Расчетный режим работы турбины.

 

Таблица 1.2.

 

МВт	Рпр кгс/см²	Р кгс/см²	Р кгс/см²	Дпр т/ч	Д т/ч	Т °С
		0,35

 

 

На конденсационном режиме при номинальных параметрах свежего пара температура охлаждающей воды 20 °С и расходе ее через конденсатор 8000 м³/ч и полностью включенной регенерации, максимально возможная нагрузка турбины составляет 80 МВт, расчетный расход пара на турбину при этом 305 т/ч. На конденсационном режиме при номинальных параметрах свежего пара при температуре охлаждающей воды 20 °С и расходе ее через конденсатор 8000 м³/ч максимально возможное давление в камере регулирующей ступени ЦВД не должно превышать величин, приведенных в таблице 1.3.

 

Таблица 1.3.

 

Условия работы турбин	Мощность, МВт	Давление в каме-ре регулирующ. ступени ЦВД (абс), кгс/см²	Расход пара на турбину, т/ч
При отключенной группе ПВД
При отключенных всех ПНД
При полностью отключенной регенерации (ПВД+ПНД)

 

При работе турбины с включенными регулируемыми отборами, расходом пара на турбину 415 т/ч, максимально допустимое давление пара в регулирующей ступени ЦВД равно 98,8 кгс/см² (абс) и при дальнейшем нагружении остается постоянным; увеличение расхода пара на турбину осуществляется перепуском пара из камеры регулирующей ступени за 4-ю ступень. Поэтому при расходах больше 415 т/ч контрольным давлением являются давление в камере за перегрузочным клапаном (за 4-ю ступенью). максимально допустимое давление пара в камере регулирующего колеса ЦНД (за 4-ступенью) 83 кгс/см². Максимально допустимое давление в камере регулирующего колеса ЦНД (за 18-ступенью) 13,5 кгс/см².

При номинальной мощности турбины 80 МВт и отсутствии теплофикационного отбора максимальный производственный отбор пара при давлении в нем 13 кгс/см² составляет 245 т/ч. При номинальной мощности турбины 80 МВт и отсутствии производственного отбора пара максимальный суммарный теплофикационный отбор составляет 150 т/ч. Максимальная величина производственного отбора пара при абсолютном давлении отбора 13 кгс/см² и отсутствии теплофикационных отборов составляет 300 т/ч, мощность турбины при этом снижается до 70 МВт.

 

Максимальная суммарная величина теплофикационных отборов 220 т/ч при отсутствии производственного отбора пара, при этом мощность турбины снижается до 76 МВт.

 

При номинальной мощности 80 МВт максимальный теплофикационный отбор 200 т/ч может быть взят при производственном отборе 40 т/ч.

 

Максимально возможная тепловая нагрузка на верхний отбор 75 Гкал/час (около 145 т/ч по расходу пара в ПСГ-2) при 2-ступенчатом подогреве сетевой воды, при давлении в отборе на ПСГ-2 1,2 кгс/см² (абс).

 

Максимально возможная тепловая нагрузка на нижний отбор 115 Гкал/час (около 220 т/ч по расходу пара в ПСГ-1) при 1-ступенчатом подогреве сетевой воды, при этом давление в отборе на ПСГ-1 составляет 1 кгс/см² (абс).

 

Максимально допустимые величины расхода пара на турбину в зависимости от давления пара в теплофикационных отборах и величины производственного отбора.

 

 

Таблица 1.4.

 

Давление в верхнем отборе при 2-ступенчатом подогреве сетевой воды (абс), кгс/см²	Давление в нижнем отборе при 1-ступенчатом подогреве сетевой воды (абс), кгс/см²	Максимальная величина производственного отбора, т/ч	Максимальный расход пара на турбину, т/ч
1,2 – 2,5	0,9 – 1,0
0,9	0,7
0,5	0,5     0,3	Подогрев сетевой воды
При 2-ступенчатом	При 1-ступенчатом	При 2-ступенчатом470	При 1-ступенчатом

 

При переводе турбины на режим работы с регулируемыми отборами пара, как производственным, так и теплофикационным, включение отборов производится последовательно в любом порядке, сначала производственный, потом теплофикационный и наоборот. Разрешается также работа только с производственным или только с теплофикационными отборами, так как такой режим является наиболее экономичным.

