Останов блока без расхолаживания оборудования

7.1. Перед разгружением блока выполнить следующие операции:

7.1.1. Очистить поверхности нагрева котла.

7.1.2. Перевести уплотнения турбины на питание паром от коллектора собственных нужд блока.

7.1.3. Отключить бойлерную установку, РУ 40/13 и другие посторонние потребители пара.

7.1.4. Убедиться в отсутствии заеданий стопорных и сбросных клапанов турбины путем их частичного расхаживания.

7.1.5. Подать напряжение на приводы ВЗ и клапанов Др-3.

7.2. Разгрузить блок за 5 - 7 мин с 300 до 240 МВт при номинальных параметрах пара. Дальнейшее разгружение блока проводить следующим образом:

7.2.1. На блоках, не допускающих работу при скользящем давлении, - до 150 МВт (газомазутные блоки) или до минимальной устойчивой нагрузки без подсветки мазутом (пылеугольные блоки) со скоростью 2 МВт/мин при номинальных параметрах пара.

7.2.2. На блоках, эксплуатирующихся при скользящем давлении, - до минимальной разрешенной нагрузки при открытых четырех регулирующих клапанах турбины с учетом условий п. 7.2.1 со скоростью 10 МВт/мин (газомазутные блоки) или 5 МВт/мин (пылеугольные блоки) при номинальной температуре пара. При этом предварительно отключить воздействие регулятора давления «До себя» на регулирующие клапаны турбины.

Примечание. При останове блока на ночь разгружение проводить в соответствии с п. 7.2.1, если блок работал в зоне номинального давления, и в соответствии с п. 7.2.2 при исходном режиме в зоне скользящего давления.

7.3. При разгружении блока проверить действие следующих блокировок:

7.3.1. При нагрузке около 230 МВт - перевод деаэратора на питание паром от III отбора и калориферов котла от V отбора турбины.

7.3.2. При нагрузке около 200 МВт - переключение конденсата греющего пара ПВД № 6 в ПНД № 4 (или в конденсатор), а ПВД № 7 в деаэратор.

7.3.3. При нагрузке около 160 МВт - перевод деаэратора на питание паром от коллектора собственных нужд блока.

Примечание. Если блокировки, перечисленные в пунктах 7.3.1 и 7.3.3 не задействованы, соответствующие переключения не проводить.

7.4. По окончании разгружения блока выполнить следующие операции:

7.4.1. Отключить калориферы котла по пару и конденсату греющего пара.

7.4.2. Ключами ПЗ-1, ПЗ-2 отключить соответствующие группы защит.

7.4.3. Перевести собственные нужды блока на резервный трансформатор.

7.4.4. Установить ключ плавного останова котла в положение «Останов». Проверить выполнение всех воздействий на механизмы и арматуру и в случае отказов выполнить необходимые операции вручную.

Примечание. Останов котлов, оборудованных молотковыми мельницами, производить после отключения питателей сырого угля при начавшемся снижении температуры газов в поворотной камере и паропроизводительности котла.

7.4.5. Убедиться в разгружении турбогенератора под воздействием регулятора давления свежего пара «До себя».

7.4.6. После снижения нагрузки до 90 - 100 МВт проверить автоматическое срабатывание защиты на останов турбины и в случае отказа ее в работе выполнить необходимые операции вручную.

Примечания: 1. Если электрическими схемами защит предусматривается одновременный останов котла и турбины при воздействии на ключ останова котла, операции по останову котла выполнить вручную, а при снижении нагрузки до 90 - 100 МВт ключом останова турбины отключить ее и проверить правильность срабатывания защит и блокировок.

2. При разгружении на скользящем давлении снижение нагрузки турбогенератора до 90 - 100 МВт выполнить вручную.

7.4.7. Убедиться в том, что стопорные клапаны турбины закрыты, а ГПЗ закрываются.

Снизить вакуум в конденсаторе до 0, 88 кгс/см² (около 650 мм рт. ст.). Проверить автоматическое отключение генератора от сети.

7.5. После останова блока выполнить следующие операции:

7.5.1. После обеспаривания системы промперегрева в случае присоединения ее сбросных трубопроводов к трубопроводам за ПСБУ закрыть задвижки СЗ-9.

7.5.2. Продуть линии впрысков котла обратным ходом.

7.5.3. Закрыть ВЗ, клапаны Др-3 и выпустить пар из пароперегревателя в конденсатор через ПСБУ, после чего ПСБУ закрыть.

7.5.4. В соответствии с требованиями ПТЭ провентилировать топку и газоходы котла, после чего отключить тягодутьевые машины и закрыть шиберы перед и за РВВ и перед дымососами.

7.6. После останова ротора турбины включить валоповоротное устройство и отключить электронасос системы регулирования; дренажи турбоустановки не открывать.

7.7. После выпуска пара из пароперегревателя и закрытия ПСБУ остановить подъемные насосы эжекторов и при снижении вакуума в конденсаторе до нуля прекратить подачу пара на уплотнения турбины и на деаэратор.

Остановить конденсатные и бустерные насосы.

7.8. Остановить циркуляционные насосы после снижения температуры выхлопного патрубка турбины до 55 °С.

7.9. Заключительные операции по останову блока выполнить в соответствии с указаниями местных инструкций по обслуживанию оборудования.

8. ОСТАНОВ БЛОКА С РАСХОЛАЖИВАНИЕМ ТУРБИНЫ (рис. 9)

8.1. Перед разгружением блока:

8.1.1. Выполнить операции в соответствии с пунктами 7.1.1 - 7.1.4.

8.1.2. Подать напряжение на приводы ВЗ, клапанов Др-1, задвижек СЗ-7, СЗ-8 и клапана Др-5.

8.1.3. Подать пар на обогрев фланцевого соединения корпуса ЦСД турбины.

8.2. Разгрузить блок с 300 до 240 МВт за 5 - 7 мин и далее со скоростью 2 МВт/мин до 180 МВт.

Рис. 9. Графин-задание останова блока с расхолаживанием турбины

Обозначения см. в приложении 8

При нагрузке 180 МВт выполнить следующие операции:

8.2.1. Закрыть ВЗ, включить регулятор давления среды перед ВЗ, отключить воздействие регулятора давления «До себя» на регулирующие клапаны турбины.

8.2.2. Закрыть задвижку СЗ-7, открыть задвижку СЗ-8 и включить регулятор давления воды в системе впрысков.

8.2.3. Деблокировать защиту, действующую при снижении температуры свежего пара.

8.2.4. Отключить воздействие регуляторов на регулирующие клапаны основных впрысков.

8.2.5. В соответствии с графиком-заданием снизить давление свежего пара за счет полного открытия регулирующих клапанов турбины и температуру свежего пара с 540 примерно до 470 °С. Снижение температуры свежего пара производить пусковыми впрысками (с периодическим изменением задания регуляторам), поддерживая их в диапазоне регулирования основными впрысками; при выходе из диапазона регулирования основных впрысков уменьшать расход топлива.

Правильность соотношения давление - температура контролировать по температуре пара в камере регулирующей ступени турбины, которая должна поддерживаться постоянной (около 435 °С).

8.3. Разгрузить блок со 180 до 90 МВт со скоростью 5 - 6 МВт/мин при открытых регулирующих клапанах турбины и постоянной температуре свежего пара.

8.4. В процессе разгружения блока с 300 до 90 МВт выполнить следующие операции:

8.4.1. При достижении на пылеугольных котлах предела устойчивой нагрузки топки включить подсветку мазутом (газом).

8.4.2. Проверить действие блокировок в соответствии с пунктами 7.3.1 - 7.3.3.

Примечание. Если блокировки в соответствии с пунктами 7.3.1 и 7.3.3 не задействованы, при нагрузке около 160 МВт перевести питание деаэратора с IV отбора турбины на коллектор собственных нужд блока.

8.4.3. При нагрузке около 150 МВт перейти с ПТН на ПЭН. Отключить один БН и по одному КЭН-I и КЭН-II.

8.4.4. Проверить автоматический перевод конденсата греющего пара ПВД № 8 и ПВД № 7 на ПНД № 4 (в конденсатор) и конденсата греющего пара ПНД № 2 в конденсатор.

8.5. В соответствии с графиком-заданием при нагрузке 90 МВт снизить температуру свежего пара с 470 до 325 °С. Температуру свежего пара регулировать в соответствии с п. 8.2.5.

8.6. Поддерживая температуру свежего пара постоянной (около 325 °С) продолжить снижение нагрузки турбины примерно до 15 МВт, постепенно прикрывая регулирующие клапаны турбины. Открытием клапана ПСБУ поддерживать давление свежего пара постоянным на уровне около 70 кгс/см². Включить в работу впрыски ПСБУ и в пароприемное устройство конденсатора.

При нагрузке 30 - 40 МВт перевести собственные нужды блока на резервный трансформатор.

8.7. Выдержать турбину при нагрузке 15 МВт не менее 1 ч для стабилизации теплового состояния ее корпуса. По окончании выдержки отключить систему обогрева фланцев и шпилек ЦСД.

8.8. При разгружении блока со 180 до 15 МВт в соответствии с графиком-заданием снизить температуру вторично перегретого пара с 540 до 310 °С с помощью пусковых впрысков (с периодическим изменением задания регуляторам), поддерживая их в диапазоне регулирования аварийными впрысками. При нагрузке менее 90 МВт аварийный впрыск должен быть отключен.

8.9. Остановить блок воздействием на ключи останова. Убедиться в том, что стопорные клапаны турбины закрыты, а ГПЗ закрываются.

Снизить вакуум в конденсаторе до 0, 88 кгс/см² (около 650 мм рт. ст.).

Проверить автоматическое отключение генератора от сети.

8.10. После останова блока выполнить операции в соответствии с пунктами 7.5.1, 7.5.2, отключить воздействие регуляторов на клапаны Др-1, плавно открыть клапаны Др-1 и ПСБУ.

8.11. Заключительные операции по останову блока выполнить в соответствии с пунктами 7.5.4, 7.6 - 7.9.

9. ОСТАНОВ БЛОКА С РАСХОЛАЖИВАНИЕМ КОТЛА И ПАРОПРОВОДОВ (рис. 10)

9.1. Выполнить подготовительные операции, разгружение и останов блока в соответствии с пунктами 7.1 - 7.6 со следующими изменениями и дополнениями:

9.1.1. Не подавать напряжение на приводы клапанов Др-3.

9.1.2. Разгружение блока проводить при постоянном давлении пара - номинальном или, если блок работал в зоне скользящего давления, исходном перед разгрузкой со скоростью, указанной в пунктах 7.2 и 7.2.1.

9.1.3. Не проводить операцию по п. 7.5.3.

9.1.4. Отключить воздействие регулятора и закрыть клапан греющего пара деаэратора.

9.2. Закрыть ВЗ, проверить открытие клапанов Др-1 и Др-3 и приступить к расхолаживанию котла и паропроводов выпуском пара через дренажи перед ГПЗ. Регулирующий клапан на дренажах перед ГПЗ (РКД) открывать ступенчато в соответствии с графиком-заданием.

9.3. После снижения температуры свежего пара примерно до 420 °С:

9.3.1. Включить ПЭН на рециркуляцию, с помощью гидромуфты установить давление за ПЭН 270 - 280 кгс/см².

Рис. 10. График-задание расхолаживания котла и паропроводов

Обозначения см. в приложении 8

9.3.2. Открыть РПК на 10 - 15 % по УП и задвижку питательного байпаса с шайбовым набором Ш-1, с помощью РПК установить расход воды в котел по 30 - 40 т/ч на поток (по растопочным водомерам).

9.3.3. За счет частичного прикрытия РКД повысить давление пара за котлом примерно до 140 кгс/см².

9.3.4. При снижении давления в деаэраторе до 0, 5 кгс/см² подать пар в деаэратор из коллектора собственных нужд блока и установить давление 0, 2 - 0, 5 кгс/см²; включить регулятор давления.

9.4. При температуре среды за котлом 300 - 320 °С полностью открыть РКД, увеличить расход воды до 60 - 80 т/ч на поток, открыть газовые шиберы перед и за РВВ и перед дымососами, включить тягодутьевые машины и продолжать расхолаживание котла и паропроводов до температуры питательной воды.

9.5. Посла окончания расхолаживания котла и паропроводов произвести следующие операции:

9.5.1. Прекратить подачу воды в котел, остановив ПЭН. Закрыть РПК и задвижку на питательном байпасе с шайбовым набором Ш-1.

9.5.2. Остановить бустерный насос и прекратить подачу пара в деаэратор.

9.5.3. Остановить подъемные насосы эжекторов и при снижении вакуума в конденсаторе до нуля прекратить подачу пара на уплотнения турбины. Остановить конденсатные насосы.

9.5.4. Остановить циркуляционные насосы, если температура выхлопного патрубка турбины менее 55 °С.

9.5.5. Сдренировать котел.

9.5.6. Вентиляцию котла продолжить до начала ремонтных работ.

9.5.7. Выполнить заключительные операции по останову блока в соответствии с указаниями местных инструкций по обслуживанию оборудования.