11.7.4. При останове турбины не происходит посадка на "0" одного или нескольких РК при положении Н сервомотора = 0.
11.8. Признаки снижения плотности стопорного клапана:
11.8.1. При останове турбины при открытых РК и полностью закрытом СК установившаяся частота вращения ротора превышает:
для ТА №6-9 - n допуст. (см. п. 11.7.3)
11.8.2. При останове турбины не происходит посадка на "0" стопорного клапана по причине зависания.
11.9. Признаки снижения совместной плотности стопорного и регулирующих клапанов:
- при останове турбины при полностью закрытых СК и РК частота вращения ротора не снижается до "0".
11.10. Во всех случаях выявления в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности (п. 4.4.7 ПТЭ).
12. Остановка турбины и приведение системы в
исходное состояние
12.1. После получения распоряжения о предстоящей остановке турбины, необходимо:
- проверить отсутствие заеданий СК путем их расхаживания;
- проверить исправность ГПЗ по сигнализации на ЩУ, готовность к работе обратных клапанов типа КОС на трубопроводах регулирующих, регенеративных отборов;
- перевести питание потребителей пара от турбины на резервный источник и закрыть задвижки на трубопроводах дополнительных отборов;
- проверить работоспособность задвижек на линии рециркуляции конденсатных насосов;
- убедиться в готовности к работе систем защит и блокировок;
- проверить включение указателя искривления ротора турбины.
12.2. Отключить П и Т- отборы, перевести турбину на конденсационный режим.
12.3. Снятие нагрузки с турбоагрегата производить со скоростью 2-3 МВт в минуту, прикрытием РК ЦВД.
12.4. При разгружении турбины следить за тем, чтобы:
- максимальная скорость охлаждения металла турбины, корпусов СК, регулирующих клапанов и паропроводов не превышала 1,5 оС в мин.;
- относительное расширение роторов и цилиндров не превышали допустимых пределов (см. п. 9.1.24)
- следить за системой подачи пара на уплотнения турбины
12.5. Во время разгружения тщательно прослушивать турбину и следить за вибрацией подшипников и искривлением РТ. При обнаружении задеваний, возникновении внезапной повышенной вибрации или превышения искривления РТ - турбину остановить аварийно;
- при нагрузке 20- 25 МВт отключить сливной насос;
- при нагрузке 10- 15 МВт отключить ПВД;
- следить за работой КНТ и системы рециркуляции;
- при необходимости подать свежий пар на переднее уплотнение ЦВД.
12.6. При нагрузке 3-5 МВт проверить готовность к включению ПМН, перейти с ГПЗ на байпас. Включение ПМН при останове турбины производится из следующих соображений:
- сервомоторы двухстороннего действия не обеспечивают плотного закрытия регулирующих органов при исчезновении напорного давления в системе регулирования, в особенности это касается поворотной диафрагмы;
- прекращение подачи напорного масла делает необходимым производить дополнительные переключения в схеме маслоснабжения, в частности на генераторе.
12.7. Разгрузить турбину до "0" и отключить ее кнопкой с БЩУ. Одновременно с отключением турбины включить ПМН, проверить открытие электрозадвижки на нагнетании насоса.
12.8. Убедиться в том, что СК, РК ЦВД и ЦНД, поворотная диафрагма полностью закрылись. ГПЗ пошла на закрытие, генератор отключился от сети и частота вращения РТ уменьшается.
Отключение генератора производить только убедившись, что на генераторе мощность равна "0", что СК и все регулирующие органы закрылись, а все задвижки на подводе пара в турбину пошли на закрытие.
12.9. Время работы турбины в моторном режиме (без доступа пара в ЦВД ) не должно превышать 4-х минут.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.