Характеристика импульсно-предохранительных устройств

II. ПУСКИ ЭНЕРГОБЛОКОВ

Общие положения

1.1. В зависимости от теплового состояния оборудования режимы пуска подразделяются на следующие:

1.1.1. Из холодного состояния − при полностью остывшем котле, паропроводах и температуре металла паровпускных частей ЦВД и ЦСД равной или ниже 150⁰С и 100⁰С соответственно.

1.1.2. Из неостывшего состояния − при температуре металла паровпускных частей ЦВД и ЦСД до 400⁰С.

1.1.3. Из горячего состояния − при температуре паровпускных частей ЦВД, ЦСД выше 400⁰С и сохранившемся избыточном давлении в тракте котла до встроенных задвижек (ВЗ).

Во всех случаях пуски проводятся на сепараторном режиме при скользящих параметрах пара.

1.2. Основные особенности пусков на сепараторном режиме (1.1.1., 1.1.2., 1.1.3.) и скользящем давлении острого пара:

1.2.1. Заполнение и прокачка водой котла перед растопкой производится до ВЗ при отсеченном паропереревателе.

1.2.2. Прогрев главных паропроводов ведется до регулирующих клапанов турбины при открытых ГПЗ и стопорных клапанах, если температура металла стопорных клапанов превышает температуру концевых участков паропроводов перед ними не более чем на 50⁰С. Если разница температур металла стопорных клапанов и паропроводов перед ними более 50⁰С, производится предварительный прогрев паропроводов через дренажи перед ГПЗ.

1.2.3. В предтолчковый период при пусках из холодного и неостывшего состояний поддерживается минимально возможное давление острого пара перед турбиной и пониженный вакуум (550 мм.рт.ст.) в конденсаторе турбины, обеспечивающие плавный прогрев вторых перепускных труб при повышении частоты вращения роторов турбины до 800 об/мин.

1.2.4. Пар из растопочного расширителя (РР-20) используется для деаэрации воды растапливаемого блока.

1.2.5. Прогрев паропроводов промперегрева производится путем подачи пара через ЦВД в паропроводы промперегревателя и через сбросные клапаны в конденсатор при закрытых отсечных клапанах турбины. Обороты при этом поддерживаются равными 800 об/мин.

1.2.6. При необходимости использования байпаса промперегревателя для регулирования температуры пара промперегрева перед турбиной запрещается повышать температуру газов перед вторичным перегревателем выше 600⁰С до полного закрытия байпаса (нагрузка примерно 30% ном.).

1.2.7. Необходимость прогрева паропроводов промперегрева определяются следующими параметрами:

- температура концевых участков паропроводов перед ЦСД менее 100^оС;

- или разница температур металла ЦСД в зоне паровпуска и паропроводов более 100^оС.

1.2.8. При пусках блока с предварительным прогревом трубопроводов промперегрева открыть вспрыски СЗГ при достижении Т_ГПП перед ТГ=180^оС.

1.2.9. После окончания прогрева при η=800 об/мин, Т пара перед ЦСД поддерживать на уровне Тфл. ЦСД +80⁰С открытием паровых байпасов промперегрева.

1.2.10. Подача пара на обогрев фланцев ЦСД производится при температуре не более 470⁰С при достижении Т_ППГ перед ЦСД > Т фл. ЦСД. Подача пара на фланцы ЦВД производится при их температуре не более 300⁰С при достижении Т пара в межцилиндровом пространстве >Тфл. ЦВД. Отключение пара на фланцы ЦСД производится при достижении температуры промперегрева 530÷540⁰С или после выхода на номинальную нагрузку. Отключение обогрева фланцев ЦВД выполняется при повышении параметров острого пара перед турбиной до номинальных значений и температуре фланцев 380⁰С.

1.2.11. Перевод котла на работу со скользящим давлением по всему пароводяному тракту производится открытием задвижек ВЗ при нагрузке не более 180 МВт, которая является максимально допустимой по прочности крепления винтовых лопастей встроенных сепараторов.

