РД 34.30.310-83 Методичні вказівки з перевірки та випробовувань автоматичних систем регулювання і захистів парових турбін (МУ 34-70-062-83, СО 153-34.30.310)

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ 
ПО ПРОВЕРКЕ И ИСПЫТАНИЯМ АВТОМАТИЧЕСКИХ 
СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТ ПАРОВЫХ ТУРБИН

 РД 34.30.310
МУ 34-70-062-83
(СО 153-34.30.310)

ОРГРЭС
Москва
1991

 

РАЗРАБОТАНЫ Московским головным предприятием ПО «Союзтехэнерго», предприятием «Южтехэнерго», ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского при участии ПОТ ЛМЗ им. ХХII съезда КПСС

ИСПОЛНИТЕЛИ Ф.Ю. ГЛАЗЕР (Южтехэнерго), М.Н. МАНЬКИН (МГП «Союзтехэнерго»), В.В. ЛЫСКО (ВТИ), М.С. ФРАГИН (ПОТ ЛМЗ им. ХXII съезда КПСС)

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 16.12.83 г.

Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ

Срок действия установлен с 01.06.84 г. до 31.12.94 г.

Настоящие Методические указания разработаны в соответствии с требованиями ПТЭ, руководящими документами Государственной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей Минэнерго СССР и указаниями заводов-изготовителей паровых турбин, с учетом опыта эксплуатации и испытаний систем автоматического регулирования и защиты паровых турбин и выпускаются взамен «Руководящих указаний по проверке систем регулирования основных типов паровых турбин» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973).

Методические указания распространяются на персонал специализированных наладочных и ремонтных организаций Минэнерго СССР, служб наладки РЭО и ПЭО, цехов наладки, турбинного и котлотурбинного цехов тепловых и атомных электростанций.

Методические указания устанавливают общий порядок организации и проведения испытаний автоматических систем регулирования и противоразгонной защиты паровых турбин.

Методические указания не отменяют имеющихся указаний заводов-изготовителей паровых турбин по объему и методике эксплуатационного контроля и испытаний систем регулирования и защиты турбин их конструкций.

С выходом настоящих Методических указаний отменяются «Методические указания по проверке паровой плотности стопорных и регулирующих клапанов паровых турбин блочных электростанций. МУ 34-70-049-83» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983) и «Типовая инструкция по испытанию противоразгонной защиты паровых турбин. ТИ 34-70-015-83» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АБ - автомат безопасности

АП - автомат питания

АСР - автоматическая система регулирования

АУМТ - аварийное управление мощностью турбины

БМЗ - Брянский машиностроительный завод

БПУ - быстродействующее пропорциональное устройство

БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка

БРФ - блок релейной форсировки

РД - высокое давление

ВЗ - встроенная задвижка

ЕС - встроенный сепаратор

ГМН - главный масляный насос

ГПЗ - главная паровая задвижка

ЗАБ - золотник автомата безопасности

ЗРД - золотник регулятора давления

ЗРС - золотник регулятора скорости

ЗУ - защитное устройство

КОС ВД (НД) - клапан обратный серводвигательный высокого давления (низкого давления)

КИП - контрольно-измерительные приборы

КТЗ - Калужский турбинный завод

МТИ - манометр точного измерения

МУ - методические указания

МУТ - механизм управления турбины

НВ - неравномерность (условная единица управляющего воздействия, изменяющего электрическую нагрузку ТГ от номинальной до нуля)

НРТ - насос регулирования турбины

НСС - начальник смены станции

ОК - обратный клапан

ОМ - ограничитель мощности

ПА - противоаварийная автоматика

ПО ТМЗ (ТМЗ) - производственное объединение «Турбомоторный завод»

ПОАТ ХТЗ (ХТЗ) - производственное объединение атомного турбостроения «Харьковский турбинный завод»

ПОТ ЛМЗ - производственное объединение турбостроения «Ленинградский металлический завод»

ППТО - паропаровой теплообменник

ППГ, ППХ - паропровод горячего и холодного промперегрева соответственно

ПРД - поворотная регулирующая диафрагма

ПСБУ - пускосбросное устройство

ПСБУ-СН - пускосбросное устройство собственных нужд

РД - регулятор давления

РС - регулятор скорости

РК - регулирующий клапан

РКВД - регулирующий клапан высокого давления

РКСД - регулирующий клапан среднего давления

РОУ - редукционная охладительная установка

СД - среднее давление

СК - стопорный клапан

СКВД - стопорный клапан высокого давления

СКСД - стопорный клапан среднего давления

СРК - стопорно-регулирующий клапан

ТГ - турбогенератор

ЧВД, ЧСД, ЧНД - часть высокого, среднего и низкого давления соответственно

ЦВД, ЦСД, ЦНД - цилиндр высокого, среднего и низкого давления соответственно

ЭГП - электрогидравлический преобразователь

ЭГСР - электрогидравлическая система регулирования

ЭМП - электромеханический преобразователь

ЭЧСР - электрическая часть системы регулирования

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Требования к АСР турбин ТЭС и АЭС определяются руководящими документами и материалами Минэнерго СССР, Минэнергомаша и подчиненных им специализированных организаций [1 - 6].