На теплофикационном режиме турбина, как правило, должна работать с двумя теплофикационными отборами, так как такой режим является наиболее экономичным. Разрешается работа с одним нижним теплофикационным отбором, однако такой режим целесообразен только при малых тепловых нагрузках.

 

 

1.3. Запрещается работа турбины:

 

- с одним верхним теплофикационным отбором;

- с сервомотором РК ЦНД и поворотной диафрагмой, находящимися на нижних или верхних упорах при включенных РД ТО и ПО при параллельной работе по теплофикационным отборам как с аналогичными турбинами, так и с РОУ;

- с отбором пара из турбины на производство и отопление без включения РД;

- с отбором при неисправных обратных клапанах на линиях отбора пара из турбины;

- при включенном РД и при абсолютном давлении пара в камере производственного отбора выше 16 кгс/см² (уставка предохранительных клапанов 18,5 кгс/см² по манометру);

- при включенном РД и абсолютном давлении пара в камере верхнего теплофикационного отбора выше 2,5 кгс/см² (уставка предохранительных клапанов верхнего теплофикационного отбора 2,4 кгс/см² по манометру);

- при включенных РД и абсолютных давлениях в камере производственного отбора ниже 10 кгс/см² и в камере нижнего теплофикационного отбора ниже 0,3 кгс/см²;

- при перепаде давления в камере нижнего теплофикационного отбора и в конденсаторе меньше 0,15 кгс/см²;

- на выхлоп в атмосферу;

- если отклонение стрелки указателя искривления ротора превысит 0,2 мм;

- при разности температур металла по толщине стенки цилиндра, измеренной в зоне регулирующей ступени ЦВД, превышающей 35 °С;

- при разности температур металла верха и низа ЦВД и ЦНД, превышающей 50 °С;

- при разности температур металла в поперечном сечении по ширине фланцев горизонтального разъема цилиндров более 80 °С;

- если положительная разность температур металла по ширине фланцев в поперечном сечении превышает 50 °С (внутренняя поверхность горячей наружной) или отрицательная разность температур превышает 20 °С (наружная поверхность горячей внутренней) при включенном обогреве фланцев и шпилек;

- если разность температур металла между верхним и нижним правым и левым фланцами цилиндра превышает 10 °С, а между фланцем и шпилькой превышает +20 °С (температура шпильки не должна быть выше температуры фланцы) при включенном обогреве фланцев и шпилек;

- если температура выхлопной части превысила 70 °С;

- при произвольном закрытии одного РК, поворотной диафрагмы или АЗВ;

 

Примечание: При аварийном закрытии одного из регулирующих клапанов ЦВД в период напряженных графиков нагрузки допускается продолжение эксплуатации турбины со следующими ограничениями:

а) допустимые режимы работы турбины приведены в таблице:

 

Схема регулирующих клапанов	Закрыт клапан №	Минимально допустимые	Минимально допустимые
расход пара на турбину, т/ч	давление в камере клапана № 5, кгс/см²	расход пара на турбину, т/ч	давление в камере клапана № 5, кгс/см²
№ 5 № 2 № 4 150 100 2 4 3 1 № 3 № 1 125 125		ограничений нет
	120-200* 24-36*
	ограничений нет
	ограничений нет
	ограничений нет

 

* - запрещается длительно работать в указанном диапазоне. При этом необходимо расход пара на турбину уменьшить (менее 120 т/ч) за счет закрытия клапана № 1 или увеличить (более 200 т/ч) за счет открытия клапанов № 3,4.

