12.3. Паротурбинные установки (ОПЭ АЭС)

12.3.1. При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:

• надежность работы основного и вспомогательного оборудования;
• готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок;
• нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

12.3.2. Система автоматического регулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

• устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;
• устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;
• удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах.

12.3.3. Значения основных параметров, характеризующих качество работы систем регулирования паровых турбин, должно быть выдержаны в эксплуатации на уровне, указанном в действующем ГОСТ 24277 "Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций. Общие технические условия".

12.3.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбин от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин и действующих указаний, утвержденных Главтехуправлением Минэнерго России и введенных в действие эксплуатирующей организацией в установленном порядке.

12.3.5. Автомат безопасности должен срабатывать при превышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем. При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

• стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
• стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отбора пара, слива сепарата;
• отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

12.3.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, должна быть испытана увеличением частоты вращения в следующих случаях: после монтажа турбины, перед испы-танием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети, после длительного (более 30 суток) простоя, после разборки автомата безопасности. Кроме того, защита должна испытываться после разборки системы регулирования, а также отдельных ее узлов и периодически не реже 1 раза в 4 мес. В этих случаях допускается испытание без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей ее цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха или его заместителя.

12.3.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегре-ва должны быть плотными.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или час-тичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения оп-ределяется инструкцией завода-изготовителя или действующими «Методическими указаниями по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин», а для турбин, критерии проверки которых не оговорены инструкциями завода-изготовителя или методическими указаниями, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже одного раза в 1,5 года. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

12.3.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода – ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

12.3.9. Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины и периодически в соответствии с требованиями и методиками завода - изготовителя. При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.

12.3.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям п. 12.3.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться:

• после монтажа турбины;
• непосредственно до и после капитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Кроме того, после монтажа турбины или капитального ее ремонта, а также ремонта основных узлов систем регулирования и парораспределения должны быть сняты характеристики регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимые для построения ста-тической характеристики.

12.3.11. Испытание системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

• при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
• после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП) гидравлической системы регулирования, могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

12.3.12. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены причины этих отклонений.

12.3.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главного инженера АС. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

Ограничитель мощности турбин энергоблоков с реакторами типа РБМК вводится в работу в соответствии с технологическими регламентами эксплуатации АС с реакторами РБМК.

12.3.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

• надежность работы агрегатов на всех режимах;
• пожаробезопасность;
• поддержание нормального качества масла и температурного режима;
• предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему.

12.3.15. Резервные и аварийные масляные насосы систем смазки, регулирования, уплотнения и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий и резервный маслонасосы систем смазки имеют индивидуальные электроприводы, проверка автоматического включения резерва перед остановом не проводится.

12.3.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы защиты «Пожар – масло» должна быть проверена перед пуском из холодного состояния.

12.3.17. Запорная арматура, установленная на маслопроводах до и после маслоохладителей, на всасывающих и напорных сторонах резервных и аварийных маслонасосов, до и после выносных фильтров на линиях аварийного слива масла из маслобаков турбин и в схеме масляных уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

12.3.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением норма-тивных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

12.3.19. При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться:

• профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений трубок конденсатора со стороны охлаждающей воды (обработка охлаждающей воды химическими реагентами и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);
• периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормальными значениями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;
• контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;
• контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в со-ответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;
• проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100% должны быть не выше зна-чений, определяемых по формуле

Gb = 1,5 * (8 + 0,065N), где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки АС на конденсацион-ном режиме, МВт;

• проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля соле-содержания конденсата;
• проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.
• контроль за радиоактивностью конденсата и парогазовой смеси на выхлопе из па-роструйных эжекторов (для паротурбинных установок АС).

Методы контроля за работой конденсационной установки и его периодичность опре-деляются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

12.3.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации в соответствии с тех-ническими условиями проекта должны обеспечивать:

• нормативные температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревате-лем и конечный ее подогрев;
• надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки.

Степень нагрева питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохла-ждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны прове-ряться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

12.3.21. Эксплуатация подогревателей высокого давления (ПВД) при отсутствии или неисправности элементов их защиты и неисправности клапанов регуляторов уровня запре-щается.

При наличии группового аварийного обвода ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит или неисправности клапана регуляторов уровня хотя бы на одном из ПВД, а также при отключении по пару любого ПВД эксплуатация всей группы запрещается, если иное не оговорено конструкторско-заводской документацией.

Подача питательной воды в ПВД без включения защиты запрещается.

При обнаружении неисправности защиты подогревателя или клапана регулятора уровня ПВД или группа ПВД должны быть немедленно отключены.