1.2. Методики проверок и испытаний, включенные в МУ, разработаны в соответствии с существующими требованиями к устройству и эксплуатации АСР и защиты от разгона паровых турбин [1 - 7] и опытом эксплуатации АСР.

Основные их положения согласованы с заводами-изготовителями турбин.

1.3. Текущее состояние АСР и защиты турбин должно регулярно контролироваться по существующим методикам (или с применением имеющихся диагностических средств). Сроки и объемы проверок и испытаний АСР и защиты регламентированы ПТЭ, инструкциями заводов - изготовителей турбин и другими соответствующими руководящими материалами Минэнерго СССР и должны выдерживаться [2 - 6]. При этом следует руководствоваться указаниями документа, который предъявляет более жесткие требования к срокам или объемам испытания.

Если во время эксплуатации АСР или при испытаниях будут выявляться какие-либо недостатки в ее работе, сроки и объемы последующих испытаний необходимо назначать с учетом опыта эксплуатации и наладки АСР.

1.4. Объемы испытания АСР головных турбин, а также турбин после реконструкции, при которой изменена динамика АСР или турбины, назначаются с учетом требований п. 1.3, а также конструктивных особенностей новой системы. Испытания таких АСР проводятся по специальным рабочим программам, согласованным с заводом-изготовителем турбины или разработчиком проекта ее реконструкции.

1.5. Электрические системы регулирования паровых турбин должны испытываться по соответствующим инструкциям заводов-изготовителей этих систем.

1.6. Противоразгонная защита турбины обязана обеспечивать сохранность ТГ при самом опасном аварийном режиме - при мгновенном сбросе электрической нагрузки до нуля и отказе при этом АСР. Поэтому она должна быть всегда надежной, что должно обеспечиваться правильной ее эксплуатацией, своевременным ремонтом и испытаниями в регламентированные сроки.

1.7. Результаты испытаний и проверок защиты турбин должны записываться в оперативный журнал начальника смены турбинного (котлотурбинного) цеха и в специальный журнал инженера по регулированию (или назначенного специалиста турбинного цеха), а также в формуляры (карты измерений) узлов защиты.

Результаты испытаний АСР должны заноситься в формуляры узлов АСР и в журнал инженера по регулированию; экспериментальные зависимости должны оформляться в одной и той же принятой форме (например, по форме графиков, приложенных к заводской технической документации), что упрощает контроль текущего состояния АСР.

1.8. Выявленные испытаниями отклонения настройки АСР от требований ПТЭ или завода-изготовителя турбины должны устраняться немедленно или при первой возможности в зависимости от серьезности недостатка и имеющихся в этой части руководящих указаний или требований завода. При невозможности устранения недостатка ремонтом узлов АСР или средствами, рекомендуемыми заводской инструкцией по наладке, должен быть решен вопрос о допустимости дальнейшей эксплуатации турбины, а о выявленном дефекте сообщено заводу-изготовителю турбины.

Отклонение устройства, настройки и эксплуатации защиты турбины от имеющихся технических условий и требований (Минэнерго СССР, заводских) не допускается.

1.9. Испытания и проверки АСР и защиты турбин при выходе их из ремонта должны выполняться в следующей очередности:

1.9.1. На остановленной турбине:

а) опрессовать повышенным давлением системы снабжения АСР рабочей жидкостью;

б) проверить работу узлов системы снабжения АСР рабочей жидкостью;

в) визуально проверить действия защиты АСР;

г) снять статические характеристики узлов АСР и защиты;

д) измерить время закрытия стопорных и регулирующих органов парораспределения при воздействии на органы защиты турбины и на Б1-Ф;

е) измерить время МУТ;

ж) измерить время закрытия (посадки) серводвигателей КОС отборов пара.

1.9.2. При пуске турбины (при вращении ротора с малой частотой):

а) проверить плотность закрытия органов парораспределения и защиты (РК, СК, ПРД, приводов ОК и др.), разделительной диафрагмы ЧВД-ЧСД турбин К-160-130;

б) испытать астатические предохранительные клапаны промышленных регулируемых отборов пара и противодавления турбины.

При пуске после ремонта турбин атомных электростанций и электростанций с поперечными связями объемы работ по п. 1.9.2 выполняются на холостом ходу турбины.