 

б) при обрыве штока клапана на отдельных режимах происходит снижение степени неравномерности регулирования и, как следствие этого, возможно возникновение качаний системы регулирования. В этом случае следует ввести ограничитель мощности, который после прохождения зоны неустойчивого регулирования следует вывести;

в) при обрыве штока клапана следует убедиться, что оборванный клапан закрылся. При этом можно руководствоваться соотношением значений давления пара в камере регулирующей ступени, которую питает оборванный клапан. При закрытом клапане давление перед сопловой коробкой не должно превышать давления в камере регулирующей ступени более чем на 3 % (при необходимости манометры заменить образцовыми и проверенными);

г) при первом останове турбины поврежденный клапан следует заменить. Если при выполнении проверки по п в) возникают сомнения в закрытии оборванного клапана, следует принять меры к возможно более быстрому останову турбины.

 

- при беспаровом режиме свыше четырех минут;

- при повышении температуры свежего пара свыше 565 °С;

- при повышении абсолютного давления свежего пара свыше 140 кгс/см²;

- при абсолютном давлении в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше 83 кгс/см²;

- при абсолютном давлении в камере регулирующего колеса ЦНД (за 18-й ступенью) выше 13,5 кгс/см²;

- на конденсационном режиме и при работе с теплофикационными отборами при охлаждении всей поверхности конденсатора циркводой при вакууме в конденсаторе ниже -0,91 кгс/см²;

 

Примечание: 1. При пусках турбины вакуум в конденсаторе не должен быть ниже:

- 0,55 кгс/см²; перед сбросом в конденсатор горячих потоков пара и воды;

- 0,75 кгс/см² перед толчком ротора турбины;

- 0,95 кгс/см² в конце выдержки при частоте вращения

1000 об/мин.

2. При плановых остановах срыв вакуума не допускается.

3. При невозможности восстановить вакуум после появления сигнала – 0,9 кгс/см² турбина должна быть разгружена и, при необходимости, остановлена.

4. При работе на холостом ходу и нагрузке до 30 % от номинальной (отборы не включены) вакуум в конденсаторе должен быть не ниже –0,95 кгс/см².

5. Длительность работы на холостом ходу:

- проверки защит и системы регулирования;

- для электрических испытаний допускается длительность работы в течение 24 часов при вакууме не ниже –0,95 кгс/см²;

- -после сброса нагрузки до 30 минут.

 

1.4 Защиты турбины

Турбина снабжена защитами, которые воздействием на электромагнитный выключатель и закрытием АЗВ автоматически прекращают доступ свежего пара в ЦВД при возникновении следующих аварийных ситуаций:

- недопустимом осевом сдвиге РТ (1,2 мм в сторону генератора, 1,7 мм в сторону турбины);

- недопустимом понижении вакуума в конденсаторе до –0,75 кгс/см²;

- недопустимом падении давления масла на смазку подшипников (0,3 кгс/см² с выдержкой времени 3 сек);

- -недопустимом понижении температуры свежего пара перед турбиной (425 °С);

- недопустимом повышении давления в ПСГ-2 (3,5 кгс/см² (абс) с выдержкой времени 20 сек.);

- срабатывании защит генератора;

- понижении уровня в демпферном баке (300 мм выше верхней образующей бака) с выдержкой времени 20 сек.;

- недопустимом повышении частоты вращения РТ (3300-3360 об/мин);

- отключении всех маслонасосов системы уплотнения вала генератора с отключением генератора с выдержкой времени 9 сек.;

- отключении всех насосов газоохладителей с отключением генератора с выдержкой времени 3 мин.

 

При закрытии стопорного клапана, а также независимо от закрытия стопорного клапана (АЗВ) при срабатывании защит турбины автоматически закрывается следующая арматура: ГПЗ, байпас ГПЗ, задвижки на производственном отборе, обратные клапаны на отборах турбины.

 

Отключение генератора при отключении турбины автоматическими защитами производится следующим образом:

 

- при срабатывании защит по осевому сдвигу, падению вакуума, снижению давления масла в системе смазки и отключению всех маслонасосов уплотнения вала генератора отключение генератора производится без выдержки времени по сигналу о закрытии стопорного клапана и обратных клапанов регулируемых отборов;

- при срабатывании защиты по понижению уровня масла в демпферном баке генератор отключается без выдержки времени и без подтверждения о посадке стопорного клапана и обратных клапанов регулирующих отборов;

- при срабатывании других защит отключение генератора производится по сигналу о закрытии стопорного клапана с выдержкой времени 4 минуты.

