Параграф 7. Техническая документация 6 страница
403. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, содержатся в исправном состоянии и в постоянной готовности к пуску - с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.
Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный проводится по графику, но не реже 1 раза в месяц.
404. Перед пуском турбины из среднего или капитального ремонта или холодного состояния проверяется исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного и автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности устраняются.
При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки проверяются в соответствии с производственными инструкциями.
Пуском турбины руководит начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.
405. Пуск турбины не производится:
1) при отклонении показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;
2) при неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
3) при наличии дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
4) при неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их АВР;
5) при отклонении качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижении температуры масла, ниже установленного заводом-изготовителем предела;
6) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм.
406. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не производится. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются производственной инструкцией.
Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска осуществляется при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).
407. Обеспечивается значение средних квадратических виброскоростей подшипниковых опор при эксплуатации турбоагрегатов не превышающих 4,5 мм-с-1.
При превышении нормативного значения вибрации принимаются меры к ее снижению в срок не более 30 суток.
При вибрации свыше 7,1 мм-с-1эксплуатация турбоагрегатов более 7 суток не производится, а при вибрации 11,2 мм-с-1 турбина отключается действием защиты или вручную.
Турбина немедленно останавливается, если при установившемся режиме происходит одновременное, внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм-с-1 и более от любого начального уровня.
Турбина разгружается и останавливается, если в течение 1-3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм-с-1.
Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации не производится. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм-с-1, принимаются меры к ее устранению.
Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, производится по решению технического руководителя контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация производится при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об/мин; изменение вибрации на 1-2 мм-с-1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.
Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более измеряется и регистрируется с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор.
До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт по решению технического руководителя используются переносные приборы. Периодичность контроля устанавливается производственной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.
408. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц проверяются значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.
Обеспечивается повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара не более 10 %. При этом обеспечивается недопущение превышение давления не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.
При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса проводится промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки выбирается исходя из состава и характера отложений и реальных условий.
409. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки постоянно контролируются путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта проводятся эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.
При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных, устраняются дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.
Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, подвергаются балансовым испытаниям.
410. Турбина немедленно отключается персоналом путем воздействия на выключатель при отсутствии или отказе в работе следующих защит:
1) при повышении частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;
2) при недопустимом осевом сдвиге ротора;
3) при недопустимом изменении положения роторов относительно цилиндров;
4) при недопустимом понижении давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
5) при недопустимом снижении уровня масла в масляном баке;
6) при недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
7) при воспламенении масла на турбоагрегате;
8) при недопустимом понижении перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала турбогенератора;
9) при недопустимом снижении уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
10) при отключении всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
11) при отключении турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
12) при недопустимом повышении давления в конденсаторе;
13) при недопустимом перепаде давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
14) при внезапном повышении вибрации турбоагрегата;
15) при появлении металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;
16) при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;
17) при недопустимом понижении температуры свежего пара или пара после промперегрева;
18) при появлении гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
19) при обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
20) при прекращении протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
21) при недопустимом снижении расхода охлаждающей воды на газоохладители;
22) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.
Необходимость срыва вакуума при отключении турбины определяется производственной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
В производственной инструкции указываются четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
411. Турбина разгружается и останавливается в период, определяемый техническим руководителем электростанции с уведомлением оперативного персонала СО в ведении или управлении которого находиться данное оборудование:
1) при заедании стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
2) при заедании регулирующих клапанов или обрыве их штоков; заедании поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
3) при неисправностях в системе регулирования;
4) при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
5) при увеличении вибрации опор выше 7,1 мм-с-1;
6) при выявлении неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;
7) при обнаружении течи масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
8) при обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;
9) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм;
10) при обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
412. Для каждой турбины определяется длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности выявляются и устраняются причины отклонения. Длительность выбега контролируется при всех остановах турбоагрегата.
413. При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более принимаются меры к консервации оборудования турбоустановки.
Метод консервации выбирается исходя из реальных условий руководителем электростанции.
414. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, производится с разрешения завода-изготовителя.
415. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях согласуется с заводом-изготовителем.
При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях предусматриваются максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.
Параграф 9. Блочные установки тепловых электростанций
416. При эксплуатации блочных установок выполняются требования пунктов 369, 414, 680 и 750 настоящих Правил и обеспечиваются их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы.
417. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки обеспечиваются изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.
418. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, привлекаются по решению технического руководителя к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок, с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой цилиндров низкого давления (далее - ЦНД) не привлекаются к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. Разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники, а также количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, определяется диспетчером, в ведении которого находятся эти энергоблоки.
419. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока устанавливается исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков обеспечивается возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого производится изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов.
Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки указываются в производственной инструкции и доводятся до сведения диспетчерской службы, в чьем ведении находится данное оборудование.
420. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева обеспечивается на уровне, не большем заданного заводами-изготовителями оборудования.
421. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне устанавливается на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне.
422. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, по решению технического руководителя эксплуатируются в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов цилиндров высокого давления (далее - ЦВД) турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами-изготовителями котлов. При этом в местные инструкции вносятся соответствующие дополнения.
423. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (далее - БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей направляется через БОУ при нарушении плотности трубной системы этих подогревателей.
424. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время производятся без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (далее - ВЗ) и встроенным сепаратором, также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (далее - ППС) реализуются технологические приемы, исключающие выброс конденсата из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.
425. Обеспечивается состояние оборудования, пусковых и электрических схем, арматура, тепловой изоляции, растопочных и водных хозяйств энергоблоков и электростанций, позволяющее обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.
426. Пуск энергоблока не производится в случаях:
1) наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами;
2) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;
3) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;
4) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;
5) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.
427. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсаторов, не привлекаются к противоаварийному регулированию.