1.2.12. Переход на ПТН производится при нагрузке на блоке 160÷180 МВт до открытия задвижек ВЗ. При невозможности взять нагрузку по условиям диспетчерского графика или состояния оборудования (например, растопка дубль-блока на одном корпусе) переход на ПТН производится при более низких нагрузках 130÷140 МВт. Прогрев ПТН при пусках блока должен начинаться при N_эл.=100÷110 МВт. Прогрев производится при числе оборотов ПТН равном 1000 об/мин.

1.2.13. Расходы воды при растопках блоков контролируются по растопочным расходомерам, рассчитанным на температуру воды 100⁰С. Разница в показаниях штатных расходомеров, рассчитанных на температуру 270⁰С достигает 10%.

1.2.14. Водно-химический режим энергоблока ведется в соответствии с инструкцией по ведению водного режима энергоблоков Костромской ГРЭС. Порядок ведения и изменений отмывки пароводяного тракта при пуске энергоблока определяет начальник смены химического цеха.

1.2.15. Начальный расход топлива, характеризующий паропроизводительность котлоагрегата до перехода на прямоточный режим при растопке на сепараторном режиме определяется температурой среды до ВЗ. Подключение пароперегревателей СКД при неостывшем состоянии котлоагрегата с температурой толстостенных элементов более 80⁰С производится при температуре среды до ВЗ около 260⁰С. Из холодного и близкого к нему состояний при температуре толстостенных элементов менее 80⁰С после розжига первой горелки. При пуске энергоблока из горячего резерва температура газов за КПП СКД до включения генератора в сеть не должна превышать 550⁰С. Подключение пароперегревателя СКД не ограничивается показателями водного режима котла.

1.2.16. При пуске энергоблока разворот ротора турбоагрегата до 800 об/мин производится за 10 мин. для плавного прогрева вторых перепускных труб ЦВД.

1.2.17. Пуск энергоблока с момента включения генератора в сеть производить при полностью открытых четырех регулирующих клапанах ЦВД до нагрузки 170÷180 МВт и перехода на ПТН. Изменение их положения допускается для уменьшения перепада на задвижках ВЗ до 30кг/см² перед при открытием ВЗ для прогрева.

1.2.18. Пуск дубль-блока производится обычно на двух корпусах. Растопка котлоагрегата (корпуса) при работе одного РВП не допускается.

1.2.19. Глубина вакуума при пуске энергоблока должна быть:

- не ниже 380 мм рт.ст. перед растопкой котла и сбросом горячей воды и пара в конденсатор турбины (Р_абс. > 0,5 кг/см²);

- 550 мм рт.ст. перед толчком ротора турбоагрегата и на 800 об/мин (Р_абс. = 0,28 кг/см²);

- не ниже 700 мм рт.ст. в конце выдержки ротора на 800 об/мин на холостом ходу и нагрузке до 30 % номинальной (Р_абс.<0,08 кг/см²);

- не ниже 670 мм рт.ст. при нагрузке на энергоблоке от 30% до номинальной (Р_абс.>0,12 кг/см²). Сброс горячей воды и пара в конденсатор, а также пуск энергоблока при работе одного ЦЭН не допускается.

1.2.20. Если растопка котла производится на мазуте, то переход на газ производится после перехода на ПТН по ходу пуска. Ввод газопроводов котлов в резерв (постановка их под газ) производится во время вентиляции топки до розжига горелок растапливаемого котла во избежание взрывов в газопроводе, в соответствии с указаниями инструкции по эксплуатации газового хозяйства КТЦ-1.

1.3. Основные критерии пуска турбоагрегата включают:

1.3.1. Показания прибора искривления ротора турбины при работе на ВПУ не должны превышать 0,07 мм. При показаниях прибора > 0,07 мм пуск турбины запрещается. На оборотах показания прибора искривления ротора не должны превышать 0,2 мм.

1.3.2. Разность температур верха и низа ЦВД и ЦСД по контрольным сечениям не должна превышать 50⁰С.

1.3.3. Разность температур внутренней и наружной поверхностей фланцев (по ширине фланца) ЦВД и ЦСД не должна превышать 80⁰С.

1.3.4. Температура фланца (вблизи внутренней поверхности) не должна превышать температуру шпильки (по середине высоты верхнего фланца) более чем на 60⁰С.