 

1.4.1 Общая характеристика защиты.

 

1.4.1.1 Система защиты турбины является частью гидравлической системы регулирования и предназначена для прекращения подачи пара и остановки турбины быстрым закрытием сервомоторов автоматического затвора высокого давления и регулирующих клапанов турбины.

 

1.4.1.2 Закрытие сервомоторов вызывает следующие причины:

 

1.4.1.2.1 Срабатывание регулятора безопасности при повышении частоты вращения ротора турбины до 3330-3360 об/мин.

 

1.4.1.2.2 Срабатывание дополнительной защиты при повышении частоты вращения ротора турбины до 3330-3360 об/мин.

 

1.4.1.2.3 Срабатывание электромагнитного выключателя (ЭМВ) от защит, задействованных на останов турбины, а также при дистанционном отключении турбины.

 

1.4.1.2.4 Нажатие на кнопку ручного отключения турбины.

 

1.4.1.2.5 Сервомотор АЗВ закрывается при снижении давления напорного масла в системе регулирования до 10 кгс/см².

 

1.4.2 Конструкция узлов защиты.

 

1.4.2.1 Регулятор безопасности (РБ):

 

1.4.2.1.1 Два бойка «1» помещаются в корпусе «2», закрепленном на турбине в стуле переднего подшипника.

 

1.4.2.1.2 Центробежная сила бойка действует в направлении стрелки «С», чему препятствует пружина «3». При частоте вращения 3330-3360 об/мин боек перемещается до упора во втулку.

 

1.4.2.1.3 Настройка РБ производится изменением натяга пружины пробкой «4», зафиксированной стопорным винтом.

 

1.4.2.1.4 Для испытания РБ без повышения частоты вращения ротора служит кран «26». Масло наполняет маслоприемник «6» через сопла «5», и через сверление «7» сообщается с бойком «1». Возникающее в маслоприемнике, вследствие вращения корпуса, давление масла приводит к срабатыванию бойка при скорости вращения ниже 2970 об/мин. После закрытия крана масло, накопившееся в маслоприемнике, дренируется через дренажные отверстия маслоприемника и камеры бойка.

 

1.4.2.2 Рычаги регуляторов безопасности.

 

1.4.2.2.1 Рычаги безопасности передают воздействие сработавшего бойка на золотники регулятора безопасности (ЗРБ).

 

1.4.2.2.2 Стойка рычагов закреплена на корпусе ЗРБ. Нормально при работе турбины концы рычагов «11» находятся соответственно напротив своих бойков. Посредством тяги «21» валик, на котором сидят рычаги, может быть перемещен таким образом, что один из рычагов выходит из связи со своим бойком, т.е. отключается от ЗРБ, что делает возможным испытывать каждый боек изолированно от всей защиты. При перемещении тяги вперед отключается боек № 1, а при перемещении тяги назад отключается боек № 2. Среднее, переднее и заднее положение тяги фиксируется защелкой. Конструкция рычагов исключает одновременный выход из связи с клинками обоих бойков.

 

1.4.2.3 Указатели положения бойков регулятора безопасности.

 

1.4.2.3.1 Корпус указателей расположен в правой части стула переднего подшипника и закреплен на специальном кронштейне.

 

1.4.2.3.2 После срабатывания боек ударяет по резиновой шайбе «13», поворачивает рычажок вокруг оси «М» и перемещает вверх сигнальный барабан «14». Выход барабана из корпуса свидетельствует о том, что данный боек сработал. После срабатывания боек ударяет по резиновой шайбе «13», поворачивает рычажок вокруг оси «М» и перемещает вверх сигнальный барабан «14». Выход барабана из корпуса свидетельствует о том, что данный боек сработал.