При неисправном состоянии каких-либо других, кроме клапана, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из рабо-ты в срок, определяемый главным инженером электростанции.

12.3.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находя-щиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными 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 должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.

12.3.23. Перед пуском турбины из ремонта или простоя более 3-х суток должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудо-вания, блокировок, средств технологических защит, дистанционного автоматического управ-ления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Средства защиты и блокировки при пусках агрегата из других состояний должны про-веряться в соответствии с местными инструкциями.

Пуск турбины осуществляется оперативным персоналом АС в соответствии с произ-водственными и должностными инструкциями, а после ее капитального или среднего ремон-та - в присутствии начальника цеха или его заместителя по эксплуатации.

12.3.24. Пуск турбины запрещается в случаях:

• отклонений показателей теплового и механического состояний турбины от допусти-мых значений;
• неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
• дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
• неисправности хотя бы одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплот-нений генератора и устройств их автоматического включения (АВР);
• отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения тем-пературы масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

12.3.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения тур-бины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины запре-щается. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, опреде-ляются местной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструк-циях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).

12.3.26. При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значения виброско-рости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/с эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запре-щается. При наличии системы защиты по предельному уровню вибрации уставка срабаты-вания должна быть настроена на отключение турбоагрегата при вибрации 11,2 мм/с.

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если происходит плавное (в тече-ние примерно 3 суток) возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипни-ков на 2 мм/с.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации больше 1,8 мм/с недопус-тима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм/с, должны быть приня-ты меры к ее устранению в срок, определенный главным инженером, но не более семи су-ток.

Вибрация должны измеряться и регистрироваться с помощью стационарной аппа-ратуры непрерывного контроля, обеспечивающей измерение вибраций всех опорных и опорно-упорных подшипников турбоагрегатов в трех взаимно перпендикулярных направле-ниях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала турбоагрегата.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибра-ции по размаху виброперемещения.

Сопоставление измеренных размахов колебаний с нор-мативными среднеквадратическими значениями виброскоростей осуществляется исходя из следующих соотношений:

---

Среднеквадратическое значение виброскорости, мм/с...........................……………….…….. 4,5 7,1 11,2

Эквивалентное значение размаха виброперемещений,мкм,при частоте вращения турбины:

1500 об/мин.........................…………………… 50 130 200

3000 об/мин.........................…………………… 30 65 100

Для турбоагрегатов мощностью менее 200 МВт допускается использование перенос-ных виброизмерительных приборов.

---

Периодичность контроля должна устанавливаться ме-стной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

12.3.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступе-нях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления в контрольных ступенях против номинального при данном рас-ходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предель-ных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за соле-вого заноса должна быть проведена промывка или очистка проточной части турбины. Спо-соб промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

12.3.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности работы турбоустановки, оценки эф-фективности ремонтов должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания обору-дования.

При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

12.3.29. Турбина должна быть отключена персоналом путем воздействия на выклю-чатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соответствую-щих защит в случаях:

а) повышения частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;

б) недопустимого осевого сдвига ротора;

в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

г) недопустимого снижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смаз-ки;

д) недопустимого снижения уровня масла в масляном баке;

е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагре-гата;

ж) воспламенения масла на турбоагрегате;

з) недопустимого понижения перепада давления "масло-водород" в системе уплот-нений вала генератора;

и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы уплотнений вала генератора;

к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения генератора (для безинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

л) отключения генератора из-за внутреннего повреждения;

м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;

н) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генера-тора;

р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или ге-нератора;

с) недопустимого снижения температуры свежего пара или пара после промперегре-ва;

т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

ф) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках масло-проводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

х) прекращения протока охлаждающей воды через статор генератора;

ц) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

ч) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно- измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклоне-ниях значений контролируемых величин по агрегату.

12.3.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в сле-дующих случаях:

• заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
• заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диа-фрагм или обратных клапанов отборов;
• неисправностей в системе регулирования;
• нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуни-каций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
• выявления неисправности технологических защит, действующих на останов обору-дования;
• обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
• обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов па-роводяного тракта;
• обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токо-проводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о неисправностях, нару-шениях нормальной эксплуатации вспомогательного оборудования, схем и коммуникаций установки, значений концентраций водорода в картерах подшипников, токопроводах, масло-баке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

12.3.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом ва-куума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турби-ны.

12.3.32. При выводе турбины в резерв на срок 10 суток и более должны быть приняты меры к ее консервации.

Метод консервации, способы контроля ее качества принимаются в соответствии с действующими руководящими указаниями и рекомендациями или указаниями завода-изготовителя по консервации теплоэнергетического оборудования.

12.3.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя.

12.3.34. При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.