1.3.5. Разность между верхним и нижним левым и правым фланцами должно быть не более 10⁰С.

1.3.6. Разность температур пара, поступающего к левому и правому стопорному и отсечному клапанам не должна превышать 15⁰С.

1.3.7. Относительное положение роторов турбины должно находиться в пределах допустимых значений для:

- ЦВД от -1,0 мм до + 4,0 мм;

- ЦСД от -2,5 мм до + 4,0 мм;

- ЦНД от -3,0 мм до + 7,5 мм.

1.3.8. Осевой сдвиг ротора турбины должен быть в пределах от +1,2 мм до -1,7 мм. Положение «0» приборов осевого сдвига и относительного положения роторов выставлено при холодном состоянии турбоагрегата и роторе, прижатом к колодкам упорного подшипника в сторону котла.

1.3.9. Температура масла на смазку должна быть 40÷45⁰С.

1.3.10. Вибрация подшипников турбоагрегата не должна превышать 30 микрон во всем диапазоне пуска турбины (4,5 мм/с виброскорости).

Организация пусков

2.1. Наиболее ответственными операциями в эксплуатации энергоблока, обеспечивающими его длительно надежную экономическую работу, являются переменные режимы работы оборудования при пуске, останове или внезапном нарушении режима работы оборудования, поэтому оперативный персонал должен твердо знать и выполнять технологический процесс переменных режимов по данной инструкции.

2.2. Пуск блока из резерва с момента розжига осуществляется под руководством начальника КТЦ-1, его заместителя или ведущих инженеров по эксплуатации. Пуск блока после ремонта с момента розжига осуществляется под руководством начальника КТЦ-1или его заместителя. Пуск после капитального и среднего ремонтов проводится под контролем главного инженера ГРЭС и с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале после осуществления разрешающих записей руководителей ремонта, начальников цехов, инспекторов по технической эксплуатации и техники безопасности. Время начала пуска блока из резерва определяет НСС, согласно регламенту норм времени пусковых операций из различных тепловых состояний. Останов блока проводится под руководством начальника смены КТЦ-1.

2.3. Перед пуском энергоблока осмотреть всё основное и вспомогательное оборудование и подготовить его к пуску в соответствии с инструкциями по эксплуатации. При этом необходимо проверить:

2.3.1. Закрытие всех нарядов на ремонт оборудования и устранение дефектов по журналу записи дефектов.

2.3.2. Окончание всех работ, отсутствие людей и посторонних предметов в топке, газоходах и на оборудовании; полы, площадки и оборудование должны быть чистыми.

2.3.3. Наличие противопожарного инвентаря на всех пожарных постах, давление воды в пожарном водопроводе и коллекторах водотушения РВП.

2.3.4. Работоспособность системы пожаротушения РВП и пожарных кранов на основных отметках обслуживания котла.

2.3.5. Исправность связи, рабочего и аварийного освещения на рабочих местах, обратив особое внимание на подсветку контрольных стекол.

2.3.6. Наличие и состояние тепловой изоляции турбины и котлоагрегата, трубопроводов, вспомогательного оборудования; пуск турбины без тепловой изоляции запрещается.

2.3.7. Уровень масла в маслобаках смазки и регулирования турбоагрегата, качество масла по журналу химических анализов; при необходимости взять дополнительные анализы; уровень масла в маслобаке смазки при остановленных насосах должен быть по указателю в пределах 320÷340 мм, уровень масла в маслобаке регулирования при остановленных насосах должен быть по указателю в пределах 150÷200 мм.

2.3.8. Уровень воды в БЗК.

2.3.9. Резерв подачи пара в коллекторы 13 ата.

2.3.10. Исправность запорной и регулирующей арматуры.

2.3.11. Исправность импульсно-предохранительных устройств трубопроводов острого пара, холодного промперегрева, РР-20, Д-10 ата, РОУ-40/13; убедиться в наличии конденсата в демпферных камерах ГПК трубопроводов острого пара, при необходимости – долить.

2.3.12. Исправность взрывных клапанов на газоходах котлоагрегата и боровах к дымовой трубе.

2.3.13. Исправность и готовность к работе контрольно-измерительных приборов, автоматики, защит блока.