 

1.4.2.4 Золотники регулятора безопасности (ЗРБ).

 

1.4.2.4.1 ЗРБ расположены в левой части стула переднего подшипника турбины и закреплены на отдельном кронштейне.

 

1.4.2.4.2 Срабатывание ЗРБ вызывает быстрое закрытие сервомоторов АЗВ и регулирующих клапанов.

 

1.4.2.4.3 К срабатыванию ЗРБ приводит:

 

1.4.2.4.3.1 Срабатывание любого из двух бойков регулятора безопасности.

 

1.4.2.4.3.2 Действие дополнительной защиты от повышения частоты вращения ротора.

 

1.4.2.4.3.3 Срабатывание электромагнитного выключателя или нажатие на кнопку ручного отключения турбины.

 

1.4.2.4.4 Конструкция ЗРБ: в корпусе ЗРБ находятся два одинаковых золотника «15», размещенных соответственно против двух бойков регулятора безопасности. Связь между бойками и золотниками ЗРБ осуществляется рычагами «11». Внутри каждого из золотников находится погруженный снизу пружиной «28» импульсный золотник «17», на который передается непосредственное воздействие бойка через рычаг «11».

 

1.4.2.4.5 Работа ЗРБ:

 

1.4.2.4.5.1 Положение ЗРБ при нормально работающей турбине: При работе турбины давление в линии дополнительной защиты (ДОЗ) равно напорному и золотник «15» прижат к верхнему упору, так как площадь золотника, на которую действует давление ДЗ (кольцо d 60-d45 мм) больше, чем площадь, на которую действует напорное давление (кольцо d 60-d54 мм). Давление в камере «Н» при этом равно нулю, т.к. протечки масла в камеру «Н» через зазор между крышкой и золотником «15» дренируется через шайбу «16».

 

 

1.4.2.4.5.2 Воздействие регулятора безопасности: Выбивший боек РБ через свой рычаг «11» смещает импульсный золотник «17» вниз. При этом давление в линии ДЗ падает из-за открытия сливных окон «Р», т.к. масло в линию ДЗ подается через шайбу d=6 мм. Под действием напорного давления, по прежнему действующего на кольцо (кольцо d60-d54 мм), золотник “15” начинает двигаться вниз, при этом возникает зазор между золотником «15» и крышкой, через который напорное давление масла попадает в камеру «Н» и увеличивает силу, действующую на золотник сверху. Золотник «15» быстро перемещается на нижний упор. Конец рычага, прижимаемый пружиной «18» перемещается также вниз, и поэтому между рычагом и сработавшим бойком образуется зазор. Импульсный золотник «17» под действием пружины «28» закрывает сливные окна «Р» и восстанавливает давление на линии ДЗ, однако золотник «15» не прекращает при этом своего движения вниз до упора, т.к. площадь, на которую действует напорное давление (кольцо d60-d34 мм) теперь больше площади, на которую действует снизу давление в линии ДЗ. При перемещении любого из золотников «15» на нижний упор происходит следующее:

а) закрывается окно «Д» и линия к сервомотору АЗВ со сливом через окно «Е», что приводит к исчезновению давления под золотником сервомотора АЗВ и закрытию сервомотора;

б) открывается окно «К» и линия управляющего давления также сообщается со сливом через окно «Е», что приводит к закрытию сервомотора регулирующих клапанов.

 

1.4.2.4.5.3 Действие дополнительной защиты или электромагнитного выключателя вызывает падение давления в линии ДЗ из-за закрытия сливных окон «В» золотником «19» и окон «И» золотником «20». Падение давления приводит к закрытию сервомоторов автоматического давления и регулирующих клапанов согласно п. 1.3.2.4.5.2.