1.9.3. При работе турбины на холостом ходу:

а) проверить закрытие (посадки) стопорных и регулирующих клапанов и выбег ротора турбины при воздействии на защиту дистанционно и по месту;

б) проверить плотность закрытия РК, СК и ПРД регулируемых отборов пара, если испытание не было проведено ранее (см. п. 1.9.3,а);

в) проверить работу бойков (колец) АБ маслом и повышением частоты вращения ротора;

г) испытать астатические промышленные предохранительные клапаны регулируемых отборов пара, если испытание не было проведено ранее (см. п. 1.9.2,б);

д) снять статические характеристики АСР;

е) измерить время закрытия РК, СК, ПРД, ОК с серводвигателями двухстороннего действия и малой подачи пускового насоса АСР.

1.9.4. При работе турбины под нагрузкой:

а) испытать статические предохранительные клапаны промышленных отборов пара и предохранительные клапаны теплофикационных отборов пара;

б) провести статические испытания АСР;

в) провести расхаживание РК и СК на полный ход, где это предусмотрено, или на частичный и оценку надежности расхаживания (по критериям инструкции);

г) испытать АСР мгновенным сбросом нагрузки (после монтажа или реконструкции турбины).

1.10. Все испытаний и проверки АСР и защиты (в том числе на остановленной турбине) должны производиться по рабочим программам, включающим в себя в общем случае:

- цели, режим и объем испытания;

- объем подготовительных работ: проверку с составлением протокола поправок и установку проверенных КИП, а также приспособлений;

- перечень временных подключений к цепям измерения ТГ, к свободным блок-контактам реле защит, блокировок и сигнализации;

- перечень технологических защит, подлежащих отключению и переводу на сигнал на время проведения испытания;

- перечень операций, обеспечивающих безопасность проведения опыта и достоверность его результатов;

- предельные значения контролируемых в опыте параметров (частота вращения ротора, давление рабочей жидкости в линиях АСР и защиты, давление свежего пара и в проточной части турбины, параметры тепломеханического состояния турбины), при которых дежурный персонал обязан самостоятельно принимать срочные меры, не ожидая указаний руководителя испытаний;

- количество и расстановку персонала при проведении испытаний, исходя из конструктивных и схемных особенностей турбоустановки и характера испытаний; действия персонала (в том числе самостоятельные) при возможных нарушениях режима работы оборудования, при отказах элементов защиты и регулирования турбины;

- указания инструкции завода-изготовителя, учитывающие особенности конструкции турбины, АСР и защиты;

- организационные положения;

- руководство испытанием (техническое и оперативное);

- мероприятия по технике безопасности (см. разд. 13).

Рабочие программы согласовываются с руководством КТЦ, ЦНИ, ЦТАИ, цеха наладки, электрического цеха и утверждаются главным инженером электростанции (дополнительно см. п. 1.4 и 9.1.4).

1.11. Настоящие МУ устанавливают общий порядок наиболее рациональных, эффективных и наименее опасных способов испытаний АСР и защиты паровых турбин при условии использования имеющихся на электростанциях и в специализированных наладочных организациях средств измерений (показывающих, регистрирующих, автоматических) в соответствии с [2 - 6]. Порядок каждого испытания представлен в виде краткого технологического перечня операций. При более сложных испытаниях кратко даются основные требования к испытываемому устройству и цель испытания. Справочные материалы (основные определения и понятия, средства измерения и параметры, подлежащие измерению при различных видах испытаний) и отдельные практические рекомендации приведены в приложения 1 - 13.

2. ПРОВЕРКА ПАРОВОЙ ПЛОТНОСТИ СТОПОРНЫХ И РЕГУЛИРУЮЩИХ КЛАПАНОВ ТУРБИН

2.1. Общие положения по проверке плотности клапанов

2.1.1. Паровую плотность клапанов блочных турбин проверяют или в процессе останова блока или при его пуске, при давлении пара в конденсаторе не более 8 кПа (0,08 кгс/см²), расчетном давлении газа в системе охлаждения генератора и нормальном эксплуатационном давлении пара в коллекторе концевых уплотнений ротора турбины и при контроле параметров тепломеханического состояния турбины.

2.1.2. Плотность каждой группы клапанов блочных турбин (СКВД, РКВД, СКСД, РКСД) определяют раздельно и оценивают по значению установившейся частоты вращения ротора n^оп при давлении пара перед закрытыми клапанами группы в пределах, указанных в табл. 1.

Таблица 1

Турбина	Давление пара (абс.) при проверке плотности клапанов, МПа (кгс/см2) перед клапанами
	СД		ВД
	Минимальное	Максимальное	Минимальное	Номинальное
К-160-130 ХТЗ*, К-200-130 ЛМЗ	1,1 (11)	2,9/2,4 (29/24)	6,5 (65)	13 (130)
К-300-240, К-500-240 ЛМЗ и ХТЗ, К-800-240 ЛМЗ	1,8 (18)	3,5 (35)	8,0 (80)	24 (240)
Т-250/300-240 ТМЗ	1,6 (16)	3,2 (32)	8,0 (80)	24 (240)
* Дополнительно см. разд. 2.4.

2.1.3. Плотность РКВД и РКСД турбин электростанций с поперечными связями, турбин АЭС и блочных турбин при их останове с номинальными параметрами пара проверяют при номинальном давлении пара перед клапанами и оценивают по критериям, установленным заводом-изготовителем турбины или ПТЭ. Плотность клапанов СД турбин блоков с однобайпасной пусковой схемой проверяется только при пуске блока. Плотность СРКСД турбин К-160-130 может проверяться и при останове и при пуске блока.

2.1.4. Плотность клапанов турбин, в АСР которых не предусмотрено независимое закрытие СК (при открытых РК), проверяют и оценивают по методикам и критериям завода-изготовителя турбины.

2.1.5. Оперативное руководство проверкой плотности клапанов осуществляет заместитель начальника турбинного цеха (КТЦ) при участии в испытании инженера по регулированию.

2.2. Подготовка к проверке плотности клапанов

2.2.1. Устанавливают поверенные манометры класса 1,0 для измерения давления свежего пара перед ГПЗ, СКВД, РКВД, в коллекторе концевых уплотнений турбины, в камерах регулируемых отборов пара, в конденсаторе турбины (приложение 3 и 4).

2.2.2. Сверяют с лабораторным частотомером показания тахометров и частотомеров, установленных на турбине и БЩУ для контроля частоты вращения ротора турбины, подготавливают ручной тахометр; проверяют состояние указателей положения СК, РК и ПСБУ.

2.2.3. Обеспечивают надежную оперативную связь между руководителем испытаний, находящимся на отметке обслуживания турбины, и БЩУ.

2.2.4. Расставляют по местам участвующий в испытаниях персонал и инструктируют его соответственно указаниям пп. 13.2, 13.4 и 13.6.

2.2.5. Отключают защиту, действующую на котел при закрытии СК.

2.2.6. Производят внеочередную запись параметров блока в суточную ведомость.

2.3. Проверка плотности клапанов турбины Т-100-130 ПО ТМЗ с блочной компоновкой ТЭЦ

2.3.1. Для проверки плотности клапанов при номинальном давлении свежего пара блок разгружают до холостого хода, выполняя операции по удержанию относительного расширения ротора в допустимых пределах, генератор отключают от сети; закрывают вентиль на соединительной (импульсной) линии РД, задвижки на линиях верхнего регулируемого и регенеративных отборов пара; отключают подогреватели сетевой воды (по сетевой воде и дренажам); убеждаются, что задвижки на всех линиях дренажей пара по тракту «СКВД - ЦНД» закрыты.

Порядок проверки следующий:

а) проверяют плотность ПРД, для чего после стабилизации режима блока при частоте вращения ротора турбины 3000 об/мин закрывают их, воздействуя на МЭО серводвигателя ЦНД и контролируя процесс подъема давления пара в камере нижнего отбора, тепломеханическое состояние турбины и другие параметры (см. пп. 2.2.1 и 2.2.2). Опыт прекращают открытием ПРД, когда давление пара в камере нижнего отбора достигнет 0,1 МПа (1 кгс/см²), и ПРД считают плотными;

б) проверяют плотность СКВД, для чего его закрывают расхаживающим устройством и контролируют выбег ротора и другие параметры (см. п. 2.3.1,а); СКВД считают плотным, если частота вращения ротора уменьшится до 700 об/мин;

в) проверяют плотность РКВД, для чего при частоте вращения ротора 600 - 400 об/мин их закрывают с помощью МУТ полностью, а СКВД и ПРД оставляют открытыми. Контролируют выбег ротора и другие параметры; РКВД считают плотными, если частота вращения ротора уменьшится до 300 об/мин.

2.3.2. Для проверки плотности клапанов при пуске блока по типовой технологии режим его стабилизируют при частоте вращения ротора ТГ 600-700 об/мин и давлении свежего пара 6,5 МПа (65 кгс/см²). Готовят тепловую схему аналогично п. 2.3.1.

Проверяют сначала плотность клапанов, а затем ПРД по технологии, изложенной в пп. 2.3.1,б, в, а; СКВД и РКВД считают плотными, если частота вращения ротора снизится до 350 и 200 об/мин соответственно. Плотность ПРД оценивают по критерию п. 2.3.1,а.