Техническая эксплуатация электрических станций и сетей Правила (стр. 64 из 128)
угла распыливания топлива на выходе из них; проверку АВР резервных и аварийных масляных насосов ; проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры;осмотр и проверку топливных насосов и насосов системы технического
водоснабжения; осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров; восстановление эффективности шумоглушащих устройств;профилактику оборудования с целью снижения концентрации вредных веществ в
уходящих в газах.
8.6.25 В процессе эксплуатации на основании наблюдений и показаний приборов должна проводиться параметрическая и вибрационная диагностика, включающая анализ:
соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной; степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров; эффективности теплообменных аппаратов;неравномерности измеряемых температур на входе и выходе турбин; давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры масла в
характерных точках;
вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей.Предельные значения отклонений контролируемых параметров от паспортных не должны превышать заданных заводами-изготовителями или указанных в технических условиях на поставку.
8.6.26 Все проверки и испытания системы регулирования и защиты ГТУ от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.
8.6.27 Проверка действия защит от превышения температуры газов в турбинах должна проводиться не реже одного раза в 4 месяца.
8.6.28 Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом электрической нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна проводиться:
- при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;
- после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
- при выявлении существенных изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации и устранения при ремонте обнаруженных недостатков.
8.6.29 Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной готовности к пуску. Если их включения в работу не требуется, исправность оборудования и систем таких ГТУ должна проверяться один раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата должны проводиться не реже одного раза в неделю.
8.6.30 При работе ГТУ среднеквадратические значения виброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров, турбогенератора и возбудителя должны быть не выше 4,5 мм•с-1.
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-1 эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запрещается.
Турбина должна быть отключена действием защиты или вручную при повышении вибрации турбоагрегата до 11,2 мм•с-1.
Газотурбинная установка 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-1 и более от любого начального уровня.
Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена, если произойдѐт плавное возрастание:
-за период до 3 суток любой составляющей (компоненты) вибрации одной из опор валопровода на 2 мм•с-1;
-независимо от продолжительности возрастания любой составляющей (компоненты) вибрации одной из опор валопровода на 3 мм•с-1.
Вибрация должна измеряться и регистрироваться с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля. Допускается, до монтажа аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипников по среднеквадратическому значению виброскорости, оценивать вибрационное состояние ГТУ исходя из соотношений, приведенных в таблице
8.9.
Таблица 8.9
| Наименование параметра | Значение | |
| Среднеквадратическое значение виброскорости, мм•с-1 | 4,5 | 7,1 |
| Эквивалентное значение размаха виброперемещений, мкм 50,0 (3000) При частотах вращения турбины, с-1 (об/мин): 66,7 (4000) 83,3 (5000) 100,0 (6000) и более | ||
| 30 | 65 | |
| 25 | 50 | |
| 20 | 40 | |
| 15 | 35 | |
Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинных двигателей, работающих в составе энергетических установок, должно быть определено по техническим условиям на поставку. Однако при этом двигатели не должны вызывать вибрации связанного с ними оборудования сверх указанного выше уровня.
8.6.31 Для каждого вала ГТУ должны быть установлены длительность нормального выбега ротора и номинальное значение силы электрического тока электродвигателя валоповоротного устройства.
Длительность выбега роторов и сила тока должны измеряться и регистрироваться в суточной ведомости при всех остановах ГТУ. При отклонении времени выбега или силы электрического тока от нормальных, а также при возникновении посторонних шумов во время выбега должна быть выявлена причина отклонений и приняты меры к их устранению.
8.6.32 При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения, должны быть указаны в технических условиях на ГТУ.
8.6.33 Периодичность средних и капитальных ремонтов должна быть установлена согласно техническим условиям в зависимости от режимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого топлива с учетом фактического состояния.
8.7 Водоподготовка и водно-химический режим электростанций и тепловых
сетей
8.7.1 Общие положения
8.7.1.1 Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечивать работу ТЭС, АЭС, ИТ и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности оборудования, обусловленных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, без образования накипи и отложений на теплообменных поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах.
8.7.1.2 Организацию и контроль водно-химического режима работы оборудования должен производить персонал химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения) ТЭС, АЭС, ИТ и предприятий, которые эксплуатируют тепловые сети.
Включение в работу и отключение любого оборудования, которое может ухудшить качество воды и пара, должно быть согласовано с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).
Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезки образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование технологических нарушений и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнять персонал соответствующего технологического цеха при участии персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).
Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим ТЭС, АЭС, ИТ и тепловых сетей должны быть согласованы энергокомпанией или специализированной службой вышестоящей организации.
8.7.1.3 Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должно согласовываться с Минтопэнерго Украины, а для АЭС – с органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.
8.7.2 Водоподготовка и коррекционная обработка воды
8.7.2.1 Водоподготовительные установки должны обеспечивать компенсацию потерь пара и воды как в стационарном, так и в аварийных режимах эксплуатации (ТЭС, АЭС, ИТ, тепловых сетей) при обеспечении установленных норм качества добавочной воды.
8.7.2.2 Водоподготовительные установки со всем вспомогательным оборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.
Установки для очистки конденсата турбин и грязных конденсатов, а также установки коррекционной обработки воды должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до пуска энергоблока (котла, РУ) и включены в работу во время его пуска.
Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионного покрытия до начала предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла, РУ) электростанции.
На АЭС готовность установки очистки добавочной воды, обработки загрязненных и сточных вод со вспомогательным оборудованием, очистки конденсата турбин, загрязненных конденсатов, продувочной воды, радиоактивных вод, коррекционной обработки воды, готовность общестанционных баков обессоленной воды и конденсата к соответствующим этапам (подэтапам) введения энергоблока в эксплуатацию определяется ―Программой введения энергоблока АЭС в эксплуатацию‖.