 

1.4.2.4.5.4 Взвод золотников регулятора безопасности «15» может произойти только при снижении давления масла, действующего на верхний торец золотника (кольцо d60-d34 мм). Для этого вращением маховика “24” по часовой стрелке перемещают золотник управления «22» на левый упор (ноль по щкале). При этом прекращается подача напорного масла через окна «А» золотника «22». Золотники «15» под действием давления и линии ДЗ перемещаются на свой верхний упор. В дальнейшем, при вращении маховика «24» на «прибавить» (против часовой стрелки) напорное масло через окна «А» поступит на верхний торец золотника, но золотник останется прижатым к верхнему упору, т.к. площадь верхнего торца (кольцо d60-d54 мм) меньше площади нижнего торца (кольцо d60-d45 мм). В момент перемещения золотника «15» на верхний упор слив из окна «Е» прекратится, но сервомоторы АЗВ и регулирующих клапанов останутся закрытыми, т.к. в этот момент положение золотника «22» обеспечивает значительный слив масла через окна «Б» золотника «22» и окна «Г» золотника «25». Взвод золотников РБ допустим только после посадки бойков № 1,2 РБ и восстановления давления в линии дополнительной защиты.

 

1.4.2.5 Дополнительная защита от разгона (ДЗ): При нормальной работе турбины слив из линии ДЗ через окно «В» закрыт золотником «19». Если в аварийном случае частота вращения ротора достигнет 3420-3450 об/мин (что может случиться только в том случае, если отказали в работе оба бойка регулятора безопасности) золотник «19» открывает окно «В» и давление в линии падает, что вызывает немедленное закрытие сервомоторов АЗВ и регулирующих клапанов. Проверка дополнительной защиты на станции не разрешается. При последующем снижении частоты вращения ротора открытие сервомоторов произойти не может до тех пор, пока не будет произведена зарядка ЗРБ выводом МУТ на ноль.

 

1.4.2.6 Электромагнитный выключатель (ЭМВ).

 

1.4.2.6.1 ЭМВ служит для быстрого закрытия сервомоторов АЗВ и регулирующих клапанов.

 

1.4.2.6.2 ЭМВ с кнопкой ручного отключения расположен на передней стенке стула переднего подшипника маслопроводы к ЭМВ от узлов защиты находятся внутри стула переднего подшипника. ЭМВ состоит из золотника «33» с буквой «34», электромагнита (типа КМП-2) «31», кнопки ручного отключения «30» и рычажного устройства «35».

 

1.4.2.6.3 Работа ЭМВ.

 

1.4.2.6.3.1 При подаче электрического тока на обмотки электромагнита под действием защит или дистанционного отключения турбины якорь электромагнита «32», перемещаясь вверх до упора, посредством рычага «36» переставляет золотник «33» в буксе «34» вверх. При этом золотник открывает окно в буксе «34», что приводит в резкому снижению давления в линии дополнительной защиты, срабатыванию золотников регулятора безопасности и закрытию сервомоторов АЗВ и регулирующих клапанов. Для создания удара, повышению эффективность работы электромагнита, предусмотрен зазор 4 мм между якорем «32» и рычагом «36».

 

1.4.2.6.3.2 При нажатии на кнопку ручного отключения «30» до упора, левый конец отключения «35» поднимает якорь электромагнита, а вместе с ним, посредством шарнира, рычаг якоря «36» и золотник «33». Вызываемое при этом открытие окна в буксе «34» приводит также, как и в пункте 1.3.2.6.3.1. к закрытию клапанов, при прекращении нажатия на кнопку «30» пружина «39» возвращает кнопку в исходное положение, и золотник окна закрывает окно в буксе.

 

1.4.2.6.3.3 В конструкции ЭМВ предусмотрено устройство, с помощью, с помощью которого можно производить расхаживание ЭМВ при работающей турбине. При нажатии влево на клавишу «38» создается ограничение хода кнопки «30» вниз, который составляет 7 мм. Нажатие вниз кнопки «30» вызывает небольшой подъем якоря электромагнита «32» и золотника «33». При этом произойдет только небольшое уменьшение перекрыша окна буксы «34» золотником «33» и срабатывания ЗРБ не произойдет. Расхаживание ЭМВ не препятствует отключению турбины от действия электромагнита.

1.5 Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума вручную в следующих случаях:

· При понижении давления масла в системе смазки до 0,3 кгс/см².

· При загорании масла и невозможности немедленно ликвидировать пожар первичными средствами тушения.

· При осевом сдвиге на 1,7 мм в сторону ЦВД или 1,2 мм в сторону генератора.

· При повышении виброскорости опоры ротора до 11,2 мм/сек.

· При одновременном внезапном изменении вибрации двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/сек и более от любого начального значения.

· При понижении уровня масла в демпферном баке ниже 300 мм от верхней образующей бака.

 

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 пара от номинальной до 425 °С.

· Повышения давления в ПСГ-2 выше 3,5 кгс/см² (абс).

· Неисправности автомата безопасности.

· При следующих относительных расширениях ротора турбины:

РВД –2,0 мм +3,0 мм;

РНД -2,5 мм +3,0 мм.

· Понижение перепада давления «масло-водород» меньше 0,4 кгс/см².

· При отключении всех маслонасосов системы уплотнения вала генератора.

· Отключения генератора из-за внутреннего повреждения.

· Появления металлических звуков и необычного шума внутри генератора или турбины.

· Появления дыма и искр из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора.

· Недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители.

· Отключения всех насосов газоохладителей генератора.

· Исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

· Повышения температуры масла на сливе из подшипников более 75°С.

· Повышения температуры баббита любого опорного подшипника до 95°С и колодок упорного подшипника до 95°С.

· Снижения уровня масла в маслобаке турбины ниже отм «0» по указанию уровня, что составляет 520 мм от крышки бака.

· Снижения давления масла в системе регулирования ниже 10 кгс/см².

· Снижения давления масла на смазку ниже 0,6 кгс/см².

· В случае возникновения чрезмерной или опасной вибрации маслопроводов, пульсации масла и гидравлических ударов, угрожающих плотности маслосистемы.

 

 

1.7 Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции в следующих случаях:

· При заедании стопорного клапана.

· При заедании регулирующих клапанов или обрыва штоков.

· При заеданиях поворотной диафрагмы или обратных клапанов отбора.

· При неисправностях в системе регулирования.

· При нарушениях нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы или коммуникации установки, если устранение причин нарушения невозможно без остановки турбины.

· При увеличении вибрации опор выше 7,1 мм/с.

· При выявлении неисправностей технологических защит, действующих на останов оборудования.

· При обнаружении течей из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара.

· При обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участков трубопроводов пароводяного тракта.

· При отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм.

· При недопустимой (более 1 %) концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму (5 % в сутки) утечки водорода из корпуса генератора.

 

 

1.8 Допускается длительная работа турбин с номинальной мощностью:

· при одновременном отклонении в любых сочетаниях параметров свежего пара от номинальных в следующих пределах:

- абсолютного давления пара от 125 кгс/см² до 135 кгс/см²;

- температуры пара от 545˚С до 560˚С.

· При одновременном уменьшении величины теплофикационных и производственного отборов до нуля. При этом температура охлаждающей воды должна быть не выше 20˚С.

· При номинальных параметрах свежего пара и расхода охлаждающей воды 8000 м³/ч при температуре охлаждающей воды не выше 33˚С.

· При нарушении режима температура и давление пара перед турбиной не должны превышать:

а) 565°С продолжительностью каждого отклонения не более 30 минут. При этом суммарный срок работы с такой температурой не должен превышать 200 часов в год.

б) 140 кгс/см² (абс) с продолжительностью каждого отклонения не более 30 минут. При этом суммарный срок работы с такой температурой не должен превышать 200 часов в год.

 

Допускается длительная работа турбины от отклонении частоты в пределах 49-50,5 Гц. Турбина допускает кратковременную работу при номинальной частоте 48,5 Гц два раза в год продолжительностью 4 мин. или один раз в год продолжительностью до 6 мин.

Допускается параллельная работа турбины по производственному отбору пара с другими турбинами, имеющими аналогичные производственные отборы, а также и с РОУ, снабженной автоматическим регулированием.