2.3.14. Отсутствие цепей и предупредительных плакатов на оборудовании энергоблока.

2.4. Предупредить о предстоящем пуске энергоблока:

2.4.1. Начальника смены электроцеха − для подготовки к сборке схем электродвигателей вспомогательного оборудования.

2.4.2. Начальника смены цеха АСУ − для подготовки к сборке схем электрифицированной арматуры, шиберов и включения КИП, авторегуляторов, защит, блокировок и технологической сигнализации.

2.4.3. Начальника химического цеха − для подготовки к анализам питательной воды, пара, газа и включению БОУ.

2.4.4. Персонал работающих энергоблоков − для усиления контроля за давлением мазута, газа, подпиткой энергоблоков конденсатом и давлением пара в коллекторах 13 ата.

2.5. Собрать электросхемы всей электрифицированной запорной и регулирующей арматуры. При выходе оборудования из ремонта убедиться в нормальной работе арматуры путем прокручивания на открытие и закрытие с контролем по месту. Подать питание на соленоиды ИПУ трубопроводов острого пара и холодного промперегрева. Перед пуском энергоблока из ремонта или длительного простоя (более 3-х суток) проверить технологические защиты, блокировки и сигнализацию в соответствии с инструкцией по эксплуатации автоматики, защиты и блокировок ЦАСУ. Опробование защит и блокировок производить с воздействием на арматуру, эл. магнит отключения турбины и масляные выключатели механизмов 6кВ при испытательном положении тележек КРУ СН. В оперативном журнале записать результаты проверки. При опробовании защит, открытие стопорных клапанов турбины производить на 10 мм по шкале указателя положения. Опробование АВР и блокировок вспомогательного оборудования производить при рабочих положениях тележек КРУ СН действительным понижением тахометра во время включения вспомогательных систем в работу. Каждое опробование регистрировать в суточной ведомости и оперативном журнале СМБ.

2.6. Пуск энергоблока запрещается:

2.6.1. При неисправности любой из защит, действующей на останов оборудования энергоблока.

2.6.2. При неисправности дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных положений.

2.6.3. При дефектах системы регулирования и парораспределения, которые при сбросах нагрузки могут привести к разгону турбины от острого пара, пара промперегрева или пара отборов турбины.

2.6.4. При неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений турбоагрегата или устройства для их автоматического включения.

2.6.5. При отклонениях показателей теплового и механического состояния турбины от допустимых значений.

2.6.6. При качестве масла и ОМТИ, не удовлетворяющем нормам на эксплуатационные масла и при температуре масла ниже 40⁰С перед толчком турбины.

2.6.7. При неготовности к включению БОУ.

2.6.8. При наличии свищей в поверхностях нагрева котла, паропроводах и питательных трубопроводах.

2.6.9. При наличии течей и парений в арматуре.

2.6.10. При наличии отложений сажи на поверхностях нагрева котла.

2.6.11. В случае повреждения опор и пружинных подвесок, трубопроводов.

2.6.12. При неисправности предохранительных устройств трубопроводов острого пара, холодного промперегрева, РР-20, Д-10 ата.

2.6.13. При захламлённом оборудовании и отсутствии рабочего или аварийного освещения рабочих мест.

При неисправности отдельных приборов, регуляторов, блокировок и дистанционного управления пуск энергоблока разрешает главный инженер электростанции.

2.7. Машинистам блока вести суточную ведомость блока начиная с момента включения генератора в сеть.

2.8. После пуска блоков, через два часа после перехода на ПТН, СМБ следует дать команду дежурному персоналу цеха АСУ о снятии следующих диаграмм или пусковых графиков:

- вакуум в конденсаторе;

- Р_абс. в конденсаторе;

- МП-25 – Т мет. СК РК;

- МП-26 – Т пар.мет. ЦВД;

- МП-27 – Т мет. ЦВД, ЦСД;

- МП-28 – Т мет. ЦСД;

- вибрация подшипников ТГ;

- виброскорость подшипников ТГ;

- КП-28 – Т пар.мет. КПП;

- КП-38 – Т мет. котла;

- мех. величины.

Всего по блокам №№ 1÷4 − 13 штук, по блокам №№ 5÷8 − 11 штук.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: