабатывания 0,8 сек;
- проверить полную посадку тарелок обратных клапанов;
- при снятии давления конденсата обратные клапаны должны открываться.
10.4.30. Проверить уровень конденсата в конденсатосборнике. При нормальной работе регулятора уровня в конденсаторе уровень соответствует 2/3 водоуказательного стекла и держится постоянным.
10.4.31. Остановить работающий насос. Аналогично произвести пуск и проверку других конденсатных насосов, проверить АВР насосов, оставить один насос в работе.
10.4.32. При проверке блокировки автоматического включения конденсатных насосов, ключ блокировки проверяемого конденсатного насоса поставьте в положение «резерв». Отключите работающий насос, при этом должен автоматически включаться проверяемый насос. Аналогично проверьте другие два насоса. Проверьте АВР по давлению, замыкая контакты ЭКМ работающего насоса.
10.4.33. Включить ВПУ. Включение ВПУ производится дистанционно в ЦТЩУ, а также вручную у турбины. При дистанционном включении необходимо ключ повернуть в положение «Включено» и нажать кнопку пуска. Через 1-2 секунды после полного зацепления шестерен загорается сигнальная лампочка.
При включении вручную необходимо:
- открыть откидную часть кожуха муфты;
- вращением муфты ВПУ против часовой стрелки (если смотреть со стороны эл.двигателя) и одновременно нажатием на рычаг ввести ведущую шестерню в зацепление;
- закрыть кожух муфты и закрепить его барашками;
- включить электродвигатель.
ВНИМАНИЕ! Включение ВПУ при вращающемся роторе ЗАПРЕЩАЕТСЯ!
Без включения ВПУ подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины ЗАПРЕЩАЕТСЯ!
10.4.34. Подготовить к пуску пусковой и основные эжекторы, для чего:
- прогреть паропровод подачи пара на пусковой эжектор, на основные эжектора, к ПС-50-1 от коллектора греющего пара 6 ата;
- проверить закрытие паровых задвижек от коллектора собственных нужд к эжекторам;
- открыть вентили слива конденсата из холодильников I ступени основного эжектора в конденсатор;
- открыть вентиль отвода дренажа из III ступени основного эжектора на воронку;
- открыть задвижки отсоса воздуха из конденсатора;
- закрыть задвижку срыва вакуума;
- прогреть пусковой эжектор, приоткрыв задвижку к пусковому эжектору.
10.4.35. Подготовить и включить в работу охладитель пара уплотнений ПС-50-1. При этом выполнить следующее:
- заполнить сифон расширителя слива конденсата из ПС-50-1 и эжектора в конденсатор;
- открыть пар на эжектор вакуумного охладителя ПС-50-1;
- установить давление пара перед эжектором 2-3 кгс/см²;
- включить пусковой эжектор; открыв задвижку на подводе пара к эжектору и задвижку на отсосе воздуха из конденсатора.
10.4.36. Одновременно с подготовкой и включением в работу пускового эжектора и вакуумного охладителя произвести подготовку к работе системы уплотнений турбины. При этом выполнить следующее:
- прогреть трубопровод и коллектор подачи пара на концевые уплотнения;
- открыть пар на концевые уплотнения турбины при работе ВПУ, убедитесь, что в камерах лабиринтовых уплотнений поддерживается давление в пределах 1,03 – 1,05 кгс/см² (абс);
- убедиться, что вакуум в конденсаторе начал углубляться.
10.4.37. При достижении давления в конденсаторе около 0,5-0,48 кгс/см² включить в работу основной эжектор, для чего:
- открыть задвижки по основному конденсату на входе и выходе из эжекторов, задвижку на байпасе прикрыть таким образом, чтобы нагрев конденсата в холодильниках эжекторов при номинальной его нагрузке составлял 4-6 °С, что соответствует расходу конденсата около 100 т/час;
- прикрыть задвижку на трубопроводе подачи пара перед эжектором и прогреть паропровод с эжектором;
- открыть задвижку по пару на эжекторах;
- плавно открыть задвижку на трубопроводе отсоса воздуха перед эжектором;
- при достижении вакуума в конденсаторе около 0,7 кгс/см² отключить пусковой эжектор, закрыв сначала задвижку на воздушной линии, во избежание срыва вакуума в результате присосов воздуха через пусковой эжектор;
- оставить в работе основной эжектор, подняв вакуум до - 0,92 кгс/см².
10.4.38. Проверить вакуум-реле:
- прикрыть вентиль на трубке, соединя<