428. Работа энергоблоков с включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами «до себя»), если они не входят в состав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, не производится.
429. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков при набросе (сбросе) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал немедленно приступает к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара.
430. Энергоблок немедленно останавливается действием защит или персоналом в случаях:
1) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;
2) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в пункте 450 настоящих Правил (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или после промперегрева);
3) отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;
4) отключения всех питательных насосов;
5) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;
6) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля энергоблока;
7) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока.
431. Пуском и остановом энергоблока руководит старший машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинного цеха, а после капитального и среднего ремонта - начальник котлотурбинного цеха или его заместитель.
432. Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках производится:
1) для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами-изготовителями оборудования;
2) при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме или улучшения эксплуатационных качеств.
Параграф 10. Газотурбинные установки (автономные и работающие в
составе ПГУ)
433. При эксплуатации ГТУ обеспечиваются:
1) надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;
2) возможность работы с номинальными параметрами, соответствующими техническим условиям на ГТУ;
3) чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов;
4) отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды.
434. Обеспечивается удовлетворение системой регулирования ГТУ следующих требований:
1) устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;
2) удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;
3) обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;
4) обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;
5) удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);
6) поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;
7) иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10оС;
8) обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;
9) иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4-5 % номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров указывается в технических условиях);
10) минимальная местная степень статической неравномерности не достигает значений ниже 2 %;
11) иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2 % номинальной частоты вращения.
Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения регламентируется техническими условиями на ГТУ.
435. Импульс по температуре, используемый в системах регулирования и защиты, вырабатывается малоинерционными датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными устройствами с динамической коррекцией при необходимости), установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими представительное определение температуры.
436. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания настраиваются на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.
437. Автоматы безопасности отрегулируются на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10-12 % выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.
438. При эксплуатации ГТУ выполняются мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение полива) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство.
439. Работа системы очистки воздуха налаживается так, чтобы обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м2, а концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм в этом воздухе не превышала 0,03 мг/м3. По решению технического руководителя допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 часов в год, концентрация пыли до 5 мг/м3 с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации регулярно контролируется. Обеспечиваются условия для исключения выноса из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры осматриваются и очищаются от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове).
440. Система фильтрации воздуха оборудуется байпасными клапанами двустороннего действия, открывающимися автоматически при превышении допустимого перепада давлений на фильтрах или появления избыточного давления в камере фильтров.
441. Избегается обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ оборудуются устройствами, предотвращающими обледенение.
442. Обеспечивается абсолютная плотность стопорных и регулирующих топливных клапанов ГТУ. При этом клапаны расхаживаютсяна полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено заводской инструкцией.
Проверка плотности топливных клапанов ГТУ производится после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, а также перед каждым пуском ГТУ контролем отсутствия давления топлива перед регулирующими клапанами по манометрам и по величине зазоров между роликами и кулаками регулирующих клапанов.
443. Маховики задвижек и клапанов, установленных на маслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания и напора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийного слива масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, в схеме уплотнений вала генератора, опломбируются в рабочем положении.
444. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя немедленно отключаются, для чего устанавливается защита от обратной мощности генератора. Это условие не распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.
445. Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояния осуществляются автоматически. Частотный пуск вновь устанавливаемых одновальных ГТУ осуществляется тиристорным пусковым устройством, если не требуется автономности пуска. Плановый останов ГТУ производится автоматически по заданной программе.
446. Пуском ГТУ руководит начальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ - начальник цеха или его заместитель.
447. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 суток проводится исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности устраняются.
448. Пуск ГТУ не производится при следующих случаях:
1) неисправности или отключения какой-либо из защит;
2) наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;
3) неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;
4) отклонения от норм качества топлива или масла, а также при температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных пределов;
5) отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимого значения.
Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не производится.
Перед зажиганием в камерах сгорания тракты ГТУ вентилируются не менее 2 минут при работе на жидком топливе и на 5 минут при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством.
После каждой неудачной попытки пуска ГТУ зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 минут при работе на жидком топливе и 10 минут при работе на газообразном топливе не производится. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ указывается в инструкции по эксплуатации.
449. Пуск немедленно прекращается действием защит или персоналом в случаях:
1) нарушения установленной последовательности пусковых операций;
2) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;
3) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;
4) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;
5) помпажных явлений в компрессорах ГТУ.
450. ГТУ немедленно отключается действием защит или персоналом в случаях:
1) недопустимого повышения температуры газов перед турбиной (турбинами);
2) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;
3) обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов высокого давления;
4) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;
5) недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;
6) прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;
7) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений, указанных в пункте 461 настоящих Правил;
8) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;
9) воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;
10) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;
11) погасания факела в камерах сгорания, недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива;
12) исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;
13) отключения турбогенератора вследствие повреждения;
14) возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;
15) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами.
Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналом отключается турбогенератор.
451. ГТУ разгружается и останавливается по решению технического руководителя электростанции в случаях:
1) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;
2) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;
3) обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;
4) недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;
5) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;
6) недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;
7) при неисправности отдельных защит или оперативных контрольно-измерительных приборов.
452. При загорании отложений в регенераторах или подогревателях сетевой воды, если не происходит опасного изменения параметров ГТУ, установка останавливается в работе для обеспечения охлаждения теплообменных поверхностей.
При загорании отложений на остановленной ГТУ включаются противопожарные установки.
453. После отключения ГТУ обеспечивается эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции перекрываются всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ указываются в инструкции по эксплуатации.
454. На электростанциях устанавливается регламент технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения регламентных работ.
455. Регламент технического обслуживания предусматривает:
1) визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашин и аппаратов в местах, указанных в инструкции по эксплуатации, с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов, если это предусмотрено заводской инструкцией;
Дата добавления: 2016-07-09; просмотров: 539;